託送供給等約款変更認可申請書

2023年12月１日

九州電力送配電株式会社

託送供給等約款変更認可申請書

契託制第 ７ 号
2 0 2 3 年 1 2月 １ 日

経済産業大臣 西 村

康 稔 殿

福岡市中央区渡辺通二丁目１番82号
九州電力送配電株式会社
代表取締役社長

廣 渡

健

次のとおり託送供給等約款の変更の認可を受けたいので，電気事業法
第 18条 第 １ 項 の 規 定 に よ り 申 請 し ま す 。

変

更

実

施

の

内

容

別紙

託送供給等約款のとおりであります。

期日2024 年４月１日

別紙

託 送 供 給 等 約 款

2024年４月１日 実施

九州電力送配電株式会社

託 送 供 給 等 約 款
目
Ⅰ

総

則

次

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-１

１

適

２

託送供給等約款の認可および変更

３

定

４

代表契約者の選任

５託送供給等に関する取扱い

６単位および端数処理

７

実

Ⅱ

用

義

施

細

Ⅰ-２

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-２‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-10‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-10‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-10‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅰ-12‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-１

目

契約の申込み‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

８

契 約 の 要 件

９検討および契約の申込み‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-６

10

契約の成立および契約期間‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-15

11

託送供給等の開始‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-17

12

供給準備その他必要な手続きのための協力

13

電気方式，電圧および周波数14‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-17‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-18

発電場所および需要場所‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-20

15

供給および契約の単位‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-23

16

承 諾 の 限 界‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-27

17

契約書の作成‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅱ-28‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-３

Ⅲ

料

金

18

料

19

接続送電サービス

20

臨時接続送電サービス

託送供給約款

金‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥
目−１

Ⅲ-33

21

予備送電サービス‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

22

系統連系受電サービス

23

発電量調整受電計画差対応電力

24

接続対象計画差対応電力

25

需要抑制量調整受電計画差対応電力

26‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-44
Ⅲ-47

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-52‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-53‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-54

給電指令時補給電力‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅲ-56

料金の算定および支払い‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-１

27

料金の適用開始の時期‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-１

28

検

日

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-１

29

料金の算定期間‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-３

30

計

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-４

31

電力および電力量の算定

32

損

Ⅳ

針

量

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-５

率‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-26

33

料 金 の 算 定‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-26

34

支払義務の発生および支払期日35

料金その他の支払方法

36

保

37

連

Ⅴ

失

証
帯

供

責

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-30‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-33

金

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-37

任

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅳ-39‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-１

給

38

託送供給等の実施‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-１

39

給電指令の実施等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-５

40

適正契約の保持等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-11

41

契 約 超 過 金‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-12

42

力 率 の 保 持‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-15

43

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施

44

託送供給等にともなう協力

託送供給約款

‥‥‥‥Ⅴ-16‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-17

目−２

45

託送供給等の停止‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

46

託送供給等の停止の解除

47

託送供給等の停止期間中の料金

48違‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-18
Ⅴ-20

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-20

金

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-20

49

損害賠償の免責‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-21

50

設 備 の 賠 償‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅴ-22

Ⅵ

約

契約の変更および終了‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅵ-１

51

契 約 の 変 更‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅵ-１

52

名 義 の 変 更‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅵ-２

53

契 約 の 廃 止‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅵ-３

54

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算Ⅵ-５‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅵ-９

55

解

56

契約消滅後の債権債務関係

Ⅶ約‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥
等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

受電方法および供給方法ならびに工事

Ⅵ-12‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-１

57

受電地点，供給地点および施設

58

架 空 引 込 線‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-３

59

地 中 引 込 線‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-４

60

連接引込線等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-６

61

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法

62

‥‥‥‥‥

Ⅶ-７

引込線の接続‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-７

63

計量器等の取付け‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-８

64

通信設備の施設‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-９

65

専用供給設備‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅶ-10

66

電流制限器等の取付け

託送供給約款

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

目−３

Ⅶ-12

Ⅷ

工事費の負担‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

67

受電地点への供給設備の工事費負担金

68

Ⅷ-１

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-１

受電用計量器等の工事費負担金‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-６

69

会社間連系設備の工事費負担金‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-７

70

供給地点への供給設備の工事費負担金

71

工事費負担金の申受けおよび精算72

供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-７‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-18

費用の申受け‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-20

73

臨 時 工 事 費‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-21

74

工事費負担金契約書の作成

Ⅸ

保

安

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅷ-22‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-１

75

保 安 の 責 任76

保安等に対する発電者および需要者の協力

77

調‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-１

査‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-２

78

調査等の委託‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-２

79

調査に対する需要者の協力

80

検査または工事の受託

81

自家用電気工作物‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-３‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-３‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

Ⅸ-３

附

則

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

附則-１

別

表

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

別表-１

託送供給約款

目−４

Ⅰ

１

適

総

則

用

当社が，小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業も
しくは電気事業法第２条第１項第５号ロにもとづき行なわれる電気の供給（ 以 下 「自己等への電気の供給」といいます。）の用に供するための託送供給または電気事業法第２条第１項第７号に定める電力量調整供給を行な
うときの料金および必要となるその他の供給条件は，この託送供給等約款（以下「この約款」といいます。）によります。
なお，この約款において託送供給および電力量調整供給とは，次のものをいいます。
(１)

託

送

供

給

次の接続供給および振替供給をいいます。
イ

接

続

供

給

当社が契約者から受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の当社の供給区域（福岡県，佐賀 県，長崎県，大分 県，熊本県，宮崎県 ，鹿児島県をいいま す。）内の 場所（会社間連系 点を除きます。）に おいて，契約者の小 売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を契約者に供給することをいいます。
ロ

振

替

供

給

当社が，契約者から小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の会社間連系点において，契約者に，その受電した電気の量に相当する量の電気を供給することをいいます。

託送供給約款

−Ⅰ-1−

(２)

電力量調整供給
次の発電量調整供給および需要抑制量調整供給をいいます。
イ

発電量調整供給
当社が発電契約者から，当社が行なう託送供給に係る小売電気事業，
一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，発電契約者に，発電契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。

ロ

需要抑制量調整供給
当社が需要抑制契約者から，特定卸供給の用に供するための電気（小売電気事業または特定送配電事業の供給の用に供するための電気
で，電気事業法施行規則第１条第２項第７号に定める特定抑制依頼によ ってえられた電気 に限ります。）を受 電し，当社が維持お よび運用
する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，需要抑制契約者に，需要抑制契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。

２

託送供給等約款の認可および変更(１)

この約款は，電気事業法第18条第１項の規定にもとづき，経済産業大臣の認可を受けたものです。

(２)

当社は，経済産業大臣の認可を受け，または経済産業大臣に届け出て，この約款を変更することがあります。この場合には，料金および必要となるその他の供給条件は，変更後の託送供給等約款によります。

３

定

義

次の言葉は，この約款においてそれぞれ次の意味で使用いたします。
(１)

契

託送供給約款

約

者

−Ⅰ-2−

この約款にもとづいて当社と接続供給契約または振替供給契約を締結
する小売電気事業者，一般送配電事業者，特定送配電事業者または自己等への電気の供給を行なう者をいいます。
(２)発 電 契 約 者
この約款にもとづいて当社と発電量調整供給契約を締結する者をいい
ます。

(３)

需要抑制契約者
この約款にもとづいて当社と需要抑制量調整供給契約を締結する者を
いいます。

(４)

発

電

者

小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電
気 の 供給の用に供す る電気（託送供給に 係る電気に限ります 。）を発電
または放電する者で当社以外の者をいいます。
(５)

需

要

者

契約者が小売電気事業または自己等への電気の供給として電気を供給する相手方となる者をいいます。
(６)

低

圧

標準電圧100ボルトまたは200ボルトをいいます。
(７)

高

圧

標準電圧6,000ボルトをいいます。
(８)

特

別

高

圧

標準電圧20,000ボルト以上の電圧をいいます。
(９)

受

電

地

点

当社が，託送供給に係る電気を契約者から受電する地点，発電量調整
供給に係る電気を発電契約者から受電する地点または需要抑制量調整供給に係る電気を需要抑制契約者から受電する地点をいいます。
(10)発

託送供給約款

電

場

所

−Ⅰ-3−

発電者が，発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場所をい
います。
(11)

供

給

地

点

当社が，託送供給に係る電気を契約者に供給する地点をいいます。
(12)

需

要

場

所

需要者が，契約者から供給された接続供給に係る電気を使用する場所をいいます。
(13)

会社間連系点
当社以外の一般送配電事業者または配電事業者が維持および運用する供給設備と当社が維持および運用する供給設備との接続点をいいます。

(14)

中

継

振

替

会社間連系点を受電地点とし，他の会社間連系点を供給地点とする振替供給をいいます。
(15)

地

内

振

替

発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点を受電地点とし，会社間連系点を供給地点とする振替供給をいいます。
(16)

発電量調整受電電力
発電量調整供給の場合で，受電地点において，当社が発電契約者から受電する電気の電力をいいます。

(17)

発電量調整受電電力量
受電地点において，当社が発電契約者から受電する発電量調整供給に係る電気の電力量をいいます。

(18)

発電量調整受電計画電力
発電量調整受電電力の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。

(19)

発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通託送供給約款

−Ⅰ-4−

知するものをいいます。
(20)

接続受電電力接続供給の場合で，受電地点において，当社が契約者から受電する電気の電力をいいます。

(21)

接続受電電力量
受電地点において，当社が契約者から受電する接続供給に係る電気の電力量をいいます。

(22)

接続供給電力供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力をいいます。

(23)

接続供給電力量
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力量をいいます。

(24)

接続対象電力接続供給電力を損失率で修正した値をいいます。

(25)

接続対象電力量
接続供給電力量を損失率で修正した値をいいます。

(26)

接続対象計画電力
接続対象電力の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものを
いいます。

(27)

接続対象計画電力量
接続対象電力量の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。

(28)

需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整供給の場合で，受電地点において，当社が需要抑制契
約者から受電する電気の電力をいいます。

託送供給約款

−Ⅰ-5−

(29)

需要抑制量調整受電電力量
受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する需要抑制量調
整供給に係る電気の電力量をいいます。

(30)

需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電電力の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。

(31)

需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。

(32)

ベースライン
需要抑制量調整供給を行なう場合の基準となる電力量で，需要抑制契
約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。

(33)

損

失

率

接続供給における受電地点から供給地点に至る電気の損失率をいいま
す。
(34)

契

約

電

力

契約上使用できる最大電力（キロワット）であって，接続送電サービ
ス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力および予備送電サービス契約電力をいいます。
(35)

契

約

電

流

契約上使用できる最大電流（アンペア）であって，接続送電サービス
契約電流および臨時接続送電サービス契約電流をいいます。
(36)

契

約

容

量

契約上使用できる最大容量（キロボルトアンペア）であって，接続送電サービス契約容量および臨時接続送電サービス契約容量をいいます。
(37)

契約受電電力
受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値

託送供給約款

−Ⅰ-6−

（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値（発電量調整供給においては，同時最大受電電力をこえないものといたします。）をいいます。
(38)

同時最大受電電力
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点における最大電力（キロワット）で，発電契約者または発電者と当社との協議により発電場所
ごとにあらかじめ定めた値をいいます。
(39)

最大連系電力等
低圧で受電する場合は，発電量調整受電電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で受電する場合は，30分ごとの連系電力の最大値であって，計量器またはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および計量値が記録される付属装置（以下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。

(40)

最大需要電力等
低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，記録型等計量器により計量される値をいいます。

(41)

契約使用期間契約上使用できる期間をいいます。

(42)

発電バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）(18)イもしくはロに定める発電量調整受
電計画差対応補給電力量または31（電力および電力量の算定）(19)イもし
くはロに定める発電量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，発電契約者があらかじめ発電量調整供給契約において設定するものをいいます。

(43)

需要バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）(20)に定める接続対象計画差対応補給電

託送供給約款

−Ⅰ-7−

力量または31（電力および電力量の算定）(21)に定める接続対象計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，契約者があらかじめ接続供
給契約において設定するものをいいます。
(44)

需要抑制バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または31（電力および電力量の算定）(23)に定める需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，需要抑制契約者があらかじめ需要抑制量調整供給契約において設定するものをいいます。

(45)

電灯

白熱電球，けい光灯，ネオン管灯，水銀灯等の照明用電気機器（付属装置を含みます。）をいいます。
(46)

小

型

機

器

主として住宅，店舗，事務所等において単相で使用される，電灯以外の低圧の電気機器をいいます。ただし，急激な電圧の変動等により他の電気の使用者の電灯の使用を妨害し，または妨害するおそれがあり，電灯と併用できないものは除きます。
(47)

動

力

電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
(48)

契約負荷設備
契約上使用できる負荷設備をいいます。

(49)

契約主開閉器契約上設定されるしゃ断器であって，定格電流を上回る電流に対して電路をしゃ断し，需要者において使用する最大電流を制限するものをい
います。

(50)

定

期

検

査

電気事業法第54条および第55条第１項に定められた検査をいいます。

託送供給約款

−Ⅰ-8−

(51)

定

期

補

修

一定期間を限り定期的に行なわれる補修をいいます。
(52)

給

電

指

令

発 電者の発電設備お よび蓄電池（以下「 発電設備等」といい ます。）
もしくは会社間連系点の運用または需要者の電気の使用等について，当社から行なう指令をいいます。
(53)

昼

間

時

間

毎 日午前８時から午 後10時までの時間を いいます。ただし， 日曜日，
「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，４月30日，５月１日，５月２日，12月30日および12月31日の該当する時間を除きます。
(54)

夜

間

時

間

昼間時間以外の時間をいいます。
(55)

貿

易

統

計

関税法にもとづき公表される統計をいいます。
(56)

離島平均燃料価格算定期間
貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき離島平均燃料価格を 算 定 す る 場 合 の 期 間 と し ， 毎 年 １ 月 １ 日 か ら ３ 月 31日 ま で の 期 間 ，
２月１日から４月30日までの期間，３月１日から５月31日までの期間，
４月１日から６月30日までの期間，５月１日から７月31日までの期間，
６月１日から８月31日までの期間，７月１日から９月30日までの期間，
８月１日から10月31日までの期間，９月１日から11月30日までの期間，
10月１日から12月31日までの期間，11月１日から翌年の１月31日までの期間または12月１日から翌年の２月28日までの期間（翌年が閏年となる
場合は，翌年の２月29日までの期間といたします。）をいいます。

託送供給約款

−Ⅰ-9−

４

代表契約者の選任
自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，
１接続供給契約における契約者を複数とすることができます。この場合，当該接続供給契約においては１需要バランシンググループを設定するものとし，この約款に関する当社との協議および接続供給の実施に関する事項についての権限を複数の契約者全員から委任された契約者を，代表契約者
としてあらかじめ選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続きおよび協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。

５

託送供給等に関する取扱い
当社は，とくに必要となる場合を除き，当社の専用窓口を通じて，この約款の実施取扱いをいたします。この場合，当社は，託送供給または電力量調整供給の申込みおよび実施に際してえた情報については，託送供給，電力量調整供給または再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづく再生
可能エネルギー電気卸供給を実施する目的以外に使用いたしません。

６単位および端数処理
この約款において料金その他を計算する場合の単位およびその端数処理は，次のとおりといたします。
(１)

契約負荷設備の個々の容量の単位は，１ワットまたは１ボルトアンペ
アとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。

(２)

契約容量の単位は，１キロボルトアンペアとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。

託送供給約款

−Ⅰ-10−

(３)発電量調整受電電力，発電量調整受電計画電力，接続受電電力，接続
供給電力，接続対象電力，接続対象計画電力，需要抑制量調整受電電力，
需要抑制量調整受電計画電力，契約電力，契約受電電力，同時最大受電電力，最大連系電力等，最大需要電力等およびその他の電気の電力の単位は，次の場合を除き，１キロワットとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
イ

低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イまたは20（臨時 接続送電サービス ）(２)イ (ロ)を適用し た 場合に算定された値 が0.5キ
ロ ワット以下となる ときは，契約電力を 0.5キロワットとい たします 。

ロ

高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イを適用した場
合 に算定され た値が 0.5キロワッ ト未満 となるときは ，契約 電力を１キロワットといたします。

(４)

発電量調整受電電力量，発電量調整受電計画電力量，接続受電電力量，
接続供給電力量，接続対象電力量，接続対象計画電力量，需要抑制量調
整受電電力量，需要抑制量調整受電計画電力量，ベースライン，発電量調整受電計画差対応補給電力量，発電量調整受電計画差対応余剰電力量，接続対象計画差対応補給電力量，接続対象計画差対応余剰電力量，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量，需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力量，給電指令時補給電力量およびその他の電気の電力量の単位
は，１キロワット時とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。ただし，低圧で受電する場合の30分ごとの接続受電電力量および30分ごとの発電量調整受電電力量ならびに低圧で供給する場合の30分ごとの接続供給電力量の単位は，最小位までといたします。

(５)

力率の単位は，１パーセントとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。

(６)

料金その他の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

託送供給約款

−Ⅰ-11−

７

実

施

細

目

この約款の実施上必要な細目的事項は，そのつど契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
なお，当社は，必要に応じて，需要者と別途協議を行なうことがあります。

託送供給約款

−Ⅰ-12−

Ⅱ８

契 約 の 申 込 み

契 約 の 要 件
(１)

契約者が接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ

小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気が電力量調整供給に係るものまたは当社が供給する託送供給に供する電気であること。

ロ

接続供給の場合，契約者が需要者の需要の計画値に応じた電気の供給が可能であること。

ハ

振替供給の場合，契約者が営む小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または契約者が行なう自己等への電気の供給の用に供するためのものであること。

ニ

需要者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，別冊に定める系統連系技術要件（以下「系統連系技術要件」といいます 。）を遵守して， 当社の供給設備の状 況等を勘案して技術 上適当と認められる方法によって連系すること。

ホ

高圧または特別高圧で供給する場合は，契約者および需要者が当社からの給電指令にしたがうこと。

ヘ

契約者が，需要者にこの約款における需要者に関する事項を遵守させ，かつ，需要者がこの約款における需要者に関する事項を遵守する
旨の承諾をすること。

ト

需要者が他の契約者から電気の供給を受けることを当社が確認した場合は，契約者が，当社が契約者にあらかじめお知らせすることなく接続供給の実施に必要な需要者の情報を当該他の契約者に対し提供す託送供給約款

−Ⅱ-1−

る旨の承諾をすること。
チ

契約者および需要者が，当社が契約者および需要者にあらかじめお知らせすることなく発電量調整供給等の実施に必要な需要者の情報を
発電契約者および需要場所と同一の場所である発電場所の発電者または当社と再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法（ 以下「再生可能エ ネルギー特別措置法 」といいます。）第 ２条第５項 に定める特定契約 （以下「特定契約」 といいます。）もし くは再生
可能エネルギー特別措置法第２条の７に定める一時調達契約（以下「 一時調達契約」と いいます。）等を締 結する者に対し提供 する旨の承諾をすること。

リ

契約者が自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たすこと。
(イ)

契約者と同一の者である発電者の発電設備等が電気事業法第２条
第１項第５号ロに定める非電気事業用電気工作物であること。

(ロ)

契約者と同一の者でない発電者の発電または放電に係る電気も供給する場合は，当該発電者の発電設備等が契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者が維持および運用する非電気事業用電気工作物であること。

(ハ)

需要者が契約者と同一の者，または契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者である
こと。

(２)

発電契約者が発電量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ

発電契約者が発電量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。

ロ

発電者が発電または放電する電気が当社が行なう託送供給に係るものであること。

託送供給約款

−Ⅱ-2−

ハ

発電者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，系統
連系技術要件を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術上適当と認められる方法によって連系すること。

ニ

高圧または特別高圧で受電する場合は，発電契約者および発電者が当社からの給電指令にしたがうこと。

ホ

発電契約者が当社を代理して，発電者との間で，系統連系受電契約（ 発電量調整供給契 約にもとづき締結す る契約をいいます。）を締結
すること。

ヘ

発電契約者が，原則として，18（料金）(３)に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金を，34（支払義務の発生および支払期日）(４)に定める期日までの間，当社に代わり，発電者から受領し，当社があらかじめ定める支払いに関する期日までに当社へ引き渡す業務を受託すること。

ト

発電契約者が，35（料金その他の支払方法）(３)ロの場合を除き，18（料金）(３)に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金の支払い業務を発電者から無償で受託すること。

チ

発電者が系統連系受電契約の変更を発電契約者に申し出た場合，発電契約者が発電量調整供給契約の変更として当社へ申し出ること。

リ

当社が発電者との系統連系受電契約を解約する場合，発電契約者が，当該発電者の発電場所に係る発電量調整供給契約が変更されることを承諾すること。

ヌ

発電契約者が，発電者にこの約款における発電者に関する事項を遵守させ，かつ，発電者がこの約款における発電者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。
ただし，当社と特定契約を締結する発電者（発電契約者が発電者との間 で 電力受給に関す る契約を締結してい る場合を除きます。）および発託送供給約款

−Ⅱ-3−

電契約者と同一の者である発電者については，ホ，ヘ，ト，チおよびリの要件を除きます。
なお，当社は，発電契約者に対して，系統連系受電契約の締結または変更について，当社を代理する権利を付与いたします。
(３)

発電者が系統連系受電契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ

新たに系統連系受電契約を希望される場合または当該契約の内容に変更が生じる場合，発電者が当該契約の締結または変更について当社を代理する発電契約者に対して申し出ること。

ロ

発電者が発電または放電する電気が当社が行なう託送供給に係るもの（当社との特定契約に係る電気を除きます。）であること。

ハ

発電者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，系統
連系技術要件を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術的に適当と認められる方法によって連系すること。

ニ

高圧または特別高圧で受電する場合は，発電者が当社からの給電指令にしたがうこと。

ホ

発電者が，原則として，18（料金）(３)に定める発電者に係る料金，
延滞利息および契約超過金の支払い業務を発電契約者に委託すること。

ヘ

発電者が当該契約の消滅後に接続された電気を当社が無償で受電することについて承諾すること。
ただし，発電契約者と同一の者である発電者については，イおよびホの要件を除きます。
(４)

需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ

需要抑制契約者が特定卸供給を行なう事業を営む者で，次のいずれにも該当すること。

託送供給約款

−Ⅱ-4−

(イ)

需要者に対して，次のａおよびｂの事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
ａ

需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）ｂ(ロ)

需要抑制の実施頻度および時期(イ)によってえ ら れた100キロワット をこえる電気を供給 しようとするものであること。
(ハ)

電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制
および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。

(ニ)

需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。

(ホ)

需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。

ロ

需要抑制契約者が需要抑制量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。

ハ

需要者に係る接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスが電灯
定額接続送電サービスまたは電灯臨時定額接続送電サービスもしくは
動力臨時定額接続送電サービスでないこと。

ニ

需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が30（計量）(３)に該当しないこと。

ホ

需要抑制契約者が，需要者にこの約款における需要者に関する事項を遵守させ，かつ，需要者がこの約款における需要者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。

託送供給約款

−Ⅱ-5−

９検討および契約の申込み
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者が新たに発電量調整供給契約を希望される場合，発電者（当社と特定契約を締結する発電者〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）が新たに系統連系受電契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契約者から発電量調整
供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑制量調整供給の申込みをしていただきます。
(１)

受電側接続検討の申込み
イ

当社は，契約者または発電契約者から小売電気事業，一般送配電事
業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を受電（原則として高圧または特別高圧で受電する場合に限ります。また，接続供給または振替供給の場合は，受電地点が会社間連系点のとき に限ります。）す るにあたり，供給設 備の新たな施設また は変更に
つ いての検討（以下 「受電側接続検討」 といいます。）をい たします。
なお，他の接続供給契約もしくは振替供給契約または発電量調整供給契約等により既に連系されている受電地点については，受電側接続検討を省略することがあります。

ロ

契約者または発電契約者は，接続供給契約（受電地点が会社間連系
点 の場合に限ります 。）もしくは振替供 給契約（受電地点が 会社間連系 点の場合に限りま す。）または発電量 調整供給契約（発電 者から電気 を受電する場合に 限ります。）の申込 みに先だち，次の事 項を明らかにして，当社所定の様式により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(イ)

託送供給約款

接続供給の場合−Ⅱ-6−

ａ

契約者の名称ｂ

代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）

ｃ

当該接続供給に必要となる当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容

ｄ

接続受電電力の最大値および最小値ｅ

接続供給の開始希望日
なお，４（代表契約者の選任）により代表契約者を選任されたときは，代表契約者に対するすべての契約者の委任状をあわせて提出していただきます。
(ロ)

振替供給の場合ａ

契約者の名称ｂ

当該振替供給に必要となる当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容

ｃ

振替供給に係る受電電力の最大値および最小値

ｄ

供

ｅ

振替供給の開始希望日

(ハ)

給

地

点

発電量調整供給の場合
ａ

発電契約者の名称ｂ

発電者の名称，発電場所および受電地点ｃ

発電設備等の発電・放電方式，発電・放電出力および系統安定上必要な仕様ハｄ

発電量調整受電電力の最大値および最小値

ｅ

受電地点における受電電圧ｆ

発電場所における負荷設備および受電設備

ｇ

予備送電サービスの希望の有無

ｈ

発電量調整供給の開始希望日

検討期間および検討料

託送供給約款

−Ⅱ-7−

(イ)

当社は，原則として受電側接続検討の申込みから３月以内に検討結果をお知らせいたします。

(ロ)

当社は，１受電地点１検討につき22万円を検討料として，受電側接続検討の申込み時に発電契約者から申し受けます。ただし，次の場合には，検討料を申し受けません。
ａ

検討を要しない場合ｂ

受電側接続検討の回答後，他の発電契約者の契約の申込みにともなう連系予約（当該契約の申込みに係る発電設備等が送電系統へ連系され たもの と して取り扱 うこと を いいます。）によっ て送電系統の状況が変化した場合等，受電側接続検討の前提となる事
実関係に変動がある場合で，かつ，検討料を申し受けた受電側接続検討の回答日から１年以内に受け付けた受電側接続検討のとき。

(２)

供給側接続事前検討の申込み
イ

当社は，契約者が希望される場合に，契約者に小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を供給するにあたり，工事の要否および工事が必要な場合の当該工事の種別につい ての検討（以下「 供給側接続事前検討 」といいます。）を いたします。

ロ

契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，供給側接続事前検討の申込みをしていただきます。この場合，契約者への情 報開示に係る需要 者の承諾書（当社所 定の様式によります 。）をあわせて提出していただくことがあります。
(イ )需要者の名称，用途，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）および供給地点(ロ)

契約電力，契約電流または契約容量(ハ)

供給地点における供給電気方式および供給電圧(ニ)

負荷設備または主開閉器

託送供給約款

−Ⅱ-8−

(ホ)
ハ

接続供給の開始希望日および使用期間
負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画値を当社所定の様式により申し出ていただきます。
ニ

当社は，原則として供給側接続事前検討の申込みから２週間以内に検討結果をお知らせいたします。

(３)

需要抑制量調整供給事前検討の申込み
イ

当社は，需要抑制契約者が希望される場合に，特定卸供給の用に供する電気を受電するにあたり，工事の要否および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「需要抑制量調整供給事前検討」といいます。）をいたします。

ロ

需要抑制契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，需要抑制量調整供給事前検討の申込みをしていただきます。この場合，需要抑制契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。

ハ(イ)

需要抑制契約者の名称(ロ)

需要者の名称，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ハ)

需要抑制量調整供給の開始希望日
当社は，原則として需要抑制量調整供給事前検討の申込みから２週間以内に検討結果をお知らせいたします。
(４)

契約の申込み契約者は，(１)ロ(イ)または(ロ)の事項およびイまたはロの事項を，発電契
約者は，(１)ロ(ハ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，当社所定の様式により，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約

託送供給約款

−Ⅱ-9−

の申込みをしていただきます。この場合，８（契約の要件）(１)へおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が契約者に対し提供することに関する需要者の契約者に対する承諾書の写し，８（契約の要件）(２)
ホに定める要件を満たすことを証明する文書および８（契約の要件）(２)
ヌに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは８（契約の要件）(４)ホおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を当社が需要抑制契約者に対し提供することに関する需要者の需要抑制契約者に対する承諾書の写しをあわせて提出していただきます。ただし，発電契約者と発電者との間で締結する電力受給に関する契約等において，発電者が系統連系受電契約の締結について合意していることおよび発電者がこの約款に関する事項を遵守することを承諾していることが明らかな場合，契約者と需要者との間で締結する電力需給に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合または需要抑制契約者と需要者との間で締結する需要抑制に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事
項を遵守することおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を ，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該文書および承諾書の写しの提出を不要と判断するときは，当該文書および承諾書の写しの提出を省略することができるものといたします。
なお，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(１)リに定める要件を満たすことを証明する文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことの確認を行います。
また，発電量調整供給契約を希望される場合で，電力広域的運営推進

託送供給約款

−Ⅱ-10−

機関送配電等業務指針に定める保証金（以下「系統連系保証金」といい，その金額は電力広域的運営推進機関業務規程に定める方法により算定いたします。）を要するときは，系統連系保証金をお支払いいただき，かつ，電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定めるときは，当社と工事費負担金の補償に関する契約を締結のうえ，(１)の申込みに対する当社の回答日から１年以内（電源接続案件一括検討プ
ロセスにもとづき申込みをされる場合および海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律〔以下「再エネ海域利用法」といいます。〕第13条第２項第10号に規定する選定事業者〔以下「選定事業者」といいます。〕を発電者として申込みをされる場合を除きます。）に申込みをしていただくものとし，需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(４)イに定める要件を満たすことを証明する文書を提出していただきます。
イ

接続供給の場合(イ )需要者の名称，用途，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）および供給地点(ロ)

供給地点における供給電気方式および供給電圧(ハ)

需要場所における負荷設備，主開閉器，受電設備および発電設備
等(ニ)

契約電力，契約電流または契約容量(ホ)

契約受電電力(ヘ)

希望される接続送電サービス，臨時接続送電サービスまたは予備
送電サービスの種別(ト)

接続受電電力の計画値および接続供給電力の計画値(チ)

電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(リ)

託送供給約款

電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の−Ⅱ-11−

名称および販売量の計画値
(ヌ)

連

絡

体

制

(ル)

20（臨時接続送電サービス）を希望される場合の契約使用期間
なお，負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，

１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画
値を当社所定の様式により申し出ていただきます。
ロ

振替供給の場合(イ)

契約者の名称

(ロ)

連

(ハ)

当社が小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自

絡

体

制

己等への電気の供給の用に供する電気を振替供給する場合には，当該振替供給に係る当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容(ニ)ハ振替供給の開始希望日
発電量調整供給の場合(イ)

発電場所の受電地点特定番号および発電設備等に係る供給地点の供給地点特定番号(ロ)

契約受電電力および同時最大受電電力(ハ)

発電量調整受電計画電力(ニ)電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(ホ)

電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値

(ヘ)
ニ

連

絡

体

制

需要抑制量調整供給の場合

託送供給約款

−Ⅱ-12−

(イ)

需要抑制契約者の名称(ロ)

需要抑制量調整受電計画電力(ハ)

需要抑制を行なう場合の30分ごとの需要抑制量調整受電計画電力量に対応する，需要抑制の予定電力量（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合で，当該ベースラインにもとづく需要抑制量
調整受電計画電力量を設定するときは，需要場所ごとの需要抑制量
調整供給に係る需要抑制の予定電力量といたします。）の最小値(ニ)

需要抑制を行なう場合の30分ごとの販売計画の最小値(ホ)

需要者の名称および需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ヘ)

需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者の名称(ト)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる31（電力および電力量の算定）(14)イまたはロ(チ)

電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(リ)

電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ヌ)

需要抑制量調整供給の開始希望日

(ル)

連

絡

体

制

な お ， 需 要 抑 制 バ ラ ン シ ン グ グ ル ー プ ご と の (ト)の 算 定 方 法 と な る
31（電力および電力量の算定）(14)イまたはロのいずれかの適用を開始
した後１年間は同一の算定方法の適用を継続していただくものといた
します。
(５)

当社は，接続供給契約（受電地点〔会社間連系点の場合に限ります。〕に係る事項に限ります。）または振替供給契約について，当日等の利用分および翌日等の利用分に限り，(４)に定める様式以外で当社が指定した方法により契約者に申込みをしていただくことがあります。また，託送供給約款

−Ⅱ-13−

当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般 送 配電事業者の連 系線の利用に係る事 項を含みます。）に ついて，当社が指定した方法により契約者に提出していただくことがあります。この場合，当該申込み方法による申込みに係る託送供給の実施または受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる 事 項に関する契約 （以下「契約者に係 る基本契約」といい ます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，契約者に係る基本契約の契約期間は，契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作
成いたします。
(６)

当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の
一 般 送配電事業者の 連系線の利用に係る 事項を含みます。） について，当社が指定した方法により発電契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「発電契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，発電契約者に係る基本契約の契約期間は，発電契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，発電契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。

(７)

当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の
一 般 送配電事業者の 連系線の利用に係る 事項を含みます。） について，託送供給約款

−Ⅱ-14−

当社が指定した方法により需要抑制契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「需要抑制契約者に係 る 基本契約」とい います。）を当社と あらかじめ締結して いただきます。
なお，需要抑制契約者に係る基本契約の契約期間は，需要抑制契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，需要抑制契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
(８)

契約者，発電契約者，発電者および需要者が電圧または周波数の変動等によって損害を受けるおそれがある場合は，無停電電源装置の設置等必要な措置を講じていただきます。また，契約者，発電契約者，発電者
および需要者が保安等のために必要とする電気については，その容量を明らかにし，21（予備送電サービス）の申込みまたは保安用の発電設備の設置，蓄電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。

10

契約の成立および契約期間(１)

接続供給契約は，接続供給契約の申込みを当社が承諾したときに，振替供給契約は，振替供給契約の申込みを当社が承諾したときに，発電量調整供給契約は，発電量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，系統連系受電契約は，系統連系受電契約の申込みを当社が承諾したときに，需要抑制量調整供給契約は，需要抑制量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，それぞれ成立いたします。

(２)

契約期間は，次によります。
イ

接続供給の場合

託送供給約款

−Ⅱ-15−

(イ)

契約期間は，20（臨時接続送電サービス）を利用される場合を除き，接続供給契約が成立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。

(ロ)

契約期間満了に先だって接続供給契約の消滅または変更がない場
合は，接続供給契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。

(ハ)20（臨時接続送電サービス）を利用される場合の契約期間は，接続供給契約が成立した日から，あらかじめ定めた契約使用期間満了の日までといたします。

ロ

発電量調整供給の場合(イ)

契約期間は，発電設備等に係る供給地点において20（臨時接続送電サービス）が適用されている場合等特別の事情がある場合を除き，発電量調整供給契約または系統連系受電契約が成立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。

(ロ)

契約期間満了に先だって発電量調整供給契約もしくは系統連系受電契約の消滅または変更がない場合は，発電量調整供給契約または系統連系受電契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。

(ハ)

契約期間は，発電設備等に係る供給地点において20（臨時接続送電サービス）が適用されている場合等特別の事情がある場合，発電量調整供給契約または系統連系受電契約が成立した日から，発電契
約者または発電者と当社との協議により定めた日までといたします。

ハ

振替供給または需要抑制量調整供給の場合
契約期間は，振替供給契約または需要抑制量調整供給契約が成立した日から，契約者または需要抑制契約者の申込みにもとづき，契約者
または需要抑制契約者と当社との協議により定めた日までといたします。ただし，特別の事情がない限り，契約期間は，振替供給または需託送供給約款

−Ⅱ-16−

要抑制量調整供給の開始日から起算して１年未満とならないものとい
たします。

11

託送供給等の開始(１)

当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みを承諾したときには，
契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ託送供給または電力量調整供給の開始日を定め，供給準備その他必要な手続きを経たのち，すみやかに託送供給または電力量調整供給を開始いたします。

(２)

当社は，天候，用地交渉，停電交渉等の事情によるやむをえない理由
によって，あらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力量調整供給ができないことが明らかになった場合には，その理由を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせし，あらためて契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ，託送供給または電力量調整供給の開始日を定めて託送供給または電力量調整供給を開始いたします。

12

供給準備その他必要な手続きのための協力
契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者は，当該託送供給または電力量調整供給の実施にともない当社が施設または所有する供給設備の工事および維持のために必要な用地の確保等について協力していただきます。

託送供給約款

−Ⅱ-17−

13

電気方式，電圧および周波数(１)

受電電気方式は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。

低圧

交流単相２線式，交流単相３線式
または交流３相３線式

高圧または特別高圧

交流３相３線式

受電電圧(２)

供給電気方式は，供給電圧および接続送電サービス，臨時接続送電

サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
(３)

受電電圧は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，原則として，受電地点（１建物内の２以上の発電場所から共同引込線〔２以上の発電場所または需要場所に対して１引込みにより電気を受電または供給する
た め の引込線をいい ます。〕による１引 込みで電気を受電す る場合の受電 地 点は，発電場所 ごとに異なる地点と みなします。）にお ける契約受
電電力（発電場所における発電設備等，受電設備および負荷設備等を基準として，発電契約者と当社との協議により受電地点ごとに定めます 。）および予備送 電サービス契約電力 に応じて，次のとお りといたします。

50キロワット未満

契約受電電力標準電圧
100ボルトまたは200ボルト

50キロワット以上
標準電圧
2,000キロワット未満
2,000キロワット以上
標準電圧
10,000キロワット未満
10,000キロワット以上
標準電圧
50,000キロワット未満

6,000ボルト
20,000ボルト
60,000ボルト

50,000キロワット以上 標準電圧 100,000ボルト

託送供給約款

−Ⅱ-18−

予備送電サービ
ス契約電力

50キロワット以上
標準電圧
2,000キロワット未満
2,000キロワット以上
標準電圧
10,000キロワット未満
10,000キロワット以上
標準電圧
50,000キロワット未満

6,000ボルト
20,000ボルト
60,000ボルト

50,000キロワット以上 標準電圧 100,000ボルト(４)

供給電圧は，会社間連系点を供給地点とする場合を除き，接続送電

サービス，臨時接続送電サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
た だし，接続 送電サ ービス契約電 力が500キロワット未 満で ある場合（契約者が新たに供給地点への接続供給を開始される場合または需要場
所 に おける受電設備 を変更される場合等 に限ります。）は， 別表１（契約設備電力の算定）により定めた供給地点（１建物内の２以上の需要場
所に共同引込線による１引込みで電気を供給する場合の供給地点は，需要 場 所ごとに異なる 地点とみなします。）における契約設備 電力に応じて次のとおりといたします。

50キロワット未満
契約設備電力標準電圧
100ボルトまたは200ボルト

50キロワット以上 標準電圧

6,000ボルト

なお，１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯
別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスと動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとをあわせて契約する場合，契約設備電力の合計が50キロワッ
ト未満となるときの供給電圧は原則として標準電圧100ボルトまたは200ボルトとし，契約設備電力の合計が50キロワット以上となるときの供給
電 圧 は原則と して標 準電圧6,000ボルト といたします 。ただ し，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社

託送供給約款

−Ⅱ-19−

が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めたときは，契約
設 備 電力の合計が50キロワット以上であ っても，標準電圧100ボルトまた は 200ボルトとす ることがあります。 この場合，当社は， 需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
(５)

受電電圧については発電者に，供給電圧については需要者に特別の事情がある場合または当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，(３)または(４)に定める当該標準電圧より上位または下位の電圧で，受電または供給することがあります。

(６)

14

周波数は，標準周波数60ヘルツといたします。

発電場所および需要場所(１)

当社は，原則として，１構内をなすものは１構内を１発電場所または
１需要場所とし，これによりがたい場合には，イおよびロによります。
なお，１構内をなすものとは，さく，へい等によって区切られ公衆が自由に出入りできない区域であって，原則として区域内の各建物が同一
会計主体に属するものをいいます。ただし，複数の発電設備等を隣接した構内に設置する場合は，正当な理由がない限り，１構内をなすものとみなします。
イ

当社は，１建物をなすものは１建物を１発電場所または１需要場所とし，これによりがたい場合には，ロによります。
なお，１建物をなすものとは，独立した１建物をいいます。ただし，複数の建物であっても，それぞれが地上または地下において連結され，かつ，各建物の所有者および使用者が同一のとき等建物としての一体性を有していると認められる場合は，１建物をなすものとみなします。
また，看板灯，庭園灯，門灯等建物に付属した屋外電灯は，建物と同一の発電場所または需要場所といたします。

ロ

構内または建物の特殊な場合には，次によります。

託送供給約款

−Ⅱ-20−

(イ)

居住用の建物の場合
１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，次のいずれにも該当するときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発
電場所または１需要場所といたします。
ａ

各部分の間が固定的な隔壁または扉で明確に区分されていること。

ｂ

各部分の屋内配線設備が相互に分離して施設されていること。

ｃ

各部分が世帯単位の居住に必要な機能（炊事のための設備等）
を有すること。

(ロ)

居住用以外の建物の場合
１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，各部分の間が固定的な隔壁で明確に区分され，かつ，共用する部分がないときまたは各部分の所有者が異なるときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発電場所または１需要場所といたします。

(ハ)

居住用部分と居住用以外の部分からなる建物の場合
１建物に居住用部分と居住用以外の部分がある場合は，(ロ)に準ずるものといたします。ただし，アパートと店舗からなる建物等居住用部分と居住用以外の部分の間が固定的な隔壁で明確に区分されている建物の場合は，居住用部分に限り(イ)に準ずるものといたします。

(２)

隣接する複数の構内の場合で，それぞれの構内において営む事業の相互の関連性が高いときは，(１)にかかわらず，その隣接する複数の構内を
１発電場所または１需要場所とすることがあります。

(３)

道路その他公共の用に供せられる土地（(１)に定める構内または(２)に定め る 隣接する複数の 構内を除きます。） において，街路灯等 が設置されている場合は，その設置されている場所を１発電場所または１需要場所

託送供給約款

−Ⅱ-21−

といたします。
(４)(１)に定める１構内，(１)イに定める１建物，(２)に定める隣接する複数の構内または(３)に定める設置されている場所（以下「原需要場所等」といい ま す。）において ，災害による被害を 防ぐための措置，温 室効果ガス等の排出の抑制等のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない必要な設備を新たに使用する際に，当該設備が施設された区域または部 分 （以下「特例区 域等」といいます。）の契約者または発 電契約者からの申出がある場合で，次のいずれにも該当するときは，(１)，(２)または(３)にかかわらず，特例区域等を１発電場所または１需要場所といたします。
イ

次の事項について，原需要場所等から特例区域等を除いた区域または 部分（以下「非特 例区域等」といいま す。）の発電者また は需要者の承諾をえていること。
(イ)

非特例区域等について，(１)，(２)または(３)に準じて発電場所または需要場所を定めること。

(ロ)

当社が特例区域等における業務を実施するため，43（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，非特例区域
等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく
場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。

ロ

特例区域等と非特例区域等の間が外観上区分されていること。

ハ

特例区域等と非特例区域等の配線設備が相互に分離して施設されて
いること。

ニ

当社が非特例区域等における業務を実施するため，43（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく場合に託送供給約款

−Ⅱ-22−

は，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。
ホ

特例区域等を１発電場所または１需要場所とすることが社会的経済的事情に照らし不適当でなく，他の電気の使用者の利益を著しく阻害するおそれがないこと。

15

供給および契約の単位(１)

当社は，次の場合を除き，１需要場所について１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスを適用し，１電気方式，１引込みおよび１
計量をもって託送供給を行ない，１発電場所について１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電 者 との間で電力受 給に関する契約を締 結している場合を除 きます。〕
を 除 きます。）し， １電気方式，１引込 みおよび１計量をも って発電量調整供給を行ないます。
イ

１需要場所につき，(イ)および(ロ)の２臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合または次の１臨時接続送電サービス（(イ)および(ロ)の２
臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合は，２臨時接続送電
サ ービスといたしま す。）とこれ以外の １接続送電サービス （ロの場
合 は，２接続送電サ ービスといたします 。）とをあわせて契 約する場
合(イ)

電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスのうちの１臨時接続送電サービス(ロ)

動力臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時接続送電サービスのうちの１臨時接続送電サービス

ロ(ハ)

高圧臨時接続送電サービス(ニ)

特別高圧臨時接続送電サービス
電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する

託送供給約款

−Ⅱ-23−

場合で，次の２接続送電サービスをあわせて契約するとき。
(イ)

電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時
間帯別接続送電サービスおよび電灯従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス(ロ)

動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスおよび動力従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス

ハ

共同引込線による引込みで託送供給または発電量調整供給を行なう
場合

ニ

予備送電サービスをあわせて契約する場合

ホ

災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない，契約者または発電契約者からの申出がある場合で，当社が技術上，保安上適当と認めたとき。

ヘ(２)

その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合
接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者および需要場所について，１接続供給契約を結び，１需要バランシンググループを設定いたします。この場合，それぞれの需要場所は原則として１接続供給契約に属するものとし，また，当社は，原則として，１契約者に対して１接続供給契約を結びます。
なお，電気鉄道の場合で，負荷が移動するために同一送電系統に属す
る２以上の供給地点において常時電気の供給を受ける契約者が希望されるときは，その料金その他の供給条件について複数供給地点を１供給地点とみなすことがあります。
(３)

振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者
または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者（発電契約者が複数託送供給約款

−Ⅱ-24−

ある場合は，同一の一般送配電事業者または同一の配電事業者と発電量
調 整 供給契約を締結 するものといたしま す。）および１供給 地点（当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約ごとに１供給地点とみなします。）について，１振替供給契約を結びます。
(４)

発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（発電場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に 接 続するものとい たします。）および 発電バランシンググ ループについて，１発電量調整供給契約を結びます。また，当社は，当社が特定契約を締結している場合（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契 約 を締結している 場合を除きます。） を除き，原則として ，あらかじめ定めた発電場所について，１系統連系受電契約を結びます。
なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統運用上必要な調整機能を有す
る発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応する周
波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整電源 」 といいます。） に該当する発電場所 は，原則として１発 電バランシ
ンググループに属するものといたします。この場合，調整電源に該当す
る発電場所は，原則として発電場所ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。
また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー特別措置法
第２条第２項に定める再生可能エネルギー発電設備をいいます。ただし，
特定契約により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に 限 ります。）の受 電地点に係る発電場 所が発電バランシン ググループに含まれる場合は，次のとおりといたします。
イ

附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギ ー発電設備〕）(５)または (６)に該当する 場合で，インバランスリスク

託送供給約款

−Ⅱ-25−

単価（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕に定めるインバランスリスクに係る単価をいいます。）が異なる
再生可能エネルギー発電設備をあわせて使用されるときは，同一の特定契約に係って受電する電気のみに係る発電バランシンググループ（ 以下「特例発電バ ランシンググループ 」といいます。）に 含まれる
再生可能エネルギー発電設備に適用されるインバランスリスク単価が同一となるように特例発電バランシンググループを設定していただきます。
ロ

附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギ ー発電設備〕）(５)の適用を受ける再生 可能エネルギー発電 設備の受電地点に係る発電場所は，原則として発電量調整受電計画差対応補給
電力料金単価等が異なる複数のバランシンググループに属することはできないものといたします。

ハ

当社または特定送配電事業者の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する
場合，当社または特定送配電事業者の再生可能エネルギー電気卸供給
約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の再生可能エネルギー発電設備とが共に含まれないように発電バランシン
ググループを設定していただきます。この場合，再生可能エネルギー
電気卸供給約款に係る発電場所は，１発電量調整供給契約に属するものといたします。

(５)

需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需要場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給
設 備 に 接 続 す る も の と い た し ま す 。） お よ び 需 要 抑 制 バ ラ ン シ ン グ グ
ループについて，１需要抑制量調整供給契約を結びます。
なお，低圧で電気の供給を受ける需要場所および当社または当社の供託送供給約款

−Ⅱ-26−

給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する負荷設備であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応する
周波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整負荷 」 といいます。） に該当する需要場所 は，１需要抑制バラ ンシンググ
ループに属するものといたします。
また，需要抑制契約者が１需要抑制バランシンググループに係る需要場所を複数とすることを希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる31（電力および電力量の算定）(14)イまたはロが同一となる
ように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループに属することはできないものといたします。

16

承 諾 の 限 界
当社は，法令，電気の需給状況，供給設備の状況，用地事情ならびに料
金，この約款によって支払いを要することとなった料金以外の債務（延滞利息，保証金，契約超過金，違約金，工事費負担金その他この約款から生ずる金銭債務〔以下「料金以外の債務」といいます。〕といたします。）および当社と締結する他の契約にもとづく料金等の金銭債務の支払状況その他によってやむをえない場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量
調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みの全部または一部をお断りすることがあります。この場合は，その理由を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいたします。

託送供給約款

−Ⅱ-27−

17

契約書の作成当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者との間で，原則として託送供給または電力量調整供給の開始前に，託送供給または電力量調整
供給に関する必要な事項について，契約書を作成いたします。

託送供給約款

−Ⅱ-28−

Ⅲ

18

料

料

金

金

料金は，次のとおりといたします。
(１)

契約者に係る料金イ

契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，24（接続対象計画差対応電力）によって算定された接続対象計画差対応補給
電力料金および接続対象計画差対応余剰電力料金ならびに26（給電指令時補給電力）(１)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。

ロ

日程等別料金は，19（接続送電サービス）によって算定された接続
送電サービス料金，20（臨時接続送電サービス）によって算定された臨時接続送電サービス料金および21（予備送電サービス）によって算定された予備送電サービス料金（以下「送電サービス料金」といいます 。）のうち， (イ)，(ロ)，(ハ)，(ニ)または (ホ)に 定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「供給側料金算定日」といいます。）を合計して算定いたします。
(イ)

検

針

日

(ロ)

電灯定額接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス（以下「定額接続送電サービス」といいま す。） の場 合または 31（電 力お よび電力 量の算 定） (25)の 場
合，その供給地点の属する検針区域の検針日(ハ)電灯臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時定額接続送電サー
ビスで応当日（その供給地点を新たに設定した日に対応する日をいいます。）にもとづき料金算定期間を定める場合，応当日(ニ)託送供給約款

契約者が供給地点を消滅させる場合，消滅日（特別の事情があり，−Ⅲ-1−

その供給地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ホ)31（電力および電力量の算定）(29)の場合，電力量または最大需要電力等が協議によって定められた日(２)

発電契約者に係る料金
発 電 契 約 者 に 係 る 料 金 は ， 23（ 発 電 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 電 力 ） によって算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量
調整受電計画差対応余剰電力料金ならびに26（給電指令時補給電力）(２)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。

(３)

発電者に係る料金イ

発電者に係る料金は，ロによって算定された系統連系受電サービス
料金といたします。

ロ

系統連系受電サービス料金は，22（系統連系受電サービス）によって，(イ)，(ロ)または (ハ)に定める日（以下「受電側料金算定日」といいます。）に算定いたします。
(イ)

検

針

日

(ロ)

発電契約者が受電地点を消滅させる場合，消滅日（特別の事情があり，その受電地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ハ)31（電力および電力量の算定）(29)の場合，電力量または最大連系
電力等が協議によって定められた日
ただし，その１月の発電設備等に係る供給地点における供給側料金

算定日が受電側料金算定日の翌日以降となる場合は供給側料金算定日
を受電側料金算定日といたします。
(４)

需要抑制契約者に係る料金
需要抑制契約者に係る料金は，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）によって算定された需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金お託送供給約款

−Ⅲ-2−

よび需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金といたします。

19

接続送電サービス
(１)

適

用

範

囲

小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
(２)

接続送電サービス契約電力等
電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，接続送電サー
ビス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約
容量は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ

低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス契約電力が500キロワット未満となるとき。
(イ)

各月の接続送電サービス契約電力は，次の場合を除き，その１月の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。
ａ

新たに接続送電サービスを利用される場合は，料金適用開始の日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力は，その１月の最大需要電力等と料金適用開始の日から前月までの最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。ただし，新たに接続送電サービスを利用される前から引き続き当社の供給設備を利用される場合には，新たに接続送電サービスを利用される前の電気の供給は，接続送電サービス契約電力の決定上，接続送電サービスによって受けた供給とみなします。

ｂ

需要場所における受電設備を増加される場合等で，増加された日を含む１月の増加された日以降の期間の最大需要電力等の値がその１月の増加された日の前日までの期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値を上回るときは，託送供給約款

−Ⅲ-3−

その１月の増加された日の前日までの期間の接続送電サービス契
約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，その１月の増加された日以降の期間の接続送電サービス契約電力は，その期間の最大需要電力等の値といたします。
ｃ

需要場所における受電設備を減少される場合等で，１年を通じての最大需要電力等が減少することが明らかなときは，減少された日を含む１月の減少された日の前日までの期間の接続送電サー
ビス契約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，減少された日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力（減少された日を含む１月の減少された日以降の期間については，その期間の接続送電サー
ビス契約電 力とい た します。） は，需要 場所におけ る負荷 設 備および受電設備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値といたします。ただし，減少された日以降12月の期間で，その１月の最大需要電力等と減少された日から前月までの最大需要電力等のうちいずれか大きい値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合（減少された日を含む１月の減少された
日以降の期間については，その期間の最大需要電力等の値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合といたしま
す。）は， 接続送電 サービス契 約電力 は ，その上回 る最大 需 要電力等の値といたします。

(ロ)

低圧で供給する場合で，契約者が電灯または小型機器を使用する
需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときは，(イ)にかかわらず，次により，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス
契約容量（ ６キロ ボ ルトアンペ ア以上 と なるときに 限りま す 。）を託送供給約款

−Ⅲ-4−

定め，接続送電サービス契約電力に代えて適用いたします。
ａ

接続送電サービス契約電流(ａ)

接続送電サービス契約電流は，５アンペア，10アンペア，15アンペア，20アンペア，30アンペア，40アンペア，50アンペア
または60アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定め
ます。

(ｂ)

当社は，接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器その他の適 当な 装置（ 以 下「電 流制 限器等 」 といい ます。）を 取 り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等を取り付けないことがあります。

ｂ

接続送電サービス契約容量
接続送電サービス契約容量は，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。

(ハ)

低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約電力は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約
電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。
この場合，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。

託送供給約款

−Ⅲ-5−

(ニ)

(イ)の適用後１年に満たない場合は，(ロ)または(ハ)を適用いたしません。また，(ロ)または(ハ)の適用後１年に満たない場合は，(イ)を適用いたしません。

(ホ)

需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），
負荷設備または受電設備を変更される場合は，51（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。

ロ

高圧で供給する 場合で，接続送電サ ービス契約電力が500キロワッ
ト以上となるときまたは特別高圧で供給する場合
接続送電サービス契約電力は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。
なお，新たに接続送電サービスを利用される場合等で，接続供給の開始日からの１年を通じての最大の負荷で契約することが適当でないと認められるときは，接続供給の開始日から１年間に限り，段階的に接続送電サービス契約電力を増加できるものといたします。

ハイ(イ)により接続送電サービス契約電力を定めている供給地点について ， 最 大 需 要 電 力 等 が 500キ ロ ワ ッ ト 以 上 と な る 場 合 は ， 接 続 送 電
サービス契約電力をロによってすみやかに定めることとし，それまでの間の接続送電サービス契約電力は，イ(イ)によって定めます。

ニ

高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をあわせて供給するときの接続送電サービス契約電力は，イ，ロまたはハにかかわらず，当該不足電力の補給以外の供給分につき，イ，ロまたはハに準じて定めた値に，原則として，当該不足電力の補給の供給分につき，需要者の発電設備の容量を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
また，当該不足電力の補給以外の供給分についてイ(イ)に準ずる場合

託送供給約款

−Ⅲ-6−

で，需要場所における負荷設備または受電設備を変更されるときは，
51（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
なお，当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記
録を契約者から提出していただきます。
(３)

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および接続送電サービスの種別に応じて，次により算定いたします。ただし，１供給地
点につき２以上の接続送電サービスをあわせて契約する場合または１接続送電サービスにつき２以上の供給地点となる場合の接続送電サービス
料金は，接続送電サービスごとに算定いたします。
イ

低圧で供給する場合(イ)

電灯定額接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によって換算するものといたします。）が400ボルトアンペ
ア以下であるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流単 相２線 式標 準電 圧100
ボルトま たは200ボ ルトとい たし ます。 ただし， 特別 の事情 がある場合には，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。

ｃ

契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。

ｄ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，電灯料金および小型機器料金の合計

託送供給約款

−Ⅲ-7−

といたします。ただし，電灯料金または小型機器料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島
平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバー
サ ル サ ー ビ ス 調 整 ） (１)ヘ に よ っ て 算 定 さ れ た 離 島 ユ ニ バ ー サ ル
サービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別
表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

電
ⅰ

灯

料

金

電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおり
といたします。

10ワットまでの１灯につき３９円０９銭10ワットをこえ20ワットまでの１灯につき７８円１９銭20ワットをこえ40ワットまでの１灯につき１５６円３７銭

40ワットをこえ60ワットまでの１灯につき２３４円５５銭

60ワットをこえ100ワットまでの１灯につき３９０円９３銭

100ワットをこえる１灯につき100ワットまでごとに３９０円９３銭

ⅱ

ネオン管灯，けい光灯，水銀灯等は，管灯および付属装置を一括して容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算 する もの とい たしま す。） を算 定 し，そ の容 量に つき１ボルトアンペアを１ワットとみなして電灯料金を適用いた

託送供給約款

−Ⅲ-8−

します。
ⅲ

多灯式けい光灯等は，その合計によって容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。） を算定 し， そ の容量 につ き１ ボル トアン ペア を１ ワットとみなして電灯料金を適用いたします。

(ｂ)

小型機器料金
小型機器料金は，各契約負荷設備ごとにその容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）に応じ１月につき次のとおりといたします。

50ボルトアンペアまでの１機器につき50ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え 100ボ ル ト ア ン ペ ア
までの１機器につき100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え る １ 機 器 に つ き
50ボルトアンペアまでごとに
ｅその

１１６円７７銭
２３３円５３銭
１１６円７７銭

他

特別の事情がある場合は，契約者と当社との協議によって，(ロ)ａ(ｃ)，(ハ)ａまたは(ニ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，
電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合に限ります。）を適用することがあります。
(ロ)

電灯標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ)

託送供給約款

(２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合は接続−Ⅲ-9−

送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であり，(２)イ(ロ)ｂにより接続送電サービス契約容量を定める場合は接続
送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満
であること。
(ｂ)

１需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間
帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしく
は接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペア
および １キ ロボル ト アンペ アを １キロ ワ ットと みな します 。）
が原則として50キロワット未満であること。

(ｃ)

電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(ａ)および(ｃ)に該当し，かつ，(ｂ)の接続
送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロワット とみな し ます。）が50キロワ ット以上で あるも の についても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流単 相２線 式標 準電 圧100
ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび 200ボ ルト といたし ます 。ただ し，技術 上や むをえ ない
場合には ，交 流３相 ３線式標 準電 圧200ボルトと する ことが あります。

託送供給約款

−Ⅲ-10−

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ(２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

２２７円３８銭

ただ し， 接 続送 電 サ ービ ス契 約 電力 が0.5キ ロワ ッ トの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ(２)イ (ロ)に よ り 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 流 ま た は 接 続 送 電
サービス契約容量を定める場合

接 続送電サービス契約容量１キロボルトアン
ペアにつき託送供給約款

−Ⅲ-11−

１６２円２４銭

ただし，(２)イ(ロ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10アンペアを１キロボルトア
ンペアとみなします。また，接続送電サービス契約電流が５アンペアまたは15アンペアの場合の基本料金は，次のとおり
といたします。

接続送電サービス契約電流５アンペア

８１円１３銭接続送電サービス契約電流15アンペア

２４３円３６銭(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ハ)

７円８７銭

電灯時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ロ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流単 相２線 式標 準電 圧100
ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび 200ボ ルト といたし ます 。ただ し，技術 上や むをえ ない
場合には ，交 流３相 ３線式標 準電 圧200ボルトと する ことが あります。

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル

託送供給約款

−Ⅲ-12−

サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ(２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

２２７円３８銭

ただ し， 接 続送 電 サ ービ ス契 約 電力 が0.5キ ロワ ッ トの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ(２)イ (ロ)に よ り 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 流 ま た は 接 続 送 電
サービス契約容量を定める場合

接 続送電サービス契約容量１キロボルトアン
ペアにつき１６２円２４銭

ただし，(２)イ(ロ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10アンペアを１キロボルトア
ンペアとみなします。また，接続送電サービス契約電流が５託送供給約款

−Ⅲ-13−

アンペアまたは15アンペアの場合の基本料金は，次のとおり
といたします。

接続送電サービス契約電流５アンペア

８１円１３銭接続送電サービス契約電流15アンペア

２４３円３６銭(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ⅱ

夜

間

時

８円２６銭

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ニ)

７円４４銭

電灯従量接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ロ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流単 相２線 式標 準電 圧100
ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび 200ボ ルト といたし ます 。ただ し，技術 上や むをえ ない
場合には ，交 流３相 ３線式標 準電 圧200ボルトと する ことが あります。

ｃ

託送供給約款

接続送電サービス料金−Ⅲ-14−

接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き(ホ)

１１円５９銭動力標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ)

接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満で
あること。

(ｂ)

１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間
帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしく
は接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペア
および １キ ロボル ト アンペ アを １キロ ワ ットと みな します 。）
が原則として50キロワット未満であること。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供託送供給約款

−Ⅲ-15−

給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(ａ)に該当し，かつ，(ｂ)の接続送電サー
ビス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電
サービス契約電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（ こ の 場 合 ， 10ア ン ペ ア お よ び １ キ ロ ボ ル ト ア ン ペ ア を １ キ ロ
ワットとみ なしま す 。）が50キ ロワット 以上である ものに つ いても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流３ 相３線 式標 準電 圧200
ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

託送供給約款

基

本

料

金−Ⅲ-16−

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

ⅰ

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

５７１円４４銭

ただ し， 接 続送 電 サ ービ ス契 約 電力 が0.5キ ロワ ッ トの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(２)イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

ⅱ

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

３７９円２６銭

ただ し， 接 続送 電 サ ービ ス契 約 電力 が0.5キ ロワ ッ トの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ｃ)

そ

の

５円５８銭

他

接続供給電力量が僅少であるため計量できないことが見込まれる場合等特別の事情がある場合で，当社が適当と認めるときは，基本料金のみといたします。
ｄ

託送供給約款

その他−Ⅲ-17−

変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ヘ)

動力時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ホ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流３ 相３線 式標 準電 圧200
ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたしま

託送供給約款

−Ⅲ-18−す。
(２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

ⅰ

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

５７１円４４銭

ただ し， 接 続送 電 サ ービ ス契 約 電力 が0.5キ ロワ ッ トの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(２)イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

ⅱ

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

３７９円２６銭

ただ し， 接 続送 電 サ ービ ス契 約 電力 が0.5キ ロワ ッ トの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ⅱ

夜

間

時

５円８４銭

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ｃ)

そ

の

５円２９銭

他

接続供給電力量が僅少であるため計量できないことが見込まれる場合等特別の事情がある場合で，当社が適当と認めるとき
託送供給約款

−Ⅲ-19−

は，基本料金のみといたします。
ｄ

そ

の

他

変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ト)

動力従量接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ホ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流３ 相３線 式標 準電 圧200
ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

託送供給約款

−Ⅲ-20−

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ｄ

そ

の

１４円９５銭他

変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
ロ

高圧で供給する場合(イ)

高圧標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，か つ，2,000キ ロワッ ト未 満で ある 場合に 適用 いた しま す。
ただし，特別の事情がある場合で，契約者の希望があるときは，接続送電サービス契約電力が50キロワット未満である場合についても適用することがあります。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス

託送供給約款

−Ⅲ-21−

調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用 した 場合を 除きます 。）の 基本 料金は， 半額 といた します。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき(ｂ)

５５３円２８銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ロ)

２円６１銭

高圧時間帯別接続送電サービスａ

託送供給約款

適

用範囲−Ⅲ-22−

(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用 した 場合を 除きます 。）の 基本 料金は， 半額 といた します。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給

託送供給約款

−Ⅲ-23−

分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき(ｂ)

５５３円２８銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ⅱ

夜

間

時

２円７９銭

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ハ)

２円４０銭

高圧従量接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(イ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。

託送供給約款

−Ⅲ-24−

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ハ

１１円６８銭特別高圧で供給する場合(イ)

特別高圧標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

接続 送電 サー ビス 契 約電 力が 原則 とし て 2,000キロ ワッ ト以 上である場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上

託送供給約款

−Ⅲ-25−

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用 した 場合を 除きます 。）の 基本 料金は， 半額 といた します。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当託送供給約款

−Ⅲ-26−

該電気の使用は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき(ｂ)

４８２円０５銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ロ)

１円２７銭

特別高圧時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上ｃ

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユ

託送供給約款

−Ⅲ-27−

ニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用 した 場合を 除きます 。）の 基本 料金は， 半額 といた します。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき(ｂ)

４８２円０５銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。

託送供給約款

−Ⅲ-28−

ⅰ

昼

間

時

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ⅱ

夜

間

時

１円３４銭

間

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(ハ)

１円２１銭

特別高圧従量接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(イ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上ｃ

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたもの

託送供給約款

−Ⅲ-29−とし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調 整 ） (１)ロ に 定 め る 離 島 基 準 燃 料 価 格 を 上 回 る 場 合 は ， 別 表 ５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

１キロワット時につき

ニ

９円１６銭

力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，次のとおりといたします。
(イ)

力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前８時から午後10時までの時間における平均力率（瞬間力率が進み力率となる場合には，その瞬間力率は，100パーセントといたします。）といたします。この場合，平均力率は，別表６（平均力率の算定）によって算定された値といたします。
なお，まったく電気を使用しないその１月の力率は，85パーセン
トとみなします。

(ロ)

力率が，85パーセントを上回る場合は，その上回る１パーセント
につき，基本料金（(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該不足電力の補給以外の供給分に相当する基本料金といたします 。）を１ パーセント 割引し ， 85パーセン トを下 回 る場合
は，その下回る１パーセントにつき，基本料金（(２)ニによって接続
送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該不足電力の補給以外の託送供給約款

−Ⅲ-30−

供給分に相 当する 基 本料金とい たしま す 。）を１パ ーセント 割増しいたします。
ホ

そ
(イ)

の

他

接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

(ロ)

電灯時間帯別接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，
高圧時間帯別接続送電サービスまたは特別高圧時間帯別接続送電サービス（ 以下「 時 間帯別接続 送電サ ー ビス」とい います。）の適用後１年に満たない場合は，電灯標準接続送電サービス，動力標準
接続送電サービス，高圧標準接続送電サービスもしくは特別高圧標
準接続送電サービス（以下「標準接続送電サービス」といいます。）また は電灯従 量接続送電 サービ ス ，動力従量 接続送 電 サービ
ス，高圧従量接続送電サービスもしくは特別高圧従量接続送電サービス（以下 「従量 接 続送電サー ビス」 と いいます。）を適用 いたしません。また，従量接続送電サービスの適用後１年に満たない場合
は，標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスを適用いたしません。

(ハ)

時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスから標準接続送電サービスに変更された後１年に満たない場合は，時間帯別
接続送電サービスまたは従量接続送電サービスを適用いたしません。

(ニ)(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合は，使用開始の時刻と使用休止の時刻とをあらかじめ契約者から当社に通知していただ
きます。ただし，事故その他やむをえない場合は，使用開始後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。

(ホ)

託送供給約款

当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記録を−Ⅲ-31−

契約者から提出していただきます。
(４)

１年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合の取扱い
高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が昼間時間から夜間時間への負荷移行を行なった結果，１年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，(３)によって算定された金額からイによって算定された金額（以下「ピークシフト割引額」といいます。）を差し引いたものといたします。
イ

ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，１月につき次の式により算定された金額といたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サー
ビ スによって電気を 使用した場合を除き ます。）のピークシ フト割引
額は，半額といたします。
ピークシフト割引額＝次に定める割引単価×ロのピークシフト電力

ピークシフト電力
１キロワットにつきロ

高圧で供給する場合

４７０円２８銭

特別高圧で供給する場合

４０９円７５銭

ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約
電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，託送供給約款

−Ⅲ-32−

ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピーク
シフト電力を適正なものに変更していただきます。
ハ

１年を通じて夜間時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用した
ピークシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。

20

臨時接続送電サービス
(１)

適

用

範

囲

契約使用期間が１年未満の場合において，小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
ただし，毎年，一定期間を限り，反復使用するものには適用いたしません。
(２)

臨時接続送電サービス契約電力等
電灯臨時定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，臨時接続
送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続
送電サービス契約電力は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ

低圧で供給する場合(イ)

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
次のａまたはｂにより，臨時接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約容量（６キロボルトアンペア以上となる場
合に限ります。）を定めます。
ａ

臨時接続送電サービス契約電流(ａ)

託送供給約款

臨時接続送電サービス契約電流は，40アンペア，50アンペア−Ⅲ-33−

または60アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(ｂ)

当社は，臨時接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器
等を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が臨時接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等を取り付けないことがあります。

ｂ

臨時接続送電サービス契約容量(ａ)

臨時接続送電サービス契約容量は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって 換算 するも の といた しま す。） に 次の係 数を 乗じて え た
値といたします。ただし，差込口の数と電気機器の数が異なる
場合等特別の事情がある場合は，別表７（契約負荷設備の総容
量の算定）によって総容量を定めます。

最初の６キロボルトアンペアにつき

９５パーセント

次の14キロボルトアンペアにつき

８５パーセント

次の30キロボルトアンペアにつき

７５パーセント

50キロボルトアンペアをこえる部分につき

６５パーセント(ｂ)

契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約容量を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契
約容量は，(ａ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。

託送供給約款

−Ⅲ-34−

なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ロ)

契約者が動力を使用する需要者に供給する場合
次により，臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
ａ

臨時接続送電サービス契約電力は，契約負荷設備の各入力（出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によっ て換算 す るものとい たしま す 。）につい てそれぞ れ次の(ａ)の係数を乗じてえた値の合計に(ｂ)の係数を乗じてえた値といたします。ただし，電気機器の試験用に電気を使用される場合等
特別の事情がある場合は，その回路において使用される最大電流を制限できるしゃ断器その他の適当な装置を契約者または需要者に施設していただき，その容量を当該回路において使用される契約負荷設備の入力とみなします。この場合，その容量は別表３（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定し，(ｂ)の係数を乗じないものといたします。
(ａ)

契約負荷設備のうち最初の２台の入力につき最 大 の 入 力 次の２台の入力につきの も の か ら
上記以外のものの入力につき(ｂ)

１００パーセント９５パーセント
９０パーセント(ａ)によってえた値の合計のうち最初の６キロワットにつき

１００パーセント

次の14キロワットにつき

９０パーセント

次の30キロワットにつき８０パーセント

50キロワットをこえる部分につき

７０パーセント

託送供給約款

−Ⅲ-35−

ｂ

契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約電力を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契約電力は，ａにかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値
といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。

ロ

高圧または特別高圧で供給する場合
需要場所における負荷設備および受電設備の内容，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により供給地点ごとに臨時接続送電サービス契約電力を定めます。

(３)

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および臨時接続送電サービスの種別に応じて，次により算定いたします。
イ

低圧で供給する場合(イ)

電灯臨時定額接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によ って換 算 するものと いたし ま す。）が３ キロボル トア
ンペア以下であるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流単 相２線 式標 準電 圧100
ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルト
といたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相

託送供給約款

−Ⅲ-36−

２線式標準電圧200ボルトまたは交流３相３線式標準電圧200ボル
トとすることがあります。
ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷
設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算する
ものといた します。）によって １日に つ き次のとお りとい た しま
す 。 た だ し ， 別 表 ５ （ 離 島 ユ ニ バ ー サ ル サ ー ビ ス 調 整 ） (１)イ によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサ
ルサービス調整額を加えたものといたします。

総容量が50ボルトアンペアまでの場合
総 容 量 が 50ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え 100ボ ル ト ア ン ペ
アまでの場合総 容 量が100ボ ルト アンペアをこえ 500ボルトアンペ
アまでの場合100ボルトアンペアまでごとに
総 容 量 が 500ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え １ キ ロ ボ ル ト アンペアまでの場合
総容 量が１キロボルトアンペアをこえ ３キロボル トア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに
(ロ)

３円４７銭
６円９３銭
６円９３銭
６９円３４銭６９円３４銭電灯臨時接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合

託送供給約款

−Ⅲ-37−

で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ)

臨時接続送電サービス契約容量を定める場合は，臨時接続送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満で
あること。

(ｂ)
ｂ

電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。
供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流単 相２線 式標 準電 圧100

ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルト
といたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧200ボルトまたは交流３相３線式標準電圧200ボル
トとすることがあります。
ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準
燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ に よ っ て 算 定 さ れ た 離 島 平 均 燃 料 価 格 が 別 表 ５ （ 離 島 ユ ニ
バーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといた
します。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ(ａ)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の10パーセントを割増し

託送供給約款

−Ⅲ-38−

したものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ(ｂ)において適用される該当電力量料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。

(ハ)

動力臨時定額接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送電サービス契約電力が５キロワット以下であるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流３ 相３線 式標 準電 圧200
ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。

ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，次のとおりといたします。ただし，臨時 接続 送電サ ービス契 約電 力が0.5キロワ ットの 場合 の臨時接続送電サービス料金は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の該当料金の半額といたします。また，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島
平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバー
サ ル サ ー ビ ス 調 整 ） (１)ヘ に よ っ て 算 定 さ れ た 離 島 ユ ニ バ ー サ ル

託送供給約款

−Ⅲ-39−

サービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別
表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
臨 時接続送電サービス契約電力１キロワット
１日につき
ｄ

そ

の

９３円８６銭他

当社が適当と認める場合には，動力臨時接続送電サービスを適用することがあります。
(ニ)

動力臨時接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送
電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 が 原 則 と し て ５ キ ロ ワ ッ ト を こ え ， 50キ ロ
ワット未満であるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流３ 相３線 式標 準電 圧200
ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。

ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準

託送供給約款

−Ⅲ-40−

燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ に よ っ て 算 定 さ れ た 離 島 平 均 燃 料 価 格 が 別 表 ５ （ 離 島 ユ ニ
バーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといた
します。
(ａ)

基

本

料

金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)イ(ホ)ｃ(ａ)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)イ(ホ)ｃ(ｂ)において適用される該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。

ロ

高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，高圧臨時接続送電サービスといた
します。
(イ)

適

用

範

囲

臨時接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，かつ，2,000キロワット未満である場合に適用いたします。
(ロ)

供給電気方式および供給電圧
供給電 気方 式お よび 供給電 圧は ，交 流３ 相３線 式標 準電 圧6,000
ボルトといたします。

託送供給約款

−Ⅲ-41−

(ハ)臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計
といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された
離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平
均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス
調整額を加えたものといたします。
ａ

基

本

料

金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)において適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ｂ)において適用される
該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。

ハ

特別高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，特別高圧臨時接続送電サービスといたします。

託送供給約款

−Ⅲ-42−

(イ)

適

用

範

囲

臨時接 続送 電サ ービ ス契約 電力 が原 則と して2,000キ ロワ ッ ト以
上である場合に適用いたします。
(ロ)

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，臨時接続送電サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000キロワット未満臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000キロワット以上50,000キロワット未満
臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000キロワット以上(ハ)

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計
といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された
離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平
均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス
調整額を加えたものといたします。
ａ

基

本

料

金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)ハ(イ)ｃ(ａ)に託送供給約款

−Ⅲ-43−

おいて適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)ハ(イ)ｃ(ｂ)において適用される
該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。

ニ

力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，19（接続送電サービス）(３)ニに準じて適用いたします。

ホ

そ

の

他

臨時接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
(４)

そ

の

他

イ

当社は，原則として供給設備を常置いたしません。

ロ

契約使用期間満了後さらに継続して臨時接続送電サービスを利用することを希望される場合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間満了の日までが１年未満となるときは，臨時接続
送電サービスを適用いたします。

ハ

その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続
送 電 サ ー ビ ス ） に 準 ず る も の と い た し ま す 。 た だ し ， 19（ 接 続 送 電サービス）(４)は，適用いたしません。

21

予備送電サービス
(１)

適

用

範

囲

高圧または特別高圧で受電または供給する場合で，19（接続送電サー

託送供給約款

−Ⅲ-44−ビス）を利用される契約者または発電契約者が受電地点および供給地点
ごとに予備電線路の利用を希望される次の場合に適用いたします。
イ

予備送電サービスＡ
常時利用変電所から常時利用と同位の電圧で利用する場合

ロ

予備送電サービスＢ
常時利用変電所以外の変電所を利用する場合または常時利用変電所
か ら常時利用と異な った電圧（高圧また は特別高圧に限りま す。）で利用する場合(２)

予備送電サービス契約電力
予備送電サービス契約電力は，受電地点については当該受電地点における契約受電電力の値，供給地点については当該供給地点における接続
送電サービス契約電力の値（需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を行なう場合は，
原 則 として，当該不 足電力の補給の供給 分の値を除きます。）とし，受電地点および供給地点ごとに定めます。ただし，契約者または発電契約者に特別の事情がある場合で，契約者または発電契約者が契約受電電力
または接続送電サービス契約電力の値と異なる予備送電サービス契約電力を希望されるときの予備送電サービス契約電力は，発電場所における発電設備等の出力および負荷の実情ならびに需要場所における１年間を通じての最大の負荷等負荷の実情に応じて，契約者または発電契約者と当社との協議により，受電地点および供給地点ごとに定めます。この場
合の予備送電サービス契約電力は，原則として50キロワットを下回らないものといたします。

(３)

予備送電サービス料金
予備送電サービス料金は，供給地点ごとに，予備送電サービスの利用の有無にかかわらず，１月につき次のとおりといたします。
なお，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電

託送供給約款

−Ⅲ-45−

力量は，接続送電サービスによって使用した電気の電力量とみなします。
また，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サービ
スを利用される場合には，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用される電圧と同位の電圧とみなします。この場合，予備送電サービス契約
電力および予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，予備送電サービス料金および接続送電サービス料金の算定上，常時利用される
電圧と同位の電圧にするための損失補正率で修正したものといたします。
イ

予備送電サービスＡ

予備送電サービス契約電力 １ キロワットにつきロ

８４円６６銭特別高圧で供給する場合

６７円００銭予備送電サービスＢ

予備送電サービス契約電力 １ キロワットにつき(４)高圧で供給する場合

高圧で供給する場合

１０９円００銭

特別高圧で供給する場合

１０７円５０銭

力率割引および割増し
力率割引および割増しはいたしません。ただし，19（接続送電サービス）(３)ニの力率割引および割増しの適用上，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，原則として接続送電サービ
スによって使用した電気の電力量とみなします。

(５)

そ
イ

の

他

予備送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

ロ

受電地点の予備送電サービスは，他の発電量調整供給契約等と共用することができます。

ハ

契約者または発電契約者が希望される場合は，１受電地点または１

託送供給約款

−Ⅲ-46−

供給地点ごとに予備送電サービスＡと予備送電サービスＢとをあわせて利用することができます。
ニ

その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，接続供給の場合は，19（接続送電サービス）に準ずるものといたします。

22

系統連系受電サービス
(１)

適

用

範

囲

小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するために当社が受電する電気に適用いたします。ただし，当社との特定契約に係る電気には適用いたしません。
(２)系統連系受電課金対象電力
各月の系統連系受電課金対象電力は，次によって受電地点ごとに，発電バランシンググループごとに定めます。
イ

発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力といたします。

(ロ)(イ) 以 外 の 場 合系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力から発電設備等に係る供給地点におけるその１月の接続送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。

ロ

発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値といたし

託送供給約款

−Ⅲ-47−ます。
(ロ)(イ) 以 外 の 場 合発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。

ハイおよびロにおいて，系統連系受電課金対象電力の算定上，次のものについても接続送電サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ)

臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ)

接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流
10アンペア
ただ し， 接続 送電 サ ービ ス契 約電 流が ５ アン ペア の場 合は ， 0.5
キロワ ットと みなし ，15ア ンペア の場合 は，1.5キロ ワット とみ な
します。

(ハ)

接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量
１キロボルトアンペア(ニ)

電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契
約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）１キロボルトアンペア
ただし，電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量の端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(ホ)

附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット

託送供給約款

−Ⅲ-48−

(３)系統連系受電サービス料金
系統連系受電サービス料金は，受電地点ごとに，発電バランシンググ
ループごとに算定された基本料金および電力量料金の合計から系統設備
効率化割引額を差し引いたものといたします。
イ

基

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調
整 受電電力量等が零 であるときに限りま す。）の基本料金は ，半額といたします。
系統連系受電課金対象電力１キロワットにつき
ロ

８５円１０銭電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の発電量調整受電電力量によって算定いたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

ハ２３銭

系統設備効率化割引
系統設備効率化割引は，基幹系統設備効率化および送電ロス削減割
引 （以下「系統設備 効率化割引Ａ」とい います。）および特 別高圧系
統 設備効率化割引（ 以下「系統設備効率 化割引Ｂ」といいま す。）とし，受電地点ごとに，発電バランシンググループごとに，次により算
定いたします。
(イ)

適ａ

用
系統設備効率化割引Ａ
受電地点について当社が選定した変電所等（以下「連系変電所

託送供給約款

−Ⅲ-49−

等」とい います 。） が割引対 象変電 所等 （別表２ 〔系統 設備 効率化割引の対象変電所等〕(１)に定める割引区分Ａ−１，Ａ−２またはＡ−３ に該当 する 変電所等 といた しま す。）の場 合に適 用 いた
します。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。
ｂ

系統設備効率化割引Ｂ
低圧または高圧で受電する場合で，連系変電所等が割引対象変電所等（別表２〔系統設備効率化割引の対象変電所等〕(１)に定める割引区分Ｂ−１またはＢ−２に該当する変電所等といたします。）のときに適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたしま
す。

(ロ)

系統設備効率化割引単価
系統設備効率化割引単価は，ａの系統設備効率化割引Ａ単価およびｂの系統設備効率化割引Ｂ単価を合計した値といたします。
ａ

系統設備効率化割引Ａ単価
系統設備効率化割引Ａに係る単価とし，１月につき次のとおり
といたします。
(ａ)

受電電圧が標準電圧100,000ボルトをこえる場合

連系変電所等
別表２（系統設備効率化割引の対象変系 統 連 系 受 電 電所等）(１)の割引区分Ａ−１の場合
課 金 対 象 電 力 別表２（系統設備効率化割引の対象変
１ キ ロ ワ ッ ト 電所等）(１)の割引区分Ａ−２の場合につき別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−３の場合

託送供給約款

−Ⅲ-50−

単価

３８円５６銭
７円９３銭
３円９７銭

(ｂ)

(ａ) 以 外 の 場 合

連系変電所等
別表２（系統設備効率化割引の対象変系 統 連 系 受 電 電所等）(１)の割引区分Ａ−１の場合
課 金 対 象 電 力 別表２（系統設備効率化割引の対象変
１ キ ロ ワ ッ ト 電所等）(１)の割引区分Ａ−２の場合につき別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−３の場合ｂ単価

３８円５６銭
１５円８６銭７円９３銭

系統設備効率化割引Ｂ単価
系統設備効率化割引Ｂに係る単価とし，１月につき次のとおり
といたします。

連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつき(ハ)

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ｂ−１の場合
別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ｂ−２の場合

単価

３９円７４銭１６円３６銭系統設備効率化割引額
系統設備効率化割引額は，(２)の系統連系受電課金対象電力に(ロ)の系統設備効率化割引単価を乗じてえた金額といたします。ただし，まったく発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調 整受電電 力量等が零 であると きに限りま す。）の 系統設
備効率化割引額は，半額といたします。

ニ

そ

の

他

系統連系受電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

託送供給約款

−Ⅲ-51−

23

発電量調整受電計画差対応電力
(１)

適

用

発電バランシンググループにおいて，39（給電指令の実施等）(５)または(６)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(２)

発電量調整受電計画差対応電力
イ

発電量調整受電計画差対応補給電力
(イ)

適

用

範

囲

30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電
計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ロ)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(ハ)の発電量調整受電計画差対応補給
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ハ)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，一般送配電事業
託送供給等約款料金算定規則（以下「託送供給等約款料金算定規則」といいま す。） 第27条にもと づきイ ンバランス料 金とし て算定される金額に消費税等相当額（消費税法の規定により課される消費税および地方税法の規定により課される地方消費税に相当する金額をいいます。） を加 えた金額とし ，当社 が30分ごとに 設定す るもの
といたします。

ロ

発電量調整受電計画差対応余剰電力
(イ)

適

用

範

囲

30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電
計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入す

託送供給約款

−Ⅲ-52−

る電気に適用いたします。
(ロ)

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(ハ)の発電量調整受電計画差対応余剰
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ハ)

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される
金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

24

接続対象計画差対応電力
(１)

適

用

39（給電指令の実施等）(４)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(２)

接続対象計画差対応電力
イ

接続対象計画差対応補給電力
(イ)

適

用

範

囲

30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いた
します。
(ロ)

接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(ハ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ハ)

託送供給約款

接続対象計画差対応補給電力料金単価−Ⅲ-53−

接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ロ

接続対象計画差対応余剰電力
(イ)

適

用

範

囲

30分 ご と の 接 続 対 象 電 力 量 が ， そ の 30分 の 接 続 対 象 計 画 電 力 量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ)

接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(ハ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ハ)

接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。

25

需要抑制量調整受電計画差対応電力
(１)

適

用

需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(２)

需要抑制量調整受電計画差対応電力
イ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力
(イ)

適

用

範

囲

30分 ご と の 需 要 抑 制 量 調 整 受 電 電 力 量 が ， そ の 30分 の 需 要 抑 制
量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあ託送供給約款

−Ⅲ-54−

てるための電気に適用いたします。
(ロ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需 要 抑 制 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 補 給 電 力 料 金 は ， 30分 ご と の 需
要 抑 制 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 補 給 電 力 量 に (ハ)の 需 要 抑 制 量 調 整 受
電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ハ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給
等 約 款 料 金 算 定 規 則 第 27条 に も と づ き イ ン バ ラ ン ス 料 金 と し て 算
定 さ れ る 金 額 に 消 費 税 等 相 当 額 を 加 え た 金 額 と し ， 当 社 が 30分 ごとに設定するものといたします。

ロ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力
(イ)

適

用

範

囲

30分 ご と の 需 要 抑 制 量 調 整 受 電 電 力 量 が ， そ の 30分 の 需 要 抑 制
量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ)

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需 要 抑 制 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 余 剰 電 力 料 金 は ， 30分 ご と の 需
要 抑 制 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 余 剰 電 力 量 に (ハ)の 需 要 抑 制 量 調 整 受
電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ハ)

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給
等 約 款 料 金 算 定 規 則 第 27条 に も と づ き イ ン バ ラ ン ス 料 金 と し て 算
定 さ れ る 金 額 に 消 費 税 等 相 当 額 を 加 え た 金 額 と し ， 当 社 が 30分 ごとに設定するものといたします。

託送供給約款

−Ⅲ-55−

26

給電指令時補給電力(１)

契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ

適

用

範

囲

39（給電指令の実施等）(４)により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ロ

給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給
電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

ハ

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，31（電力および電力量の算定）(20)により30分ごとに算定された値といたします。

ニ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

(２)

発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ

適

用

範

囲

39（給電指令の実施等）(５)または(６)により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググルー
プに適用いたします。
ロ

給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給
電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

ハ

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，31（電力および電力量

託送供給約款

−Ⅲ-56−

の算定）(18)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ただし，39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，当社の電力系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合に出力の抑制を実施する
ことを前提として連系を行なった発電設備等（以下「ノンファーム電源 」といいます。） に対して出力の抑制 を実施したときは， 39（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限 ります。）に消費 税等相当額を加えた 金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社が指定する要件を有する発電設備等またはノンファーム電源以外の発電設備等（以下「ファーム電源 」といいます。） であって別途当社と 給電指令時補給電力 料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。

託送供給約款

−Ⅲ-57−

Ⅳ

27

料金の算定および支払い

料金の適用開始の時期
接続供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された接続供給の開始日から適用し，発電量調整供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された発電量調整供給の開始日から適用し，需要抑制量調整供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。ただし，接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給の準備着手前に接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給の開始延期の申入れがあった場合または契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者もしくは需要者のいずれの責めともならない理由によって接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給が開始されない場合は，あらためて契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定められた接続供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。

28

検

針

日

検針日は，次により，実際に検針を行なった日または検針を行なったものとされる日といたします。
(１)

検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社が受電地点または供給地点の属する検針区域に応じて定めた
毎 月 一定の日〔以下 「検針の基準となる 日」といいます。〕 および休日等を考慮して定めます。）に，各月ごとに行ないます。
な お，高圧で 受電す る場合で契約 受電電 力が500キロ ワット 以上のとき，高圧で供給する場合で19（接続送電サービス）(２)ロによって契約電力を定めるとき，または特別高圧で受電もしくは供給する場合の検針日

託送供給約款

−Ⅳ-1−

は，当社が検針日を定める場合を除き，実際に検針を行なった日にかかわらず，毎月１日といたします。
また，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場所にある場合の受電地点における検針日と供給地点における検針日は，原則として同一の日といたします。
(２)

発電者または需要者が不在等のため検針できなかった場合は，検針に伺った日に検針を行なったものといたします。

(３)

当社は，やむをえない事情のある場合には，(１)にかかわらず，当社があらかじめお知らせした日以外の日に検針を行なうことがあります。

(４)

当社は，次の場合には，(１)にかかわらず，各月ごとに検針を行なわないことがあります。
なお，当社は，ロの場合は，非常変災等の場合を除き，あらかじめ契約者または発電契約者の承諾をえるものといたします。
イ

契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日から，その直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日までの期間が短い場合

ロ(５)

その他特別の事情がある場合(３)の場合で，検針を行なったときは，当社があらかじめお知らせした

日に検針を行なったものといたします。
(６)(４)イの場合で，検針を行なわなかったときは，契約者または発電契約
者が受電地点または供給地点を新たに設定した日の直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日に検針を行なったものといたしま
す。

(７)(４)ロの場合で，検針を行なわなかったときは，検針を行なわない月については，当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。

託送供給約款

−Ⅳ-2−

29

料金の算定期間(１)

送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「供給側検針 期間」といいます 。）といたします。 ただし，契約者が供 給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の検針日の前日までの期間
または直前の検針日から消滅日の前日までの期間といたします。

ロ

高圧または特別高圧で供給する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日（接続供給の場合，電力量または最大需要電力等が記録型等計
量 器に記録される日 をいいます。）をお 知らせしたときは， イにかかわらず，前月の計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「供給 側計量期間」とい います。）といたし ます。ただし，契約 者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定
期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日ま
での期間または直前の計量日から消滅日の前日までの期間といたします。

ハ

定額接続送電サービスの料金または31（電力および電力量の算定）(25)の場合の送電サービス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。この場合，イにいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とすることがあります。

(２)系統連系受電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「受電側検針 期間」といいます 。）といたします。 ただし，発電契約者 が受電地点を新たに設定し，または受電地点を消滅させる場合の料金の算定期

託送供給約款

−Ⅳ-3−

間は，その受電地点を新たに設定した日から直後の検針日の前日までの期間または直前の検針日から消滅日の前日までの期間といたします。
ロ

高圧または特別高圧で受電する場合で，当社があらかじめ発電契約
者および発電者に計量日（発電量調整供給の場合，電力量または最大連 系電力等が記録型 等計量器に記録され る日をいいます。） をお知らせしたときは，イにかかわらず，前月の計量日から当月の計量日の前
日 までの期間（以下 「受電側計量期間」 といいます。）とい たします 。
ただし，発電契約者が受電地点を新たに設定し，または受電地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その受電地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日までの期間または直前の計量日から消滅日の前日までの期間といたします。

(３)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応
余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応
余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の算定期間は，毎月１日から当該月末日までの期間といたします。ただし，接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約が消滅した場合の料金の算定期間は，開始日から開始日の属する月の末日までの期間または契約が消滅した日の属する月の１日から消滅日の前日までの期間（特別の事情がある場合は，契約が消滅した日の属する月の１日から消滅日までの期間といたします。）といたします。

30

計
(１)

量
当社は，発電量調整受電電力量および最大連系電力等は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器により受電電圧と同位の電圧
で，接続供給電力量および最大需要電力等は，原則として，供給地点ご託送供給約款

−Ⅳ-4−

とに取り付けた記録型等計量器により供給電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点において他の発電量調整供給契約
等と同一計量する場合は，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を原則として38（託送供給等の実施）によりあらかじめ定められた
その30分に対する電力量の計画値および仕訳に係る順位にもとづいて仕
訳いたします。ただし，発電契約者から発電場所において発電契約者等の負担により，発電契約者等で取り付けた計量器により計量された発電設備等ごとの電力量にもとづく仕訳の申出がある場合で，当社が適当と認めるときは，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を当該受電地点における発電設備等ごとの計量器により計量された電力量にもとづいて仕訳することがあります。この場合，仕訳に必要となる発電設備等ごとの電力量は，契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
なお，30分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場合は，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
(２)

受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者または発電契約者および発電者にお知らせいたします。
なお，発電者への受電地点の計量の結果のお知らせは，発電契約者を通じて行ないます。

(３)

技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，計量器を取り付けないことがあります。

31

電力および電力量の算定(１)

発電量調整受電電力
発電量調整受電電力は，発電量調整供給の場合で，受電地点で計量された電力量の値を２倍した値とし，受電地点ごとに，30分ごとに，算定

託送供給約款

−Ⅳ-5−

いたします。
(２)

発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに，30分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。

ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，30分ごとに，受電地点で計量された電力量（受電地点が複数ある場合はその合計といたします。)といたします。

ハ系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに，30分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。
また，料金の算定期間の発電量調整受電電力量は，30分ごとの発電量調整受電電力量を，受電地点ごとに，料金の算定期間（ただし，発電契約者が受電地点を消滅させる場合は，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。

(３)

発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，(４)の発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

(４)

発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，次のとおりといたします。
イ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計
値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受
電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。

託送供給約款

−Ⅳ-6−

ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量 の計画値（受電地 点が複数ある場合は その合計といたしま す。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電
計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。

(５)

接続受電電力接続受電電力は，接続供給の場合で，(６)の接続受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

(６)

接続受電電力量
接続受電電力量は，30分ごとの(12)の接続対象計画電力量といたします。

(７)

接続供給電力接続供給電力は，(８)の接続供給電力量の値を２倍した値とし，供給地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。

(８)

接続供給電力量
接続供給電力量は，供給地点ごとに，30分ごとに，供給地点で計量された電力量といたします。ただし，特別高圧で常時利用される供給地点
で，高圧で予備送電サービスを利用される場合には，予備送電サービスに係る接続供給電力量は，供給地点で計量された電力量を常時利用される電圧と同位の電圧にするための損失補正率で修正したものといたします。
また，料金の算定期間の接続供給電力量は，30分ごとの接続供給電力
量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（契約者が供給地点を消滅させる 場 合は，直前の検 針日から消滅日まで の期間といたします 。）におい

託送供給約款

−Ⅳ-7−

て合計した値といたします。
なお，時間帯別接続送電サービスを適用する場合の料金の算定期間の時間帯別の接続供給電力量は，時間帯ごとに，30分ごとの接続供給電力
量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（契約者が供給地点を消滅させる 場 合は，直前の検 針日から消滅日まで の期間といたします 。）において合計した値といたします。ただし，19（接続送電サービス）(３)イ(ハ)および(ヘ)の場合におけるその１月の夜間時間帯の接続供給電力量は，その１月の接続供給電力量からその１月の昼間時間帯の接続供給電力量を差し引いたものといたします。
(９)

接続対象電力
接続対象電力は，(10)の接続対象電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

(10)

接続対象電力量
接 続 対 象 電 力 量 は ， 30分 ご と に ， イ ま た は ロ に よ っ て 算 定 さ れ た 値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）といたします。
イ

需要場所が需要抑制バランシンググループに属さない場合または需
要場所が需要抑制バランシンググループに属する場合で需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量が零となるときは，次の式により算定された値といたします。
１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。）

ロ

需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画
電力量が零を超える場合は，あらかじめ定めた(イ)または(ロ)により算定された値といたします。
(イ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)イを適用している
場合は，次のａまたはｂによって算定された値

託送供給約款

−Ⅳ-8−

ａ１ベースラインに係る需要場所を単一とする場合(ａ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回る場合
1
接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(32〔損失率〕に定める損失率といたします。)− 需要抑 制量調整 受電計画電力量(ｂ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画
電力量を差し引いた値と一致または需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(ｃ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインから需要抑制量調整受電
計画電力量を差し引いた値を下回る場合
１
接続供給 電力量 × ―――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。）ｂ

１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合(ａ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回る場合
当該需要場所に係る(ｄ)によって算定された値の合計値−需要抑制量調整受電計画電力量(ｂ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調
整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合

託送供給約款

−Ⅳ-9−

ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(ｃ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインから需要抑制量
調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
当該需要場所に係る(ｄ)によって算定された値の合計値(ｄ)(ａ)および(ｃ)にいう(ｄ)によって算定された値とは，次の式により算定された値といたします。
１
接続供給 電力量 × ―――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。）(ロ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)ロを適用している
場合は，次の式によって算定された値
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(11)

接続対象計画電力
接続対象計画電力は，(12)の接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

(12)

接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地
点 が 複数ある場合は その合計といたしま す。）で，契約者が あらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は,別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑
制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(２)のとおりといたします。

(13)

需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整受電電力は，(14)の需要抑制量調整受電電力量の値を２

託送供給約款

−Ⅳ-10−

倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(14)

需要抑制量調整受電電力量
需要抑制量調整受電電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する30分ごとの電力量で，需要場所ごとに，あらかじめ定めたイまたはロによって算定された値といたします。
イ

需要抑制量調整受電計画電力量を上限として，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する場合は，次の式によって算定された値(イ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正 した値 の 合計値とい たしま す 。）が，ベ ースライ ンを上回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝０(ロ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正 した値 の 合計値とい たしま す 。）がベー スライン と一致
またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量
調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから
需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝
1
ベースライン− 接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(32〔損失率〕に定める損失率といたします。)(ハ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損

託送供給約款

−Ⅳ-11−

失率で修正 した値 の 合計値とい たしま す 。）が，ベ ースライ ンから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量
ロ

イ以外の場合は，次の式によって算定された値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合，ベースラインから差し引く値は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）
需要抑制量調整受電電力量＝
1
ベースライン− 接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(32〔損失率〕に定める損失率といたします。)
ただし，上式の値が負となる場合，需要抑制量調整受電電力量は零といたします。

(15)

需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，(16)の需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(16)

需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該ベースラインにもとづく需要抑制量調整受電計画電力 量 と い た し ま す 。 ま た ， 別 表 12（ 需 要 抑 制 計 画 ・ 調 達 計 画 ・ 販 売 計
画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(３)のとおりといたします。
(17)

ベースライン

託送供給約款

−Ⅳ-12−

ベースラインは，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場
合の需要場所に係る供給地点で計量される接続供給電力量を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所ごと（15〔供給および契約の単位〕(１)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービ
ス ご と とい たし ま す 。） に， 需 要抑 制契 約者 が あら かじ め 電 力広 域 的運
営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。ただし，需要抑制契約者が１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該複数の需要場所に対して１ベースラインといたします。
(18)

発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，発電バランシンググループ
ごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(２)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(２)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電
計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，
次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値といたします。
(イ)(２)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量

託送供給約款

−Ⅳ-13−

(ロ)次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ａ

当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合

ｂ

39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ−１電制」といいます。）を実施したとき。

ｃ

39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。

ｄ39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施したとき。

(ハ)次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発託送供給約款

−Ⅳ-14−

電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（39〔給電指令の実施等〕(２)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調

託送供給約款

−Ⅳ-15−

整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｂ

ファーム電源に対して，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（39〔給電指令の実施等〕(２)ヘの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力

託送供給約款

−Ⅳ-16−

量とし，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｃ

ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，39（給電指令の実施等）(２)ヘの場
合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合

託送供給約款

−Ⅳ-17−

39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｄ39（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合

託送供給約款

−Ⅳ-18−

39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｅ39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，39（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

託送供給約款

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し−Ⅳ-19−

引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回り，かつ，39（給電指令の実施等）(２)
ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量を加えた値を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(ｃ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量に39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量を加えた値と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対

託送供給約款

−Ⅳ-20−

象電力量とし，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(19)

発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループ
ごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(２)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(２)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電
計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(２)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)ロにより通 知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実託送供給約款

−Ⅳ-21−

施し，給電指令時補給を行なった場合，39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合
で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バ
ランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量(20)

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(８)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量

託送供給約款

−Ⅳ-22−

＝接続対象電力量−接続対象計画電力量(21)

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(８)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量(22)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30分ごとの(14)の需要抑
制量調整受電電力量がその30分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制
量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電電力量

託送供給約款

−Ⅳ-23−

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として(14)ロを適用している場合で，30分ごとの(14)の需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量
接続供給電力量＋ ――――――――――――――――――――――――――――――――― −ベースライン｛１−損失率(32〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝(23)

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30分ごとの(14)の需要抑
制量調整受電電力量がその30分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)ロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電
力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量 − 需要抑制量調整受電計画電力量(24)定額接続送電サービスの適用を受ける場合の電力量は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量といたします。

(25)

定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合で，計量器を取り付けないときの電力量または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準とし託送供給約款

−Ⅳ-24−

て，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量または最大需要電力
等といたします。
(26)

28（検針日）(２)または(４)の場合で，検針を行なわなかったときの電力量，最大連系電力等または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。

(27)

15（供給および契約の単位）(１)において，１需要場所または１発電場所につき，複数計量をもって託送供給または発電量調整供給を行なう場
合で，特別の事情があるときは，その需要場所または発電場所における30分ごとの電力および電力量の算定は，計量器ごとに計量された電力および電力量をそれぞれ30分ごとに合計することがあります。

(28)

その他，電力量の算定を行なうために必要な事項については，あらかじめ契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって
定めます。

(29)

計量器の故障等により電力量，最大連系電力等または最大需要電力等を正しく計量できない場合には，電力量，最大連系電力等または最大需
要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた
値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。ただし，その１月の電力量の合計が計量できている場合で，30分ごとの電力量を正しく計量できないときまたは計量情報等を伝送することができないときは，30分ごとの電力量は，原則として，別表９（電力量の協定）(３)を基準として定め，その値を，受電地点または供給地点で計量された電力量といたします。

託送供給約款

−Ⅳ-25−

32

損

失

率

この約款で用いる損失率は，次のとおりといたします。

低圧で供給する場合

８．６パーセント

高圧で供給する場合

３．２パーセント特別高圧で供給する場合

１．３パーセント33

料 金 の 算 定
(１)

送電サービス料金，系統連系受電サービス料金，発電量調整受電計画
差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対
象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力料金および給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，料金の算定期間を「１月」として算定いたします。
イ

接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約もしく
は需要抑制量調整供給契約が消滅した場合

ロ

契約者が供給地点を新たに設定し，供給地点への接続供給を再開し，もしくは停止し，または供給地点を消滅させる場合

ハ

発電契約者が受電地点を新たに設定し，受電地点からの発電量調整
供給を再開し，もしくは停止し，または受電地点を消滅させる場合

ニ

接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約
電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，
臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電力，予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力，契約受電電力，同時最託送供給約款

−Ⅳ-26−

大受電電力等を変更したことにより，料金に変更があった場合
ホ29（料金の算定期間）(１)イの場合で，供給側検針期間の日数がその供給側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

ヘ

29（料金の算定期間）(１)ロの場合で，供給側計量期間の日数がその供給側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

ト29（料金の算定期間）(２)イの場合で，受電側検針期間の日数がその受電側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

チ29（料金の算定期間）(２)ロの場合で，受電側計量期間の日数がその受電側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

(２)

当社は，(１)ロからチまでの場合は，基本料金，定額接続送電サービスの料金，予備送電サービス料金，ピークシフト割引額および系統設備効率化割引額について，次の式により日割計算をいたします。
イ

基本料金，定額接続送電サービスの料金または予備送電サービス料
金を日割りする場合
日割計算対象日数１月の該当料金×―――――――――――――
供給側検針期間または受電側検針期間の日数
ただし，(１)ホ，ヘ，トまたはチに該当する場合は，日割計算対象日数１月の該当料金×――――――――――
暦日数
といたします。

ロ

ピークシフト割引額または系統設備効率化割引額を日割りする場合
日割計算対象日数１月の該当割引額×―――――――――――――
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

託送供給約款

−Ⅳ-27−

ただし，(１)ホ，ヘ，トまたはチに該当する場合は，日割計算対象日数１月の該当割引額×――――――――――
暦日数
といたします。
(３)(１)ロの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には契約者が供給地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(１)ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。

(４)(１)ハの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には発電契約者が受電地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(１)ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。

(５)

契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場
合または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう供給側検針期間または受電側検針期間の日数は，次のとおりといたします。
イ

供給地点または受電地点を新たに設定した場合
供給地点または受電地点を新たに設定した日の直前のその供給地点
または受電地点の属する検針区域の検針日から，その供給地点または受電地点を新たに設定した直後の検針日の前日までの日数といたしま
す。

ロ

供給地点または受電地点を消滅させる場合
消滅日の直前の検針日から，当社が次回の検針日として契約者または発電契約者にあらかじめお知らせした日の前日までの日数といたし
ます。

(６)

定額接続送電サービスの適用を受ける場合または31（電力および電力

託送供給約款

−Ⅳ-28−

量の算定）(25)の場合は，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させるときの(２)イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，(５)に準ずるものといたします。この場合，(５)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日とし，当社が次回の検針日として契約者にあらかじめお知らせした日は，消滅日の直後のその供給地点の属する検針区域の検針日といたします。
(７)29（料金の算定期間）(１)ロまたは29（料金の算定期間）(２)ロの場合は，(２)イおよびロにいう供給側検針期間または受電側検針期間の日数は，供給側計量期間または受電側計量期間の日数といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場合または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう供給側検針期間または受電側検針期間の日数は，(５)に準ずるものといたします。この場合，(５)にいう検針日は，計量日といたします。

(８)

契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場
合または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。
イ

供給地点または受電地点を新たに設定した場合
その供給地点または受電地点の属する検針区域の検針の基準となる日（その供給地点または受電地点を新たに設定した日が含まれる供給
側検針期間または受電側検針期間の始期に対応するものといたしま
す。）の属する月の日数といたします。

ロ

供給地点または受電地点を消滅させる場合
その供給地点または受電地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が含まれる供給側検針期間または受電側検針期間の始 期に対応するもの といたします。）の 属する月の日数とい たします 。

(９)

高圧または特別高圧で供給する場合で，力率に変更があるときは，次託送供給約款

−Ⅳ-29−

により基本料金を算定いたします。
イ

力率に変更を生ずるような負荷設備の変更等がある場合は，その前後の力率にもとづいて，(２)イにより日割計算をいたします。

ロ

負荷設備の変更等がない場合で，協議によって力率を変更するとき
は，変更の日を含むその１月から変更後の力率によります。

(10)

供給地点への接続供給または受電地点における発電量調整供給の停止
期間中の料金の日割計算を行なう場合は，(２)イおよびロの日割計算対象
日数は，停止期間中の日数といたします。この場合，停止期間中の日数には，接続供給または発電量調整供給を停止した日を含み，接続供給または発電量調整供給を再開した日は含みません。また，停止日に接続供給または発電量調整供給を再開する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。

34

支払義務の発生および支払期日(１)

日程等別料金の支払義務は，18（料金）(１)ロに定める供給側料金算定日に発生いたします。

(２)系統連系受電サービス料金の支払義務は，18（料金）(３)ロに定める受電側料金算定日に発生いたします。

(３)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応
余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応
余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の支払義務は，特別の事情がある場合を除き，料金の算定期間の翌々月の第５ 営 業日（営業日は 当社が定めます。） に発生いたします。 ただし，31（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５ 営 業日（営業日は 当社が定めます。） 以降に電力量を協議 によって定めた場合は，その日といたします。

託送供給約款

−Ⅳ-30−

(４)(１)の日程等別料金，(２)の系統連系受電サービス料金または(３)の料金の
うち発電量調整受電計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応補給
電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金もしくは給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，支払義務発生日の翌日から起算
し て 30日目の日（以 下「支払期日」とい います。）までに支 払っていただきます。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金
融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。
イ

55（解約等）(１)により解約となった場合

ロ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が振り出し，もしくは引き受けた手形または振り出した小切手について銀行取引停止処分を受ける等支払停止状態に陥った場合

ハ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が破産，再生，会社更生，特別清算もしくはこれらに類する法的手続きの申立てを受け，または自ら申立てを行なった場合

ニ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が強制執行または担保権の実行としての競売の申立てを受けた場合

ホ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が公租公課の滞納処分を受けた場合

ヘ

その他の理由で契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知した場合(５)

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(４)イからヘまでのいずれかに該当する場合の支払期日は，次のとおりといたします。
イ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(４)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日までに支払義務が発生した料金で，かつ，当社への支払いがなされていない料金（支払期日を超過

託送供給約款

−Ⅳ-31−

し ていない料金に限 ります。）について は，契約者，発電契 約者，発電者または需要抑制契約者が(４)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日を支払期日といたします。ただし，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(４)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日が支払義務発生日から７日を経過していない料金につ
いては，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
ロ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(４)イからへま
でのいずれかに該当することとなった日の翌日以降に支払義務が発生する料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支
払期日といたします。
なお，(４)イからホまでのいずれかに該当する場合であっても，一定期間の支払いが遅滞なく行なわれる等，料金の支払状況から支払いの延滞が生じるおそれがないと当社が認めるときは，支払義務発生日の翌日から起算して30日目を支払期日とすることがあります。この場合，当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。ただし，この通知をした後，料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認める場合は，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とすることがあります。この場合も当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。

(６)

当社は，(３)の料金のうち発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金を，支払期日までにお支払いいたします。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。

託送供給約款

−Ⅳ-32−

35

料金その他の支払方法(１)

契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

契約者の料金および工事費負担金その他についてはそのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，契約者の負担といたします。

ロ

イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。

ハ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて契約者から支払っていただきます。

ニ(２)

契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
発電契約者の料金その他の支払方法は，次によります。

イ

発電契約者の料金については毎月，工事費負担金その他については
そのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電契
約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電契約者の負担といたします。

ロ

イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，発電契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。

託送供給約款

−Ⅳ-33−

ハ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電契約者から支払っていただきます。

ニ

発電契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただき
ます。

(３)

発電者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

発電者の料金については，ロによって支払われる場合を除き，そのつど，発電者から発電契約者に支払っていただきます。
なお，支払われた料金についてはそのつど，当社が指定した金融機
関を通じて払い込み等により発電契約者から当社へ引き渡していただ
きます。
また，引き渡しにともなう費用は，発電契約者の負担といたします。

ロ

次の場合には，発電者の料金について，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電者の負担といたします。
(イ)

発電者が料金を支払期日までに発電契約者に支払われない場合(ロ)

発電者の料金が発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約に係る料金を上回る場合で，発電契約者と発電者および発電契約
者と当社のそれぞれにおいて合意がなされたとき。

(ハ)

託送供給約款

その他当社が必要と認めた場合−Ⅳ-34−

ハ

発電者の料金について，支払いは，次のときになされたものといた
します。
(イ)

イの場合，発電者から発電契約者に支払われたとき。

(ロ)

ロの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる場合，発電者がその金融機関に払い込まれたとき。

ニ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電者から支払っていただきます。

ホ

発電者の料金は，原則として，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

ヘ

この約款によって支払いを要することとなった発電者の料金，延滞
利息および契約超過金以外の債務（保証金，違約金その他この約款から 生ずる金銭債務を いいます。）につい てはそのつど，当社 が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電者の負担といたします。

(４)

需要抑制契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

需要抑制契約者の料金については毎月，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により需要抑制契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，需要抑制契約者の負担といたしま

託送供給約款

−Ⅳ-35−す。
ロ

イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，需要抑制契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものとい
たします。

ハ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を需要抑制契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，需要抑制契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて需要抑制契約者から支払っていただきます。

ニ

需要抑制契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていた
だきます。

(５)

当社の料金の支払方法は，次によります。
イ

当社の料金については毎月，契約者，発電契約者または需要抑制契
約者が指定する金融機関の銀行口座に払い込み等によってお支払いい
たします。
なお，支払いにともなう費用は，当社で負担いたします。

ロ

料金の支払いは，当社がその金融機関に払い込みしたときになされたものといたします。

ハ

当社が料金を支払期日までに支払わない場合，当社は，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者，発託送供給約款

−Ⅳ-36−

電契約者または需要抑制契約者にお支払いいたします。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，当社が延滞利息の算定の対象となる料金をお支払いした直後に支払義務が発生する料金とあわせてお支払いいたします。

36

保
(１)

証

金

契約者の場合は，次によります。
イ

当社は，次のいずれかに該当する場合で，必要と認められるときには，契約者から，接続供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，それぞれ予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただきます。
(イ)

料金の支払いの延滞があった場合(ロ)

30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，31（電力および電力量の算定）(20)
によって算定された値が著しく大きい場合または31（電力および電力量の算定）(20)によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，40（適正契約の保持等）(３)によって当社が使用状態をすみやかに適正なものに修正するよう求めたにもかかわらず，その求めに応じていただけないとき。

(ハ)ロ

新たに接続供給を開始し，または契約電力等を増加される場合
契約者は，当社があらかじめ定め，通知した期日までに保証金を預けていただきます。
ハ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ニ

当社は，接続供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた

託送供給約款

−Ⅳ-37−

場合には，保証金を契約者の支払額に充当することがあります。
ホ

当社は，保証金について利息を付しません。

ヘ

当社は，保証金の預かり期間満了前であっても接続供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ニにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

(２)

発電契約者の場合は，次によります。
イ

当社は，料金の支払いの延滞があった発電契約者，または新たに発電量調整供給を開始される発電契約者から，発電量調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ハ

当社は，発電量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電契約者の支払額に充当することがあります。

ニ

当社は，保証金について利息を付しません。

ホ

当社は，保証金の預かり期間満了前であっても発電量調整供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

(３)

発電者の場合は，次によります。
イ

当社は，料金の支払いの延滞があった発電者，新たに受電地点を設定される発電者または同時最大受電電力を増加される発電者から，系
統連系受電サービスの開始もしくは再開に先だって，または系統連系
受電サービス継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ハ

当社は，系統連系受電契約が消滅した場合または支払いの延滞が生託送供給約款

−Ⅳ-38−

じた場合には，保証金を発電者の支払額に充当することがあります。
ニ

当社は，保証金について利息を付しません。

ホ

当社は，保証金の預かり期間満了前であっても系統連系受電契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

(４)

需要抑制契約者の場合は，次によります。
イ

当社は，料金の支払いの延滞があった需要抑制契約者，または新たに需要抑制量調整供給を開始される需要抑制契約者から，需要抑制量
調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ハ

当社は，需要抑制量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を需要抑制契約者の支払額に充当することがあります。

ニ

当社は，保証金について利息を付しません。

ホ

当社は，保証金の預かり期間満了前であっても需要抑制量調整供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

37

連

帯

責

任

１接続供給契約において契約者が複数となる場合，接続対象計画差対応
補給電力料金，給電指令時補給電力料金等に係る金銭債務および接続供給契約の履行に関する事項（接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス
料金，予備送電サービス料金，契約超過金，違約金，工事費負担金等に係る 金 銭 債務を除きます。）については，複数の契約者全員が連帯して責任を負うものといたします。

託送供給約款

−Ⅳ-39−

Ⅴ

38

供

給

託送供給等の実施(１)

接続供給の場合
イ

電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ)

契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値が30分ごとに接続対象電力量と一致するようにしていただきます。

(ロ)

契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画 を差し 引 いたものと いたし ま す。）が30分ごとに 別表10
（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値と一致するようにしていただきます。

ロ

契約者は，接続供給の実施に先だち，需要計画，調達計画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，契約者が通知した需要計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。

ハ

原則として，需要計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表10（需要計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。

ニ

契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機
関を通じて，当社に通知していただきます。

ホ

契約者がロまたはニで通知した計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社

託送供給約款

−Ⅴ-1−

に通知していただきます。
ヘ

当社は，電気の需給状況，供給設備の状況その他によって，契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。

ト

当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で供給する場合を除き，契約者または需要者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者および需要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，39（給電指令の実施等）および76（保安等に対する発電者および需要者の協力）(４)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，契約者および需要者と別途申合書を必要に応じて作成
いたします。

(２)

振替供給の場合イ

契約者は，当社が系統運用上の必要に応じて当社が指定する計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。

ロ

契約者がイで通知した計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。

ハ

当社は，系統運用上の制約その他によって，契約者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者は当社の給電指令にしたがっていただきます。

(３)

発電量調整供給の場合
イ

電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ)

発電契約者は，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致するようにしていただきます。

(ロ)

託送供給約款

発電契約者は，発電量調整受電電力量を，30分ごとに別表11（発−Ⅴ-2−

電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と一致するようにしていただきます。
ロ

発電契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，発電計画，調達計
画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，発電契約者が通知した発電計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる
場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。

ハ

原則として，発電計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表11（発電計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。

ニ

発電契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。

ホ

発電契約者は，受電地点において他の発電量調整供給等と同一計量する場合は，発電者と協議のうえ，原則として，ロの発電計画の通知にあわせて，受電地点において計量される電力量の仕訳に係る順位を
電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。

へ

発電契約者がロもしくはニで通知した計画またはホで通知した順位を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
なお，発電契約者が希望される場合で，運用方法の基本事項等について当社が確認できるときには，あらかじめ定めた発電場所について，
別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画を変更するときに限り，発電者を通じてこの変更を行なうことができます。この場合，当社は，あらかじめ発電契約者および発電者と協議のうえ必要な事項について別途申合書を作成いたします。

ト

当社は，供給設備の状況その他によって，発電契約者から通知され託送供給約款

−Ⅴ-3−

た計画の調整を行なうことがあります。
チ

当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で受電する場合を除き，発電契約者または発電者に給電指令を行なうことがあります。
この場合，発電契約者および発電者は当社の給電指令にしたがってい
ただきます。
なお，当社は，39（給電指令の実施等）および76（保安等に対する発電者および需要者の協力）(４)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，発電契約者および発電者と別途申合書を必要に応じて作成いたします。

(４)

需要抑制量調整供給の場合
イ

電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ)

需 要 抑 制 契 約 者 は ， 別 表 12（ 需 要 抑 制 計 画 ・ 調 達 計 画 ・ 販 売 計

画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致するようにしていただきます。
(ロ)

需要抑制契約者は，需要抑制量調整受電電力量を，30分ごとに別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の需要抑制計画と一致するようにしていただきます。

ロ

需要抑制契約者は，需要抑制量調整供給の実施に先だち，需要抑制
計画，調達計画，販売計画およびベースラインを当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，需要抑制契約者が通知した需要抑制計画，調達計画，
販売計画およびベースラインが不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。

ハ

原則として，需要抑制計画，調達計画，販売計画およびベースライン の 通 知 の 期 限 お よ び 通 知 の 内 容 は 別 表 12（ 需 要 抑 制 計 画 ・ 調 達 計
画・販売計画・ベースライン）のとおりといたします。

託送供給約款

−Ⅴ-4−

ニ

需要抑制契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運
営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。

ホ

需要抑制契約者は，需要抑制を行なう需要場所において他の需要抑
制量調整供給とあわせて需要抑制を行なう場合は，需要者と協議のう
え，ロの需要抑制計画の通知にあわせて，需要抑制量調整受電電力量の仕訳に係る順位を電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。

ヘ

需要抑制契約者がロもしくはニで通知した計画またはホで通知した
順位を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力
広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。

ト

当社は，供給設備の状況その他によって，需要抑制契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。

39

給電指令の実施等(１)

当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，38（託送供給等の実施）(３)トにかかわらず，発電者に定期検査または定期補修の時期を変更していただくことがあります。

(２)

当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契約者，発電者または需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。ただし，緊急やむをえない場合は，当社は，給電指令を行なうことなく，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。この場合，当社は，必要に応じて，契約者，発電契約者，発電者または需要者にお知らせいた

託送供給約款

−Ⅴ-5−

します。
イ

当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれがある場合

ロ

当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむをえない場合

ハ

系統全体の需要が大きく低下し，調整電源による対策の実施にもかかわらず，原子力発電または水力発電等を抑制する必要が生じた場合

ニ振替供給の場合，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給に支障が生じ，または支障が生ずるおそれがあるとき。

ホ

イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，当社の供給区域における最上位電圧から二階級の送電設備および変電設備で構成される電力系統ならびに当社が指定した電力 系統（以下「基幹 系統」といいます。）における電気の潮 流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。

ヘ

イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，基幹系統および当社以外の一般送配電事業者との会社間連系点に至る供給設備以外の電力系統（以下「ローカル系統」といい ます。）における 電気の潮流が系統安 定度等にもとづき算 定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。

ト(３)

その他電気の需給上または保安上必要がある場合
当社は，低圧で受電または供給する場合で，(２)イ，ロ，ホ，ヘまたはトのときには，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によっ

託送供給約款

−Ⅴ-6−

て発電者または需要者にお知らせいたします。ただし，緊急やむをえない場合は，この限りではありません。
(４)

当社は，接続供給において，受電地点を会社間連系点とする電気に係
る振替供給契約にもとづく給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に当該振替供給等の全部または一部が中止された場合（会社間連系点等における電気の潮流が，系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過することにともなう場合に限
り ま す。）は，供給 地点における電気の 供給に系統運用上の 制約がある
場合を除き，当該振替供給等の中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。

(５)

当社は，発電量調整供給において，(２)イ，ロ，ホ，ヘまたはトの場合
で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。

(６)

当社は，発電量調整供給において，(２)ハの場合で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等

託送供給約款

−Ⅴ-7−

が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(７)

当社は，(２)イ，ロ，ホ，ヘ，トまたは(３)によって，発電者の発電もし
くは放電を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合，(２)ロの場合で，発電契約者もし
くは発電者と当社が事前に調整を行なった計画的な作業（電力広域的運
営推進機関送配電等業務指針の定めによって調整を行なった作業に限り
ま す 。）による制限 もしくは中止のとき その他あらかじめ発 電者の発電もしくは放電を制限し，または中止することが明らかな場合または(２)トの 場 合 （ 低 圧 で 受 電 す る 場 合 を 含 み ま す 。） で ， 電 気 の 需 給 上 必 要 となった制限もしくは中止のときは，その部分については割引いたしません。
イ

低圧で受電する場合または高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット未満となるとき。
(イ)

割 引 の 対 象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。

(ロ)

割

引

率

１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセン
トといたします。
(ハ)

制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した
日を１日として計算いたします。

ロ

高圧で受電する 場合で，同時最大受 電電力が500キロワ ット以上となるときまたは特別高圧で受電する場合

託送供給約款

−Ⅴ-8−

(イ)

割 引 の 対 象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。

(ロ)

割

引

率

１ 月 中 の 制 限 し ， ま た は 中 止 し た 延 べ 時 間 数 １ 時 間 ご と に 0.2
パーセントといたします。
(ハ)

制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式により修正したうえで合計いたします。
ａ

発電量調整受電電力を制限した場合
Ｄ−ｄＨ×――――Ｄ

Ｈ′＝
Ｈ′＝

修正時間（10分未満となる場合も延べ時間に算入いたします。）

Ｈ

＝

制限時間

Ｄ

＝

当該受電地点の同時最大受電電力ｄ＝

制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力の最大値ｂ

発電量調整受電電力量を制限した場合
Ａ−Ｂ
Ｈ×――――
Ａ

Ｈ′＝

託送供給約款

Ｈ′＝

修正時間

Ｈ

制限時間

＝

−Ⅴ-9−

Ａ

＝

制限指定時間中の当該受電地点の基準となる電力量（発電者の平常運転時の発電量調整受電電力量の実績等にもとづき算定される推定発電量調整受電電力量といたします。）

Ｂ＝

制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力量ｃ

発電量調整受電電力および発電量調整受電電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。

(８)(７)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が発電者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。

(９)

当社は，(２)または(３)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合，これにともなう料金の減額は行ないません。

(10)

予備送電サービスの使用を制限し，または中止した場合，これにともなう料金の減額は行ないません。

(11)

当 社 は ， (２)イ の 場 合 で ， 発 電 量 調 整 供 給 に 係 る 発 電 設 備 等 に 対 し て
Ｎ−１電制を実施したときは，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力量（ 以 下「Ｎ−１電制 時調達不足電力量」 といいます。）の調 達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備等を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費を加えた金額から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備等がＮ−１電制時調達不足
電力量を発電または放電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲におい

託送供給約款

−Ⅴ-10−

てＮ−１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。

40

適正契約の保持等(１)

当社は，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者との接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約が使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態に比べて不適当と認められる場合には，その契約をすみやかに適正なものに変更していただきます。

(２)

当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合には，その契約受電電力または同時最大受電電力をすみやかに適正なものに変更していただきます。

(３)

当社は，31（電力および電力量の算定）(20)もしくは(21)によって算定された値が著しく大きい場合，31（電力および電力量の算定）(18)イもしくは(19)イによって算定された値が著しく大きい場合，31（電力および電力量の算定）(18)ロもしくは(19)ロによって算定された値が著しく大きい場合（いずれの場合も，給電指令時補給電力量として算定された値を除きます。），31（電力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または31（電力および電力量の算定）(17)のベース
ラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接続供給契約に比べて使用状態が不適当と認められる場合，発電契約者との発電量調整
供給契約に比べて発電・放電状態が不適当と認められる場合または需要抑制契約者との需要抑制量調整供給契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態
をすみやかに適正なものに修正していただきます。

託送供給約款

−Ⅴ-11−

41

契 約 超 過 金
(１)

契約者が接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力
または予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過電力に接続
送電サービスもしくは臨時接続送電サービスの該当基本料金率または予備送電サービスの該当料金率を乗じてえた金額をその１月の力率により割引または割増ししたもの（予備送電サービス契約電力をこえて電気を使 用 された場合は， 力率による割引また は割増しをいたしま せん。）の1.5倍に相当する金額を，契約超過金として契約者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過電力とは，その１月の最大需要電力等から接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。

(２)

発電者が同時最大受電電力をこえて発電または放電された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過受電電力に系統連系受電サービスの基本料金率を乗じてえた金額の1.5倍に相当する金額を，契約超過金として発電者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過受電電力は，次によって受電地点ごとに，発電バランシンググループごとに定めます。
イ

発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において
電灯定額接続送電サービスが適用されている場合その１月の最大連系電力等から同時最大受電電力を差し引いた値
といたします。

(ロ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を下回る場合
その１月の最大連系電力等から発電設備等に係る供給地点の接続

託送供給約款

−Ⅴ-12−

送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ロ

発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において
電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
発電バランシンググループごとの契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を契約受電電力の比であん分してえた値から同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた
値といたします。

(ロ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を下回る場合
発電バランシンググループごとの契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を契約受電電力の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契
約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。

ハイおよびロにおいて，契約超過受電電力の算定上，次のものについても接続送電サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ)

臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ)

接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流
10アンペアただし， 接続 送電サ ービス契 約電 流が５ アンペア の場 合は， 0.5キロワット とみな し ，15アンペ アの場 合 は，1.5キ ロワット とみな
します。

(ハ)

託送供給約款

接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量−Ⅴ-13−

１キロボルトアンペア(ニ)

電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契
約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）１キロボルトアンペア
ただし，電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量の端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(ホ)

附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット(３)

契約超過金の支払期日，支払方法等については，次のとおりといたします。
イ

契約者の場合契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が供給側料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，供給側料
金 算定日が直後の日 程等別料金といたし ます。）の支払期日 までに，原則として，その日程等別料金とあわせて支払っていただきます。
なお，契約超過金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，契約超過金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセントの延滞利息（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）を申し受けます。

ロ

発電者の場合同時最大受電電力をこえて発電または放電された月の検針日が受電
側料金算定日となる系統連系受電サービス料金（該当する系統連系受電サービス料金がない場合は，受電側料金算定日が直後の系統連系受
電 サービス料金とい たします。）の支払 期日までに，原則と して，そ託送供給約款

−Ⅴ-14−

の系統連系受電サービス料金とあわせて支払っていただきます。
なお，契約超過金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，契約超過金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセントの延滞利息（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）を申し受けます。

42

力 率 の 保 持
(１)

低圧で供給する場合
イ

接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電
サービス，電灯従量接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービ
スまたは電灯臨時接続送電サービスの適用を受ける供給地点について
は90パーセント以上，その他の供給地点については85パーセント以上に保持していただきます。

ロ

進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，別表13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。

(２)

高圧または特別高圧で供給する場合
イ

接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，85パーセン
ト以上に保持していただきます。
なお，軽負荷時には進相用コンデンサの開放により，進み力率とならないようにしていただきます。また，契約者の負担で適当な調整装託送供給約款

−Ⅴ-15−

置を需要場所に施設していただくことがあります。
ロ

当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。
なお，この場合の当該供給地点の１月の力率は，必要に応じて契約者と当社との協議によって定めます。

43

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
当社は，次の業務を実施するため，発電者の承諾をえて発電者の土地もしくは建物に，または需要者の承諾をえて需要者の土地もしくは建物に立ち入らせていただくことがあります。この場合（託送供給または発電量調
整 供 給 の終了後の立入りとなる場合を含みます。）には，正当な理由がな
い限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただきます。
なお，発電者または需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(１)

受電地点に至るまでの当社の供給設備および供給地点に至るまでの当社の供給設備または計量器等発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物の設計，施工（取付けおよび取外しを含みます。），改修または検査(２)76（保安等に対する発電者および需要者の協力）によって必要な発電者または需要者の電気工作物の検査等の業務(３)

不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の試験，契約負荷設備，契約主開閉器もしくはその他電気工作物の確認もしくは検査または発電者もしくは需要者の電気の使用用途の確認(４)

計量器の検針または計量値の確認(５)45（託送供給等 の停止），53（契約 の廃止）または55（解約等）によ

り必要な処置

託送供給約款

−Ⅴ-16−

(６)その他この約款によって，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整
供給契約および系統連系受電契約の成立，変更もしくは終了等に必要な業務または当社の電気工作物に係る保安の確認に必要な業務

44

託送供給等にともなう協力(１)

発電者または需要者が次の原因等により他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場
合（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる
地 点 で行ないます。）には，託送供給契 約については契約者 の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，必要な調整装置または保護装置を発電場所または需要場所に施設していただくとともに，とくに必要がある場合には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，当社が供給設備を変更し，または専用供給設備を施設いたします。

(２)

イ

負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合

ロ

負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合

ハ負荷等の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合

ニ

著しい高周波または高調波を発生する場合

ホ

その他イ，ロ，ハまたはニに準ずる場合
発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用される場合は，(１)に準じて取り扱います。
なお，この場合の料金その他の連系条件は，別に定める発電設備系統
連系サービス要綱によります。

託送供給約款

−Ⅴ-17−

45

託送供給等の停止(１)

契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当する
場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により生じた保安上の危険のため緊急を要する場合

ロ

発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物を故意に損傷し，または亡失して，当社に重大な損害を与えた場合

ハ62（引込線の接続）に反して，当社の電線路または引込線と発電者の電気設備または需要者の電気設備との接続を行なった場合(２)

契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または発電者にその旨を警告しても改めない
場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により保安上の危険がある場合

ロ

電気工作物の改変等によって不正に当社の供給設備を使用，電気を使用または発電もしくは放電された場合

ハ

契約負荷設備以外の負荷設備によって電気を使用された場合

ニ

動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，動力
従量接続送電サービス，動力臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時接続送電サービスの場合で，変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用されたとき。

ホ43（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に反して，当社の係員の立入りによる業務の実施を正当な理由なく拒否された場合

ヘ

44（託送供給等にともなう協力）によって必要となる措置を講じら

託送供給約款

−Ⅴ-18−

れない場合(３)

契約者，発電契約者または発電者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または発電者にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じていただけないときには，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

接続送電サービス契約電力をこえて接続送電サービスを使用される
場合

ロ

臨時接続送電サービス契約電力をこえて臨時接続送電サービスを使用される場合ハ

予備送電サービス契約電力をこえて予備送電サービスを使用される
場合

ニ

発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合

ホ

接続供給電力が接続送電サービス契約電力を継続して下回る場合（従量接続送電サービスの適用を受ける場合に限ります。）(４)

発電者または需要者がその他この約款に反した場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。

(５)(１)から(４)によって当該託送供給または発電量調整供給を停止する場合には，当社は，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給の停止のための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力していただきます。
また，停止のための適当な処置を行なう場合には，その旨を文書等に
より発電者または需要者にお知らせすることがあります。

託送供給約款

−Ⅴ-19−

46

託送供給等の停止の解除
45（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止した場合で，契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を解消したときには，当社は，すみやかに当該託送供給または発電量調整供給を再開いたします。

47

託送供給等の停止期間中の料金
45（託送供給等の停止）によって接続供給または発電量調整供給を停止した場合には，その停止期間中については，まったく電気を使用しない場
合またはまったく発電もしくは放電しない場合の月額料金を33（料金の算定）により日割計算をして，料金を算定いたします。

48

違
(１)

約

金

契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために料金の全部または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の３倍に相当する金額を，違約金として接続供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者から，
系統連系受電契約については発電者から申し受けます。

(２)

イ１（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合

ロ

45（託送供給等の停止）(２)ロ，ハまたはニの場合(１)の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法または発電・放電方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。
(３)

不正に使用した期間または不正に発電もしくは放電した期間が確認できない場合は，６月以内で当社が決定した期間といたします。

託送供給約款

−Ⅴ-20−

49

損害賠償の免責(１)

11（託送供給等の開始）(１)によってあらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力量調整供給を開始できな
かった場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。

(２)39（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合
は，この限りではありません。

(３)

契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者および需要者が９（検討および契約の申込み）(８)による措置を講じなかったことによって生じた損害については，当社は，その賠償の責めを負いません。

(４)45（託送供給等の停止）によって託送供給もしくは発電量調整供給を停止した場合または55（解約等）によって接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約もしくは需要抑制量調整供給契約を解約した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。

(５)45（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合または55（解約等）によって契約者もしくは発電契約者が55（解約等）(１)ロに該当する旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。

(６)

当社は，その他の事故によって契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。た

託送供給約款

−Ⅴ-21−

だし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。

50

設 備 の 賠 償契約者，発電契約者，発電者または需要者が故意または過失によって，発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物，電気機器その他の設備を損傷し，または亡失した場合は，その設備について次の金額を託送供給契約については契約者に，発電量調整供給契約については発電契約者に賠償していただきます。
(１)

修理可能の場合
修

(２)

理

費

亡失または修理不可能の場合帳簿価額と取替工費の合計額

託送供給約款

−Ⅴ-22−

Ⅵ

51

契約の変更および終了

契 約 の 変 更
(１)接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の内容に変更が生じる場合は，Ⅱ（契約の申込み）に定める新たに接続供給契約，振替供給契約，発電量調整
供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を希望される場合に準じて接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系
統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を変更するものとし，すみやかに当社に変更を申し出ていただきます。

(２)

低圧で供給する場合で，需要者が小売電気事業者の変更を希望され，契約者が接続供給契約を変更するときの(１)による接続供給契約の変更は，次のとおりといたします。
イ

需要者への電気の供給を廃止される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の廃止希望日を定めて，当社に申し出ていただきます。ただし，廃止申込みがロの開始申込みより先だって行なわれた場合で，当該需要者への電気の供給を新たに開始される契約者からの当該供給地点への託送供給の開始の申込みが廃止希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型等計量器を取り付けている場合は廃止希望日の２暦日前から起算して１営業日前の 日の１暦日前とい たします。）までに 行なわれなかったと きには，当社は，当該廃止申込みの承諾を取り消します。
また，廃止日は，当該供給地点への電気の供給を新たに開始される
契約者が当社と定めた開始日と同一の日といたします。

ロ

需要者への電気の供給を新たに開始される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の開始希望日を定めて，当社に託送供給約款

−Ⅵ-1−

申し出ていただきます。この場合，当社は，契約者と協議のうえ開始
日を定めます。ただし，開始申込みが廃止申込みより先だって行なわれた場合で，当該需要者への電気の供給を廃止される契約者からの当該供給地点への託送供給の廃止の申込みが開始希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型等計量器を取り付けている場合は廃止希望日の２暦日前から起算して１営業日前の日の１暦日
前 といたします。） までに行なわれなか ったときには，当社 は，当該開始申込みの承諾を取り消します。
ハイおよびロにおける営業日は，当社が定めるものとし，契約者にお知らせいたします。

(３)

発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，当社の供給設備を同一条件で継続して利用されることまたは反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者から発電設備等の検査，補修，休止等の理由により契約受電電力または同時最大受電電力の減少の申出があるときは，正当な理由がない限り，契約受電電力または同時最大受
電電力の減少はできないものといたします。

(４)

需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者を変更されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑制量調
整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

52

名 義 の 変 更合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が，それまで託送供給または電力量調整供給を受けていた

託送供給約款

−Ⅵ-2−

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者の当社に対する接続供給契約もしくは振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き託送供給または電力量調整供給を希望される場合で，当社が承諾したときには，名義変更の手続きによることができます。この場合には，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，その旨を当社へ文書により申し出ていただきます。ただし，新たな契約者，発電契約者
または発電者が，それまで託送供給を受けていた契約者の当社に対する自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約もしくは振替供給契
約，発電量調整供給契約または系統連系受電契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き当該接続供給契約もしくは当該振替供給契約，
当該発電量調整供給契約または当該系統連系受電契約を希望される場合は，
８（契約の要件）(１)リに定める要件を満たすことを文書により証明できる
ときに限り，名義変更の手続きによることができます。

53

契 約 の 廃 止(１)

契約者が接続供給契約もしくは振替供給契約を廃止しようとされる場
合，発電契約者が発電量調整供給契約を廃止しようとされる場合，発電者が系統連系受電契約を廃止しようとされる場合または需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を廃止しようとされる場合は，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知していただきます。この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給を終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていただきます。

託送供給約款

−Ⅵ-3−

(２)

当社の供給設備を継続して利用されることまたは反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者または発電者から発電設備等の検査，補修，休止等の理由により発電量調整供給契約または系統
連系受電契約の廃止の申出がある場合は，正当な理由がない限り，(１)にかかわらず，発電量調整供給契約または系統連系受電契約の廃止はできないものといたします。

(３)

接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約は，55（解約等）および次の場合を除
き，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が当社に通知された廃止期日に消滅いたします。
イ

当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者の廃止通知を廃止期日の翌日以降に受けた場合は，通知を受けた日に接続供給
契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約が消滅したものといたします。

ロ

当社の責めとな らない理由（非常変 災等の場合を除きま す。）により託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置ができない
場合は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または系
統連系受電契約は，託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置が可能となった日に消滅するものといたします。

(４)

発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，発電量調整供給契約または系統連系受電契約を締結している発電場所と同一の場所である需要場所において締結している接続供給契約（発電設備等に係る供給 地 点の接続供給契 約に限ります。）が 廃止されたときは， 発電契約者
または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行ないます。
なお，この場合には，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系

託送供給約款

−Ⅵ-4−

受電契約は変更され，または消滅するものといたします。
(５)

需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者が契約を廃止されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑
制量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

54

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算(１)

次の場合には，当社は，接続供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を契約者に，発電量調整供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を発電契約者に，それぞれ精算していただきます。
なお，この場合は，受電地点または供給地点ごとに精算するものといたします。
イ

接続供給の場合(イ)

低圧で供給する場合
ａ

契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された接続送電サービス契約電力，接続送電
サービス契約電流または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは
電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サー
ビス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電

託送供給約款

−Ⅵ-5−

サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力
量は，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電
サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定
し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，73（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｂ

契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電
サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サービス，動力時間
帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量の減少分と残余分の比であん分したものといたします。

託送供給約款

−Ⅵ-6−

また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力，接続
送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量の減少に見合う部分について，73（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｃ

当社が将来の需要等を考慮して供給設備を常置する場合は，ａおよびｂにかかわらず精算いたしません。

ｄ

電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合の料金および工事費の精算は，ａ，ｂおよびｃに準ずるものといたします。

(ロ)

高圧または特別高圧で供給する場合
ａ

契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金
または予備送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された契約電力分につき該当料金の20パーセン
トを割増ししたものを適用いたします。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力
量は，接続送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備（高圧で受電または供給する場合で，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する 部分を 除 きます。） について ，73（臨時 工事費 ） の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。

ｂ

託送供給約款

契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契−Ⅵ-7−

約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サー
ビス料金または予備送電サービス料金について，さかのぼって，減少契約電力分につき該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力の減少分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，73（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
(ハ)19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定める契約者（19〔接続送電サービス〕(２)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(２)イ(イ)に準じて定める契約者
を含みます 。）が， 需要場所に おける 受 電設備等を 新たに 設 定し，または需要場所における受電設備の総容量等を増加された日以降１
年 に 満 た な い で 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 を 消 滅 さ せ ， ま た は 19（接続送電サービス）(２)イ(イ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる場合は，(イ)または(ロ)に準ずるものといたします。
この場合，(イ)または(ロ)にいう接続送電サービス契約電力を新たに設定された日は，需要場所における受電設備等を新たに設定された日とし，接続送電サービス契約電力を増加された日は，需要場所における受電設備の総容量等を増加された日とし，接続送電サービス契
約電力を減少される日は，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる日といたします。

託送供給約款

−Ⅵ-8−

ロ

発電量調整供給の場合(イ)

発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電

サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合で，新たに施設された当社の供給設備を撤去するときには，当社は，撤去に要する諸工費（諸掛りを含みます。）か ら，その 撤去後の資 材の残 存 価額を差し 引いた 金 額を申し受けます。
(ロ)

発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電

サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，当社の供給設備のうち契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の 諸工費 （ 諸掛りを含 みます。）から，そ の撤去 後 の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(２)

発電者または需要者が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され，利用されてからの期間が１年以上になる場合には，１年以上利用される契約電力等に見合う部分については，(１)にかかわらず精算いたしません。
なお，接続供給契約または発電量調整供給契約の消滅または変更の日
以降に１年以上にならないことが明らかになった場合には，明らかになった日に(１)に準じて精算を行ないます。

(３)

非常変災等やむをえない理由による場合は，(１)にかかわらず精算いた
しません。

55

解
(１)

約

等

当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。

託送供給約款

−Ⅵ-9−

なお，系統連系受電契約を解約した場合には，当該発電場所に係る発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいたします。
また，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者がロに該当する場合は，その旨を文書等により発電者，需要者または需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者にお知らせすることがあります。
イ45（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止された契約者，発電契約者，発電者または需要者が当社の定めた期日までにその理由となった事実を解消されない場合

ロ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場合(イ)

料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ロ)

発電契約者と当社が，発電者の料金，延滞利息および契約超過金の支払いに関する期日をあらかじめ定めた場合で，あらかじめ定めた支払いに関する期日を経過してなお引き渡されないとき。

(ハ)

他の接続供給契約（既に消滅しているものを含みます。），発電量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。），系統連系受電契約（既に 消滅し て いるものを 含みま す 。）または 需要抑制 量調整
供給契約（ 既に消 滅 しているも のを含 み ます。）の 料金を支 払期日を経過してなお支払われない場合(ニ)

料金以外の債務を支払われない場合(ホ)

当社と締結する他の契約（既に消滅しているものを含みます。）にもとづく料金等の金銭債務を支払われない場合

ハ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者

託送供給約款

−Ⅵ-10−

にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないとき。
(イ)

８（契約の要件）を欠くに至った場合(ロ)

接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

(ハ)

発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量と発電量
調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

(ニ)

需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量と需要抑制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

(ホ)

需要抑制量調整供給の場合で，頻繁にベースラインが著しく不適当と認められるとき。

(ヘ)

発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこ
える場合

(ト)
(２)

その他この約款に反した場合

需要者がその需要場所から移転され，電気を使用されていないことが明らかな場合には，契約者または需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調
整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
この場合，当社が当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整
供給を終了させるための処置を行なった日に接続供給契約および需要抑
制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

(３)

発電者がその発電場所において，その発電場所に係る設備の保全の意
思がないことまたは今後も発電もしくは放電しないことが明らかな場合には，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。

託送供給約款

−Ⅵ-11−

この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。
(４)

発電場所が複数の発電バランシンググループに属しており，かつ，発電者の料金その他を支払期日を経過してなお支払われない場合で，系統連系受電契約を解約したときは，当該発電契約者からの申出がない場合であっても，発電量調整供給契約を変更していただくものとし，当社は，その旨を発電契約者に通知いたします。
なお，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

(５)

発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，発電量調整供給契約または系統連系受電契約を締結している発電場所と同一の場所である需要場所において締結している接続供給契約（発電設備等に係る供給 地 点の接続供給契 約に限ります。）が (１)によって解約された ときは，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行ないます。
この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。

56

契約消滅後の債権債務関係
接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約
または需要抑制量調整供給契約期間中の料金その他の債権債務は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の消滅によっては消滅いたしません。

託送供給約款

−Ⅵ-12−

Ⅶ

57

受電方法および供給方法ならびに工事

受電地点，供給地点および施設
(１)

受
イ

電

地

点

電気の受電地点は，当社の電線路または引込線と発電者の電気設備との接続点といたします。ただし，発電者の発電設備等が当社の電線路または引込線と電気的に接続しない場合の受電地点は，会社間連系点といたします。

ロ

受電地点は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，発電場所
内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，発電契約者と当社との協議により，発電場所以外の地点を受電地点とすることがあります。
(イ)

山間地，離島にある発電場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の発電設備等の設置が見込まれない
発電場所から電気を受電する場合(ロ)

当社の立入りが困難な発電場所から電気を受電する場合(ハ)

１建物内の２以上の発電場所から電気を受電する場合で各発電場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することとな
るとき。

(ニ)

59（地中引込線）(４)により地中引込線によって電気を受電する場
合

(２)

(ホ)

その他特別の事情がある場合

供

給

イ

地

点

接続供給の場合(イ)

託送供給約款

供給地点は，当社の電線路または引込線と需要者の電気設備との−Ⅶ-1−

接続点といたします。
(ロ)

供給地点は，需要場所内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。
ただし，次の場合には，契約者と当社との協議により，需要場所以外の地点を供給地点とすることがあります。
ａ

山間地，離島にある需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の需要が見込まれない需要場所に対して電気を供給する場合ｂ

当社の立入りが困難な需要場所に対して電気を供給する場合

ｃ

１建物内の２以上の需要場所に電気を供給する場合で各需要場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することと
なるとき。

ｄ

59（地中引込線）(４)により地中引込線によって電気を供給する
場合

ｅ
ロ

その他特別の事情がある場合

振替供給の場合
供給地点は，会社間連系点といたします。

(３)

受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備
は，当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける
金額を除き，当社の負担で施設いたします。
なお，当社は，発電者または需要者（共同引込線による引込みで電気を 受 電または供給す る複数の発電者また は需要者を含みます 。）のみのために発電者または需要者の土地または建物に引込線，接続装置等の供給設備を施設する場合は，その施設場所を発電者または需要者から無償で提供していただきます。

(４)

付帯設備（(３)により発電者または需要者の土地または建物に施設される供給設備を支持し，または収納する工作物およびその供給設備の施設

託送供給約款

−Ⅶ-2−

上 必 要な発電者また は需要者の建物に付 合する設備をいいま す。）は，
原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場
合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
(５)

特定送配電事業を営む者が維持および運用する電線路に複数の発電場
所または複数の需要場所が接続する場合の受電地点または供給地点は，(１)または(２)に準じて契約者または発電契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，当該複数の発電場所または複数の需要場所につき，１受電地点または１供給地点といたします。

58

架 空 引 込 線
(１)

当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者
または需要者の建造物または補助支持物の引込線取付点までは，当社が施設いたします。
(２)

引込線取付点は，当社の電線路の最も適当な支持物から原則として最短距離の場所であって，堅固に施設できる点を契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。

(３)

受電地点または供給地点から発電者または需要者の引込開閉器に至る
ま で の配線（以下「 引込口配線」といい ます。）は，託送供 給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。

(４)

引込線を取り付けるため発電場所内または需要場所内に設置する引込
小柱等の補助支持物は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設す

託送供給約款

−Ⅶ-3−

る場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が補助支持物を無償で使用できるものといたします。
(５)

当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込小柱等の補助支持物を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ

当社は，発電者または需要者の補助支持物を使用して，他の発電者
または他の需要者への引込線を施設いたします。この場合，その補助支持物から最短距離の場所にある発電者または需要者の建造物または補助支持物の取付点に至るまでの引込口配線は引込線とし，その引込線 および補助支持物 の管理（材料費の負 担を含みます。）は 当社が行ないます。また，受電地点または供給地点は，発電者または需要者へ引き込むための引込線の終端に変更いたします。

ロ

イにより当社が管理を行なう引込線または補助支持物を改修し，または撤去する場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。
また，これにともない新たに施設される場合の引込線または補助支持
物は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

59

地 中 引 込 線
(１)

架空引込線を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もしくは地域的な事情により不適当と認められる場合で，当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なうときには，次のイまたはロの最も当社の供給設備に近い接続点までを当社が施設いたします。
イ

発電者が発電場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点または需要者が需要場所内に施設する開閉器，断路器もしくは託送供給約款

−Ⅶ-4−

接続装置の接続点
ロ

当社が施設する 計量器（付属装置を 含みます。）または 接続装置の接続点
なお，当社は，発電者または需要者の土地または建物に接続装置等を施設することがあります。
(２)(１)により当社の電線路と接続する電気設備の施設場所は，当社の電線路の最も適当な支持物または分岐点から最短距離にあり，原則として，
地中引込線の施設上とくに多額の費用を要する等特別の工事を必要とせず，かつ，安全に施設できる次のいずれにも該当する場所とし，契約者
または発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，これ以外の場合には，発電場所内または需要場所内の地中引込線は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
イ

発電者または需要者の構内における地中引込線のこう長が50メート
ル程度以内の場所

ロ

建物の３階以下にある場所

ハその他地中引込線の施設上特殊な工法，材料等を必要としない場所(３)

地中引込線の施設上必要な付帯設備は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
なお，この場合の付帯設備は，次のものをいいます。
イ

鉄管，暗きょ等発電者または需要者の土地または建物の壁面等に引込線をおさめるために施設される工作物（π引込みの場合のケーブルの引込みおよび引出しのために施設されるものを含みます。）

託送供給約款

−Ⅶ-5−

ロ

発電者または需要者の土地または建物に施設される基礎ブロック（接続装置を固定するためのものをいいます。）およびハンドホール

ハ(４)

その他イまたはロに準ずる設備
接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者の希望によりとくに地中引込線によって行なうときには，地
中引込線は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。ただし，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，(１)に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，67（受電地点への供給設
備の工事費負担金）(２)，(４)または70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)の工事費負担金を契約者または発電契約者から申し受けます。

60

連接引込線等(１)

当社は，建物の密集場所等特別の事情がある場所では，連接引込線（１発電場所または１需要場所の引込線から分岐して支持物を経ないで他の発電場所の受電地点または他の需要場所の供給地点に至る引込線を
い い ます。）または 共同引込線によって 当社の電線路と発電 者または需要者の電気設備との接続をすることがあります。この場合，当社は，分岐装置を発電者または需要者の土地または建物に施設することがあります。
なお，発電者または需要者の電気設備との接続点までは，当社が施設いたします。
(２)

当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込口配線を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ

当社は，発電者または需要者の引込口配線から分岐して，他の発電

託送供給約款

−Ⅶ-6−

者または他の需要者への連接引込線を施設いたします。この場合，その引込口配線の終端までは共同引込線とし，その管理（材料費の負担を 含みます。）は当 社が行ないます。ま た，受電地点または 供給地点
は，当社が管理を行なう共同引込線の終端に変更いたします。
ロ

イにより当社が管理を行なう共同引込線を改修し，または撤去する
場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。また，これにともない新たに施設される共同引込線は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

61

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
中高層集合住宅等の場合で，１建物内の２以上の発電場所または需要場所において電気を受電または供給するときには，当社は，原則として共同引込線による１引込みで電気を受電または供給いたします。
なお，技術上その他やむをえない場合は，当社は，発電者または需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたします。この場合，変圧器の２次側接続点までは，当社が施設いたします。

62

引込線の接続
当社の電線路または引込線と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
なお，契約者または発電契約者の希望によって引込線の位置変更工事（ 一 時 的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける工事を含みます。）お よ
びこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費を契約者または発電契
約者から申し受けます。

託送供給約款

−Ⅶ-7−

63

計量器等の取付け(１)

料金の算定上必要な計量器，その付属装置（計量器箱，変成器，変成器箱および変成器の２次配線ならびに計量器の読みを遠隔検針する場合の 通 信装置および通 信回線等をいいます 。）および区分装置 （力率測定
時 間 を区分する装置 等をいいます。）に ついては，次のとお りといたします。ただし，記録型等計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために当社が発電者または需要者の電気工作物を使用する場合の当該電気工作物は計量器の付属装置とはいたしません。
イ

接続供給電力量および最大需要電力等の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置は，原則として，接続送電サービス契約電力等に応じて当社が選定し，かつ，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。ただし，契約者の希望によって計量器の付属装置を施設する場合または変成器の２次配線等でとくに多額の費用を要する場合については，契約者の負担により，契約者で取り付けていただくことが
あります。

ロ

発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置は，原則として，契約受電電力に応じて当社が選定し，かつ，
当社の所有とし，当社で取り付けます。この場合，当社は68（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受け
ます。

(２)

計量器，その付属装置および区分装置の取付位置は，適正な計量ができ，かつ，検査ならびに取付けおよび取外し工事が容易な場所（低圧で受 電 または供給する 場合，原則として屋 外といたします。） とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
また，集合住宅等の場合で，契約者または発電契約者の希望によって
計量器，その付属装置および区分装置を建物内に取り付けたときには，契約者または発電契約者と当社との協議により，あらかじめ鍵の提出等

託送供給約款

−Ⅶ-8−

解錠に必要な協力を行なっていただくことがあります。
(３)

計量器，その付属装置および区分装置の取付場所は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。また，(１)により契約者または発電契約者が施設するものについては，当社が無償で使用できるものとい
たします。

(４)

当社は，記録型等計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために発電者または需要者の電気工作物を使用することがあります。この場
合には，当社が無償で使用できるものといたします。

(５)

契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の取付位置を変更する場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度 取 り付ける場合を 含みます。）には， 当社は，実費を契約 者または発電契約者から申し受けます。

(６)

法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り替える場合には，当社は，低圧で受電するときを除き，実費を発電契約者から申し受けます。

64

通信設備の施設(１)

給電指令上必要な電力保安通信用電話設備は，契約者または発電契約者の負担により，契約者または発電契約者で施設していただきます。

(２)系統連系技術要件に定めるＮ−１電制の実施に必要な装置は，発電契約者で施設していただきます。
なお，施設等に要した費用の実費について，当社から発電契約者にお支払いいたします。
(３)

給電指令上必要な給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等は，次のとおりといたします。
イ

給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等は，原則として当社の所有とし，当社で施設いたします。この場合，当社は，68（受電用

託送供給約款

−Ⅶ-9−

計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。ただし，Ｎ−１電制の実施に必要な通信設備として施設する場
合は申し受けません。
ロ

給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等の施設場所は，施設
工事，検査および保守点検作業が容易な場所とし，発電者または需要者と当社との協議により定めます。
なお，給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等の施設場所および必要な電源は，発電者または需要者から無償で提供していただき
ます。

(４)

当社の通信設備と契約者または発電契約者の通信設備との接続点は，原則として発電場所内または需要場所内の地点とし，契約者または発電契約者と当社との協議により定めます。ただし，山間地，離島等の場合，
その他特別の事情がある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議により，発電場所または需要場所以外の地点を通信設備の接続点とすることがあります。

(５)(４)の接続点から当社側の通信設備は，原則として当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。

(６)

契約者または発電契約者の希望によって当社の通信設備の位置変更工事をする場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含
み ま す。）には，当 社は，実費を契約者 または発電契約者か ら申し受けます。

65

専用供給設備(１)

当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設備を施設いたします。この場合，受電地点への供給設備については
67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)または(４)の工事費負担金

託送供給約款

−Ⅶ-10−

を，供給地点への供給設備については70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)の工事費負担金を申し受けます。
イ

契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給および他の発電者からの受電に支障がな
いと認められる場合

ロ

44（託送供給等にともなう協力）の場合

ハ

発電者もしくは需要者の施設の保安上の理由，または発電場所，需
要場所およびその他周囲の状況から将来においても他に当該供給設備の使用が見込まれない等の事情により，特定の契約者または発電契約者のみが使用されることになる供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認められる場合(２)(１)の専用設備は，受電地点から受電地点に最も近い変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます 。）までの電線路 または供給地点から 供給地点に最も近い 変電所までの電線路（配電盤，継電器およびその変電所の受電電圧もしくは供給電
圧と同位の電圧の母線側断路器またはこれに相当する接続点までの電線
路 を 含みます。）に 限ります。ただし， 特別の事情がある場 合は，受電電圧または供給電圧と同位の電圧の電線路およびこれに接続する変圧器（１次電圧側線路開閉器を含みます。）とすることがあります。

(３)(２)において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。

(４)(１)および(２)において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，供給地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。

(５)

当社は，供給設備を２以上の契約者または発電契約者が共用する専用供給設備とすることがあります。ただし，(１)イの場合は，次に該当する
場合で，いずれの契約者または発電契約者にも承諾をいただいたときに限ります。
イ

２以上の契約者または発電契約者が同時に申込みをされる場合で，託送供給約款

−Ⅶ-11−

いずれの契約者または発電契約者も，当社が専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望されるとき。
ロ

契約者または発電契約者が，当社が既に施設されている専用供給設
備から電気を受電することまたは供給することを希望される場合

66

電流制限器等の取付け(１)

需要場所の電流制限器等は，当社の所有とし，当社の負担で取り付け
ます。

(２)

電流制限器等の取付位置は原則として屋内とし，その取付場所は需要者から無償で提供していただきます。

(３)

契約者の希望によって電流制限器等の取付位置を変更する場合（一時的 に 取り外し，同一 箇所へ再度取り付け る場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者から申し受けます。

託送供給約款

−Ⅶ-12−

Ⅷ

67

工 事 費 の 負 担

受電地点への供給設備の工事費負担金(１)

受電側接続設備の工事費負担金
イ

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない新たに受電側接続設備（専用供
給 設備および予備供 給設備を除きます。）を施設するときに は，当社
は，別冊に定める標準設計基準による設計（以下「標準設計」といいま す。）で施設する 場合の工事費（以下 「標準設計工事費」 といいます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

ロ

Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電側接続設備とは，当社が高圧または特別高圧で受電する場合において，受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除き ます。）の引出口 に施設される断路器 の受電地点側接続点 （基幹送電設備から受電側接続設備を分岐する場合は，基幹送電設備の接続点と いたします。）か ら他の変電所（専ら 当該受電地点への事 故波及の防 止を目的として施 設される変電所を除 きます。）を経ない で受電地点に至る電線および引込線等をいいます。また，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。

(２)

受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

託送供給約款

−Ⅷ-1−

(イ)

発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する
場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ

標準設計をこえる電線または支持物等を施設する場合ｂ

架空受電側接続設備によって受電できるにもかかわらず，地中受電側接続設備を施設する場合

ｃ

標準設計による受電側接続設備以外の受電側接続設備により受
電する場合

ｄ

その他標準設計をこえる設計で受電に必要な供給設備を施設す
る場合
また，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。

(ロ)

65（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，65（専用供給設備）(２)によるものといたします。

(ハ)受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備 に限り ま す。また， 専用供 給 設備を除き ます。） を施設する場合は，ａおよびｂの金額
ａ

当該供給設備の工事費のうち，発電等設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負担等の在り方に関する指針にもとづき算定した金額
ただし，この約款実施の際現に適用されている託送供給等約款（以下「旧 託送供 給 等約款」と いいま す 。）66（受 電地点へ の供給設備の工事費負担金）(２)イ(ハ)ａただし書の適用を受ける場合は，
ただし書により算定した金額といたします。

託送供給約款

−Ⅷ-2−

ｂ

発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，次の金額

新増加契約受電電力１キロワットにつきロ

１,３２０円００銭

受電地点において21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，65（専用供給設備）(２)によるものといたします。

(３)

受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ

発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，発電契約者の希望によって当該受電地点への供給
設 備 を 変 更 す る 場 合 は ， 62（ 引 込 線 の 接 続 ）， 63（ 計 量 器 等 の 取 付け）または64（通信設備の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

ロ

44（託送供給等にともなう協力）によって受電地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

(４)

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，もしくは契約受電電力を増加される場合または受電地点への供給設備を変更する場合で，低圧で受電するとき（受電の用に供することを主たる目的とするときに限り
ま す 。）は， (２)イ (イ)， (ロ)および (３)にかか わらず，その受電の用に供する

託送供給約款

−Ⅷ-3−

ことによって必要となる工事費（(２)イ(ハ)により申し受ける金額を除きます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(５)

工事費の算定(１)，(２)，(３)および(４)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ

工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(イ)

標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設 分担関 連 費およびそ の他の 費 用を含みま す。）の 合計額
といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。

(ロ)

材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出 した貯 蔵 品の払出単 価等を い います。） によって 算定い
たします。

(ハ)

土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額 をいい ま す。）は， 工事費に 含みません 。ただ し ，架空
電線路の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（ 地役権 の 登記に要す る費用 を 除きます。）の50パ ーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。

(ニ)

架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場
合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含
みます。

(ホ)

託送供給約款

残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工−Ⅷ-4−

事費に含みます。
(ヘ)

建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り，工事費に含みます。

ロ

発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
なお，(２)イ(イ)の標準設計工事費をこえる金額は，実際工事費から標準設計工事費を差し引いたものといたします。

ハ

当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して受電する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(イ)

鉄塔を利用して電気を受電する場合
使用回線数
工事費×―――――――
施設回線数

(ロ)

管路等を利用して電気を受電する場合
使 用 孔 数
工事費×――――――――――――
施設孔数−予備孔数ニ

当社が特別高圧で受電する電気について，施設後３年以内（その供給設備について法令に定められた検査を要する場合は，その設備の検査合格の日〔仮合格の場合は仮合格の日といたします。〕，その他の場
合はその設備の使用開始の日から３年目の同月同日の前日までの期間
を いいます。）の供 給設備を利用する場 合は，新たに利用さ れる部分を新たに施設される受電側接続設備（特別高圧のノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，変電所相互間を連絡する電線路を除きます。）とみなします。

ホ(２)イ(ハ)の場合，施設後３年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を託送供給約款

−Ⅷ-5−

除きます。なお，ノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，高圧の供給設備および当社が適当であると認めた供給設備に限ります。）とみなします。
へ

低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。

(６)

受電地点への供給設備の工事費負担金は，受電地点ごとに，発電量調整供給契約ごとに算定いたします。
ただし，２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
イ

２以上の発電契約者から共同して申込みがあった場合または２以上の発電契約者のうち１の発電契約者が代表して工事費負担金を支払われる旨を申し出られた場合の工事費負担金は，その代表の発電契約者による１申込みとみなして算定いたします。

ロ

２以上の発電契約者から同時に申込みがあった場合の工事費負担金
は，発電契約者ごとに算定いたします。この場合，発電契約者ごとの共用部分の工事費は，原則として契約受電電力の比であん分した金額
といたします。

(７)

特例区域等の発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への供給設備を施設するときには，当社は，(１)，(２)または(４)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(２)の場合に準じて算定いたします。

68

受電用計量器等の工事費負担金(１)

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を託送供給約款

−Ⅷ-6−

変更される場合等で，これにともない新たに受電地点における電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り付けるときには，当社は，その工事に要した費用の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。ただし，低圧で受電する場合で，受電の用に供することを主たる目的とするときには，その受電の用に供することによって必要となる工事費を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(２)

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等を取り付けるときには，当社は，その工事に要した費用の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

69

会社間連系設備の工事費負担金
契約者が新たに託送供給を開始し，または契約受電電力等を増加される
場合で，これにともない会社間連系設備（会社間連系点に至る供給設備を
い い ま す。）を新たに施設するときには，当社は，工事費負担金を契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または振替供給契約の内容等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。

70

供給地点への供給設備の工事費負担金(１)

供給側接続設備の工事費負担金
イ

低圧または高圧で供給する場合(イ)

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位 の供給 電 圧に変更さ れると き を除きます 。）で， これに託送供給約款

−Ⅷ-7−

ともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備 を除き ま す。）の工 事こう長 が無償こう 長（架 空 の場合
は1,000メー トル， 地中の 場合 は150メ ートル とい たしま す 。）をこえるときには，当社は，その超過こう長に次の金額を乗じてえた金
額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。

区分

架空供給側接続設備の場合
地中供給側接続
設備の場合

単

位

金

額

超過こう長１メートルにつき

３,４１０円００銭

超過こう長１メートルにつき２７,１７０円００銭

なお，張替えまたは添架を行なう場合は，架空供給側接続設備についてはその工事こう長の60パーセント，地中供給側接続設備についてはその工事こう長の20パーセントに相当する値を新たに施設される供給側接続設備の工事こう長とみなします。
(ロ)

２以上の供給地点に係る供給側接続設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
ａ

２以上の契約者から共同して申込みがあった場合，または契約者から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望される場合の工事費負担金の無償こう長は，(イ)の無償こう長に供給地点の数を乗じてえた値といたします。

ｂ

２以上の契約者から同時に申込みがあった場合，または契約者
から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望されない場合の工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。この場合，それぞれの供給地点における供給側接続設備の工事こう長については，共用される部分の工事こう長を共用する供給地点の数で除してえた値にその供給地点に係っ託送供給約款

−Ⅷ-8−

て単独で使用される部分の工事こう長を加えた値を，新たに施設される供給側接続設備の工事こう長といたします。
(ハ)

架空供給側接続設備と地中供給側接続設備とをあわせて施設する
場合の(イ)の超過こう長は，次により算定いたします。
ａ

地中供給側接続設備の超過こう長は，地中供給側接続設備の工事こう長から地中供給側接続設備の無償こう長を差し引いた値といたします。

ｂ

架空供給側接続設備の超過こう長は，架空供給側接続設備の工事こう長といたします。ただし，地中供給側接続設備の工事こう
長が地中供給側接続設備の無償こう長を下回る場合は，次によります。
架空供給側接続設＝架空供給側接続設 − 地中供給側接続設− 地中供給側接続設
備の工事こう長備の無償こう長備の工事こう長備の超過こう長×ロ

架空供給側接続設備の無償こう長
地中供給側接続設備の無償こう長特別高圧で供給する場合(イ)

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位 の供給 電 圧に変更さ れると き を除きます 。）で， これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備 を除き ま す。）につ いてａに より算定さ れる工 事 費がｂの当社負担額をこえるときには，当社は，その超過額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
ａ

工
(ａ)

託送供給約款

事費

架空供給側接続設備の場合−Ⅷ-9−

（工事こう長 100メートル当たり）
標 準 電 圧 20,000 ボ ル ト で
５５０円００銭
供給する場合新 増 加 接 続 送 電 標 準 電 圧 60,000 ボ ル ト で
１７６円００銭
サービス契約電力供給する場合１キロワットにつき
標 準 電 圧 100,000 ボ ル ト で
１１０円００銭
供給する場合なお，標準電圧20,000ボルトで当社が供給する場合で，支持物に電柱を使用するときには，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の15パーセントといたします。
ま た ， 標 準 電 圧 20,000ボ ル ト ， 60,000ボ ル ト ま た は 100,000
ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
(ｂ)

地中供給側接続設備の場合（工事こう長 100メートル当たり）
標 準 電 圧 20,000 ボ ル ト で
６７１円００銭
供給する場合新 増 加 接 続 送 電 標 準 電 圧 60,000 ボ ル ト で
５３９円００銭
サービス契約電力供給する場合１キロワットにつき
標 準 電 圧 100,000 ボ ル ト で
３３０円００銭
供給する場合なお，張替えを行なう場合には，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の20パーセントといたします。
ま た ， 標 準 電 圧 20,000ボ ル ト ， 60,000ボ ル ト ま た は 100,000
ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
(ｃ)

スポットネットワーク方式で供給するために，当社が新たに
地中供給側接続設備を施設する場合の工事費は，(ｂ)にかかわらず，次の算式によって算定いたします。
なお，スポットネットワーク方式とは，当社が技術上，経済上必要と認めた場合に，原則として３回線の当社の電線路から，それぞれの回線ごとに施設していただいた変圧器の２次側母線

託送供給約款

−Ⅷ-10−

で常時並行して供給を受ける方式をいいます。
新増加接続送電
サービス契約電力
１
工事費相当額×工事こう長× ――― × ―――――――――
100
利用回線数−１
この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。
(ｂ)の工事費単価×{100ﾊﾟｰｾﾝﾄ＋20ﾊﾟｰｾﾝﾄ×(利用回線数−１)}ｂ

当 社 負 担 額

新 増加接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき
(ロ)

５,５００円００銭

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合で，施設後３年以内の供給設備を利用して当社が供給するときは，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。

ハ19（接続送電サービス）(２)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点の接続送電サービス契約電力は，この(１)の工事費負担金の算定上，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分を含まないものといたします。

ニ

次の言葉は，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，それぞれ次の意
味で使用いたします。
(イ)

供給側接続設備
供給地点への供給の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，発電所または変電所の引出口に施設される断路器の供給地点側接続点（送電線路から供給側接続設備を分岐する場合は，送電線路の接続 点とい たします。）か ら他 の発電所また は変電 所を経ないで供給地点に至る電線および引込線等をいいます。

(ロ)

供

給

地

点

会社間連系点以外の供給地点をいいます。
託送供給約款

−Ⅷ-11−

(ハ)工 事 こ う 長
標準設計にもとづき算定される供給地点から最も近い供給設備ま
での供給側接続設備のこう長をいい，実際に施設されるこう長とは異なることがあります。
なお，単位は，１メートルとし，その端数は，小数点以下第１位
で四捨五入いたします。

ホ

低圧で供給する場合，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，次の値が増加する場合
といたします。
(イ)

電灯定額接続送電サービスおよび電灯臨時定額接続送電サービスの場合の契約負荷設備の総容量

(ロ)

契

約

電

力

(ハ)

契

約

電

流

(ニ)

契

約

容

量

なお，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要場所における主開閉器の定格電流等を増加されるときは，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
また，供給電気方式を交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは200ボルトから交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトに変更される場合は，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
へ

高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定めるとき（19〔接続送電サービス〕(２)ニ
で需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(２)イ(イ)に準じて値 を定める場合を含 みます。）は，Ⅷ（ 工事費の負担）の各 項におい

託送供給約款

−Ⅷ-12−

て，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，需要場所における受電設備の総容量を増加される場合といたします。
(２)

供給地点への特別供給設備の工事費負担金
イ

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，
下 位の供給電圧に変 更されるときを除き ます。）で，これに ともない当社が新たに供給地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
(イ)

契約者の希望によって標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する
場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ

標準設計をこえる電線または支持物等を施設する場合

ｂ

標準設計による供給側接続設備以外の供給側接続設備により供
給する場合

ｃ

その他標準設計をこえる設計で供給に必要な供給地点への供給設備を施設する場合
また，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。

(ロ)

架空供給側接続設備で供給できるにもかかわらず，契約者の希望によって地中供給側接続設備を施設する場合は，ａまたはｂの金額
ａ

標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。

ｂ

供給地点が行政庁から認可，認定等を受けている市街地開発事
業等（都市計画法第４条第７項に規定する市街地開発事業その他
これらに類 する事 業 をいいます 。）に係 る区域の場 合は， ａ にかかわらず，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の託送供給約款

−Ⅷ-13−

工事費を差し引いた金額(ハ)65（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，65（専用供給設備）(２)によるものといたします。

ロ

19（接続送電サービス）(２)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点において需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給のために接続送電サービスを利用される場合または供給地点において予備送電サービスを利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，供給側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，65（専用供給設備）(２)によるものといたします。

(３)

供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ

契約者が接続送電サービス契約電力等または予備送電サービス契約
電力の増加にともなわないで，契約者の希望によって供給地点への当社の供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，
か つ，下位の供給電 圧に変更されるとき を含みます。）は，62（引込線の接続），63（計量器等の取付け），64（通信設備の施設）または66（電流制限器等の取付け）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

ロ

44（託送供給等にともなう協力）によって供給地点への供給設備を託送供給約款

−Ⅷ-14−

新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
(４)

工事費の算定(２)および(３)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ

工事費は，契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される
場合を除き，標準設計工事費といたします。
(イ)

標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設 分担関 連 費およびそ の他の 費 用を含みま す。）の 合計額
といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。

(ロ)

材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出 した貯 蔵 品の払出単 価等を い います。） によって 算定い
たします。

(ハ)

土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額 をいい ま す。）は， 工事費に 含みません 。ただ し ，架空
電線路の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（ 地役権 の 登記に要す る費用 を 除きます。）の50パ ーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。

(ニ)

架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場
合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含
みます。

(ホ)

託送供給約款

残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工−Ⅷ-15−

事費に含みます。
(ヘ)

建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り，工事費に含みます。

(ト)

契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，73（臨時工事費）に準じて算定いたします。

ロ

契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
なお，(２)イ(イ)の標準設計工事費をこえる金額は，実際工事費から標準設計工事費を差し引いたものといたします。
(２)イ(イ)または(ロ)ａの場合で，その工事費を(１)イ(イ)に定める超過こうハ

長１メートル当たりの金額または(１)ロ(イ)ａに定める工事費単価にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イおよびロにかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費をいずれも(１)イ(イ)または(１)ロ(イ)ａにもとづいて算定いた
します。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
ニ

当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して供給する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(イ)

鉄塔を利用して電気を供給する場合
使用回線数
工事費×―――――――
施設回線数

(ロ)

管路等を利用して電気を供給する場合
使 用 孔 数
工事費×――――――――――――
施設孔数−予備孔数

ホ

当社が特別高圧で供給する電気について，施設後３年以内の供給設

託送供給約款

−Ⅷ-16−

備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
なお，この場合の工事費は，(１)ロ(イ)ａに準じて算定いたします。
(２)ロの場合の工事費は，次のとおりといたします。

ヘ(イ)

高圧で供給する場合(１)イ(イ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められる場合は，イまたはロにかかわらず，その工事費を(１)イ(イ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。

(ロ)

特別高圧で供給する場合
契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，イにかかわらず，(１)ロ(イ)ａによって算定いたします。
なお，21（予備送電サービス）によって当社が供給する場合で，供給側接続設 備（専 用供給設備お よび予 備供給設備を 除きま す。）と予備供給設備とを同一支持物に同時に施設するときの予備供給設
備の工事費は，(１)ロ(イ)ａの該当欄の単価の20パーセントを適用して算定いたします。

ト

低圧または高圧で供給する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるとき（ハおよび への場合を除きま す。）は，イおよび ロにかかわらず，工 事費を当該金額にもとづいて算定いたします。

(５)

特例区域等の契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サー
ビス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，
か つ ，下位の供給電 圧に変更されるとき を除きます。）で， これにともない当社が新たに供給地点への供給設備を施設するときには，当社は，託送供給約款

−Ⅷ-17−

(１)または(２)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(２)の場合に準じて算定いたします。

71

工事費負担金の申受けおよび精算(１)

当社は，工事費負担金を原則として工事着手前に契約者または発電契
約者から申し受けます。
なお，９（検討および契約の申込み）(４)にもとづき系統連系保証金を申し受けた場合は，系統連系保証金を工事費負担金に充当いたします。

(２)

工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するもの
といたします。
イ70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(１)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
(イ)

設計変更等により，架空供給側接続設備または地中供給側接続設
備のいずれかの工事こう長の変更の差異が５パーセントをこえる場
合

(ロ)
ロ

その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合
67（受電地点へ の供給設備の工事費 負担金），68（受電 用計量器等の工事費負担金），69（会社間連系設備の工事費負担金），70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)（70〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)イ(イ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額または70〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)ロ(イ)ａに定める工事
費単価および70〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)ロ(ロ)にもと づいて算定する場 合は，イに準ずるも のといたします。） および70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(３)にもとづき算定される場
合は，次に該当するとき。
(イ)

託送供給約款

低圧または高圧で受電または供給する場合−Ⅷ-18−

ａ

設計変更 により ，電柱（鉄塔 ，鉄柱 を含みます。)，電 線および変圧器等の主要材料の規格が変更となる場合または主要材料の数量の変更 （低圧 引 込線を除き ます。） の差異が５ パーセ ン トを
こえる場合

ｂ

設計時と払出時との間で材料費の単価に変動が生じた場合（設計から払出しまでの期間が短いときを除きます。）

ｃ

その他特別の事情により，工事費負担金に著しい差異が生じた
場合(ロ)

特別高圧で受電または供給する場合
原則としてすべての場合(３)

当社は，工事費負担金を申し受けて施設した受電側接続設備または供給側接続設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が特別高圧で受電または供給する電気について，その利用が供給設備の施設後３年以内に行なわれる場合で，その受電側接続設備
または供給側接続設備を施設したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，その差額をお返しいた
します。

(４)

当社は，67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)イ(ハ)に定める供給設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が受電する電気または特別高圧で供給する電気について，その利用が供給設備の施設後３年以内に行なわれる場合で，その供給設備を施設したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，原則としてその差額をお返しいたします。

託送供給約款

−Ⅷ-19−(５)当社は，契約者または発電契約者の承諾をえて，専用供給設備を専用供給設備以外の供給設備に変更することがあります。
なお，その変更が供給設備の施設後10年以内に行なわれる場合は，その専用供給設備を施設したときにさかのぼって専用供給設備以外の供給設備として算定した工事費負担金と，既に申し受けた工事費負担金との差額をお返しいたします。

(６)

低圧または高圧で供給する場合，居住用の分譲地として整備された地
域等において，原則として１年以内にすべての建物が施設される場合で，すべての供給地点について２以上の契約者が共同して申込みをされたと
きまたはすべての供給地点について契約者から申込みがあり，かつ，一括して工事費負担金を算定することを希望されるときには，当社は，施設を予定しているすべての建物に対する工事こう長のうち無償こう長に供給地点の数の70パーセントの値を乗じてえた値をこえる部分を超過こう長として算定される70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(１)の工事費負担金を当初に申し受けます。
また，工事費負担金契約書に定める期日に既に供給を開始している供給地点の数により工事費負担金を精算いたします。この場合の精算の対象となる工事こう長は，共同して申込みをされた供給地点の数と供給を開始した供給地点の数とが異なる場合であっても，施設された供給設備に応じたものといたします。

72

供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け(１)

託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合
供給設備の一部または全部を施設した後，契約者または需要者の都合によって託送供給の開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合は，当社は，要した費用の実費を契約者か

託送供給約款

−Ⅷ-20−

ら申し受けます。
なお，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督，調達した資材等に費用を要したときは，その実費を契約者から申し受けます。
(２)

発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合等は，当社は，要した費用の実費を発電契約者から申し受けます。ただし，発電契約者との間で電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定める場合は，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。
なお，電力広域的運営推進機関送配電等業務指針に定める保証金を返還する事情に該当する場合は，当社は，系統連系保証金をお返しいたします。
また，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督，調達した資材等に費用を要したときは，その実費を発電契約者から申し受けます。

73

臨 時 工 事 費
(１)20（臨時接続送電サービス）によって供給する場合で，これにともない新たに供給設備を施設するときには，当社は，新たに施設する供給設
備 の 工事費にその設 備を撤去する場合の 諸工費（諸掛りを含 みます。）
を加えた金額から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を，臨時工事費として，契約者から，原則として工事着手前に申し受けます。
なお，低圧または高圧で供給する場合，撤去後の資材の残存価額は，託送供給約款

−Ⅷ-21−

変圧器，開閉器等の機器についてはその価額の95パーセント，その他の設備についてはその価額の50パーセントといたします。
また，特別高圧で供給する場合，原則として，撤去後の資材のうち変圧器，開閉器等の機器については，契約使用期間１月（１月未満は，１
月 と いたします。） につきその価額の１ パーセントを差し引 いた金額を残存価額といたします。
(２)

臨時工事費を申し受ける場合は，70（供給地点への供給設備の工事費負担金）の工事費負担金は申し受けません。

(３)

低圧または高圧で供給する場合，新たに施設する供給設備のうち，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分については臨時工事費を申し受けません。

(４)

臨時工事費の精算は，71（工事費負担金の申受けおよび精算）(２)ロの場合に準ずるものといたします。

74

工事費負担金契約書の作成
当社は，契約者もしくは発電契約者が希望される場合または当社が必要とする場合は，工事費負担金に関する必要な事項について，工事費負担金
契約書を作成いたします。
なお，工事費負担金契約の締結は，工事着手前に行ないます。

託送供給約款

−Ⅷ-22−

Ⅸ

75

保

安

保 安 の 責 任
当社は，受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供
給 設 備 （当社が所有権を有さない設備を除きます。）ならびに計量器等発
電場所内および需要場所内の当社の電気工作物について，保安の責任を負
います。

76

保安等に対する発電者および需要者の協力(１)

次の場合には，発電者または需要者からすみやかにその旨を当社に通知していただきます。この場合には，当社は，ただちに適当な処置をいたします。
イ

発電者または需要者が，引込線，計量器等その発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状
もしくは故障が生ずるおそれがあると認めた場合

ロ

発電者または需要者が，発電者または需要者の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状もしくは故障が生ずるおそれがあり，それが当社の供給設備に影響を及ぼすおそれがあると認めた場合(２)

発電者または需要者が，当社の供給設備を使用しないことが明らかな場合で，当社が保安上必要と認めるときは，その期間について，当社は，(１)に準じて，適当な処置をいたします。

(３)

発電者または需要者が，当社の供給設備に直接影響を及ぼすような物
件 （ 発電設備等を含 みます。）の設置， 変更または修繕工事 をされる場
合は，あらかじめその内容を当社に通知していただきます。また，物件の設置，変更または修繕工事をされた後，その物件が当社の供給設備に直接影響を及ぼすこととなった場合には，すみやかにその内容を当社に託送供給約款

−Ⅸ-1−

通知していただきます。これらの場合において，保安上とくに必要があるときには，当社は，発電者または需要者にその内容の変更をしていた
だくことがあります。
(４)

当社は，必要に応じて，託送供給または発電量調整供給の開始に先だ
ち，接続供給電力または発電量調整受電電力をしゃ断する開閉器の操作方法等について，発電者および需要者と協議を行ないます。

77

調
(１)

査
当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(２)

調査は，次の事項について行ないます。ただし，必要がないと認められる場合には，その一部を省略することがあります。

(３)イ

絶縁抵抗値または漏えい電流値の測定

ロ

接地抵抗値の測定

ハ点

検

当社は，(１)の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいたします。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書等により，原則として調査時に行ないます。

78

調査等の委託(１)

当社は，77（調査）の業務の全部または一部を経済産業大臣の登録を受 け た調査機関（以 下「登録調査機関」 といいます。）に委 託すること

託送供給約款

−Ⅸ-2−

があります。
(２)

当社は，(１)によって委託した場合には，委託先の名称，所在地および委託した業務内容等を記載した文書等により，需要者にお知らせいたします。

79

調査に対する需要者の協力(１)

需要者が電気工作物の変更の工事を行なった場合には，その工事が完成したとき，すみやかにその旨を当社または登録調査機関に通知していただきます。

(２)

当社は，77（調査）(１)により調査を行なうにあたり，必要があるとき
は，需要者の承諾をえて電気工作物の配線図を提示していただきます。

80

検査または工事の受託(１)

低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作
物の検査を当社に申し込むことができます。

(２)(１)の申込みを受けた場合には，当社は，すみやかに検査を行ないます。
この場合には，当社は，検査料として実費を申し受けます。ただし，軽易なものについては，無料とすることがあります。

(３)

低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作
物の工事を当社に申し込むことができます。

(４)(３)の申込みを受けた場合には，当社は，できる限りこれを受託いたします。受託したときには，当社は，実費を申し受けます。ただし，電線被覆損傷箇所のテープ巻き等の軽易なものについては，材料費（消耗品を除きます。）のみを申し受けます。

81

自家用電気工作物
需要者の電気工作物のうち自家用電気工作物については，この約款のう

託送供給約款

−Ⅸ-3−

ち次のものは，適用いたしません。
(１)

77（調

(２)

78（調 査 等 の 委 託）

(３)79（調査に対する需要者の協力）(４)80（検査または工事の受託）

託送供給約款

査）

−Ⅸ-4−

附

則

附

１

実

施

期

則

日

この約款は，2024年４月１日から実施いたします。

２

受電電圧および供給電圧についての特別措置
受電電圧および供給電圧については，当社の供給設備の都合でやむをえな い 場 合には，当分 の間，本則にかかわ らず標準電圧3,000ボルトで託送供給等を行なうことがあります。この場合，料金その他の供給条件は，高圧で託送供給等を行なう場合に準ずるものといたします。

３

揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置(１)に定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者から申出がある場合は，料金および必要となるその他の供給条件は次のとおり
といたします。
(１)

適
イ

用

範

囲

揚水発電設備または蓄電池（以下「揚水発電設備等」といいます 。）が設置された 需要場所に供給され ，揚水または蓄電さ れた接続供給に係る電気が，当該需要場所以外の需要場所に託送供給される場
合であること。

ロ

イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気，揚水発電設備等が設置された
需 要場所内で発電ま たは放電された電気 等をいいます。）と を，物理的に区分する等，何らかの方法で明確に区分が可能となるよう措置されており，(イ)および(ロ)を明確に区分して定めることが可能であること。

託送供給約款

−附則-1−

ただし，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，(イ)および(ロ)をあらかじめ契約者と当社との協議により定めることがあ
ります。
(イ)

当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する最大電力（キロワ ット）， 最大電流（ アンペ ア ）または最 大容量 （ キロボ
ルトアンペア）（以下「揚水最大電力等」といいます。）およびそれ以外の電気の最大電力，最大電流または最大容量（以下「その他最大電力等」といいます。）(ロ)

当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する電力量（以下「揚 水等接 続 供給電力量 」とい い ます。）お よびそれ 以外の電気の電力量（以下「その他接続供給電力量」といいます。）

ハイおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定められた順序または手続き等にしたがって揚水または蓄電および発電または放電を制御することが可能なものであること。

(２)

接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金
接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金は，供給地点
ごとに，あらかじめ１年ごとに契約者と当社との協議により揚水発電設備等における揚水または蓄電および発電等に係る電気の損失率（以下「 揚 水等損失率」といいます。）を定め，19（接続送電サービス） (３)イ(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，(ニ)ｃ，(ホ)ｃ，(ヘ)ｃ，(ト)ｃ，ロ(イ)ｃ，(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，ハ(イ)ｃ，(ロ)ｃもしくは(ハ)ｃまたは20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ，(ニ)ｃ，
ロ(ハ)もしくはハ(ハ)の適用にあたっては，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の算定上，イ(イ)または(ロ)により，接続供給課金
対象電力または接続供給課金対象電力量を定め，接続送電サービス契約
電力，接続送電サービス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量もしくは臨時接続送電サービス契約電力または接続供給電力量に代えて適用いたしま

託送供給約款

−附則-2−

す。
なお，高圧または特別高圧で供給する場合で，１年を通じて最大需要
電力等が夜間時間に発生するときのピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(４)ロにかかわらず，ロといたします。
イ

接続供給課金対象電力または接続供給課金対象電力量(イ)

接続供給課金対象電力
当該供給地点における接続供給課金対象電力（キロワット）は，
次のとおりといたします。ただし，接続供給課金対象電力の算定上，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。
接続供給課金対象電力＝揚水最大電力等×揚水等損失率＋その他最大電力等(ロ)

接続供給課金対象電力量
当該供給地点における接続供給課金対象電力量は，次のとおりといたします。
接続供給課金対象電力量＝揚水等接続供給電力量×揚水等損失率＋その他接続供給電力量

ロ

１年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合のピーク
シフト電力
高圧または特別高圧で供給する場合のピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限とし て，夜間時間に移 行する負荷設備の容 量（キロワット）， 揚水最大
電力等およびその他最大電力等，揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，託送供給約款

−附則-3−

ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピーク
シフト電力を適正なものに変更していただきます。
ハ

そ
(イ)

の

他

19（接続送電サービス）(３)イ(イ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ａ，(ハ)ａまたは(ニ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接
続送電サービス（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場
合に限ります。）を適用いたします。

(ロ)

20（臨時接続送電サービス）(３)イ(イ)ａに該当する場合は，20（臨時 接 続 送 電 サ ー ビ ス ） (３)イ (ロ)ａ に か か わ ら ず ， 電 灯 臨 時 接 続 送 電
サービスを適用いたします。

(ハ)20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ハ)ａに該当する場合は，20（臨時 接 続 送 電 サ ー ビ ス ） (３)イ (ニ)ａ に か か わ ら ず ， 動 力 臨 時 接 続 送 電
サービスを適用いたします。

(３)

電力および電力量の算定
当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，接続対象計画電力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(12)，(20)および(21)にかかわらず，次のとおりといたします。
イ

接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給
地 点が複数ある場合 はその合計といたし ます。）で，契約者 があらか
じめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。

託送供給約款

−附則-4−

なお，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，契約者は，別途，当該供給地点における30分ごとの接続対象電力量の計画値をあらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
ロ

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応
補給電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故 障等が発生したと きを除きます。）は ，31（電力および電 力量の算
定）(８)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象
電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量

ハ

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応

託送供給約款

−附則-5−

余剰電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故 障等が発生したと きを除きます。）は ，31（電力および電 力量の算
定）(８)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象
電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量(４)計量器等の取付け
料金の算定上必要な計量器等については，63（計量器等の取付け）によるものといたします。また，(１)イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気，揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をい い ます。）とを， (１)ロによって区分する 場合には，区分するために必要な計量器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。

(５)

供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
接 続 供 給 電 力 量 お よ び 最 大 需 要 電 力 等 は ， 30（ 計 量 ） お よ び 附 則 ６（受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なった電圧で計量することがあります。この場合，接続供給電力量および最大需要電力等は，計量された接続供給電力量および最大需要電力等を，供給電圧と同位にするために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた損失補正率によって修正したもの

託送供給約款

−附則-6−

といたします。

４

発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設
備）(１)

契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社と再生可能エネルギー電
気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，原則として，契約者または特定送配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバラン
シンググループに属することはできないものといたします。

(２)(１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電量調整供
給 契 約（発電者から 電気を受電する場合 に限ります。）の申 込みに先立
ち，契約者（当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結する契約
者 を 除きます。）ま たは特定送配電事業 者は，受電地点特定 番号を明らか に して，申込書（ 当社所定の様式によ ります。）により， 受電側接続検討の申込みをしていただきます。

(３)(１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締結する電気事業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約の変更を希望されることにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，当社は，51（契約の変更）(２)に準じて契約を変更していただくことがあります。

(４)(１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が特定送配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した託送供給約款

−附則-7−

再生可能エネルギー発電設備から電気を調達することを希望されるときは，契約者は，当社が受電地点において発電量調整供給を行なう際に必要となる事項について，特定送配電事業者が当社に通知する旨を承諾した文書を提出していただきます。
(５)(１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送 配 電事業者が契約 者となる場合を除き ます。）が希望され るときは，
契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググ
ループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネルギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイオマス発電設備」といいます 。〕であって化石 燃料を混焼するもの 〔再生可能エネルギ ー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ

８（契約の要件）(２)イは，適用いたしません。

ロ

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(２)にかかわらず，18（料金）(２)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保
料は申し受けません。

ハ

特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシ

託送供給約款

−附則-8−

ンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受
電計画差対応電力）(２)イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款
料 金算定規則附則第 ３条（卸電力取引所 が公表する額に限り ます。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
この場合，23（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ロ)およびロ(ロ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電
バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バラ
ンシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ23（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ロ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，特例発電バランシンググ
ループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググルー
プに係る発電量調整供給について，それぞれ23（発電量調整受電計画
差対応電力）(２)ロ(ロ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ

特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価
は，26（給電指令時補給電力）(２)ニにかかわらず，託送供給等約款料
金 算定規則第29条（ 卸電力取引所が公表 する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシン
ググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）(２)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（ 卸電力取引所が公 表する額に限ります 。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。ただし，39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，ノンファーム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，39（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取
引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供託送供給約款

−附則-9−

給 区域において売買 取引を行なうものに 限ります。）に消費 税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
この場合，26（給電指令時補給電力）(２)ロにかかわらず，給電指令
時補給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およびその他の発電バランシンググループに係る補給について，それぞれ26（給電指令時補給電力）(２)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホインバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたし ます。）といたし ます。また，再生可 能エネルギー予測誤 差対応調
整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価（再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める再生可能エネルギー予測
誤 差対応調整力確保 に係る単価をいいま す。）を適用してえ られる金額のその１月の合計といたします。

ヘ

インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整
力確保料について必要となるその他の事項については，発電量調整受
電計画差対応補給電力料金に準じて次の各項によるものといたします。

ト(イ)

29（料金の算定期間）(ロ)

33（料 金 の 算 定 ）(ハ)34（支払義務の発生および支払期日）(ニ)

35（料金その他の支払方法）

(ホ)

36（保

証

金）

(ヘ)

48（違

約

金）

(ト)

55（解

約

等）

当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは託送供給約款

−附則-10−特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整
供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
チ

ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社がノンファーム電源の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，トにかかわらず，契約者は，発電量調整受電計
画電力量の見直しを行なっていただきます。

リ

契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，変更後の発電量調整受
電計画電力量にもとづき発電計画を所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。

ヌリで定めた計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに当社に通知していただきます。

ル

この料金その他の供給条件の適用を開始した後１年間はこの料金その他の供給条件の適用を継続していただきます。また，この料金その他の供給条件の適用を終了した後１年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。

(６)(１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネ
ルギー発電設備から電気を調達するときは，契約者の指定する発電バラ
ン シ ン グ グ ル ー プ （ (５ )に お い て ， 契 約 者 が 希 望 さ れ る 場 合 を 除 き ます 。）に係る料金お よび必要となるその 他の供給条件は次の とおりとい

託送供給約款

−附則-11−

たします。
イ

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(２)にかかわらず，18（料金）(２)に定める料金およびロにより算定されるインバランスリスク料
といたします。

ロ

インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。

ハ

インバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるもの
といたします。

(７)(イ)29（料金の算定期間）(ロ)

33（料 金 の 算 定 ）(ハ)34（支払義務の発生および支払期日）(ニ)

35（料金その他の支払方法）(１)により発電量調整供給契約を締結する発電場所（低圧で受電する場
合 に 限ります。）に おいて，イに該当す る複数の発電設備等 （各発電設備等の出力が10キロワット未満の場合に限ります。また，特定送配電事
業 者 が特定契約を締 結する再生可能エネ ルギー発電設備を除 きます。）
を使用する発電場所で，契約者または発電契約者から適用の申出がある
場合は，当分の間，必要となるその他の供給条件は，ロからホのとおり
といたします。
イ

適用

次のいずれかに該当する場合に適用いたします。
(イ)

特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の発電設備等を設置する発電場所で，特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備以外の電気を発電契約者が受電する場合

託送供給約款

−附則-12−

(ロ)特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備を複数設置する発電場所で，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備と当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備が混在する場合または当社の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合

ロ

供給および契約の単位
当社は，15（供給および契約の単位）(１)にかかわらず，１発電場所
について１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結
している場合を除きます。〕を除きます。）し，１電気方式，１引込，
２計量をもって発電量調整供給を行ないます。この場合，当該発電場所に係る発電バランシンググループは，計量区分ごとに発電バランシ
ンググループを設定していただきます。

ハ

計

量

当社は，30（計量）(１)にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記録
型等計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器で計量された電力量の差し引きにより，30分ごとに，発電バランシンググループごとに，電力量を仕訳いたします。この場合，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
ニ38（託送供給等の実施）(３)ホは，適用いたしません。

ホイの適用を廃止しようとされる場合またはイの適用に該当しなくなった場合は，当該発電場所に係る取扱いを終了させるための適当な処置を行ないます。

託送供給約款

−附則-13−

なお，必要に応じて契約者，発電契約者および発電者に協力していただきます。
(８)

契約者が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備から契約者が締結する特定契約に係る電気を受電する場合，当該バイオマス発電設備に係る発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ

特例発電バランシンググループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で30分ごとに計量された電力量に，当該バイオマス発電設備のバイオマス比率（発電により得られる電気の量に占めるバイオマスを変換して得られる電気の量の割合をいい，
特 定契約の料金の算 定期間ごとに算定さ れる値といたします 。）を乗じてえた値とし，30分ごとに算定いたします。

ロ

契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する
場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，38（託送供給等の実施）(３)
ホに準じて電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。

ハイのバイオマス比率は，算定後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を契約者から提出していただきます。

ニ

特例発電バランシンググループと同一計量する発電バランシンググ
ループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で計量された30分ごとの電力量からイおよびロにより算定された特例発電バランシンググループに係る30分ごとの発電量調整受電電力量を差し引いた値にもとづき，本則に準じて算定いたします。

(９)

その他の事項については，発電契約者および発電者の場合に準ずるものといたします。

託送供給約款

−附則-14−５

離島についての特別措置(１)

系統連系受電サービス料金イ

電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といい ます。）における 系統連系受電サービ ス料金の基本料金は ，22（系
統連系受電サービス）(３)イにかかわらず，次のとおりといたします。

ロ(イ)に定める離島系 統 連 系受 電 課 金 対 象 電
力１キロワットにつきロ(ロ)に定める離島

ロ

離
(イ)

７９円５７銭７９円５３銭島
特別高圧系統のある離島
対馬島，海栗島，泊島，赤島，沖ノ島，島山島，壱岐島，

若宮島，原島，長島，大島，種子島，奄美大島，加計呂麻島，
与路島，請島，馬毛島(ロ)

特別高圧系統のない離島
小呂島，上甑島，中甑島，下甑島，竹島，硫黄島，黒島，口之島，中之島，平島，諏訪之瀬島，悪石島，小宝島，宝島，
屋久島，口永良部島，喜界島，徳之島，沖永良部島，与論島(２)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象
計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力
料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，23（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)，24（接続対象計画差対応電力）(２)イ(ハ)，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)，26（給電指令時補給
電力）(１)ニまたは(２)ニにかかわらず，次のとおりといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

託送供給約款

−附則-15−４５円６０銭ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源
であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
(３)

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象
計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰
電力料金単価については，23（発電量調整受電計画差対応電力）(２)ロ(ハ)，24（接続対象計画差対応電力）(２)ロ (ハ)または25（需要抑制量調整受電計
画差対応電力）(２)ロ(ハ)にかかわらず，次のとおりといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

６

１７円７９銭受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，30（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，計量された発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの損失補正率によって修正したものといたします。

７

記録型等計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置(１)

低 圧 で 供 給 す る 場 合 で ， 30分 ご と に 計 量 す る こ と が で き な い 計 量 器（ 以 下「記録型等計 量器以外の計量器」 といいます。）で計 量するときの接続供給電力量および接続送電サービス契約電力については，次のと託送供給約款

−附則-16−

おりといたします。
イ

移行期間における30分ごとの接続供給電力量
その１月のうち記録型等計量器以外の計量器で計量する期間（以下「 移行期間」といい ます。）における30分ごとの接続供給電 力量は，移行期間において計量された接続供給電力量を移行期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，移行期間の接続供給電力量を時間帯区分ごとに計量する場合
は，移行期間において各時間帯区分ごとに計量された接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。

ロ

移行期間において料金の変更があった場合の30分ごとの接続供給電
力量
ハ ， 19（ 接 続 送 電 サ ー ビ ス ） (２)イ (ロ)， (ハ)ま た は 20（ 臨 時 接 続 送 電サービス）(２)イによって，接続送電サービス契約電力，接続送電サー
ビス契約電流, 接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契
約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス
契約電力を定める場合で，移行期間において，接続送電サービスの種
別，臨時接続送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続
送電サービス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電
サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電
サービス契約電力等を変更したことにより，料金に変更があったときは，移行期間における接続供給電力量を，料金の変更のあった日の前後の期間の日数にそれぞれ接続送電サービス契約電力，接続送電サー
ビス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契
約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス
契約電力を乗じた値の比率により区分して算定いたします。
この場合，移行期間における料金の変更のあった日の前後の接続供

託送供給約款

−附則-17−

給電力量を，イに準じて，30分ごとの接続供給電力量として均等に配分いたします。
ハ

接続送電サービス契約電力
契約者が19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス
契約電力を定めることを希望される場合は，当分の間，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)にかかわらず，供給地点ごとに，負荷設備の容量等を基準として，契約者と当社との協議によって定めることがあります。

(２)

発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電
電力量を記録型等計量器以外の計量器で計量するときの30分ごとの発電量調整受電電力量の計量値は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，高圧または特別高圧で受電する場合の最大連系電力等は，原則として，発電量調整受電電力の最大値といたします。

８

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合の特別措置(１)

１発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する
場合で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，31（電力および電力量の算定）(18)イおよび(19)イにおける発電量調整受電計画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，31（電力および電力量の算定）(２)イにかかわらず，発電契約者と当社との協議によってその30分ごとに定めた値を，当該受電地点におけるその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。

(２)

１発電場所において，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等が混在する場合は，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等を異なる発電バランシンググループに設定していただきます。また，当該受電地点における30分ごとの電力量および電力量の計画値は，発電契約者と当社との協議によって発電バ

託送供給約款

−附則-18−

ランシンググループごとに定めます。この場合，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量された電力量および当該受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみ
なします。

９

損害賠償の免責についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
発電者が再生可能エネルギー特別措置法附則第４条第１項に定める旧特定供給者に該当する場合で，39（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネル
ギー特別措置法施行規則第14条第８号トにおいて特定契約申込者が補償を求 め る ことができるとされている場合の損害に限ります。）を受けたときは，49（損害賠償の免責）(２)にかかわらず，発電契約者のお求めに応じ，当社は，当該損害について，再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号トに定める額を限度として，補償するものといたします。
なお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。

10

受電地点への供給設備の工事費負担金（電源接続案件募集プロセス）
２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合であって，発電契約者ごとの共用部分の工事費を電源接続案件募集
プロセスにおける入札等によって算定するときは，67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(６)ロにかかわらず，当該入札等において算定された金額を，発電契約者ごとの共用部分の工事費といたします。

託送供給約款

−附則-19−11

発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合の費用の申受け（電源接続案件募集プロセス）
供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止
または変更される場合等で，発電契約者との間で電源接続案件募集プロセスにもとづき入札保証金および工事費負担金補償金等を定めるときは，72（供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け）(２)ただし書にかかわらず，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。

12

軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置(１)

需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合における特別措置イに定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者からこの特別措置の適用の申出がある場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

適

用

範

囲

契約者が次の時間帯に，19（接続送電サービス）(２)ニによって接続
送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用する場合に適用いたします。
(イ)

軽負荷期（毎年４月１日から５月31日までおよび10月１日から11
月30日まで の期間 を いいます。）におけ る毎日午前 ８時か ら 午後４時までの時間(ロ)

その他期 （軽負 荷期以外の期間をい います。）における 土曜日，

日曜日，「 国民の祝 日に関する 法律」 に 規定する休 日，１ 月 ２日，１月３日，12月30日および12月31日の午前８時から午後４時までの託送供給約款

−附則-20−

時間(ハ)

再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間（当社が再生可能
エネルギー発電設備の出力抑制の可能性または出力抑制の要請を公表した場合における当該出力抑制の対象となる時間帯をいいます。）

ロ

特別措置の適用申込みおよび使用の申出(イ)

契約者は，この特別措置の適用を希望する供給地点に係る事項（需要者の名称，需要場所〔供給地点特定番号を含みます。〕）を明らかにして，当社所定の様式により，申込みをしていただきます。
(ロ)

原則として，当社が指定する期限までに，使用の申出をしていた
だきます。

ハ

接続送電サービス契約電力
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）(２)ニによって定めた値といたします。
なお，19（接続送電サービス）(２)ニの不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分の算定上，この特別措置により電気を使用されたその１月の最大需要電力等は，その１月の最大需要電力等から19（接続送電サービス）(２)ニの不足電力の補給の供給分につき，契約者と当社との協議によって定めた値を差し引いたものといたします。

ニ

接続送電サービス料金
この特別措置により電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)，(ロ)ｃ(ａ)，ハ(イ)ｃ(ａ)または(ロ)ｃ(ａ)における需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給に あてるための電気をまったく使用しないときに準じて算定いたしま
す。ただし，その１月にこの特別措置により電気を使用し，かつ，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サー

託送供給約款

−附則-21−

ビス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)，(ロ)ｃ(ａ)，ハ(イ)ｃ(ａ)または(ロ)ｃ(ａ)に準じて算定いた
します。
ホ

そ
(イ)

の

他

当社は，契約者との間で，この特別措置の適用に必要となる事項について，別途覚書を締結することがあります。

(ロ)

当社は，電気の需給状況その他によってやむをえない場合には，
この特別措置の適用をしないことがあります。

(２)

１年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生する場合の取扱いについての特別措置
19（ 接 続 送 電 サ ー ビ ス ） (４)の 適 用 を 受 け る 供 給 地 点 に お い て ， 需

イ

要者が土曜日もしくは軽負荷期における平日の昼間時間または再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間に負荷移行を行ない，１
年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間（夜間時間，土曜日，軽負荷期における平日の昼間時間および再生可能エネルギー発電設
備 出力抑制対象時間をいいます。）に発 生する場合で，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料
金 は ， 当 分 の 間 ， 19（ 接 続 送 電 サ ー ビ ス ） (４)に か か わ ら ず ， 19（ 接続 送 電 サ ー ビ ス ） (３)に よ っ て 算 定 さ れ た 金 額 か ら (イ)に よ っ て 算 定 されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。
(イ)

ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(４)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(４)
イにいうロのピークシフト電力は，(ロ)のピークシフト電力といたし
ます。

(ロ)

ピークシフト電力
ピークシフト電力は，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元時間（負荷移行先時間以

託送供給約款

−附則-22−

外の時間をい います 。）における接 続供 給電力の最大 値を差 し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ハ)

１年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが19（接続送電サービス）(４)の取扱いの適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕 (４)によっ て適用したピークシ フト割引額を含みま す。）の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いた
します。

(ニ)

この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）(４)ハに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）(４)ハに定める適用後１年に満たない場合の取扱いは適用いたしません。

ロ

高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が負荷移行元時間から負荷移行先時間への負荷移行を行なった結果，１年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電
サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料
金は，当分の間，19（接続送電サービス）(３)によって算定された金額
から(イ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。

託送供給約款

−附則-23−(イ)ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(４)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(４)
イにいうロのピークシフト電力は，(ロ)のピークシフト電力といたし
ます。

(ロ)

ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により負荷移行元時間から負荷移行先時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続
送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元
時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷 移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。

(ハ)

１年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービ
ス料金として算定いたします。

ハ

附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう
場合の特別措置）の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場
合のピークシフト電力は，附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）(２)ロまたはイ(ロ)もしくはロ(ロ)にかかわらず，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需託送供給約款

−附則-24−

要者の１年を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容 量（キロワット），揚水最大電力等お よびその他最大電力 等ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。

13

再エネ海域利用法に係る特別措置
再エネ海域利用法第８条第１項の規定による海洋再生可能エネルギー発電設備整備促進区域の指定に関する国からの要請による受電側接続検討について，電力広域的運営推進機関から依頼を受けた場合は，受電側接続検討の申込みがなされたものとみなし，９（検討および契約の申込み）(１)にもとづき受電側接続検討をいたします。この場合，検討料については，選定事業者を発電者とする発電契約者から申し受けます。

14

給電指令時補給電力料金に係る特別措置
39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込
書類を当社が2023年１月31日までに受領し，当該受電側接続検討を当社が2023年３月31日までに受け付けたノンファーム電源（ローカル系統の増強に要する工事費負担金を当社が申し受けた発電設備等に限ります。以下「 み な しファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，26（給電指令時補給電力）(２)ニ，31（電力および電力量の算定）(18)
ロおよび(19)ロにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。

託送供給約款

−附則-25−

15

バランシンググループの設定に係る特別措置
契約者，発電契約者または需要抑制契約者が配電事業者（当社供給区域
内 に お いて事業を営むものに限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第27条の12の11第１項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件
を 含 み ます。以下「配電事業者の約款」といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場合で，当該配電事業者の配電事業に係る業
務の一部（発電量調整受電計画差対応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計画差対応電力の不足電力の補給または送電超過分
電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指令等により生じた不足
電 力 の 補給に係る業務といたします。）について，当該配電事業者と当社との間で受委託に関する契約を締結し，かつ，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者の供給区域における需要場所または発電場 所 （ 調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で設定する
需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制バ
ランシンググループに属することを希望されるときの料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
(１)

代表契約者の選任
契約者および配電事業者の約款に定める契約者が複数となる場合で，１需要バランシンググループを設定することを希望されるときは，次のとおりとしていただきます。
イ

４（代表契約者の選任）にかかわらず，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，１需要バランシンググ
ループを設定することを希望されるすべての者がこの約款にもとづいて当社と接続供給契約を締結するものとし，１接続供給契約における契約者を複数としていただきます。この場合，当該接続供給契約にお託送供給約款

−附則-26−

いては１需要バランシンググループを設定するものとし，この約款に関する当社との協議および接続供給の実施に関する事項についての権限を複数の契約者全員から委任された契約者を，代表契約者としてあらかじめ選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続き
および協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。
ロ

契約者は，配電事業者と締結する接続供給契約においても，イによって代表契約者に選任された契約者を代表契約者としてあらかじめ選任していただきます。ただし，イによって代表契約者に選任された契約者と配電事業者が接続供給契約を締結し，イにおいて１需要バラ
ンシンググループを設定する他の契約者が当該配電事業者と接続供給契約を締結しない場合を除きます。

(２)

契 約 の 要 件
需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制契約者が特定卸供給を行なう事業を営むものであるときは，８（契約の要件）(４)イにかかわらず，次のいずれにも該当すること。
イ

需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）に対して ，次の(イ)および(ロ)の事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができ
ること。
(イ)

需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）(ロ)
ロ

需要抑制の実施頻度および時期
イによってえら れた100キロワットをこえる電気（配電 事業者の約

託送供給約款

−附則-27−款に定める 需要抑制 量調整供給契 約にお ける電気を含 みます 。）を供給しようとするものであること。
ハ

電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。

ニ

需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。

ホ

需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。

(３)

供給および契約の単位
イ

接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需
要バランシンググループを設定していただきます。

ロ

発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における 発電場所（調整電 源に該当する場合を 除きます。）につい て，この約款で設定する発電バランシンググループと同一の発電バランシング
グループを設定していただきます。

ハ

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシ
ンググループと同一の需要抑制バランシンググループを設定していただきます。
なお，需要抑制契約者は，需要者（配電事業者の約款に定める需要者 を含みます。）と 電力需給に関する契 約等を締結している 契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法（31〔電力および電力量の算定〕(14)イまたはロならびに配電事業者の約款に定める需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差託送供給約款

−附則-28−

対 応余剰電力量の算 定方法をいいます。）が同一となるよう に需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需
要場所は複数の需要抑制バランシンググループ（配電事業者の約款で設 定する需要抑制バ ランシンググループ を含みます。）に属 することはできないものといたします。
(４)

料
イ

金
発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，23（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ)

適

用

発 電 バ ラ ン シ ン グ グ ル ー プ に お い て ， 39（ 給 電 指 令 の 実 施 等 ）(５)もしくは(６)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ)

発電量調整受電計画差対応電力ａ

発電量調整受電計画差対応補給電力
(ａ)

適

用

範

囲

30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調 整受電 電 力量を含み ます。） が，その30分の (５)ロ の発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(ｃ)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合託送供給約款

−附則-29−

計といたします。
(ｃ)

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

ｂ

発電量調整受電計画差対応余剰電力
(ａ)

適

用

範

囲

30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調 整受電 電 力量を含み ます。） が，その30分の (５)ロ の発電量調整受電計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ)

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(ｃ)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ｃ)

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

ロ

接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算
定上，24（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりとい
たします。
(イ)

託送供給約款

適用−附則-30−39（給電指令の実施等）(４)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ)

接続対象計画差対応電力ａ

接続対象計画差対応補給電力
(ａ)

適

用

範

囲

30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量 を含み ま す。）が， その30分 の (５)ニの 接続対象 計 画
電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ)

接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計
画差対応補給電力量に(ｃ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ｃ)

接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

ｂ

接続対象計画差対応余剰電力
(ａ)

適

用

範

囲

30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量 を含み ま す。）が， その30分 の (５)ニの 接続対象 計 画
電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ)

接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計

託送供給約款

−附則-31−

画差対応余剰電力量に(ｃ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ)

接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

ハ

需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画
差対応電力の算定上，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ)

適

用

需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ロ)

需要抑制量調整受電計画差対応電力ａ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力
(ａ)

適

用

範

囲

30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需 要抑 制量調 整受電電 力量 を含み ます。） が，そ の30分の(５)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(ｃ)の需要抑制量調
整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ｃ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供託送供給約款

−附則-32−

給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ｂ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力
(ａ)

適

用

範

囲

30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需 要抑 制量調 整受電電 力量 を含み ます。） が，そ の30分の(５)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ)

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量に(ｃ)の需要抑制量調
整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

(ｃ)

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

ニ

給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，26（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ)

契約者に係る給電指令時補給電力料金
ａ

適

用

範

囲

39（給電指令の実施等）(４)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補託送供給約款

−附則-33−給される電気を使用されているときに適用いたします。
ｂ

給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める30分ごとの給電指令時
補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

ｃ

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(５)ヌにより30分ごとに算定された値といたします。

ｄ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

(ロ)

発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
ａ

適

用

範

囲

39（給電指令の実施等）(５)もしくは(６)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される
電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バ
ランシンググループに適用いたします。
ｂ

給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める30分ごとの給電指令時
補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

ｃ

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(５)チにより30分ごとに算定された値といたします。

託送供給約款

−附則-34−ｄ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，ノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます 。）に対 し て出力の 抑制を 実施 したとき は，39（給 電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等またはファーム
電源（配 電事業 者の 約款に定 めるフ ァー ム電源を 含みま す 。）であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものとい
たします。

(５)

電力および電力量の算定
イ

発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）(３)にかかわらず，ロの発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

ロ

発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）(４)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含み
ま す。）において当 社および配電事業者 が発電契約者から受 電する電

託送供給約款

−附則-35−

気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）
で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計
画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整
受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画
電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
ハ

接続対象計画電力
接続対象計画電力は，31（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

ニ

接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，31（電力および電力量の算定）(12)にかかわ
らず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約 款に定める供給地 点を含みます。〕が 複数ある場合はその 合計といた します。）で，契 約者があらかじめ電 力広域的運営推進機 関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計
画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引 計画（調達計画か ら販売計画を差し引 いたものといたしま す。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整
受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画
電力量に関する取扱い）(２)のとおりといたします。

ホ

需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。

託送供給約款

−附則-36−

ヘ

需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に 定める需要場所を 含みます。）ごとに ，需要抑制契約者が あらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・
ベースライン）に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(３)のとおりといたします。

ト

ベースライン
ベースラインは，31（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，
需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電 事業者の約款に定 める需要場所を含み ます。）に係る供給 地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量
を 含みます。）を損 失率で修正した電力 量の計画値で，需要 場所（配電 事業者の約款に定 める需要場所を含み ます。）ごと（15〔 供給およ
び契約の単位〕(１)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数の接続送電サービス等が適用されている場合は，
１ 接続送電サービス 等ごとといたします 。）に，需要抑制契 約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。

チ

発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）(18)ロにかかわらず，次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値

託送供給約款

−附則-37−

とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。
(イ)

30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。） で計量さ れた電力量 の合計 が その30分に おける 発 電量調
整 受 電 計 画 電 力 量 を 下 回 る 場 合 に ， 30分 ご と に ， 次 の 式 に よ り 算
定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ロ)

次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった
ときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググ
ループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ａ

当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合

ｂ

39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制（配電事業者の約款に定めるＮ−１電制を含みます。）を実施したとき。

ｃ

39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発託送供給約款

−附則-38−電設備等を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源（配電事
業者の約款 に定め る ファーム電 源を含 み ます。）に 対して出 力の抑制を実施したとき。

(ハ)次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった
ときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググ
ループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量

託送供給約款

−附則-39−

(ｂ)発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と し，39（ 給電指令の 実施等 ） (２)イ， ロ，ハ または トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｂ

当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定めるファー ム電源 を 含みます。）に対し て，39（給 電指令 の 実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電

託送供給約款

−附則-40−力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と し，39（ 給電指令の 実施等 ） (２)イ， ロ，ハ または トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｃ

当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノ ンファ ー ム電源を含 みます。）であり， かつ， 当 社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途
当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給託送供給約款

−附則-41−

電指令等および39（給電指令の実施等）(２)トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と し，39（ 給電指令の 実施等 ） (２)トに よって 出力の 抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量

託送供給約款

−附則-42−

−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｄ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と し，39（ 給電指令の 実施等 ） (２)ホに よって 出力の 抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画

託送供給約款

−附則-43−

差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｅ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，39（給電指令の実施等）(２)ホの場
合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みま す。） と一 致 または 上回 り，か つ ，39（ 給電 指令の 実 施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定め

託送供給約款

−附則-44−

る出力 の抑 制に係 る 電力量 を含 みます 。）に39（給 電指令 の 実
施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出 力の 抑制に 係 る電力 量を 含みま す 。）を 加えた 値を 下 回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と し，39（ 給電指令の 実施等 ） (２)ホに よって 出力の 抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(ｃ)

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます 。）に39（ 給電指令 の実施 等） (２)ホ による 出力抑 制 対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力

託送供給約款

−附則-45−

量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と し，39（ 給電指令の 実施等 ） (２)ヘに よって 出力の 抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含み ます。）とし，39（ 給電指 令の実施等） (２)イ， ロ ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−39（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−39（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量リ

発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(19)ロにかかわらず，30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に 定める受電地点を 含みます。）で計量 された電力量の合計 がその30分における発電量調整受電計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時
刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１
電 制（配電事業者の 約款に定めるＮ−１ 電制を含みます。） を実施し ，託送供給約款

−附則-46−

当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき，39（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム 電源（配電事業者 の約款に定めるファ ーム電源を含みます 。）に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，
当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググルー
プが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，チによるものといたします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量
ヌ

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）(20)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定め る接続対象電力量 を含みます。）がそ の30分における接続 対象計画
電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社また は 配 電 事 業 者 が 調 整 負 荷 の 使 用 に 係 る 調 整 を 行 な っ た 場 合 は ， 31
（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点（配電事
業 者の約款に定める 供給地点を含みます 。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定

託送供給約款

−附則-47−

いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量
ル

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定め る接続対象電力量 を含みます。）がそ の30分における接続 対象計画
電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社また は 配 電 事 業 者 が 調 整 負 荷 の 使 用 に 係 る 調 整 を 行 な っ た 場 合 は ， 31
（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点（配電事
業 者の約款に定める 供給地点を含みます 。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量

ヲ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量 の 算 定 ） (22)に か か わ ら ず ， 30分 ご と の 需 要 抑 制 量 調 整 受 電 電 力 量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます 。）がその30分に おける需要抑制量調 整受電計画電力量を 下回る場
合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）(14)

託送供給約款

−附則-48−イまたはロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める
需 要場所を含みます 。）に係る接続供給 電力量を損失率で修 正した値
が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，
ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当
該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として31（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量
接続供給電力量＋ ――――――――――――――――――――――――――――――――――― −ベースライン｛１−損失率(32〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝
ワ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量 の 算 定 ） (23)に か か わ ら ず ， 30分 ご と の 需 要 抑 制 量 調 整 受 電 電 力 量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます 。）がその30分に おける需要抑制量調 整受電計画電力量を 上回る場
合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）(14)
ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所

託送供給約款

−附則-49−

を 含みます。）に係 る接続供給電力量を 損失率で修正した値 が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当
該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量−需要抑制量調整受電計画電力量(６)

託送供給等の実施
イ

接続供給の場合，契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計
画）の需要想定値および需要想定値に対する調達計画・販売計画における接続対象電力または接続対象電力量に，配電事業者の約款に定める接続対象電力または接続対象電力量を含めていただきます。

ロ

発電量調整供給の場合，発電契約者は，別表11（発電計画・調達計
画・販売計画）の発電計画および調達計画・販売計画における発電量
調整受電電力または発電量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量を含めていただ
きます。

ハ

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は，別表12（需要抑制
計画・調達計画・販売計画・ベースライン）の需要抑制計画および調達計画・販売計画における需要抑制量調整受電電力または需要抑制量
調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量を含めていただきます。

(７)

解

約

等

当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，55（解約等）(１)ハ(イ)，(ロ)，(ハ)または(ニ)にかか

託送供給約款

−附則-50−わらず，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
イ

託送供給の場合は，８（契約の要件）(１)を，発電量調整供給の場合
は，８（契約の要件）(２)を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）(４)ロ，ハ，ニもしくはホまたは(２)を欠くに至った場合

ロ

接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量（配電事業者の約款に定め る接続対象電力量 を含みます。）と接 続対象計画電力量と の間に著しい差が生じるとき。

ハ

発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量（配電事業者 の約款に定める発 電量調整受電電力量 を含みます。）と発 電量調整
受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

ニ

需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます 。）と需要抑制量 調整受電計画電力量 との間に著しい差が 生じるとき。

(８)

発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設
備）イ

契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネ
ルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則４（発電量調整供給
契 約についての特別 措置〔再生可能エネ ルギー発電設備〕）(１)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者
または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業

託送供給約款

−附則-51−

者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバラ
ンシンググループに属することはできないものといたします。
ロ

イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定 送配電事業者が契 約者となる場合を除 きます。）が希望さ れるとき
は，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシ
ンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス発電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイ
オマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
(イ)

発電量調整供給に係る料金は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置 〔再 生可能エネルギ ー発 電設備〕）(５)ロ にか かわらず，18（料金）(２)に定める料金，(ロ)により算定されるインバランス
リスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネ
ルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電
設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。

(ロ)

インバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再 生可 能エネルギー発 電設 備〕）(５)ホにか かわ らず，
特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電
電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にイ ンバラン スリスク単 価を適 用 してえられ る金額 の その１月の合計（ 合計額 が 負となる場 合は零 と いたします 。）とい たしま
す。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例
発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力

託送供給約款

−附則-52−

量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）に， 再生可能 エネルギー 予測誤 差 対応単価を 適用し て えられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ)

当社は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー 発電 設備〕）(５)トに かか わらず，30分ご との 契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特定送配電事
業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電
計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。

(ニ)

ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合
で，当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノ ンファ ー ム電源を含 みます。）の出力の 抑制に 係 る通知を発電者または契約者に行なったときは，(ハ)にかかわらず，契約者
は，発電量調整受電計画電力量の見直しを行なっていただきます。

ハイにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達するときの契約者の指定する発電バランシンググループ（ロにおいて，契約者が希望
さ れ る 場 合 を 除 き ま す 。） に 係 る イ ン バ ラ ン ス リ ス ク 料 は ， 附 則 ４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設 備〕）(６)ロにか か わらず，特例発電バ ランシンググループ における託送供給約款

−附則-53−

30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量
調 整受電電力量を含 みます。）にインバ ランスリスク単価を 適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
(９)

離島についての特別措置
イ

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対
象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給
電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，(４)イ(ロ)ａ(ｃ)，(４)ロ(ロ)ａ(ｃ)，(４)ハ(ロ)ａ(ｃ)または(４)ニ(イ)ｄもしくは(４)ニ(ロ)ｄにかかわらず，次のとおりといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

４５円６０銭ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備
等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含み ます。）であって 別途当社もしくは配 電事業者と給電指令 時補給電
力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
ロ

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対
象計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力料金単価については，(４)イ(ロ)ｂ(ｃ)，(４)ロ(ロ)ｂ(ｃ)または(４)ハ(ロ)ｂ(ｃ)にかかわらず，次のとおりといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き(10)給電指令時補給電力料金に係る特別措置

託送供給約款

−附則-54−

１７円７９銭39（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，みなしファーム電源（配電事
業 者 の約款に定める みなしファーム電源 を含みます。）に対 して出力の抑制を実施したときは，(４)ニ(ロ)ｄ，(５)チおよび(５)リにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。
(11)

その他の事項については，この約款および配電事業者の約款に準ずるものといたします。

16

Ｎ−１電制の実施についての特別措置(１)

当社は，39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）(11)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額から，30分ごとのＮ−１電制時調達不足電力量に再生可能エネ
ル ギ ー 特 別 措 置 法 施 行 規 則 第 13条 の ３ の ４ に 定 め る 回 避 可 能 費 用 単 価（ 以 下「回避可能費 用単価」といいます 。）に消費税等相当 額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として契約者にお支払いいたします。

(２)

当社は，39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって契約者または特定送配電事業者が特定契約を締結
する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，
39（給電指令の実施等）(11)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ−１電制時
調達不足電力量に当該特定契約に係る再生可能エネルギー特別措置法第３条第２項または第８条第１項に定める調達価格を乗じてえた金額を加えた金額から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設

託送供給約款

−附則-55−

備がＮ−１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額および30分ごとのＮ−１電制時調達不足電力量に回避可能
費用単価に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として契約者または特定送配電事業者にお支払いいたします。
(３)

当社は，39（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係
る発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，39（給電指令の実施
等）(11)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ−１電制時調達不足電力量に応じてえられる供給促進交付金の金額（再生可能エネルギー特別措置法第２ 条 の４にもとづき 算定される金額をい います。）を加えた 金額から，
Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ−１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。

17

系統連系受電サービス等についての特別措置(１)

発電場所が，次のいずれかに該当する場合，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力は，22（系統連系受電サービス）(２)ロおよび
ハならびに41（契約超過金）(２)ロおよびハに準じて定めます。
なお，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力の算定上，次に定める比を，22（系統連系受電サービス）(２)ロおよび41（契約超過

託送供給約款

−附則-56−

金）(２)ロに定める契約受電電力の比とみなします。
また，発電場所がイ(ハ)に該当する場合，22（系統連系受電サービス）(３)イの基本料金および22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ハ)の系統設備効率化割引額の算定上，まったく発電または放電しない場合とは，１月においてイ(ハ)における当社が無償で受電している電気以外の電気をまった
く発電または放電しない場合をいいます。
イ

発電設備が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合(イ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の特定契約等が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電
電力と発電者と当社との間の特定契約等に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ロ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の一時調達契約が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電
電力と発電者と当社との間の一時調達契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ハ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約が締結され，かつ，当該発電場所が発電量調整供給契約に属さないこととなった
場合または発電者と当社との間の特定契約等が消滅した場合で，接続された電気を当社が無償で受電しているとき。
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電
電力と発電量調整供給契約に属さないこととなった場合の直前の当
該発電量調整供給契約に定める契約受電電力または発電者と当社との間の特定契約等が消滅した場合の直前の当該契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比

ロイ(イ)，(ロ)または(ハ)に該当する場合で，化石燃料を混焼するバイオマ

託送供給約款

−附則-57−

ス発電設備のとき。
当該バイオマス発電設備の再生可能エネルギー特別措置法施行規則
第４条の２第２項第９号イに定めるバイオマス比率（以下「認定バイオマス比率」といいます。）
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更後の認定バイオマス比率を発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設 備〕）(８)イに定 め る当該バイオマス発 電設備のバイオマス 比率等を基準として，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた
比率といたします。
(２)(１)の場合で，特定契約または一時調達契約等に係る電力受給に関する契約における金銭債務が当該契約における金銭債務の支払期日を経過してなお支払われず，当該契約を解約したときは，受電地点において同一計量する発電量調整供給に係る発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，系統連系受電契約は消滅するものとし，また，すべての発電契約者の発電量調整供給契約を変更していただくものといたします。
なお，この場合には，当社は，その旨を発電契約者または発電者に通知いたします。
また，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

(３)

発電場所における発電出力（発電設備等の定格発電出力〔太陽光発電
設備の場合は，太陽電池の合計出力とパワーコンディショナーの出力のいずれか小さい方の出力とし，パワーコンディショナーを複数台設置し託送供給約款

−附則-58−

ている場合は，各系列における太陽電池の合計出力とパワーコンディ
ショナーの出力のいずれか小さい方の出力を合計した値といたしま
す 。〕をいいます。 また，複数の発電設 備等を使用する発電 場所の場合
は ， 当該複数の発電 設備等の定格発電出 力の合計値といたし ます。）または同時最大受電電力が10キロワット未満（発電場所が，(１)イ(ハ)またはロ 〔 (１)イ(ハ)に該当す る場合に限ります。〕に該当する場合は，当社が無償で受電している電気以外の電気を発電または放電している発電設備等に係る発電出力または同時最大受電電力が10キロワット未満のときといた し ます。）の場合 の料金および必要と なるその他の供給条 件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10未満のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記
録型等計量器により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大値が10キロワット未満のとき。
22（系統連系受電サービス）(３)に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）(２)に定める契約超過金は申し受けません。

ロ

低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10以上のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記
録型等計量器により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大値が10キロワット以上のとき。
(イ)

22（系統連系受電サービス）(２)イまたはロにおける系統連系受電
課金対象電力の算定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなし
ます。

(ロ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合または発電設備等に係る供給地点のその１月の託送供給約款

−附則-59−接続送電サービス契約電力が10キロワット未満の場合は，次のとおりといたします。
ａ41（契約超過金）(２)イ(イ)またはロ(イ)における契約超過受電電力の算定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなします。

ｂ41（契約超過金）(２)イ(ロ)またはロ(ロ)における契約超過受電電力の算定上，10キロワットを接続送電サービス契約電力とみなします。

(４)

契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備または再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備において，イに定める適用範囲に該当する場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

適

用

範

囲

原則として，2024年３月31日までに再生可能エネルギー特別措置法
第９条第４項に定める認定を受け，または，再生可能エネルギー特別措置法第７条にもとづいて落札された発電設備に適用いたします。
ロ

系統連系受電サービス料金等
22（系統連系受電サービス）(３)に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）(２)に定める契約超過金は申し受けません。
なお，発電場所において，イ以外の発電設備等（当社が特定契約を締 結する発電設備を 除きます。）が混在 する場合またはイの 発電設備
が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，(イ)，(ロ)または(ハ)により，イ以外の部分に係る系統連系受電課金対象電力，系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量または契約超過受電電力を定め，系統連系受電サービス料金および契約超過金を申し受けます。
(イ)

系統連系受電課金対象電力ａ

託送供給約款

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外−附則-60−

の場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，あん分に必要となる発電出力は，契約者または発電契約者から当社へ通知していただきます。
ｂ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場
合系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を認定バイオマス比率であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点の
その１月の接続送電サービス契約電力を認定バイオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更
後の認定バイオマス比率を契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕） (８)イに定める当 該バイ オマス発電設 備のバ イオ
マス比率等を基準として，契約者，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた比率といたします。

(ロ)

託送供給約款

発電量調整受電電力量−附則-61−

ａイの発電設備が，契約者が特定契約を締結する再生可能エネル
ギー発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）(１)ただし書または附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再 生可 能エネルギー発 電設 備〕)(７)ハもし くは(８)イに準じて算定いたします。

ｂ

イの発電設備が，再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）(１)ただし書または附則４（発電量調整供給契約についての特別措置 〔再生 可 能エネルギ ー発電 設 備〕)(７)ハに準じ て 算定
いたします。ただし，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，発電量調整受電電力量から発電量調整受電電力量に当該バイオマス発電設備のバイオマス比率を乗じてえた値を差し引いた値にもとづき，算定いたします。
なお，バイオマス比率は，算定後すみやかに発電契約者または発電者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を発電契約
者または発電者から提出していただきます。

(ハ)

契約超過受電電力
ａ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合(ａ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電

サービス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を発電出力

託送供給約款

−附則-62−

等の比であん分してえた値から同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
(ｂ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電

サービス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を発電出力等の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ｂ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場
合(ａ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電

サービス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイ
オマス比率であん分してえた値から同時最大受電電力を認定バ
イオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。
(ｂ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電

サービス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイ
オマス比率であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を認定バイオマス比率
であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
(５)

揚水発電設備等が設置された受電地点において，揚水発電設備等により発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場合，当該発電量調整供給に係る電気の電力量については，22（系統連系受電サービス）(３)

託送供給約款

−附則-63−

ロに定める電力量料金を申し受けません。ただし，発電設備（当社が特定 契 約を締結する発 電設備を除きます。）に揚水発電設備等 が併設されている場合は，次のとおりといたします。
イ

発電設備が(４)イに定める適用範囲に該当する場合
22（系統連系受電サービス）(３)に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）(２)に定める契約超過金を申し受けません。

ロ

発電設備が(４)イに定める適用範囲に該当しない場合
発電契約者または発電者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量を算定し，22（系統連系受電サービス）(３)ロに定める電力量料金を申し受け
ます。

(６)

発電設備等に係る供給地点において電気最終保障供給約款または離島等供給約款にもとづく電気の需給契約（以下「当社との電気の需給契約」といいます。）を締結している場合は，次のとおりといたします。
イ

18（料金）(３)ロにおいて，当社との電気の需給契約における料金の支払義務発生日を供給側料金算定日とみなします。

ロ

22（系統連系受電サービス）(２)における系統連系受電課金対象電力
または41（契約超過金）(２)における契約超過受電電力の算定上，次のとおりといたします。
(イ)

当社との電気の需給契約において，定額電灯，公衆街路灯Ａ（契約負荷設備の総容量が400ボルトアンペア未満の場合に限ります。）
または農事用電灯が適用されている場合を電灯定額接続送電サービスが適用されている場合とみなします。

(ロ)

当社との電気の需給契約において，公衆街路灯Ａ（契約負荷設備の総容量が400ボルトアンペア以上の場合に限ります。）が適用されている場合，公衆街路灯Ａの契約負荷設備の総容量を電灯臨時定額
接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量に準じて取り扱い

託送供給約款

−附則-64−

ます。
(ハ)

当社との電気の需給契約における契約電力を接続送電サービス契
約電力または臨時接続送電サービス契約電力とみなし，当社との電気の需給契約における契約電流を接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流とみなし，当社との電気の需給契約における契約容量を接続送電サービス契約容量または臨時接続送電
サービス契約容量とみなし，当社との電気の需給契約における臨時
電灯Ａの契約負荷設備の総容量を電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量とみなします。

ハ39（給電指令の実施等）(７)において，当社との電気の需給契約を結んだ者を需要者とみなします。

ニ53（契約の廃止）(４)または55（解約等）(５)において，当社との電気の需給契約を接続供給契約とみなします。

(７)

2024年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，イに定める近接性評価地域に立地している発電場所における系
統設備効率化割引単価は，別表２（系統設備効率化割引の対象変電所
等）(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間，ロまたはハといたします。
イ

近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。

託送供給約款

−附則-65−

市町村

福岡県

福岡市，大牟田市，久留米市，直方市，飯塚市，田川市，柳川市，筑後市，大川市，行橋市，中間市，小郡市，筑紫野市，春日市，大野城市，宗像市，太宰府市，古賀市，福津市，宮若市，朝倉市，那珂川市，宇美町，
篠栗町，志免町，須恵町，新宮町，久山町，粕屋町，芦屋町，水巻町，岡垣町，遠賀町，小竹町，鞍手町，桂川町，筑前町，大刀洗町，大木町，広川町，糸田町，川崎町，福智町，吉富町

佐賀県

佐賀市，鳥栖市，伊万里市，小城市，吉野ヶ里町，基山町，上峰町，みやき町，玄海町，大町町，江北町

長崎県

長崎市，島原市，諫早市，大村市，長与町，時津町，
川棚町，佐々町

大分県

別府市，津久見市

熊本県

熊本市，荒尾市，玉名市，宇土市，合志市，南関町，長洲町，大津町，菊陽町，嘉島町，益城町

宮崎県

宮崎市，日向市，国富町，高鍋町，新富町

鹿児島県

鹿児島市

ロ

受電電圧が標 準 電圧6,000ボル ト以 下の場合の 系統設備 効率化割 引
単価
22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化割引単価が，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引区分Ａ−
２およびＢ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引
区分Ａ−２およびＢ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化
割引単価といたします。

ハ

受電電圧 が標準 電圧6,000ボ ルトを こえる場合の 系統設 備効率化割
引単価
22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化割引単価が，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引区分Ａ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価を下回る場合

託送供給約款

−附則-66−

の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引区分Ａ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価といたします。

18

2025年３月31日までの給電指令の実施等についての特別措置
この約款の実施期日から2025年３月31日までの期間における需要者の電気の使用または予備送電サービスの使用を制限または中止した場合の料金については，39（給電指令の実施等）(９)または(10)にかかわらず，次のとおりといたします。
(１)

当社は，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハ，トまたは(３)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ

低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス 契約電力も しくは 臨時接続送電 サービ ス契約電力が 500キ ロワット
未満のとき。
(イ)

割 引 の 対 象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，
電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービ
スについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本
料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金とい たします 。）と いたしま す。 ただし，33（料金の 算定）(１)イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。

(ロ)

託送供給約款

割

引率−附則-67−１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセン
トといたします。
(ハ)

制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した
日を１日として計算いたします。

ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続 送電サービ ス契約 電力が500キ ロワッ ト以上となる ときま たは特別高圧で供給する場合(イ)

割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。

(ロ)

割

引

率

１ 月 中 の 制 限 し ， ま た は 中 止 し た 延 べ 時 間 数 １ 時 間 ご と に 0.2
パーセントといたします。
(ハ)

制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式により修正したうえで合計いたします。
ａ

接続供給電力を制限した場合
Ｄ−ｄＨ×――――Ｄ

Ｈ′＝
Ｈ′＝

修正時間（10分未満となる場合も延べ時間に算入いたします。）

Ｈ
託送供給約款

＝制限時間−附則-68−

Ｄ＝

当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力ｄ＝

制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値ｂ

接続供給電力量を制限した場合
Ａ−Ｂ
Ｈ×――――
Ａ

Ｈ′＝
Ｈ′＝

修正時間

Ｈ

＝

制限時間

Ａ

＝

制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量（需要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定接続供給電力量といたし
ます。）

Ｂ
ｃ

＝

制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量

接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。

(２)(１)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみ
なします。

(３)

予備送電サービスの使用を制限し，または中止した場合には，(１)および(２)に準じて割引を行ない料金を算定いたします。

託送供給約款

−附則-69−19

料金についての切替措置
2024年４月１日を含む料金の算定期間の料金の算定にあたっては，当社
は，33（料金の算定）に準じて日割計算を行ない，料金を算定いたします。
なお，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の電力量
料金は，料金の算定期間における2024年４月１日の前後それぞれの期間の接続供給電力量により算定いたします。

託送供給約款

−附則-70−

別

表

別

１

表

契約設備電力の算定(１)

契約設備電力は，原則として，電流制限器等または主開閉器の定格電流にもとづき次により算定いたします。この場合，１キロボルトアンペ
アを１キロワットとみなします。
イ

電流制限器等による場合

ロ

入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）＝制限される電流（ｱﾝﾍﾟｱ）または電流制限器
１等の定格電流（ｱﾝﾍﾟｱ）×100ﾎﾞﾙﾄ× ―――
1,000
主開閉器による場合
別表３（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定いたし
ます。

(２)

(１)によりがたい場合は，負荷設備の容量等を基準として定めるものといたします。

託送供給約款

−別表-1−

２

系統設備効率化割引の対象変電所等(１)

系統設備効率化割引の対象変電所等
次の変電所等を系統設備効率化割引の対象変電所等といたします。

割引区分

割引対象変電所等

Ａ−１

槻田系統開閉所，西谷変電所，北九州変電所，
到津変電所，上津役変電所，住吉変電所，赤坂変電所，久留米変電所，南福岡変電所，古賀変電所，
東福岡変電所，長崎変電所，諫早変電所

Ａ−２

門司変電所，若松変電所，西福岡変電所，脊振変電所，
三池変電所，筑豊変電所，山家変電所，伊都変電所，
中央変電所，木佐木変電所，苅田変電所，
南苅田系統開閉所，北佐賀変電所，鳥栖変電所，
武雄変電所，東佐世保変電所，北熊本変電所

Ａ−３

東豊前変電所，豊前変電所，唐津変電所，
西九州変電所，西佐世保変電所，北長崎変電所，
南熊本変電所，緑川変電所，弓削変電所，
中九州変電所，熊本変電所

Ｂ−１

砂津変電所，堺町変電所，三郎丸変電所，小倉変電所，
旦過変電所，徳力変電所，横代変電所，前田変電所，
黒崎変電所，穴生変電所，上津役変電所，藤田変電所，香椎変電所，箱崎変電所，多の津変電所，
アイランドシティ変電所，前松原変電所，東浜変電所，
中洲変電所，板付変電所，土居町変電所，住吉変電所，
簑島変電所，竹下変電所，西春変電所，千代変電所，
堅粕変電所，古門戸変電所，須崎変電所，天神変電所，
大濠変電所，那の川変電所，今泉変電所，
渡辺通変電所，荒戸変電所，中尾変電所，
西福岡変電所，井尻変電所，野間変電所，姪浜変電所，
七隈変電所，長尾変電所，福陵変電所，西新変電所，重留変電所，京町変電所，千本杉変電所，久留米変電所，東町変電所，原古賀変電所，
原田変電所，白木原変電所，太宰府変電所，
篠栗変電所，志免変電所，亀山変電所，東福岡変電所，長者原変電所，神辺変電所，丸山変電所，宮ノ下変電所，新地変電所，厳原変電所，佐須奈発電所，芦辺発電所，郷ノ浦変電所，
大分変電所，上野変電所，金池変電所，寒田変電所，
大江変電所，銀座橋変電所，慶徳変電所，保田窪変電所，神水変電所，江津変電所，御領変電所，
新住用川発電所，名瀬発電所，中種子変電所，古仁屋変電所

託送供給約款

−別表-2−

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ−２

錦町変電所，大里変電所，めかり変電所，原町変電所，
洞海変電所，東畑変電所，戸畑変電所，大門変電所，
金鶏町変電所，港町変電所，井堀変電所，三萩野変電所，曽根変電所，貫変電所，香月変電所，折尾変電所，浅川変電所，塩屋変電所，和白変電所，
箱崎浜変電所，壱岐変電所，今宿変電所，浜田変電所，嘉穂変電所，大渕変電所，通谷変電所，二日市変電所，上白水変電所，平田台変電所，古賀変電所，
久保変電所，新宮変電所，若久変電所，神野変電所，
大財変電所，高木瀬変電所，松原変電所，鍋島変電所，
元石変電所，銭座変電所，賑橋変電所，浦上変電所，富士見変電所，花丘変電所，矢上変電所，大野変電所，
大久保変電所，佐世保変電所，熊野変電所，
日宇変電所，諫早変電所，豊玉発電所，久賀変電所，
長与変電所，川棚変電所，小値賀変電所，
阿瀬津変電所，奈良尾変電所，王子変電所，
鶴崎変電所，中島変電所，日岡変電所，岡川変電所，
寿町変電所，別府変電所，田の湯変電所，石垣変電所，
下筌変電所，大山変電所，臼杵変電所，津久見変電所，
大岳変電所，日吉変電所，新町変電所，坪井変電所，
花畑変電所，健軍変電所，池田変電所，近見変電所，
弓削変電所，八代変電所，田迎変電所，清水変電所，
青葉変電所，旭変電所，恒富変電所，城山変電所，
田上変電所，鹿児島変電所，清滝変電所，名山変電所，
谷山変電所，鴨池変電所，永田変電所，天文館変電所，
紫原変電所，新種子島発電所，竜郷変電所

なお，系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引
単価については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，
当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
(２)

系統設備効率化割引の割引区分の適用
イ(１)の割引区分は，10（契約の成立および契約期間）(１)により系統連系受電契約が成立したときの連系変電所等により適用いたします。
なお，連系変電所等については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
また，2024年３月31日までに発電量調整供給契約を締結している発託送供給約款

−別表-3−

電場所については，原則としてこの約款の実施期日までに当社が選定し，発電者にお知らせした連系変電所等により適用いたします。
ロ(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間に利用する変電所等に変更があった場合であっても，(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系
統設備効率化割引単価の見直しまでの間に適用される割引区分は継続されるものといたします。

ハ(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直し後に発電量調整供給を開始した場合であっても，(１)の割引区分は，イにより適用するものといたします。ただし，適用される22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価
は見直し後のものといたします。

ニ

2024年４月１日以降，受電地点を新たに設定する発電場所（発電設備等を新たに使用する場合に限ります。）または同一地点で発電設備等のすべての変更を行なう発電場所について，発電量調整供給の開始
または変更以降，(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しを行なった場合における見直し後に適用する割引区分は，その次の(１)に定める系統設備効率化割引の対
象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間１回に限り，次のとおりといたします。ただし，適用される22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価は見直し後のものといたします。

託送供給約款

−別表-4−

見直し前の
割引区分

見直し後の割引区分

適用される
割引区分

Ａ−１

Ａ−１，Ａ−２，Ａ−３または割引対象外

Ａ−１

Ａ−１

Ａ−１

Ａ−２，Ａ−３または割引対象外

Ａ−２

Ａ−１

Ａ−１

Ａ−２

Ａ−２

Ａ−３または割引対象外

Ａ−３

Ｂ−１，Ｂ−２または割引対象外

Ｂ−１

Ｂ−１

Ｂ−１

Ｂ−２または割引対象外

Ｂ−２

Ａ−２

Ａ−３

Ｂ−１

Ｂ−２

３

契約電力および契約容量の算定方法
19（ 接 続 送 電 サ ー ビ ス ） (２)イ (ロ)ｂ も し く は (ハ)ま た は 20（ 臨 時 接 続 送 電サービス）(２)イ(イ)ｂ(ｂ)もしくは(ロ)ｂの場合の契約電力または契約容量は，次により算定いたします。ただし，契約電力を算定する場合は，力率（100パーセントといたします。）を乗じます。
(１)

供 給電気方式お よび供給電圧が交流単相２線式標準電圧100ボルトもし く は200ボルトま たは交流単 相３線 式 標準電圧100ボルト および200ボ
ルトの場合
１
契約主開閉器の定格電流（ｱﾝﾍﾟｱ）×電圧（ﾎﾞﾙﾄ）× ――――
1,000
なお，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトの場合の電圧は，200ボルトといたします。
(２)

供 給電気方式および供給電圧が交流３相３線式標準電圧200ボルトの場合

託送供給約款

−別表-5−

１
契約主開閉器の定格電流(ｱﾝﾍﾟｱ)×電圧(ﾎﾞﾙﾄ)×1.732× ――――
1,000

４

負荷設備の入力換算容量(１)

照明用電気機器
照明用電気機器の換算容量は，次のイ，ロ，ハおよびニによります。
イ

け

い

光

灯

換

算

容

入力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）
高

力

率

型

低

力

率

型

ロ

管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×150ﾊﾟｰｾﾝﾄ
管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×200ﾊﾟｰｾﾝﾄ

量
入力（ﾜｯﾄ）管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×125ﾊﾟｰｾﾝﾄ

ネ オ ン 管 灯換
２次電圧（ﾎﾞﾙﾄ）

入

算

容

量

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）
入力（ﾜｯﾄ）

高 力 率 型

低 力 率 型

３,０００

３０

８０

３０

６,０００

６０

１５０

６０

９,０００

１００

２２０

１００

１２,０００

１４０

３００

１４０

１５,０００

１８０

３５０

１８０

託送供給約款

−別表-6−

ハ

スリームラインランプ

換

算

容

量

入

力（ﾜｯﾄ）

管の長さ（ﾐﾘﾒｰﾄﾙ）
入ニ力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

９９９以下

４０

４０

１,１４９以下

６０

６０

１,５５６以下

７０

７０

１,７５９以下

８０

８０

２,３６８以下

１００

１００

水

銀

灯

換
出力（ﾜｯﾄ）

入

算

容

量

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）
入力（ﾜｯﾄ）

高 力 率 型

低 力 率 型

４０以下

６０

１３０

５０

６０以下

８０

１７０

７０

８０以下

１００

１９０

９０

１００以下

１５０

２００

１３０

１２５以下

１６０

２９０

１４５

２００以下

２５０

４００

２３０

２５０以下

３００

５００

２７０

３００以下

３５０

５５０

３２５

４００以下

５００

７５０

４３５

７００以下

８００

１,２００

７３５

１,０００以下

１,２００

１,７５０

１,００５

託送供給約款

−別表-7−

(２)誘 導 電 動 機
イ

単相誘導電動機(イ)

出力が馬力表示の単相誘導電動機の換算容量（入力〔キロワット〕）は，換算率100.0パーセントを乗じたものといたします。
(ロ)

出力がワット表示のものは，次のとおりといたします。

換
出力（ﾜｯﾄ）

入

算

量

入

力（ﾜｯﾄ）

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

高 力 率 型

低 力 率 型

３５以下

――

１６０

４５以下

――

１８０

６５以下

――

２３０

１００以下

２５０

３５０

２００以下

４００

５５０

４００以下

６００

８５０

５５０以下

９００

１,２００

７５０以下

１,０００

１,４００

ロ

容

出力（ﾜｯﾄ）×133.0ﾊﾟｰｾﾝﾄ

３相誘導電動機

換算容量（入力〔キロワット〕）
出力（馬力） ×

９３．３パーセント

出力（ｷﾛﾜｯﾄ）×１２５．０パーセント(３)

レントゲン装置
レントゲン装置の換算容量は，次によります。
なお，レントゲン装置が２以上の装置種別を兼ねる場合は，いずれか

託送供給約款

−別表-8−

大きい換算容量といたします。

装 置 種 別携帯型および
移動型を含みま す。

最高定格管電圧(ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ)

管電流(短時間定格電流)（ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ）

定格１次最大入力(ｷﾛﾎﾞﾙﾄ ｱﾝﾍﾟｱ )の値といたします。

治療用装置
20ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

診察用装置

20ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
30ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
30ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
50ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
50ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
100ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
95ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
以下
100ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

95ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ超 200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
過
100ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
100ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
超過
125ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
125ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
超過
150ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
コンデンサ容量
0.75ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
蓄 電 器放電式 0.75ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
1.5ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
診察用装置
1.5ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
３ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下

託送供給約款

換算容量(入力)（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）−別表-9−

1
1.5
2
3
4
5
7.5
10
5
6
8
13.5
9.5
16
11
19.5
1
2
3

(４)

電 気 溶 接 機
電気溶接機の換算容量は，次の算式によって算定された値といたします。
イ

日本産業規格に 適合した機器（コン デンサ内蔵型を除き ます。）の場合
入力（ｷﾛﾜｯﾄ）＝最大定格１次入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）×70パーセントロ

イ以外の場合入力（ｷﾛﾜｯﾄ）＝実測した１次入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）×70パーセント

(５)

そ
イ

の

他

(１)，(２)，(３)および(４)によることが不適当と認められる電気機器の換
算容量（入力）は，実測した値を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，特別の事情がある場合は，定格消費電力を換算容量（入力）とすることがあります。

ロ

動力と一体をなし，かつ，動力を使用するために直接必要であって欠くことができない表示灯は，動力とあわせて１契約負荷設備として契約負荷設備の容量（入力）を算定いたします。

ハ

予備設備であることが明らかな電気機器については，契約負荷設備の容量の算定の対象といたしません。

５

離島ユニバーサルサービス調整(１)イ

離島ユニバーサルサービス調整額の算定
離島平均燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島平均燃料価格は，貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島平均燃料価格は，100円単位とし，100円未満の端数は，10円の位で四捨五入いたします。

託送供給約款

−別表-10−離島平均燃料価格＝Ａ×α＋Ｂ×β＋Ｃ×γ
Ａ＝各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当た
りの平均原油価格
Ｂ＝各離島平均燃料価格算定期間における１トン当たりの平均
液化天然ガス価格
Ｃ＝各離島平均燃料価格算定期間における１トン当たりの平均
石炭価格
α＝1.0000β＝0.0000γ＝0.0000
なお，各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当たりの平均原油価格，１トン当たりの平均液化天然ガス価格および１トン
当たりの平均石炭価格の単位は，１円とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
ロ

離島基準燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島基準燃料価格は，79,300円
といたします。

ハ

離島調整上限燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島調整上限燃料価格は，119,000円といたします。

ニ

離島ユニバーサルサービス調整単価
離島ユニバーサルサービス調整単価は，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島ユニバーサルサービス調整単価の単位は，１銭とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(イ)

１キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を下回る場合

託送供給約款

−別表-11−

離島ユニバーサルサービス調整単価＝(２)の離島基準単価（離島基準燃料価格−離島平均燃料価格）× ―――――――――
1,000
(ロ)

１キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を上回り，かつ，離島調整上限燃料価格以下の場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(２)の離島基準単価（離島平均燃料価格−離島基準燃料価格）× ―――――――――
1,000

(ハ)

１キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島調整上限燃料価
格を上回る場合
離島平均燃料価格は，離島調整上限燃料価格といたします。
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(２)の離島基準単価（離島調整上限燃料価格−離島基準燃料価格）× ―――――――――
1,000

ホ

離島ユニバーサルサービス調整単価の適用
各離島平均燃料価格算定期間の離島平均燃料価格によって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価は，その離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間に使用される接続供給に係る電気に適用いたします。
(イ)

各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービ
ス調整単価適用期間は，(ロ)，(ハ)および(ニ)の場合を除き，次のとおり
といたします。

託送供給約款

−別表-12−離島平均燃料価格算定期間

離島ユニバーサルサービス
調 整 単 価 適 用 期 間
そ の 年の ５ 月の 検針日 か ら６ 月 の検 針日の前日までの期間
そ の 年の ６ 月の 検針日 か ら７ 月 の検 針日の前日までの期間
そ の 年の ７ 月の 検針日 か ら８ 月 の検 針日の前日までの期間
そ の 年の ８ 月の 検針日 か ら９ 月 の検 針日の前日までの期間
そ の 年の ９ 月の 検針日 か ら 10月 の検 針日の前日までの期間
そ の 年の 10月の 検針日 か ら 11月 の検 針日の前日までの期間
そ の 年の 11月の 検針日 か ら 12月 の検 針日の前日までの期間
その年の12月の検針日から翌年の１月の検針日の前日までの期間
翌年の１月の検針日から２月の検針日の前日までの期間
翌年の２月の検針日から３月の検針日の前日までの期間
翌年の３月の検針日から４月の検針日の前日までの期間

毎 年 １ 月 １ 日か ら ３ 月31日までの期間
毎 年 ２ 月 １ 日か ら ４ 月30日までの期間
毎 年 ３ 月 １ 日か ら ５ 月31日までの期間
毎 年 ４ 月 １ 日か ら ６ 月30日までの期間
毎 年 ５ 月 １ 日か ら ７ 月31日までの期間
毎 年 ６ 月 １ 日か ら ８ 月31日までの期間
毎 年 ７ 月 １ 日か ら ９ 月30日までの期間
毎 年 ８ 月 １ 日か ら10月31日までの期間
毎 年 ９ 月 １ 日か ら11月30日までの期間
毎 年 10月 １ 日か ら12月31日までの期間
毎 年 11月 １ 日か ら 翌 年の１月31日までの期間
毎 年 12月 １ 日か ら 翌 年の２ 月 28日 ま での 期 間 （翌翌年の４月の検針日から５月の検針日の前日
年 が 閏 年 と なる 場 合 は，までの期間
翌 年 の ２ 月29日 ま で の期間）

(ロ)

記録型等計量器により計量する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日をお知らせしたときは，(ニ)の場合を除き，その供給地点の各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス
調整単価適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう検針日は，計量日といたします。

(ハ)

定額接続送電サービスの場合は，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの適用を受け，料金の算定期間を契約使用開始日から翌月の応当日の前日までの期

託送供給約款

−別表-13−

間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とする
場合は，(イ)にいう検針日は，応当日といたします。
(ニ)

検針日が毎月初日の需要者に係る供給地点については，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価
適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう各月の検針日は，その月の翌月の初日といたします。

ヘ

離島ユニバーサルサービス調整額(イ)

定額制供給の場合
ａ

電灯定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各契約負荷設備ごとの離島ユニバーサルサービス調整単価の合計といたします。

ｂ

電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各臨時接続送電サービスごとの離島ユニバーサルサービス調整単価
といたします。

(ロ)

従量制供給の場合
離島ユニバーサルサービス調整額は，その１月の接続供給電力量にニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価を適用して算定いたします。

(２)

離島基準単価離 島基準単 価は， 離 島平均燃料 価格が1,000円変動 した場合 の値とい
たします。

イ

定額制供給の場合(イ)

電灯定額接続送電サービス
離島基準単価は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりと託送供給約款

−別表-14−

いたします。

10ワットまでの１灯につき

電

灯

小
型
機
器

10 ワ ッ ト を こ え 20 ワ ッ ト ま で の １ 灯 につき
20 ワ ッ ト を こ え 40 ワ ッ ト ま で の １ 灯 につき
40 ワ ッ ト を こ え 60 ワ ッ ト ま で の １ 灯 につき
60ワ ッ ト を こ え 100ワ ッ ト ま で の １ 灯 につき
100 ワ ッ ト を こ え る １ 灯 に つ き 100 ワ ッ
トまでごとに50ボルトアンペアまでの１機器につき50ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え 100ボ ル ト ア ン
ペアまでの１機器につき100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え る １ 機 器 につき50ボルトアンペアまでごとに

(ロ)

１銭３厘
２銭５厘
５銭２厘
７銭７厘
１２銭９厘
１２銭９厘
３銭９厘
７銭７厘
３銭９厘

電灯臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，契約負荷設備の総容量（入力）によって，１日につき次のとおりといたします。

総容量が50ボルトアンペアまでの場合

１厘

総 容 量 が 50ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え 100ボ ル ト
アンペアまでの場合

２厘

総 容 量 が 100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え 500ボ ル ト ア ン
ペアまでの 場合100ボルトアン ペアまでごとに２厘

総 容 量 が 500ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え １ キ ロ ボ
ルトアンペアまでの場合

２銭１厘

総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに

２銭１厘

(ハ)

動力臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス 契約電 力 が0.5キロ ワットの 場合の離島 基準単 価 は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の離島基準単価の半額といたします。

託送供給約款

−別表-15−

臨 時接続送電サービス契約電力１キロワット
１日につき
ロ

２銭２厘

従量制供給の場合
離島基準単価は，次のとおりといたします。

１ キ ロ ワ ッ ト 時 に つ き

(３)

３厘

離島ユニバーサルサービス調整単価等のお知らせ
当社は，(１)イの各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル
当たりの平均原油価格，１トン当たりの平均液化天然ガス価格，１トン当たりの平均石炭価格および(１)ニによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整単価をインターネットを利用する方法等によりお知らせい
たします。

６

平均力率の算定(１)

平均力率は，無効電力量を有効電力量で除してえた値（端数は，小数点 以 下第５位で四捨 五入いたします。） に応じて，次のとお りといたします。ただし，有効電力量の値が零となる場合の平均力率は，85パーセ
ントとみなします。

託送供給約款

−別表-16−無効電力量／
有効電力量の値
から0.00000.10050.17530.22800.27190.31070.34620.37940.41090.44100.4702
0.49850.5262
0.55340.58020.6067
0.63300.65910.6851
0.71110.7371
0.76310.78930.81550.84200.86860.89550.92260.95010.9779

託送供給約款

まで
0.10040.17520.22790.27180.3106
0.34610.37930.41080.44090.47010.4984
0.52610.55330.58010.6066
0.63290.65900.68500.71100.73700.76300.78920.81540.84190.86850.89540.92250.95000.97781.0060

平均力率(パーセント)

無効電力量／
有効電力量の値

１００
９９
９８
９７
９６
９５
９４
９３
９２
９１
９０
８９
８８
８７
８６
８５
８４
８３
８２
８１
８０
７９
７８
７７
７６
７５
７４
７３
７２
７１

から
1.00611.0346
1.0637
1.0932
1.1232
1.1537
1.18491.21671.24911.2823
1.31621.35091.38651.42301.4604
1.49891.5385
1.57931.6212
1.66451.70921.75551.8032
1.85271.90401.95722.01252.07012.13002.1924−別表-17−まで
1.0345
1.0636
1.0931
1.1231
1.1536
1.18481.2166
1.24901.2822
1.31611.35081.38641.42291.4603
1.49881.5384
1.5792
1.62111.66441.70911.75541.8031
1.85261.90391.95712.01242.07002.12992.19232.2576

平均力率(パーセント)
７０
６９
６８
６７
６６
６５
６４
６３
６２
６１
６０
５９
５８
５７
５６
５５
５４
５３
５２
５１
５０
４９
４８
４７
４６
４５
４４
４３
４２
４１

無効電力量／
有効電力量の値
から2.25772.32592.39732.47222.55082.63352.72072.81272.91003.0131
3.1226
3.2391
3.36343.49633.63903.79203.95734.13634.33064.54254.7745まで
2.32582.39722.47212.55072.63342.72062.81262.90993.01303.1225
3.23903.36333.4962
3.63893.79193.95724.13624.33054.54244.77445.0298

平均力率(パーセント)
４０
３９
３８
３７
３６
３５
３４
３３
３２
３１
３０
２９
２８
２７
２６
２５
２４
２３
２２
２１
２０

無効電力量／
有効電力量の値
から5.02995.31225.6262
5.97766.37376.82387.33977.93748.63819.471310.4788
11.7222
13.2959
15.352218.1544
22.1998
28.5540
39.9876
66.6668
199.9976まで
5.31215.6261
5.97756.37366.82377.3396
7.93738.63809.4712
10.4787
11.722113.2958
15.352118.1543
22.199728.553939.9875
66.6667
199.9975∞

平均力率(パーセント)
１９
１８
１７
１６
１５
１４
１３
１２
１１
１０
９
８
７
６
５
４
３
２
１

なお，平均力率は，次の算式によって算定された値によるものといた
します。
有効電力量
平均力率（ﾊﾟｰｾﾝﾄ）＝―――――――――――――――――――― ×100
(有効電力量) 2 ＋ (無効電力量) 2(２)

有効電力量および無効電力量の計量については，30（計量）に準ずる
も の と い た し ま す 。 た だ し ， 有 効 電 力 量 ま た は 無 効 電 力 量 は ， 30（ 計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，有効電力量または無効電力量は，計量された有効電力量または無効電力量を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの損失補正率によって修正したものといたします。

託送供給約款

−別表-18−

７

契約負荷設備の総容量の算定(１)

差込口の数と電気機器の数が異なる場合は，次によって算定された値にもとづき，契約負荷設備の総容量を算定いたします。
イ

電気機器の数が差込口の数を上回る場合
差込口の数に応じた電気機器の総容量（入力）といたします。この場合，最大の入力の電気機器から順次対象といたします。

ロ

電気機器の数が差込口の数を下回る場合
電気機器の総容量（入力）に，電気機器の数を上回る差込口の数に応じて次の(２)によって算定した値を加えたものといたします。

(２)

差込口に接続される電気機器の容量が確定していない場合は，次によって算定された値を，契約負荷設備の総容量といたします。
イ

住宅，アパート，寮，病院，学校および寺院
１差込口につきロ

イ以外の場合１差込口につき８50ボルトアンペア

100ボルトアンペア

発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整
受電計画電力量に関する取扱い(１)

発電量調整受電計画電力量の取扱い
発電量調整受電計画電力量は，原則として，別表11（発電計画・調達
計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における発電計画といたします。
ただし，発電契約者が通知した販売計画または調達計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ

発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，卸電力取引
所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合

託送供給約款

−別表-19−卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場
約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ

発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，イ以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
発電契約者の販売計画または調達計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において発電契約者が通知した発電計画と調達計画の合計値が販売計画と一致しない場合は，販売計画から調達計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における発電計画とみなします（以下「みなし発電計画」といいます。）。
この場合の発電バランシンググループごとの発電計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値とみなします。
発電バランシンググループごとの発電計画＝みなし発電計画の値
当日計画の通知の期限における発電
ﾊﾞﾗﾝｼﾝｸﾞｸﾞﾙｰﾌﾟごとの発電計画の値
× ―――――――――――――――――――――――――
当日計画の通知の期限における発電計画の値(２)

接続対象計画電力量の取扱い
接続対象計画電力量は，原則として，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における需要想定値といたします。
ただし，契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ

契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約

託送供給約款

−別表-20−

定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場
約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ

契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，イ以外の分が取
引相手の対応する計画と一致しない場合
契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において契約者が通知した需要想定値と需要想定値に対する取引計画が一致しない場合は，調達計画から販売計
画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における需要想定値とみなし
ます。
(３)
イ

需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い
需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表12（需要抑制
計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
(イ)

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市
場約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたしま
す。また，約定がない場合は零とみなします。）

託送供給約款

−別表-21−

(ロ)需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，(イ)以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場
合は零とみなします。）

ロ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力量の算定上，次の(イ)または(ロ)に該当する場合は，次に定める値を需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この場合，みなし需要抑制計画が負となるときの31（電力および電力量の算定）(14)イ(ロ)および(ハ)の需要抑制量調整受
電計画電力量は，当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
なお，需要抑制契約者が複数の需要抑制バランシンググループを設定される場合の需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制
計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値といたします。
需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画＝みなし需要抑制計画の値
当日計画の通知の期限における需要抑制
ﾊﾞﾗﾝｼﾝｸﾞｸﾞﾙｰﾌﾟごとの需要抑制計画の値
× ―――――――――――――――――――――――――――――
当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値(イ)

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を上回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ロ)

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を下回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から差し引いた

託送供給約款

−別表-22−

値

９電力量の協定電力量を協議によって定める場合の基準は，原則として次によります。
(１)

定額制供給の場合の接続供給電力量
イ

接続供給電力量の算定式
その１月の接続供給電力量は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定いたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ロ，ニまたはホの場合は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定した値を当月の料金の算定期間の日数で除し，協定の対象となる期間（以下「協定期間」といいます。）の日数を乗じた値といたします。

10ワ ッ ト ま で の １ 10 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間灯につき10ワ ッ ト を こ え 20
ワットまでの１灯につき20ワ ッ ト を こ え 40
ワットまでの１灯電 灯 で あ る につき
契 約 負 荷 設 40ワ ッ ト を こ え 60
電灯定額接続 備
ワットまでの１灯
送電サービスにつき60 ワ ッ ト を こ え
100 ワ ッ ト ま で の１灯につき100 ワ ッ ト を こ え
る １ 灯 に つ き 100
ワットまでごとに20 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
40 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
60 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
100 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
100 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間小型機器である契約負荷設備１20ｷﾛﾜｯﾄ時
機器につき電灯臨時定額接続送電サービス

契 約 灯 個 数 × 40 ｷ ﾛ
ﾜｯﾄ時

動力臨時定額接続送電サービス

契約電力×200時間

託送供給約款

−別表-23−

ロ

月別使用時間
月別使用時間は，計算月ごとに下表のとおりといたします。

計算月
月別
使用
時間

１月

２月

３月

４月

５月

６月

472

469

401

410

362

342

計算月

７月

８月

９月

10月

11月

12月

月別
使用
時間

312

326

348

368

416

435

ただし，閏年となる場合における３月の月別使用時間は，上表にかかわらず，415時間といたします。
(２)

従量制供給の場合の接続供給電力量
イ

過去の接続供給電力量による場合
次のいずれかによって算定いたします。ただし，協定期間または過去の電力量が計量された料金の算定期間に契約電力，契約電流または契約容量の変更があった場合は，料金の計算上区分すべき期間の日数にそれぞれの契約電力，契約電流または契約容量を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。
(イ)

前月または前年同月の接続供給電力量による場合
前月または前年同月の接続供給電力量――――――――――――― × 協定期間の日数
前月または前年同月の料金の算定期間の日数(ロ)

前３月間の接続供給電力量による場合
前３月間の接続供給電力量――――――――――――――――― × 協定期間の日数
前３月間の料金の算定期間の日数ロ使用された負荷設備の容量と使用時間による場合使用された負荷設備の容量（入力）にそれぞれの使用時間を乗じてえた値を合計した値といたします。

託送供給約款

−別表-24−

ハ取替後の計量器によって計量された期間の日数が10日以上である場
合で，取替後の計量器によって計量された接続供給電力量によるとき。
取替後の計量器によって計量された接続供給電力量―――――――――――――――― × 協定期間の日数
取替後の計量器によって計 量 さ れ た 期 間 の 日 数ニ

参考のために取り付けた計量器の計量による場合
参考のために取り付けた計量器によって計量された接続供給電力量
といたします。
なお，この場合の計量器の取付けは，63（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。

ホ

公差をこえる誤差により修正する場合
計 量 電 力 量――――――――――――――――
100パーセント＋（±誤差率）
なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量を対象として協定いたします。

(３)

(イ)

契約者の申出により測定したときは，申出の日の属する月(ロ)

当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月(１)または(２)によって接続供給電力量を定める場合，協定期間の30分ごとの接続供給電力量は，協定期間の接続供給電力量を協定期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，(２)によって接続供給電力量を定める場合で，協定期間の接続
供給電力量を計量器の時間帯区分ごとに定めるときは，協定期間における各時間帯区分ごとの接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。

(４)

発電量調整受電電力量の協定については，(２)および(３)に準ずるものといたします。

託送供給約款

−別表-25−10需要計画・調達計画・販売計画
需要計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。
年間計画 月間計画 週間計画
対象期間 (第１年度, （翌月， （翌週，第２年度) 翌々月） 翌々週）

翌々日
計画

翌日
計画

当日
計画

30分ごと
の実需給
毎週
毎年
毎日
毎日
の開始時
通知の期限
毎月１日 水曜日
10月31日
午前10時 午前12時
刻の１時
午前10時
間前
電力広域
各月の平 各週の平的運営推日および 日および週間計画
進機関が休日の接 休日の接と同一の指定する
30分ごとの接続対象
需要
続対象電 続対象電
時刻の接
時刻の日
電力量
想定値
力の最大 力の最大続対象電ごとの接値および 値および
力
続対象電
最小値
最小値
力
各月の平 各週の平 電力広域日および 日および 的運営推
通週間計画
休日の接 休日の接 進機関がと同一の続対象電 続対象電 指定する
知
時刻の接力の最大 力の最大 時刻の日
続対象電値および 値および ごとの接の力に対す 30分ごとの接続対象最小値に 最小値に 続対象電る発電契 電力量に対する発電
需要想内
対する発 対する発 力に対す約者，契 契約者，契約者また定値に電 契 約 電 契 約 る発電契容 対する 者 , 契 約 者 , 契 約 約者，契 約者また は需要抑制契約者毎
は需要抑 の調達分および販売
調達計者または 者または 約者また制契約者 分の計画値
画・販需要抑制 需要抑制 は需要抑毎の調達
売計画
契約者毎 契約者毎 制契約者
分およびの調達分 の調達分 毎の調達
販売分のおよび販 および販 分および計画値
売分の計 売分の計 販売分の
画値
画値
計画値
供給力未調達分の計画値―（自己等への電気の供給を行なう場合を除きます。）（注１）需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していた だき ます。
（注 ２ ）年度 とは ，４月１日 か ら翌年 の３ 月31日まで の 期間と いた します。
（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より
詳 細な 断面を 提出 し ていた だく 場合が あり ま す。
（注４）翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計
画 が あ る 場 合 に は ， 当 該 利 用 に 係 る 調 達分 ご と の 計 画 値 お よ び 当 該 利 用に 係る 販売分 ごと の 計画値 を提 出して いた だ きます 。

託送供給約款

−別表-26−11

発電計画・調達計画・販売計画
発電計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。
年間計画 月間計画 週間計画
対象期間 (第１年度, （翌月， （翌週，第２年度) 翌々月） 翌々週）

通知の期限

発電
計画

通
知
の
内

調達計
画・販
売計画

容

発電設
備等の
停止計
画

翌々日
計画

翌日
計画

当日
計画

原則とし
て30分ご
毎週
との実需
毎日
毎日
毎年
毎月１日 水曜日
午前10時 午前12時 給の開始
10月31日
午前10時
時刻の１
時間前
各月の平 各週の平 電力広域日および 日および 的運営推
週間計画
休日の発 休日の発 進機関がと同一の30分ご と の発 電量
電量調整 電量調整 指定する
時刻の発調整受電電力量
受電電力 受電電力 時刻の日
電量調整の最大値 の最大値 ごとの発受電電力
および最 および最 電量調整
小値
小値
受電電力
電力広域
各月の平 各週の平的運営推
週間計画日および 日および進機関がと同一の休日の発 休日の発指定する
時刻の発電量調整 電量調整
時刻の日
電量調整
受電電力 受電電力
ごとの発受電電力 30分ご と の発 電量の最大値 の最大値
電量調整に対する 調整 受 電 電力 量におよび最 および最受電電力契約者， 対す る 契 約者 ，発小値に対 小値に対に対する発電契約 電契 約 者 また は需する契約 する契約
契約者，者または 要抑 制 契 約者 毎の者，発電 者，発電発電契約
需要抑制 調達 分 お よび 販売
契約者ま 契約者ま者または契約者毎 分の計画値
たは需要 たは需要
需要抑制の調達分抑制契約 抑制契約
契約者毎
および販者毎の調 者毎の調の調達分売分の計達分およ 達分およおよび販
画値
び販売分 び販売分
売分の計の計画値 の計画値
画値
作業の開始日時，作業の終了日時，停止―――
内容，その他必要な
項目
計画外作業
―
―
計画作業の変更分（注１）発電計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していた だき ます。
（注 ２ ）年度 とは ，４月１日 か ら翌年 の３ 月31日まで の 期間と いた します。

託送供給約款

−別表-27−

（注３）当社が系統運用上必要な場合および料金の算定上必要な場合は，発電所 別の 発電計 画も あ わせて 提出 してい ただ き ます。
（注４）計画外作業および計画作業の変更分については，発生のつど，すみや
か に提 出して いた だ きます 。
（注５）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より
詳 細な 断面を 提出 し ていた だく 場合が あり ま す。
（注６）翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計
画 が あ る 場 合 に は ， 当 該 利 用 に 係 る 調 達分 ご と の 計 画 値 お よ び 当 該 利 用に 係る 販売分 ごと の 計画値 を提 出して いた だ きます 。

託送供給約款

−別表-28−12

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。
年間計画 月間計画 週間計画
対象期間 (第１年度, （翌月， （翌週，第２年度) 翌々月） 翌々週）

翌々日
計画

翌日
計画

当日
計画

30分ごと
の実需給
毎週
毎年
毎日
毎日
の開始時
通知の期限
毎月１日 水曜日
10月31日
午前10時 午前12時
刻の１時
午前10時
間前
電力広域
各月の平 各週の平的運営推日および 日および週間計画
進機関が休日の需 休日の需
と同一の
需要
指定する
要抑制量 要抑制量
時刻の需 30分ごとの需要抑制
抑制
時刻の日調整受電 調整受電
要抑制量 量調整受電電力量ごとの需計画
電力の最 電力の最調整受電
要抑制量
大値およ 大値およ電力
調整受電
び最小値 び最小値
電力
各月の平 各週の平 電力広域日および 日および 的運営推
通週間計画
休日の需 休日の需 進機関がと同一の要抑制量 要抑制量 指定する
知時刻の需調整受電 調整受電 時刻の日
要抑制量
電力の最 電力の最 ごとの需の調整受電 30分ごとの需要抑制
大値およ 大値およ 要抑制量
電力に対 量調整受電電力量に
内
び最小値 び最小値 調整受電
調達計
する契約 対する契約者，発電に対する に対する 電力に対画・販者，発電 契約者または需要抑容契約者， 契約者， する契約
契約者ま 制契約者毎の調達分
売計画
発電契約 発電契約 者 , 発 電
たは需要 および販売分の計画者または 者または 契約者ま抑制契約 値
需要抑制 需要抑制 たは需要者毎の調契約者毎 契約者毎 抑制契約
達分およの調達分 の調達分 者毎の調び販売分
および販 および販 達分およの計画値
売分の計 売分の計 び販売分
の計画値
画値
画値
30分ごと
ベース
―
―
―
―
―
の値
ライン
（注１）需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインは，当社所定の様式 によ り提出 して い ただき ます 。
（注 ２ ）年度 とは ，４月１日 か ら翌年 の３ 月31日まで の 期間と いた します。
（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より
詳 細な 断面を 提出 し ていた だく 場合が あり ま す。
（注４）翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計
画 が あ る 場 合 に は ， 当 該 利 用 に 係 る 調 達分 ご と の 計 画 値 お よ び 当 該 利 用に 係る 販売分 ごと の 計画値 を提 出して いた だ きます 。

託送供給約款

−別表-29−13

進相用コンデンサ取付容量基準
進相用コンデンサの容量は，次のとおりといたします。
(１)

照明用電気機器
イ

け

い

光

灯

進相用コンデンサをけい光灯に内蔵する場合の進相用コンデンサ取付容量は，次によります。
使 用 電 圧（ﾎﾞﾙﾄ）

１００

管灯の定格消費電力
（ﾜｯﾄ）
１０
１５
２０
３０
４０

コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）
３．５
４．５
５．５
９
１４

４０
６０
８０
１００

３．５
４．５
５．５
７

２００

ロ

ネ オ ン 管 灯２次

電圧（ﾎﾞﾙﾄ）コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

３，０００
６，０００
９，０００
１２，０００
１５，０００

託送供給約款

２０
３０
５０
５０
７５

−別表-30−

ハ

水

銀

灯

コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

出
力
（ﾜｯﾄ）

１００ﾎﾞﾙﾄ

４０以下
６０以下
８０以下
１００以下
１２５以下
２００以下
２５０以下
３００以下
４００以下
７００以下
１,０００以下(２)

２００ﾎﾞﾙﾄ

２０
３０
４０
５０
５０
７５
７５
１００
１５０
２５０
３５０

４．５
７
９
９
９
１１
１５
２０
３０
５０
７５

誘 導 電 動 機イ

個々にコンデンサを取り付ける場合(イ)

単相誘導電動機

電動機定格出力（ｷﾛﾜｯﾄ）
ｺﾝﾃﾞﾝｻ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

(ロ)

使用電圧
100ﾎﾞﾙﾄ
使用電圧200ﾎﾞﾙﾄ

0.1

0.2

0.25

0.4

0.55

0.75

50

50

75

75

75

100

20

20

20

30

30

40

３相誘導電動機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
ａ

電
動
機
定
格
出
力

トップランナーモータの基準を満たす電動機

馬力

1/4 1/2 １ｷﾛﾜｯﾄ

0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5 11

２極 −
コンデンサ
取付容量 ４極 −(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)
６極 −

託送供給約款

２

３

５ 7.5 10

15

20

25

30

40

50

15 18.5 22

30

37

−

20

30

40

50

75 100 150 150 200 250 300 400

−

30

40

50

75 100 150 200 250 300 400 500 700

−

30

50

75 100 150 200 300 300 400 400 500 750−別表-31−

ｂ

電
動
機
定
格
出
力

その他の電動機馬力 1/4 1/2 １

２

３

５ 7.5 1015ｷﾛﾜｯﾄ 0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5 11

コンデンサ
取付容量 10(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)

ロ

15

20

30

40

50

20

25

30

40

50

15 18.5 2230

37

75 100 150 200 250 300 400 500

一括してコンデンサを取り付ける場合やむをえない事情によって２以上の電動機に対して一括してコンデンサを取り付ける場合のコンデンサの容量は，各電動機の定格出力に対応するイに定めるコンデンサの容量の合計といたします。

(３)

電気溶接機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
イ

交流アーク溶接機

溶 接 機
３ ５ 7.5 10 15 20 25 30 35 40 45以上
最大入力
以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 50未満
(ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ)
コンデンサ
取付容量
100 150 200 250 300 400 500 600 700 800 900(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)ロ

交流抵抗溶接機
イの容量の50パーセントといたします。

(４)

そ

の

他

(１)，(２)および(３)によることが不適当と認められる電気機器については，機器の特性に応じて契約者と当社との協議によって定めます。

託送供給約款

−別表-32−

託送供給等約款別冊
標 準 設 計 基 準

2024年４月１日 実施

九州電力送配電株式会社

託送供給等約款別冊
目

１

目

２

単

３

低圧または高圧電線路

４位

標準設計基準次的‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

１等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

２

特別高圧電線路‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

９５高圧変電設備‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

16

６

特別高圧変電設備‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

17７

電力保安通信設備‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

19

託送供給約款別冊系統連系技術要件

−目-1−

１

目
(１)

的
こ の標準設計基 準（以下「この基準」といいます。）は ，託送供給等

約款Ⅷ（工事費の負担）に規定する工事費の算定に適用いたします。
この基準に定めのない事項については，法令で定める電気設備に関する技術基準，その他の法令，当社の設計基準等にもとづき技術上適当と認められる設計によります。この場合，その設計を標準設計といたします。
(２)

地形 上そ の 他周 囲の 状況 か ら， この 基準 によ り がた い場 合で 特別 な

施 設 を 要 する 場 合 は ， (１)に か かわ ら ず 技 術上 適 当 と認 め ら れ る特 殊な設計によることができるものとし，その設計を標準設計といたします｡(３)

材料 およ び 機器 の規 格は ， 日本 産業 規格 ，電 力 用規 格等 の規 格に 準

じます。

２

単

位

等

単位等は次の記号で表示いたします。

単

位

等

記

ボルト

Ｖ

キロボルト

ｋＶ

アンペア

Ａ

キロメートル

ｋｍ

メートル

ｍ

ミリメートル㎜

平方ミリメートル

㎜2

ミリグラム

㎎

パーセント

％

託送供給約款

−設計-1−

号

３

低圧または高圧電線路
(１)

一
イ

般

基

準

電圧降下の許容限度
低圧または高圧電線路における電圧降下の許容限度の標準は，次のとおりといたします。この場合，電線路は，受電地点または供給地点
から受電地点または供給地点に最も近い発変電所の引出口または供給用変圧器の引出側端子までといたします｡

公

称
電
（Ｖ）

低

圧

電圧降下許容限度
（Ｖ）
ロ

経

過

地

圧

高

圧

１００

２００

６,６００

６

２０

６００

等

低圧または高圧電線路の起点，分岐点の位置および経過地は，将来の見通し，用地および環境面，工事および保守面ならびに経済性等を考慮して選定いたします。
ハ

電線路の種類
低圧または高圧電線路の種類は，架空電線路といたします。ただし，
架空電線路を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もしくは地域的な事情により不適当と認められる場合には，地
中電線路またはその他の方法によります。

(２)

架 空 電 線 路
イ

電線路の施設(イ)

低圧または高圧架空電線路は，単独の電線路の新設，他の架空電線路との併架，電線張替え等のうち，技術上困難な場合を除き，最も経済的な方法により施設いたします。

(ロ)

高圧架空電線路を単独に施設する場合は，原則として１回線といたします。

託送供給約款

−設計-2−

ロ

支持物の種類(イ)

低圧または高圧架空電線路の支持物は，原則としてコンクリート
柱または複合柱といたします。
なお，当社は，法令にしたがって，また，その地域に施設されている供給設備の状況を考慮して，技術上，経済上適当なものを選定いたします。

(ロ)

低圧または高圧架空電線路の支持物にコンクリート柱または複合柱を使用することが技術上，経済上適当でない場合は，他の支持物を使用いたします。

ハ

標

準

径

間

低圧または高圧架空電線路の標準径間は，次によります。ただし，地理的条件，土地の状況等により標準径間で電線路を構築できない場
合は，これ以外の径間で施設する場合があります。

施 設 地 域

標準径間（ｍ）

市

街

地

４０

そ

の

他

５０

ニ

支持物の長さ低圧または高圧架空電線路の支持物の長さは，次によります。ただし，土地の状況上やむをえない場合，道路を横断する電線路を支持す
る場合，樹木，建造物，他の電線路等の工作物との離隔距離をとる場
合，当該支持物に変圧器を取り付ける場合等は，この長さ以外のもの
を用いることがあります。

託送供給約款

−設計-3−

施 設 地 域

低圧（ｍ）

高圧（ｍ）

低高圧併架(ｍ)

市

街

地

９

１０

１２

そ

の

他

９

９

１０

ホ

装
(イ)

柱
低圧架空電線路の装柱は垂直配列といたします。ただし，技術上，保守上適当でない場合および低圧単独線路については水平配列とすることがあります。
(ロ)

高圧架空電線路の装柱は水平配列といたします。ただし，技術上，保守上適当でない場合は垂直配列とすることがあります。

(ハ)

水平配列をする場合のアームは軽量腕金，垂直配列をする場合のアームは，低圧架空電線路はラック金物等，高圧架空電線路は高圧
直付金物等を使用いたします。

へ支線および支柱
低圧または高圧架空電線路の支持物強度の一部を分担するため，支線および支柱を施設いたします。ただし，支線には，土地の状況により，支線柱を使用することがあります。

ト

が

い

し

低圧または高圧架空電線路で使用するがいしは，次によります。

通

り

用

引

留

用

低

低

圧

線

低圧ピンがいし
低圧引留がいし

圧

引

込

線

低圧ピンがいし，低圧引留がいし，ＤＶがいし等

高

チ

圧

線

高圧中実がいし限流ｱｰｸﾎｰﾝ付通りがいし

低圧引留がいし高圧耐張がいし限流ｱｰｸﾎｰﾝ付引留がいし

電線の種類および太さ(イ)

託送供給約款

低圧または高圧架空電線および高圧架空引込線には，アルミ線を−設計-4−

使用し，また，低圧引込線には硬銅線を使用いたします。ただし，技術上，経済上不適当な場合は，他の適当な材質のものを使用いた
します。
(ロ)

低圧または高圧架空電線および架空引込線には，絶縁電線を使用いたします。ただし，低圧架空電線の中性線等の感電のおそれがな
い箇所および，高圧架空電線の海峡横断箇所等の人が容易に立ち入らない長径間箇所においては，裸電線を使用することがあります。

(ハ)

電線の太さは，許容電流，短絡電流，電圧降下および機械的強度を考慮して，かつ，法令上の制限にしたがって，適用する電線の種類および最低電線サイズは第１表によるものとし，適用する電線サ
イズは第２表から選定いたします。
（第１表）
絶縁電線
裸アルミ線
アルミ線

硬銅線

低

圧

電

線

25mm 2 以上

――

――

高

圧

電

線

25mm 2 以上――

120mm 2 以上

低 圧 架空 引込線――

2.6mm以上――

高 圧 架空 引込線

25mm 2 以上――――

託送供給約款

−設計-5−

（第２表）
連 続 許 容 電 流 （Ａ）

裸

電 線 種 類Ｄ Ｖ 電 線
および太さ

電

ＯＣ電線 ＯＥ電線 ＯＷ電線
導体２

導体３

線

2.6mm

−

−

−

３８

３４

−

3.2〃

−

−

−

５０

４４

−

14mm 2

−

−

−

７０

６２

−

22〃

−

−

−

９２

８０

−

38〃

−

−

１５３

１３０

１１３

−

60〃

−

−

２０６

１７４

１５２

−

100〃

−

−

２８３

２３８

２０９

−

25〃

−

１０７

９０

−

−

１３５

58〃

−

１７７

１４５

−

−

２２５

120〃

−

２７１

２２０

−

−

４００

200〃

４７３

−

−

−

−

５４０

400〃

７２３

−

−

−

−

８５０

硬

銅

線

ア
ル
ミ
線

リ

柱上変圧器の種類と容量(イ)

柱上変圧器の種類
柱上変圧器の種類は，単相変圧器または一体形変圧器とし，既設供給設備の状況等を考慮して，技術上，経済上最も適当なものを選
定いたします。

(ロ)

柱上変圧器の容量
柱上変圧器の容量は，次の中から，技術上，経済上必要最小のものを選定いたします。

託送供給約款

−設計-6−

区

分
単
一

ヌ

体

変 圧 器 容 量 （ｋＶＡ）

相10，20，30，50，100形

20＋10，30＋20，50＋30，100＋50

電力用変圧器の結線
３相電力負荷に対しては，単相変圧器２台または一体形変圧器（単相変圧器２台を内蔵）１台を用いてＶ結線により使用いたします。ただし，技術上，経済上適当と認められる場合は，単相変圧器３台を用いてΔ結線により使用いたします。

ル

変圧器の１次側開閉器
変圧器の１次側には保護用として，カットアウトを取り付けます。

ヲ

線路用区分開閉器の取付け
高圧架空電線路の保守上必要な箇所には，開閉器を施設いたします。

ワ

耐

雷

施

設

架空電線路には，避雷器，架空地線等の耐雷上必要な施設を設置いたします。
カ

特殊地域の施設
塩害，じん害，ガス害等の発生のおそれがある地域，または地盤軟
弱，強風地域に施設する架空電線路には，塩害，じん害，ガス害，地盤軟弱，強風等に耐える構造のものを使用いたします。

ヨ低圧または高圧架空引込線のこう長
低圧または高圧架空引込線のこう長は，50ｍ以下といたします。ただし，低圧架空引込線のこう長は途中に支持物がある場合は，60ｍ以
下といたします。

タ

引込直付金物および引込用アームの取付け
引込直付金物および引込用アームの取付けは，次によります。
(イ)

託送供給約款

引込線がある箇所は，引込直付金物を使用いたします。

−設計-7−

なお，低圧ラック金物および変圧器が施設されている場合は，それぞれの下部に取り付けます。
(ロ)

次の場合は，引込直付金物にかえて引込用アームを使用いたします。
ａ

昇降柱経路が確保できない場合

ｂ

ＯＷ引込線がある場合

ｃ

引込柱の同一箇所からの引込線数が３を超過する場合

ｄ

引込幹線と分岐用電線の圧縮接続箇所が多く，引込幹線の縁廻りが過大となって輻輳する場合(３)

地 中 電 線 路
イ

電線路の施設低圧または高圧地中電線路の施設方法は，管路式といたします。ただし，次の場合は直接埋設式または暗きょ式によることといたします。
(イ)

直 接 埋 設 式
重量車両が通ることがなく，かつ，再掘さくが他に支障のない構内等に施設する場合

(ロ)

暗

き

ょ

式

当該線路を含めて多数のケーブルを同一の場所に施設する場合
ロ

ケーブルの選定
低圧または高圧地中電線路に使用するケーブルの種類および太さは，
許容電流，短絡電流，電圧降下，施設方法等を考慮して，原則として次の中から必要最小のものを選定いたします。
なお，ケーブルの許容電流は，日本電線工業会規格に準じた算定方
法により，施設条件等を考慮して算定いたします。

種

架橋ポリエチレンケーブル

託送供給約款

太さ（㎜ 2 ）類

銅導体 14，22，38，60，100，325，725−設計-8−

ハ

工

事

方

法

技術上，経済上最も適当な方法により行ないます。
ニ

開閉器塔，変圧器塔の施設(イ)

地中電線路の保守上必要な箇所には，開閉器塔を施設いたします。

(ロ)

変圧器を地上に施設する必要がある場合には，変圧器塔を施設い
たします。

４

特別高圧電線路
(１)

一
イ

般

基

準

電圧降下の許容限度
特別高圧電線路における電圧降下の許容限度の標準は，次のとおり
といたします。この場合，電線路は，受電地点または供給地点から受電地点または供給地点に最も近い発変電所の引出口までといたします。

公

称
電
圧
（Ｖ）
電圧降下の許容限度
（Ｖ）
ロ

経

過

地

22,00066,000110,000

2,000

6,000

10,000等

特別高圧電線路の起点，分岐点の位置および経過地は，将来の見通
し，用地および環境面，工事および保守面ならびに経済性等を考慮して選定いたします。
ハ

電線路の種類
特別高圧電線路の種類は，架空電線路といたします。ただし，架空電線路を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もしくは地域的な事情により不適当と認められる場合には，地中電
線路またはその他の方法によります。

(２)

架 空 電 線 路

託送供給約款

−設計-9−

イ

電線路の施設(イ)

特別高圧架空電線路は，単独の電線路の新設，他の架空電線路との併架，電線張替え等のうち，技術上困難な場合を除き，最も経済的な方法により施設いたします。

(ロ)

他の特別高圧架空電線路と併架する場合の電線架設順位は，電圧の高いものを上部，電圧の低いものを下部といたします。

(ハ)特別高圧架空電線路を単独に施設する場合は，原則として１回線といたします。

ロ

支持物の種類(イ)

特別高圧架空電線路の支持物は，原則として鉄塔といたします。
ただし，短期間で撤去される場合または関連系統との協調上，鉄塔とすることが妥当でない場合は，鉄塔以外の支持物を使用することがあります。

(ロ)

22kＶの特別高 圧架空電線路を高圧 架空電線路方式で施 設する場

合 （ 以 下 「 高 圧 架 空 電 線 路 方 式 の 22k Ｖ の 架 空 電 線 路 」 と い い ます。）には，原則としてコンクリート柱を使用いたします。
ハ

支持物の設計特別高圧架空電線路の支持物の設計は，法令で定める電気設備に関する技術基準によるほか，原則として電気学会電気規格調査会標準規
格によります。

ニ

標
(イ)

準

径

間

特別高圧架空電線路の標準径間は，次によります。

支持物種類

標 準 径 間 （ｍ）

鉄塔

２００〜３００他

１００〜１５０

そ託送供給約款

の−設計-10−

(ロ)高 圧架空電線路 方式の22kＶの架空 電線路の標準径間は ，次によります。

施 設 地 域

標 準 径 間 （ｍ）

市

街

地

４０

そ

の

他

５０

ホ

装
(イ)

柱
装柱は経過地，保守の条件等を勘案し，経済的な設計を行ないます。
(ロ)

下記ト(イ)の塩じん害汚損地域区分Ｃ，ＤまたはＥに該当する場合
において，がいしを増結するときは，特殊装柱といたします。

(ハ)

絶縁間隔は，次によります。ただし，がいし装置にアークホーンを取り付ける場合は，アークホーンの性能の面から次の数値を修正して用いることがあります。

電

２２

６６

１１０

所 要 が い し 個 数 （コ）

２(注)

６

９または10

標

準

間

隔 （㎜）

３５０

７４０

１,１００

最

小

間

隔 （㎜）

３００

４００

７００

ジャンパー線と腕金との間隔（㎜）

４００

８９０

１,３２０

（ 注）

圧（ｋＶ）

高 圧架 空 電線路 方式 の 22kＶの 架 空電線 路 の所 要が いし 個数 は １コと いた
しま す 。

へ

鉄塔および鉄柱の基礎
コンクリート基礎といたします。

ト

が
(イ)

い

し

特 別 高 圧 架 空 電 線 路 の が い し は ， 原 則 と し て 250㎜ 標 準 懸 垂 がいしとし，所要がいし連結個数はホ(ハ)によります。ただし，塩じん
託送供給約款

−設計-11−

害等により汚損する箇所には，塩害対策専門委員会送変電分科会の推奨値および九州における汚損実績を勘案し，次のとおり標準がい
し増結，スモッグがいし等を採用いたします。

塩じん害に対する最低必要がいし連結数
汚 損地域 区 分

Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

想 定 附 着 等 価
塩
分
量

50

100

200

400

10〜
50 ㎞
程 度
３〜
10 ㎞
程 度
工場地域周
辺等比較的
軽度の煙じ
ん害地域

３〜
10 ㎞
程 度
１〜
３ ㎞
程 度

０〜
３ ㎞
程 度
０〜
１ ㎞
程 度

距 離 範 囲海岸よりの概略㎎/下面（中心部を除く）

台
に

対

風
し

季
に

節
対

風
し

50
程
以
10
程
以

㎞
度
上
㎞
度
上

工 場 地 域 に
対 し て 発 煙
源 よ り の 距 離がいし個数
標 準 懸 垂

9

9

9

66kV

6

6

22kV以下

2

2

２

(ロ)

海岸の地形構造により０ 〜0.3㎞

工 場地域 の中心

110kV

（ 注） １Ｅ（ 海岸の ご く近 傍 ）海水のしぶきを対象とし ３ ％ 塩 水 ， 0.3 ㎜ / 分
水 平分を 想 定海岸の地形構造により
０ 〜 0.3 ㎞ ま た は ０ 〜
0.5㎞

※

9

※

10

6

6

※

6

2

2

3

※ 印は ス モッグ がい し
区 分は場 所に より大幅に 異 なるの で概 略の目安を 示 します 。

高 圧架空電線路 方式の22kＶの架空 電線路に使用するが いしは，

ラインポストがいしまたは長幹がいしといたします。
チ

電線の種類および太さ(イ)

電線の種類および太さは，許容電流，短絡電流，電圧降下，径間長，着雪，経過地等を考慮して，原則として次の中から選定いたします。ただし，技術上，経済上やむをえない場合は，他の種類およ
び太さの電線を使用することがあります。

公称断面積（㎜ 2 ）

電 線 種 類ア ル ミ 覆 鋼 心 ア ル ミ よ り 線（ACSR/AC）
アルミ覆鋼心耐熱アルミ合金より線（TACSR/AC）

託送供給約款

160，240，410，610
160，240，410，610−設計-12−(ロ)電線の許容電流電線の許容電流は，次によります。

公称断面積（㎜ 2 ） 許 容 電 流 （ Ａ ）電 線 種 類

アルミ覆鋼心アルミより線（ACSR/AC）

アルミ覆鋼心耐熱アルミ 合金より線（TACSR/AC）

(ハ)

１６０

４６７

２４０

６０８

４１０

８４６

６１０

１,０５９

１６０

７２５

２４０

９５４

４１０

１,３４９

６１０

１,７０６

高 圧架空電線路 方式の22kＶの架空 電線路の電線は，ア ルミ絶縁

電線といたします。また，電線の太さは次によります。

電 線 種 類
アルミ絶縁電線リ

公称断面積（㎜ 2 ）許容電流（Ａ）

２００

４７３

架空地線の施設(イ)

鉄 塔 お よび 鉄 柱 に は， 原 則 とし て70㎜ 2 以 上 のア ル ミ 覆 鋼 より 線

１条の架空地線を施設いたします。ただし，電磁誘導障害または著しい腐食のおそれのある箇所等には，他の電線を使用することがあります。
また，支持物の接地抵抗が高い箇所には，逆閃絡を防止するために，接地棒および埋設地線を施設いたします。
(ロ)

託送供給約款

高 圧 架 空 電 線 路 方 式 の 22kＶ の 架 空 電 線 路 に は ， 原 則 と し て 25

−設計-13−

㎜ 2 以上の鋼心アルミより線１条の架空地線を施設いたします。
ヌ

架空電線の地表上の高さ(イ)

特別高圧架空電線の最低地上高は，次によります。ただし，電線路付近に建造物がある場合またはその建設が予定される地域，道路や河川の横断箇所，植林地通過箇所ならびにその他保安および保守上問題がある場合は，標準値に必要な高さを加算した値といたします。

電 線 地 表 上 の 高 さ
公称電圧（kＶ）(ロ)

地表上の高さ（ｍ）

２２

６

６６

７

１１０

７

高圧架空 電線路 方式の22kＶの架空 電線路の電線の最低 地上高は ，次によります。

電 線 地 表 上 の 高 さ
施 設 地 域ル

地表上の高さ（ｍ）

市

街

地

８

そ

の

他

６

ブロッキングコイルの施設
電力線搬送を行なっている線路から分岐する場合，搬送への障害が考えられるときは，その分岐点に必要な定格のブロッキングコイルを施設いたします。

ヲ

アークホーンおよびアーマロッドの施設
経過地の状況により，アークホーンおよびアーマロッドを施設いたします。

託送供給約款

−設計-14−(３)地 中 電 線 路
イ

電線路の施設特別高圧地中電線路の施設方法は，管路式または暗きょ式といたします。ただし，変電所，工場構内等において施設が容易で，かつ，維持上問題がない場所に施設する場合は，直接埋設式とすることがあります。

ロ

ケーブルの選定
特別高圧地中電線路に使用するケーブルの種類および太さは，許容電流，短絡電流，電圧降下，施設方法等を考慮して，原則として次の中から選定いたします。ただし，技術上，経済上やむをえない場合は，他の種類および太さのケーブルを使用することがあります。
なお，ケーブルの許容電流は，日本電線工業会規格に準じた算定方
法により，施設条件等を考慮して算定いたします。

ケーブルの種類および太さ
電

圧

心
単

数

導

体

の

太

さ

（㎜ 2 ）

心 400，600，800，1,000，1,200

22kＶ CV単心３個より 100，250，325
単心 600，800，1,000，1,200，1,400，1,600，2,000

CV
単心３個より 80，100，150，200，250，325，400，500
66kＶ
単心 400，600，800，1,000，1,200

３

心 80，100，150，200，250，325，400

単心 600，800，1,000，1,200，1,400，1,600，2,000

OFCV
単心３個より 150，200，250，325，400
110kＶ
単心 400，600，800，1,000，1,200

３

心 150，200，250，325

OF

託送供給約款

−設計-15−

ハ避雷器の施設ケーブルと架空電線との接続箇所には，ケーブル条長が短い場合に，保護装置として避雷器を施設することがあります。

５

高圧変電設備
(１)

一

般

基

準

高圧電線路の引出設備は，その変電所の他の設備に準じて施設いたし
ます。
(２)

結

線

方

法

当社変電所引出設備の結線および主要機器取付数の標準は，次のとおりといたします。

取

母線

数

機器名
しゃ断器
断 路 器
補助母線
（注）

（ 注）

付

しゃ断器，断路器は引出形といたします。

単母線

補助母線付

１

台

１

台

――

１

組

変 流 器

２

台

２

台

零相変流器

１

台

１

台

配 電 盤

１

面

１

面

点線 部分 は ，補助 母線 付の場 合

凡 しゃ断器 断 路 器

変流器

零相変流器

例

(３)

し
イ

ゃ

断

器

しゃ断器は，当社で一般的に使用しているものの中で，最大負荷電流および現に構成され，または将来構成されることが予定されている

託送供給約款

−設計-16−

系統について計算した短絡容量から判断して，必要最小のものを使用いたします。
ロ(４)

将来の系統構成は，10年程度先を目標といたします。
断路器

断路器は，当社で一般的に使用しているものの中で，最大負荷電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(５)

変

流

器

変流器は，当社で一般的に使用しているものの中で，最大負荷電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(６)

配

電

盤

配電盤には，原則として電流計，しゃ断器操作用スイッチ，電線路に短絡または地絡を生じた場合に自動的に電路をしゃ断するための保護装置等，運転に必要な装置を取り付けます。また，必要に応じ電力計，無効電力計，電圧計等を取り付けます。

６

特別高圧変電設備
(１)

一

般

基

準

特別高圧電線路の引出設備は，その変電所の他の設備に準じて施設い
たします。
(２)

結

線

方

法

当社変電所引出設備の結線および主要機器取付数の標準は，次のとおりといたします。

託送供給約款

−設計-17−

取

母線（ 注） １

付

数

機器名
単母線

２重母線

しゃ断器

１

台

１

台

断 路 器

２

組

３

組

変 流 器

６

台

６

台

計器用変圧器

１

台

１

台

配 電 盤

１

面

１

面

点 線部 分 は，２ 重母 線の場 合

２接地装置については線路側に１台設置いたします。ただし，ガス絶縁開閉装置を使用 する場合は，しゃ断器の両端にも設置することがあります。

３

変流 器については用途および制御回路の構成によって，設置位置の変更
もし く は台数 の増 減または零 相 変流器 の設 置をするこ と があり ます 。

４

しゃ断器において引出方式を使用する場合には，しゃ断器の両端の断路
器を 省 略いた しま す。

５

耐 雷設計 上， 線路側に避 雷 器を設 置す る場合があ り ます。

接地装置付
計
し
ゃ
断
器
断
路
器
変
流
器
凡
断 路 器
変

器
圧

用
器

例

(３)

し
イ

ゃ

断

器

しゃ断器は，当社で一般的に使用しているものの中で，その回路電圧に応じて，最大負荷電流および現に構成され，または将来構成されることが予定されている系統について計算した短絡容量から判断して，必要最小のものを使用いたします。

ロ(４)将来の系統構成は，10年程度先を目標といたします。
断路器

断路器は，当社で一般的に使用しているものの中で，その回路電圧に託送供給約款

−設計-18−

応じ，最大負荷電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(５)

変

流

器

変流器は，当社で一般的に使用しているものの中で，その回路電圧に応じ，最大負荷電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(６)

計器用変圧器
計器用変圧器は，当社で一般的に使用しているものの中で，その回路電圧に応じ，最大使用負担から判断して，必要最小のものを使用いたし
ます。

(７)

配

電

盤

配電盤には，原則として電流計，しゃ断器操作用スイッチ，電線路に短絡または地絡を生じた場合に自動的に電路をしゃ断するための保護装置等，運転に必要な装置を取り付けます。また，必要に応じ電力計，無効電力計，電圧計等を取り付けます。

７

電力保安通信設備
(１)

一
イ

般

基

準

電力保安通信用電話設備の施設(イ)

電力保安通信用電話設備は，法令等の定めるところにより原則として施設いたします。

(ロ)
ロ

回線数は，原則として１回線といたします。
通

信

方

式

電力保安通信用電話設備は，光ファイバ内蔵型架空地線（ＯＰＧＷ），架空電話線（通信ケーブル，光ファイバケーブル），地中電話線（ 通信ケーブル，光 ファイバケーブル），通信線搬送，光搬 送またはマイクロ波多重無線による電話設備のうち，技術上，経済上最も適当なものを使用いたします。
ハ

経託送供給約款

過地−設計-19−

経過地は，地理的条件ならびに保安および保守上の問題を考慮して，最も経済的に施設できるように選定いたします。
ニ

電

話

機

電話機は，自動式電話または共電式電話を標準として使用いたします。
(２)

架空電話線路イ

電話線路の施設
架空電話線路は，使用電圧が35,000Ｖ以下の架空電線路への添架または他の架空電話線路への併架により施設いたします。ただし，技術上，経済上適当でない場合は，独立電話線路を施設いたします。

ロ

電話線の種類
架空電話線のうち，通信ケーブルには，原則として電力用規格のポリエチレン絶縁通信ケーブルを使用し，光ファイバケーブルには，原則として電力用規格テープ型光通信ケーブルを使用いたします。

(３)

地中電話線路
イ

施

設

方

法

地中電話線は，原則として管路式または暗きょ式によります。
ロ

ケーブルの種類
地中電話線のうち，通信ケーブルには，原則として電力用規格のポリエチレン絶縁通信ケーブルを使用し，光ファイバケーブルには，原則として電力用規格テープ型光通信ケーブルを使用いたします。

(４)通 信 線 搬 送
送受信装置の伝送方式は，周波数分割方式または時分割方式といたし
ます。

(５)

光

搬

送

送受信装置の伝送方式は，時分割方式といたします。
(６)

マイクロ波多重無線

託送供給約款

−設計-20−イ

空 中 線 施 設
(イ)

空中線は，十分な強度のある鉄塔または鉄柱等の支持物により支持いたします。

(ロ)
ロ

給電線は，導波管を使用いたします。
送 受 信 装 置(イ)

使用する周波数帯は，6.5ギガヘルツ帯，7.5ギガヘルツ帯または12ギガヘルツ帯といたします。

(ロ)

変調方式は，原則として，４相位相変調方式とし，電力用規格の装置を使用いたします。

(７)

電話設備以外の保安通信設備
保安通信用電話設備以外の通信設備（給電情報伝送装置，保護用信号
端局装置等）の施設については，本基準を準用いたします。

託送供給約款

−設計-21−

託送供給等約款別冊
系 統 連 系 技 術 要 件

2024年４月１日 実施

九州電力送配電株式会社

託送供給等約款別冊

系統連系技術要件

目

Ⅰ

Ⅱ

総

則

次

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

１

１

目

的

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

１

２

適 用 の 範 囲‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

１

３

協

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

３議

低圧系統連系
Ⅱ−１

発電設備等の連系要件
気方‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

３

４

電

式

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

３

５

運転可能周波数‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

３

６

力

率

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

４

７

高

波

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

４８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制

10

不要解列の防止11

保護装置の設置場所‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

11

12

保護リレーの設置相数‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

11

13

保護装置の設置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

11

14

解

列

箇

所

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

13

15

接

地

方

式

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

1316

直流流出防止変圧器の設置

17

電

圧

変

18

短

絡

容

19

過電流引き外し素子を有するしゃ断器の設置

20
21

調

‥‥‥‥

４

‥‥‥‥‥‥

５‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

５‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

13動‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

14

量‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

15‥‥‥‥‥‥

15

発電設備等の種類‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

15

発 電 機 諸 元‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

15

託送供給約款別冊系統連系技術要件

−目-１−

Ⅲ

22

フ

23

サイバーセキュリティ対策

Ⅱ−２

需要設備の連系要件

24

電

25

力

26

高

27

フ

リ

ッ

気

方

調
リ

ッ

高圧系統連系
Ⅲ−１

カ‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

17‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

19

式‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

19率‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

19波‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

19カ‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

19‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

20

発電設備等の連系要件
気

方

16

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

20

28

電

式

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

20

29

運転可能周波数‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

20

30

力

率

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

21

31

高

波

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

2132

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制

33

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制

34

不要解列の防止35

保護装置の設置場所‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

27

36

保護リレーの設置相数‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

2737

保護装置の設置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

27

38

解

所

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

29

39

自動負荷制限‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

3040

線路無電圧確認装置の設置

41

接

42

直流流出防止変圧器の設置

43

電

圧

変

44

短

絡

容

45
46

調

列

地

箇

方

式

‥‥‥‥

21

‥‥‥‥‥‥

22‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

22‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

30‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

31‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

31動‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

31

量‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

33

発電機定数・諸元‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

33

昇圧用変圧器‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

35

託送供給約款別冊系統連系技術要件

−目-２−

Ⅳ

47

連

絡

体

48

バンク逆潮流の制限

49

フ

50

サイバーセキュリティ対策

Ⅲ−２

需要設備の連系要件

リ

ッ

気

方

制

カ

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

35‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

36‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

36‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

37‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

39

式‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

39

51

電

52

力

率

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

3953

保護装置の設置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

39

54

高

波

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

39

55

フ

リ

ッ

カ

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

41

56

電

圧

変

動

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

41

57

サイバーセキュリティ対策

調

特別高圧系統連系
Ⅳ−１‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

41‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

42

発電設備等の連系要件
気

方

42

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

42

58

電

59

運転可能周波数・並列時許容周波数

60

力

61

高

62

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制

63

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制

64

調

式

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

42

率‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

43波‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

43

‥‥‥‥

43

‥‥‥‥‥‥

44

不要解列の防止‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

4465

保護装置の設置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

4766

再 閉 路 方 式‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

5167

保護装置の設置場所

68

解

69

保護リレーの設置相数‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

5270

自動負荷制限・発電抑制‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

5271

線路無電圧確認装置の設置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

53

列

箇

所

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

51‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

51

託送供給約款別冊系統連系技術要件

−目-３−

72

発電機運転制御装置の付加‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

73

中性点接地装置の付加および電磁誘導障害防止対策の実施

74

直流流出防止変圧器の設置

75

電

54

‥

56

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

57

動‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

5776

出力変動対策‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

59

77

短絡・地絡電流対策‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

60

78

発電機定数・諸元‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

6079

昇圧用変圧器‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

63

80

連

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

64

81

電気現象記録装置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

6582

サイバーセキュリティ対策

Ⅳ−２

需要設備の連系要件

圧

変

絡

体

気

方

制

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

66‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

67式‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

67

83

電

84

力

率

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

6785

保護装置の設置‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

67

86

線路無電圧確認装置の設置

87

連

88

高

89

フ

リ

90

電

圧

91

サイバーセキュリティ対策

絡‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

67

制‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

68波‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

68

ッ

カ

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

70

変

動

‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

70

体
調

託送供給約款別冊系統連系技術要件‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥

−目-４−

71

Ⅰ

１

目

総

則

的

この系統連系技術要件は，託送供給等約款８（契約の要件）(１)ニ，(２)ハまたは(３)ハにもとづき，電気設備を当社電力系統（以下「系統」といいます。）に電気的に接続（以下「連系」といいます。）するにあたって，系
統の安定運用維持および当社供給設備との技術的協調を図るうえで必要となる技術要件を示したものです。

２

適 用 の 範 囲
(１)

この系統連系技術要件は，発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに需要設備または需要者の需要設備を系統に連系する場合に適用いたします。
なお，既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時，パワーコンディショナー等の装置切替時または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー整定値等の設定変更が必要となる場合等をいいます。）には，この系統連系技術要件を適用いたします。
また，需要者が需要場所内において発電設備等を系統に連系する場合
または契約者が事業場所内の発電設備等もしくは需要設備を系統に連系する場合についても，この系統連系技術要件を適用いたします。

(２)

この系統連系技術要件において，契約者とは，事業場所内の発電設備
等または需要設備を系統に連系する者をいいます。

３

協

議

この系統連系技術要件は，系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この系統連系技術要件に定めのない事項も含め，個別に託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-1−

協議させていただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-2−

Ⅱ
Ⅱ−１

４

電

気

方

低 圧 系 統 連 系
発電設備等の連系要件

式発電設備等の電気方式は，次の場合を除き，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・３相３線式）と同一としていただきます。
(１)

最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合(２)

単 相３線式の系 統に単相２線式200ボルトの発電設備等 を連系する場

合に，受電地点のしゃ断器を開放したとき等に負荷の不平衡により生じる過電圧に対して逆変換装置を停止する対策または発電設備等を解列す
る対策を行なう場合

５

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
(１)

連続運転可能周波数58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下(２)

運転可能周波数57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，
57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，事故時運転継続要件（以下「ＦＲＴ要件」といいます。）の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0ヘルツ，それ以外は58.2ヘルツとし，検出時限は自動再託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-3−

閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒といたします。
(３)

逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備は，(２)の限りではありません。

６

力

率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

７

高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
26（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
ト か ら 100パーセン トの範囲（１パーセ ント刻みといたしま す。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-4−

電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕に定める地域資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち10キロワット以上の設備には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

10

不要解列の防止
(１)

保

護

協

調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづき，保護協調を図ることを目的に，適正な保護装置を設置していただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系
統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-5−

イ

発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

ハ

上位系統事故時等の連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ(２)連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。
事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下，周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

発電設備等

単
相

太陽光

電圧低下

周波数変動
（運転継続）

残電圧20パーセ
残電圧52パーセ
残電圧20パーセ ント未満
ント以上・位相(運転継続また
ント以上
変化41度以下（運転継続） はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸに（運転継続）
よる出力停止)60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋時間1.0 秒以
時間1.0 秒以
1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
時間1.0 秒以
下
下
ｸﾙ間継続
下
・電圧復帰後0.1 ・電圧復帰後0.2 ・電圧復帰後0.1 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２秒以内に電圧秒以内に電圧ﾍﾙﾂ/秒
秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力 (周波数上限)
低下前の出力の80パーセンの80パーセン
61.8ﾍﾙﾂの80パーセン
ト以上の出力ト以上の出力ト以上の出力 (周波数下限)
まで復帰
まで復帰
まで復帰
57.0ﾍﾙﾂ

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-6−

発電設備等周波数変動（運転継続）

残電圧20パーセ
残電圧52パーセ
残電圧20パーセ ント未満
ント以上・位相ント以上(運転継続また
変化41度以下（運転継続） はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸに（運転継続）
よる出力停止)60ﾍﾙﾂ系統

風力・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋時間1.0 秒以
時間1.0 秒以
時間1.0 秒以
1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
下
下
下
ｸﾙ間継続
・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２秒以内に電圧秒以内に電圧秒以内に電圧ﾍﾙﾂ/秒
低下前の出力低下前の出力低下前の出力 (周波数上限)の80パーセンの80パーセンの80パーセン
61.8ﾍﾙﾂ
ト以上の出力ト以上の出力ト以上の出力 (周波数下限)
まで復帰
まで復帰
まで復帰
57.0ﾍﾙﾂ

蓄電池

・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋時間1.0 秒以
時間1.0 秒以
1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
時間1.0 秒以
下
下
ｸﾙ間継続
下
・電圧復帰後0.1 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後0.1 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２秒以内に電圧秒以内に電圧ﾍﾙﾂ/秒
秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力 (周波数上限)
低下前の出力の80パーセンの80パーセン
61.8ﾍﾙﾂの80パーセン
ト以上の出力ト以上の出力 (周波数下限)
ト以上の出力まで復帰まで復帰（RPR
57.0ﾍﾙﾂまで復帰（RPRが設置されるが設置される場合は出力電場合は出力電
力 特 性 と RPR
力 特 性 と RPRの協調を図るの協調を図るた め ， 0.4 秒
た め ， 0.4 秒以内の復帰と以内の復帰としてもよい。)
してもよい。)

燃料電池

・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋時間0.3 秒以
時間0.3 秒以
時間0.3 秒以
1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
下
下
下
ｸﾙ間継続
・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２秒以内に電圧秒以内に電圧秒以内に電圧ﾍﾙﾂ/秒
低下前の出力低下前の出力低下前の出力 (周波数上限)の80パーセンの80パーセンの80パーセン
61.8ﾍﾙﾂ
ト以上の出力ト以上の出力ト以上の出力 (周波数下限)
まで復帰
まで復帰
まで復帰
57.0ﾍﾙﾂ

単
相

ガ
ス
エ
ン
ジ
ン

電圧低下

単機出力
２ｷﾛﾜｯﾄ未満
単機出力２ｷﾛﾜｯﾄ
以上
10ｷﾛﾜｯﾄ未満※

・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋時間0.3 秒以
時間0.3 秒以
1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
時間0.3 秒以
下
下
ｸﾙ間継続
下
・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２秒以内に電圧秒以内に電圧ﾍﾙﾂ/秒
秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力 (周波数上限)
低下前の出力の80パーセンの80パーセンの80パーセン
61.8ﾍﾙﾂ
ト以上の出力ト以上の出力ト以上の出力 (周波数下限)
まで復帰
まで復帰
まで復帰
57.0ﾍﾙﾂ

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-7−

周波数変動（運転継続）

電圧低下
発電設備等

単
相

複
数
直
流
入
力
シ
ス
テ
ム

太陽光
＋蓄電池

燃料電池
＋蓄電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ＋蓄電池

残電圧20パーセ
残電圧20パーセ ント未満
ント以上
(運転継続また（運転継続） はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)・電圧低下継続 ・電圧低下継続
時間1.0 秒以
時間1.0 秒以
下下・電圧復帰後0.1 ・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力の80パーセンの80パーセン
ト以上の出力ト以上の出力まで復帰まで復帰（RPRが設置される場合は出力電
力 特 性 と RPRの協調を図るた め ， 0.4 秒以内の復帰としてもよい。
また，負荷追従制御〔構内の負荷電力に応じて出力制御〕状態にて復帰動作する
場合は，出力
復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池動
作の停止を防止するため，
0.4秒以内としてもよい。)
・電圧低下継続 ・電圧低下継続
時間0.3 秒以
時間0.3 秒以
下下・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力の80パーセンの80パーセン
ト以上の出力ト以上の出力まで復帰まで復帰

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）
・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電
力 特 性 と RPRの協調を図るた め ， 0.4 秒以内の復帰としてもよい。
また，負荷追従制御〔構内の負荷電力に応じて出力制御〕状態にて復帰動作する
場合は，出力
復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池動
作の停止を防止するため，
0.4秒以内としてもよい。)
・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

60ﾍﾙﾂ系統・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

太陽光
蓄電池
燃料電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ

高圧三相に準ず 高圧三相に準ず 高圧三相に準ず 高圧三相に準ず
る
る
る
る

風力

・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋時間0.3 秒以
1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
時間0.3 秒以
時間0.3 秒以
下
ｸﾙ間継続
下
下
・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２秒以内に電圧ﾍﾙﾂ/秒
秒以内に電圧秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力 (周波数上限)
低下前の出力の80パーセン
61.8ﾍﾙﾂの80パーセンの80パーセン
ト以上の出力 (周波数下限)
ト以上の出力ト以上の出力57.0ﾍﾙﾂ
まで復帰
まで復帰
まで復帰

三
相

※発電機能を備えたガスエンジン（空調を主目的としたもの）を除きます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-8−

ＦＲＴ要件のイメージ（太陽光発電設備の例）
電圧低下耐量
(％)
100
残
電
圧

ＵVＲ
整定値

※１ 運転継続

52
20※２ 運転継続
運転継続またはゲート※ ３ ブロックによる出力停止

0.0
（電圧低下
開始)

1.0

(秒)

※１

残 電 圧 が 52パ ー セ ン ト 以 上 の 場 合 は 電 圧 低 下 中 に 41度
位相変化を考慮すること。
※ ２ 残 電 圧 が 20パ ー セ ン ト 以 上 52パ ー セ ン ト 未 満 の 場 合 は位相変化がないものといたします。
※３ 位相変化をともなわない電圧低下時に限ります。
（位相変化がある場合は解列可）

出力復帰動作（残電圧20パーセント以上の場合）
電(％)
圧
電圧復帰後，0.1秒以内に低
電圧低下前の出力の80％以上であること
下 100
前 80
の
出
力
に
対
１秒以内
す
る
0.0
0.1
(秒)
電圧低下
比
開始
（電圧復帰)
率

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-9−

出力復帰動作（残電圧20パーセント未満の場合）
電(％)
圧
電圧復帰後，0.2秒以内に低
電圧低下前の出力の80％以上であること
下 100
前 80
の
出
力
に
対
１秒以内
す
る
0.0
0.2
(秒)
電圧低下
比
開始
（電圧復帰)率

周波数変動耐量（ステップ上昇）
(Hz)
61.0
運転継続

周
波
数

0
（周波数
上昇開始)

(ｻｲｸﾙ)

3

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）(Hz)
OFR整定値

周 60.0波数

運転継続変化率±２Hz/秒

UFR整定値

0.0（周波数変動開始)

託送供給約款別冊系統連系技術要件(秒)−系統-10−11

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

12

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１)

過電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および３相３線式については２相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

(２)

不足電圧リレーおよび短絡方向リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，３相３線式については３相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

(３)

周波数上昇リレー，周波数低下リレーおよび逆電力リレーは，単相２線式，単相３線式および３相３線式について１相に設置すること。

(４)

逆充電検出の場合は，次のとおりとすること。
イ

不足電力リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，３相３線式については３相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間，３相３線式では単相負荷がなければ３相電力の合計とできることといたします。

ロ

不足電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および３相３線式については２相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

13

保護装置の設置(１)

発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次により保護装置を設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-11−

合は省略できることといたします。
イ

発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。

ロ

発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(２)

系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。ただし，発電設備の故障対策用不足電圧リレーまたは過電流リレーにより，連系する系統の短絡事故が検出できる場合は，これにより代用することが
できます。

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(３)

高低圧混触事故対策
連系する系統の高低圧混触事故を検出し，発電設備等を解列するための受動的方式等の単独運転検出機能を有する装置等を設置していただき
ます。

(４)

単独運転防止対策
単独運転防止のため，過電圧リレー，不足電圧リレー，周波数上昇リ
レー，周波数低下リレーおよび次のすべての条件を満たす受動的方式および能動的方式を組み合わせた単独運転検出機能を有する装置を設置していただきます。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ連系する系統のインピーダンス，負荷状況等を考慮し，確実に単独

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-12−

運転を検出できること。

14

ロ

頻繁な不要解列を生じさせないこと。

ハ

能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。

解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１)

機械的な開閉箇所２箇所(２)

機械的な解列箇所１箇所および逆変換装置のゲートブロック(３)

発電設備等連絡用しゃ断器

15

接

地

方

式

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

16

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
な お，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１)

逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。

(２)

逆変換装置の直流回路が非接地であることまたは逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-13−

17

電
(１)

圧

変

動

常時電圧変動対策
連 系する系統 におけ る低圧需要家 の電圧 を適正値（標 準電圧 100ボル
ト に 対し ては101±６ボ ルト ，標 準電 圧 200ボ ルト に対 して は202±20ボ
ルトといたします。）以内に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときは，進相無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整す
る対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合は，配電線増強等の対策を行ない
ます。

(２)

瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

ロ

他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す
るおそれがあるときには，限流リアクトル等を設置すること。

ハ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ニ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ホ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-14−

対策を行なうこと。
ヘ

発電設備等の出力変動または頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

18

短

絡

容

量

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者のしゃ断器のしゃ断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクト
ル等）を設置していただきます。

19

過電流引き外し素子を有するしゃ断器の設置
単相３線式の電気方式で連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流により中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等および負荷設備等の並列点よりも系統側に，３極に過電流引き外し素子を有するしゃ断器を設置していただきます。

20

発電設備等の種類
連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を用いない発電設備等の連系は，逆潮流がない場合，または逆潮流がある場合で，逆変換装置を用いた連系の場合と同等の単独運
転検出および解列ができ，他の需要家へ影響を及ぼすおそれがないときに
限ります。

21

発 電 機 諸 元
当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
なお，第３者認証機関発行の認証証明書による提供もできるものといたします。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-15−

電源種

設備
発電プラント

構内設備
共

通

保護装置

逆変換装置

風

発電プラント制御装置
発電プラント制御装置
発電プラント力

蓄電池

諸元
定格（定格容量，定格出力，台数，定格
電圧）力率（定格，運転可能範囲）
単線結線図，系統並解列箇所
高調波発生機器，高調波対策資料
電圧フリッカの発生源，対策設備資料
設置要素
設置場所
設置相数
解列箇所
整定範囲
整定値
シーケンスブロック
メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
ＦＲＴ要件の適用有無
蓄電池，ウィンドファームコントローラ
の有無
蓄電容量

また，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

22

フ

リ

ッ

カ

発電設備等を設置する場合で，発電設備等の頻繁な並解列，出力変動または単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧フリッカ対策等を行なっていただきます。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23
ボルト以下）に維持することといたします。
イ

風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-16−

るおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下「ＳＶＣ」といいます。）の設置，サイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ロ

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。

ハ単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるとき（新型能動的方式を具備する場合等）は，無効電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置等の対策を行なうこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲
で，周波数フィードバックゲイン，無効電力の注入量の上下限値の変更
等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じること。ただし，ソフトウェアの改修ができない場合等で，対策を講じることができないときは，機器取り替え，対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

23

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-17−

家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１)

外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。

(２)

発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。

(３)

発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講じる必要があるため，発電設備に関し，セキュリティ管理
責任者を設置するとともに，氏名および一般加入電話番号または携帯電
話番号を通知すること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-18−

Ⅱ−２

24

電

気

方

需要設備の連系要件

式

需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・３相３線式）と同一としていただきます。

25

力
(１)

率
需要場所において，電灯または小型機器を使用する場合の力率は，原則として，90パーセント以上，その他の機器を使用する場合については
85パーセント以上に保持していただきます。
(２)

進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。

26

高

調

波

系統内に著しい高調波を発生するおそれのある場合は，抑制装置を設置していただく等の対策を講じていただきます。

27

フ

リ

ッ

カ

電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-19−

Ⅲ
Ⅲ−１

28

電

気

方

高 圧 系 統 連 系
発電設備等の連系要件

式発電設備等の電気方式は，最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

29

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
(１)

連続運転可能周波数58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下(２)

運転可能周波数57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，
57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，ＦＲＴ要件の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0ヘルツ，それ以外は58.2ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒といたします。

(３)

逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備は，(２)の限りではありません。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-20−30

力率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

31

高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
54（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

32

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
ト か ら 100パーセン トの範囲（１パーセ ント刻みといたしま す。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める地域
資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等によ

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-21−

り出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

33

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

34

不要解列の防止
(１)

保

護

協

調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづき，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系
統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ

発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

ハ

上位系統事故時等の連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-22−

単独運転が生じないこと。
ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ(２)連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。
事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

単
相

太陽光
風力
蓄電池
燃料電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ

太陽光

三
相

風力

二相短絡を想定

残電圧20パーセ
残電圧52パーセ
残電圧20パーセ ント未満
ント以上・位相ント以上（運転継続また
変化41度以下（運転継続） はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによ（運転継続)
る出力停止）

周波数変動（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統

低圧単相に準ず 低圧単相に準ず 低圧単相に準ず 低圧単相に準ずる
る
る
る

・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
時間0.3秒以下
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
時間0.3秒以下
時間0.3秒以下
継続
・電圧復帰後0.1 ・電圧復帰後0.2 ・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧秒以内に電圧秒以内に電圧 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍ
ﾙﾂ/秒
低下前の出力低下前の出力低下前の出力の80パーセンの80パーセン (周波数上限)の80パーセン
61.8ﾍﾙﾂ
ト以上の出力ト以上の出力ト以上の出力(周波数下限)
まで復帰
まで復帰
まで復帰
57.0ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
残電圧０パーセント・継続時間0.15秒と残電圧90パー
継続
セント・継続時間1.5秒を結ぶ直線以上の残電圧があ ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍる電圧低下に対しては運転を継続し,電圧復帰後1.0秒
ﾙﾂ/秒
以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力ま (周波数上限)
61.8ﾍﾙﾂで復帰(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-23−電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

蓄電池

三
相
燃料電池 ※

残電圧20パーセ
残電圧20パーセ ント未満
（運転継続また
ント以上（運転継続） はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）
・電圧低下継続 ・電圧低下継続
時間0.3秒以下
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1 ・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧秒以内に電圧低下前の出力低下前の出力の80パーセンの80パーセン
ト以上の出力ト以上の出力まで復帰（RPRまで復帰が設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4秒以内の復帰としてもよい。）

二相短絡を想定
残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続)

周波数変動（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
時間0.3秒以下
継続
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±2ﾍﾙ
ﾂ/秒
低下前の出力の80パーセン (周波数上限)
61.8ﾍﾙﾂ
ト以上の出力まで復帰（RPR (周波数下限)
57.0ﾍﾙﾂが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4秒以内の復帰としてもよい。）

・ 電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・電圧低下継続 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
時間0.3秒以下
時間0.3秒以下
時間0.3秒以下
継続
・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍ秒以内に電圧秒以内に電圧
ﾙﾂ/秒
低下前の出力低下前の出力低下前の出力の80パーセン (周波数上限)の80パーセンの80パーセン
61.8ﾍﾙﾂ
ト以上の出力ト以上の出力ト以上の出力(周波数下限)
まで復帰
まで復帰
まで復帰
57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続時 ・電圧低下継続時 ・電圧低下継続時 ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
間0.3秒以下
間0.3秒以下
間0.3秒以下
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0 ・電圧復帰後1.0
継続
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ
秒以内に電圧低
秒以内に電圧低
秒以内に電圧低 ・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍ(単 機出 力下前の出力の80
下前の出力の80
下前の出力の80
ﾙﾂ/秒
35ｷﾛﾜｯﾄ以パーセント以上パーセント以上パーセント以上 (周波数上限)
下)の出力まで復帰の出力まで復帰の出力まで復帰
61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ※燃料電池にマイクロガスタービンを組み合わせた発電設備は除きます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-24−

ＦＲＴ要件のイメージ（太陽光発電設備の例）
電圧低下耐量
(％)
100
残
電
圧

ＵVＲ
整定値

運転継続
20
※

運転継続またはゲート
ブロックによる出力停止

0.0
（電圧低下
開始)

※

0.3

(秒)

三相短絡事故にともなう平衡した電圧低下時に限ります。
出力復帰動作（残電圧20パーセント以上の場合）
電(％)
圧
電圧復帰後，0.1秒以内に低
電圧低下前の出力の80％以上であること
下 100
前 80
の
出
力
に
対
0.3秒以下
す
る
0.0
0.1
(秒)
電圧低下
比
開始
（電圧復帰)
率

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-25−出力復帰動作（残電圧20パーセント未満の場合）
電(％)
圧
電圧復帰後，0.2秒以内に低
電圧低下前の出力の80％以上であること
100
下
前 80
の
出
力
に
対
0.3秒以下
す
る
0.0
0.2
(秒)
電圧低下
比
開始
（電圧復帰)率

周波数変動耐量（ステップ上昇）
(Hz)
61.0
運転継続

周
波
数

0
（周波数
上昇開始)

(ｻｲｸﾙ)

3

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）(Hz)
OFR整定値

周 60.0波数

運転継続変化率±２Hz/秒

UFR整定値

0.0（周波数変動開始)

託送供給約款別冊系統連系技術要件(秒)−系統-26−35

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

36

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１)

地絡過電圧リレーは零相回路に設置すること。

(２)

過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リ
レーは，１相設置とすること。

(３)

短絡方向リレーは，３相設置とすること。ただし，連系する系統と協調を図ることができる場合は，２相設置とすることができることといた
します。

(４)

不足電圧リレーは，３相設置とすること。ただし，短絡方向リレーと協調を図ることができる場合は，１相設置とすることができることとい
たします。

(５)

37

不足電力リレーは，２相設置とすること。

保護装置の設置(１)

発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護装置を設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場
合は省略できることといたします。
イ

発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置していただきます。

ロ

発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置していただきます。

(２)

系統側短絡事故対策

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-27−

連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機および逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(３)

系統側地絡事故対策
連系する系統における地絡事故時の保護のため，地絡過電圧リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過
電圧リレーを省略できるものといたします。
イ

発電設備等の引出口にある地絡過電圧リレーにより系統側地絡事故が検知できる場合

ロ

逆変換装置を用いた発電設備等 が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さいとき。

ハ

逆変換装置を用いた発電設備等 が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が10キロワット以下のとき。

(４)

逆潮流がある場合の単独運転防止対策
逆潮流がある場合，単独運転防止のため，発電設備等故障対策用の過電圧リレーおよび不足電圧リレーに加えて，周波数上昇リレーおよび周
波数低下リレーを設置するとともに，転送しゃ断装置または次のすべての条件を満たす単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含みます。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用線の場合は，周波数上昇リレーは省略できるものといたします。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ連系する系統のインピーダンス，負荷状態等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-28−ロ

頻繁な不要解列を生じさせないこと。

ハ

能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。

(５)

逆潮流がない場合の単独運転防止対策
逆潮流がない場合，単独運転防止のため，逆電力リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，専用線の場合であって，逆電力リレーまたは不足電力リレーで単独運転を高速に検出できるとき
は，周波数低下リレーを省略できるものといたします。
なお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受
電電力の容量に比べて極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式および能動的方式のそれぞれ１方式以上を含むものに限ります。）を有す
る装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合は，逆電力リレーを省略できるものといたします。
また，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

38

解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１)

受電用しゃ断器(２)

発電設備等出力端しゃ断器またはこれと同等の機能を有する装置(３)

発電設備等連絡用しゃ断器(４)

母線連絡用しゃ断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，
原則として，半導体のみで構成された電子スイッチをしゃ断装置として適用することはできません。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-29−39

自動負荷制限発電設備等の脱落時等に連系する配電線，配電用変圧器等が過負荷となるおそれがある場合には，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただ
きます。

40

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する系統の再閉路時の事故防止のため，当該系統の配電 用変電所の配電線引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるもの
といたします。
(１)

専用線による連系であって，連系する系統の自動再閉路を必要としな
い場合

(２)

転送しゃ断装置および単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）
を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(３)

２方式以上の単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含むものに限ります。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(４)

単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）を有する装置および整定値が発電設備等の運転中における配電線の最低負荷より小さい逆電力リレーを設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断で
きる場合

(５)

逆潮流がない場合で，系統との連系に係わる保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，しゃ断器および制御用電源配線が２系列化されており，これらが互いにバックアップ可能となっているとき。ただし，２系
列目の上記装置については，次のうちいずれか１方式以上を用いて簡素化することができます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-30−イ

保護リレーの２系列目は，不足電力リレーのみとすることができます。

ロ

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置した
場合，１系列目と２系列目を兼用できます。

ハ

計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置した
場合，１系列目と２系列目を兼用できます。

41

接

地

方

式

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

42

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１)

逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。

(２)

逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

43

電
(１)

圧

変

動

常時電圧変動対策
連 系する系統 におけ る低圧需要家 の電圧 を適正値（標 準電圧 100ボル
ト に 対し ては101±６ボ ルト ，標 準電 圧 200ボ ルト に対 して は202±20ボ
ルトといたします。）以内に維持する必要があるため，発電設備等の解託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-31−

列による電圧低下，逆潮流による系統の電圧上昇等により適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧変動対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合には，配電線新設による負荷分割等の配電線増強，専用線による連系を行なう等の対策を行ないます。
イ

発電設備等の脱落等により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に負荷を制限すること。

ロ

発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に電圧を調整すること。

(２)

瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行なうこと。

ニ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

ホ

他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す
るおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-32−

ヘ

発電設備等の出力変動または頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

ト連系用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合は，その抑制対策を実施すること。

44

短

絡

容

量

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者のしゃ断器のしゃ断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクト
ル等）を設置していただきます。

45

発電機定数・諸元(１)

発電機並列時の短絡電流抑制対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。

(２)

当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
なお，第３者認証機関発行の認証証明書による提供もできるものとい
たします。

電源種

設備

諸元
定格（定格容量，定格出力，台数，定格
電圧）
最低出力

発電プラント

所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲

共通

単線結線図，系統並解列箇所
自家消費電力の最大値，最小値
構内設備

総合負荷力率高調波発生機器，高調波対策資料
電圧フリッカの発生源，対策設備資料

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-33−

電源種

設備

諸元
定格（定格容量，定格電圧）

受電用変圧器， イ ン ピ ー ダ ン ス （ 変 圧 器 定 格 容 量 ベ ー
連系用変圧器 ス）
制御方式，整定値
調相設備
遮断器

定格（容量，台数）
定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無
設置要素

共通

設置場所
設置相数
保護装置

解列箇所
整定範囲
整定値
ＣＴ比，ＶＴ比シーケンスブロック

誘導機

発電プラント

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量
各種内部リアクタンス

発電プラント

各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無

同期機
制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，ＧＦ幅，ＣＶ，ＩＣＶモデルを含む）
励磁系ブロック（ＡＶＲ，ＰＳＳ，ＰＳＶＲ）
ＦＲＴ要件の適用有無
メーカ，型式

逆変換装置

単独運転検出方式，整定値発電プラント逆変換装置の容量
制御装置
通電電流制限値
ＦＲＴ要件の適用有無
発電機の出力特性

風力発電プラント制御装置

出力変動対策の方法

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

二次励磁機

発電プラント

拘束リアクタンス

託送供給約款別冊系統連系技術要件

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無−系統-34−

また，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

46

昇圧用変圧器
短絡電流抑制対策，発電機並列時の電圧低下対策等の面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。

47

連

絡

体

制

発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の構内事故および系統側の事故等により，連系用しゃ断器が動作した場合等（サイバー攻
撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，発電者，発電設備等を系統連系する需要者
または契約者の技術員駐在箇所等と当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は次のうちのいず
れかを用いることができます。
(１)

専用保安通信用電話設備(２)

電気通信事業者の専用回線電話(３)

次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話
イ

発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号
方式ではなく，直接技術員所在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されているものとすること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-35−

ロ

話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。

ハ

停電時においても通話可能なものであること。

ニ

災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間，発電設備等の解列または運転を停止すること。
また，その旨が保安規程上明記されていること。

48

バンク逆潮流の制限
配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面および保護協調面で問題が生じるおそれがあることから，原則として逆潮流が生じないよう発電者で発電・放電出力を抑制していただきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面および保護協
調面で問題が生じないよう対策を行なう場合はこの限りではありません。

49

フ

リ

ッ

カ

発電設備等を設置する場合で，発電設備等の頻繁な並解列，出力変動または単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧フリッカ対策等を行なっていただきます。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23
ボルト以下）に維持することといたします。
イ

風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，ＳＶＣの設置，サイリスタ等によるソフトス
タート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピー
ダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-36−

ロ

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。

ハ単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，系統および当該発電設備等設置者以外の者への悪影響がない範囲の能動信号の変動量ならびに正帰還ゲインの大きさとすること。
なお，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状況の変化，発電設備等の連系量増加等によって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため，能動信号の変動量および正帰還ゲインの大きさを変更できる機構としておくこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲
で，能動信号の変動量，正帰還ゲインの大きさの変更等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じること。ただし，
ソフトウェアの改修ができない場合等で，対策を講じることができない
ときについては，機器取り替え，対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

50

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，電力制御システムセキュリティガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。ただし，自家用電気工作物（発電事業の用に託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-37−

供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュ
リティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１)

外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。

(２)

発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。

(３)

発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-38−

Ⅲ−２

51

電

気

方

需要設備の連系要件

式

需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

52

力
(１)

率
供給地点の力率は，原則として，85パーセント以上に保持していただ

きます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。
(２)

当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。

53

保護装置の設置
発電者，需要者または契約者の電気設備の故障および需要場所または事業場所に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。

54

高

調

波

高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波
電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
(１)

対 象者は 6,600ボルトの系統に連系 する場合で，使用す る高調波発生

機器の容量を６パルス変換器容量に換算し，それぞれの機器の換算容量を総和したもの（以下，この項において「等価容量」といいます。）が託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-39−50キロボルトアンペアをこえる発電者，需要者または契約者といたします。
なお，上記の等価容量を算出する場合に対象となる高調波発生機器は，
300ボルト以下の系 統に接続して使用す る定格電流20アンペ ア／相以 下の電気および電子機器（家電および汎用品）以外の機器といたします。
また，設備の新増設等により，新たに該当することになる場合においても適用するものといたします。
(２)

対象者においては，系統に流出する高調波流出電流の算出を次のとおり実施していただきます。
イ

高調波流出電流は，高調波発生機器ごとの定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

ロ

高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計するものといたします。

ハ対象とする高調波の次数は40次以下といたします。

ニ

構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。

(３)系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数ごとに，次表に示す契約受電電力１キロワットあたりの高調波流出電流の上限値に当該契約受電電力（キロワットを単位といたします。）を乗じた値といたします。

(４)(２)の高調波流出電流が，(３)の高調波流出電流の上限値をこえる場合には，発電者，需要者または契約者において高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。
契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア／キロワット）
受電電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次
超過

6,600ボルト

3.5

2.5

1.6

1.3

1.0

0.90

0.76

0.70

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-40−

55

フ

リ

ッ

カ

電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

56

電

圧

変

動

受電用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場
合は，その抑制対策を実施していただきます。

57

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-41−

Ⅳ
Ⅳ−１

58

電

気

方

特別高圧系統連系
発電設備等の連系要件

式発電設備等の電気方式は最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

59

運転可能周波数・並列時許容周波数(１)

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
イ

連続運転可能周波数58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下

ロ

運転可能周波数57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以
上，57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを
57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒以上といたします。

(２)

並列時許容周波数
系統周波数を適正値に維持する必要があるため，並列時の周波数は並列時許容周波数以内としていただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-42−

な お，並列時 許容周 波数は，標準 周波数 ＋0.1ヘルツ 以下（ 設定可能
範囲は，標準周波数＋0.1ヘルツから＋1.0ヘルツまでといたします。）
といたします。ただし，離島等，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

60

力

率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持できるように定めるものとし，必要な場合は当社からの求めに応じて，力率を変更できるものとしていただきます。
なお，発電設備等の安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90パーセントから進み力率95パーセントとしていただきます。
また，逆潮流がない場合は，原則として受電地点における力率を系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，系統側からみて進み力率にならないようにしていただきます。

61

高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
88（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

62

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-43−

ト か ら 100パーセン トの範囲（１パーセ ント刻みといたしま す。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める地域
資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

63

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

64

不要解列の防止
(１)

保

護

協

調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保等を行なうために，次の考え方にもとづき保護協調を図っていただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-44−

統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ

発電設備等の異常および故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電設備等を当該系統から解列すること。

ロ

連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もあります。

ハ

上位系統事故，連系する系統の事故等により当該系統の電源が喪失した場合であって，単独運転が認められないときには，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。

ニ

連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。

ホ

連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。

ヘ

連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，
不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要なしゃ断を回避できる時限で行なうこと。

(２)

事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下，周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-45−電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

二相短絡を想定

残電圧20パーセ
残電圧52パーセ
残電圧20パーセ ント未満
ント以上・位相ント以上（運転継続また
変化41度以下（運転継続）
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによ（運転継続）
る出力停止）

周波数変動（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統

太陽光
風力
単
相

蓄電池

低圧単相に準ず 低圧単相に準ず 低圧単相に準ず 低圧単相に準ず
る
る
る
る

燃料電池
ガスエンジン
太陽光
風力
三
相

蓄電池

高圧三相に準ず 高圧三相に準ず 高圧三相に準ず 高圧三相に準ず
る
る
る
る

燃料電池
ガスエンジン(３)

電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止，需要増加等にともない，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧および周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行なわないものとしていただきます。
なお，これを超える端子電圧および周波数変動においても，設備に支障がない範囲で運転を継続していただきます。
また，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備または構内設備（発電用所
内電源を除きます。）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-46−

同期発電機・誘導発電機

逆変換装置

電圧 pu
1.05

電圧 pu
1.08
1.07
1.06
1.05
1.04
1.03
1.02
1.01

1.04
1.03
1.02
1.01
周波数 pu
0.98

0.99

0.99

1.01

1.02

0.97 0.98

0.98
0.97
0.96
0.95

0.99

0.99
0.98
0.97
0.96
0.95
0.94
0.93
0.92

周波数 pu1.01

1.02

ただし，周波数変動範囲に対しては，59（運転可能周波数・並列時許容周波数）(１)に定める運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。

65

保護装置の設置(１)

発電設備等故障対策
発 電 設 備 等故 障 時 の 系 統 保 護 の た め 過 電 圧 リ レ ー お よ び 不 足 電 圧 リ
レーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により検出・保護できる場合は省略することができます。

(２)系統側事故対策
イ

短

絡

保

護

系統の短絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていた
だきます。
(イ)

同期発電機を用いる場合
連系する系統の短絡事故を検出し，発電設備を解列することのできる短絡方向リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リ

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-47−

レーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ)

誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いる場合
連系する系統の短絡事故時に，発電電圧の異常低下を検出し解列することのできる不足電圧リレーを設置していただきます。
なお，この不足電圧リレーは発電設備等事故対策用の不足電圧リ
レーと兼用することができることといたします。

ロ

地

絡

保

護

系統の地絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていた
だきます。
(イ)

中性点直接接地方式の系統に連系する場合は，電流差動リレーを設置していただきます。

(ロ)

中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略することができます。
ａ

発電機引出口にある地絡過電圧リレーにより連系する系統の地絡事故を検出できる場合

ｂ

発電設備等の出力が構内の負荷より小さく周波数低下リレーに
より高速に単独運転を検出し解列することができる場合

ｃ

逆電力リレー，不足電力リレーまたは受動的方式の単独運転防止機能を有する装置により高速に単独運転を検出し解列することができる場合なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であって託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-48−

も，その後構内の負荷状況の変更，電力系統の変更等によって，地絡過電圧リレーの省略要件を満たさなくなったときには，発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の責任において，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
ハ保護装置の系列数
当社の標準的な方式に合わせた保護装置の多重化等を図っていただ
く場合があります。

(３)

(イ)

保護装置の二系列化(ロ)

後備保護との組合せ

単独運転防止対策イ

逆潮流がある場合
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上
昇リレーおよび周波数低下リレーまたは転送しゃ断装置を設置していただきます。この場合，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーは，
単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40パーセント程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。
ただし，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系
統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リ
レーと組み合わせて補完しながら使用していただきます。
なお，必要により周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転送しゃ断装置を設置していただく場合があります。
また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，電圧および位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独系統から解列していただきます。

ロ

逆潮流がない場合単独運転防止のため，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-49−

設置していただきます。ただし，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまたは周波数低下リレーにより検出・保護できないおそれがあるときは，逆電力リレーを設置していただきます。
(４)

事故波及防止対策
系統事故等による発電設備等の脱調，周波数異常，設備過負荷，電圧異常等を防止するため，必要により次の事故波及防止リレーを設置していただく場合があります。
イ

系統安定化装置ロ

脱調分離リレーハ

周波数リレーニ

過負荷保護リレー

ホ

不足電圧リレーヘ

転送しゃ断装置(５)

構内設備事故対策
構内設備事故対策として，発電者，需要者または契約者の需要場所または事業場所における構内設備の短絡事故時または地絡事故時に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。

(６)

事故除去時間中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影
響および電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系
点および同一電圧階級設備の遮断器ならびに保護リレーの動作時間を次のとおりとしていただきます。
イ

遮

断

器

２サイクル以内ロ

保護リレー（短絡・地絡事故除去用）
２サイクル以内

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-50−なお，上記を基本として，中性点直接接地系統以外を含めて，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

66

再 閉 路 方 式
自動再閉路を実施している送電線へ連系する場合で，自動再閉路方式を採用するときは，連系送電線の再閉路方式と協調を図っていただき，必要な設備を設置していただきます。

67

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

68

解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１)

受電用しゃ断器(２)

発電設備等出力端しゃ断器(３)発電設備等連絡用しゃ断器(４)

母線連絡用しゃ断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，
原則として，半導体のみで構成された電子スイッチをしゃ断装置として適用することはできません。
ただし，母線保護リレー装置が動作した場合には，同一母線に接続された送電線および連系用変圧器等をすべてしゃ断していただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-51−

69

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１)

地絡過電圧リレー，地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレーおよび地絡検出用回線選択リレーは零相回路に設置すること。

(２)

過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リ
レーは１相設置とすること。

(３)

不足電力リレーは２相設置とすること。

(４)

短絡方向リレー，不足電圧リレー，短絡検出・地絡検出兼用電流差動
リレー，短絡検出用電流差動リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用
回線選択リレーおよび地絡方向距離リレーは３相設置とすること。

70

自動負荷制限・発電抑制(１)

自動負荷制限・発電抑制
イ

発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線，変圧器等が過負荷になるおそれがある場合は，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただきます。
また，系統事故等により他の送電線，変圧器等が過負荷になるおそれがある場合，または系統の安定度，周波数等が維持できないおそれがある場合には，自動で発電抑制または発電しゃ断もしくは発電増出力（揚水しゃ断および蓄電池の充電停止を含みます。）を行なっていただくことがあります。この場合，発電場所に必要な装置を設置していただきます。

ロ

出力変動緩和対策として設置していただく蓄電池は，充電を停止す
ることにより，出力変動緩和の機能を喪失することになるため，イは適用いたしません。

(２)

Ｎ − １ 電 制
あらかじめ当社が指定した送配電線１回線，変圧器１台その他の電力設

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-52−

備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれる速やかな発電抑制
または発電遮断（以下「Ｎ−１電制」といいます。）を実施することで，運用容量を拡大することが効率的な設備形成に資すると当社が判断した
場合，Ｎ−１電制を実施するために発電設備等に施設する制御装置等（以下「Ｎ−１電制装置」といいます。）を施設することが適当であると判断した発電設備等を指定して，当該発電設備等を維持および運用する発電者または新規に送電系統への連系を行なう発電者に対して，Ｎ−
１電制装置の施設を求めることがあります。この場合，発電者は，正当な理由がない限り，発電場所へのＮ−１電制装置の施設その他Ｎ−１電制の実施に必要な対応をしていただきます。

71

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されていない場合には，再閉路時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。
なお，22,000ボルトの系統に連系する場合は，必要に応じて設置いたします。
ただし，逆潮流がない場合であって，電力系統との連系に係る保護リ
レー，計器用変流器，計器用変圧器，しゃ断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化することができます。
(１)

２系列の保護リレーのうちの１系列は，不足電力リレーのみとすることができます。

(２)

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できます。

(３)

計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置する場

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-53−

合，１系列目と２系列目を兼用できます。

72

発電機運転制御装置の付加(１)

系統安定化，潮流制御のための機能
系統安定化，潮流制御等の理由により運転制御が必要な場合には，以下の機能を具備した運転制御装置を設置していただきます。
なお，設置については個別に協議させていただきます。
イ

PSS（Power System Stabilizer）

ロ

超速応励磁自動電圧調整機能(２)

周波数調整のための機能
火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（地域資源バイオマス発電設備を除きます。）については，以下の周波数調整機能を具備していただきます。
なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ

ガバナフリー運転
タービンの調速機（以下「ガバナ」といいます。）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転（ガバナフリー運
転）する機能を具備すること。

ロ

LFC（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からの LFC信 号 に追従し， 発電機 出 力を変動さ せる機 能 を具備
すること。

ハ

周波数変動補償機能
標準周 波数±0.2ヘ ルツを 超え た場 合， 系統の 周波 数変 動に より，ガバナで調整した出力を発電所の自動出力制御装置が，出力指令値に引き戻すことがないように，ガバナによる出力変動相当を出力指令値に加算する機能を具備すること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-54−ニ

EDC（Economic load Dispatching Control：経済負荷配分制御）機
能
当社からの出力指令値に発電機出力を自動追従制御する機能を具備
すること。

ホ

出力低下防止機能
100,000キロ ワッ ト 以上 の火 力発 電設 備 は， 周波 数58.8ヘ ル ツまで
は 発電機出 力を低 下 せず，周波 数58.8ヘ ルツ以下に ついて は ，1.2ヘルツ低下するごとに５パーセント以内の出力低下に抑えること，もしくは，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。
なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりといたします。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議を行なうことがあります。

発電機定格出力

GF調定率
GF幅 ※ １
GF制御応答性
機
能
・
仕
様
等

LFC幅
LFC変化速度 ※ ２
LFC制御応答性
EDC変化速度 ※ ２
EDC制御応答性
EDC+LFC変化速度
最低出力 ※ ３ ※ ４（定格出力基準）

託送供給約款別冊系統連系技術要件

100,000キロワット以上
ガスタービン発電設備
その他の火力発電（GT）およびガスター
設備およびビンコンバインドサイ 混焼バイオマス発電
クル発電設備（GTCC）
設備 ※ ６５パーセント以下

５パーセント以下

５パーセント以上
３パーセント以上（定格出力基準）（定格出力基準）
２秒以内に出力変化開始，
10秒以内にGF幅の出力変化完了 ※ ７
GF制御応答性±５パーセント以上±５パーセント以上（定格出力基準）（定格出力基準）
５パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
20秒以内に出力変化60秒以内に出力変化
開始 ※ ７開始 ※ ７５パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
20秒以内に出力変化60秒以内に出力変化※７開始
開始 ※ ７
10パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
50パーセント以下
30パーセント以下
DSS 機能具備 ※ ５−系統-55−

※１

GTおよびGTCCについては負 荷制限 設定値までの上げ 余裕値が定格出 力５パーセ
ント以上，その 他の 発電機につい ては定格出力の ３パーセント以 上を確保。定格
出力付近等の要件を満たせない出力帯について別途協議。

※２

定格出力付近のオーバーシュート防止また は低出力帯 での安 定運転により要件を満たせない場合には別途協議。

※３

気化ガス（BOG）処理等により最低出力を満たせない場合には別途協議。

※４

EDC/LFC指令で制御可能な最低出力。

※５

日間起動停止運転（DSS）は，発電機解列から並列まで８時間以内で可能なこと。

※６

地域資源バイオマス発電設備を除きます。

※７

記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期 に出力変化 開始し ，出力変化完了すること。

また，周波数調整機能に必要な受信信号（EDC・LFC指令値，LFC増/
減指令，運転可能出力帯〔バンド〕指令）を受信する機能および必要
な 送 信 信 号 （ 現 在 出 力 ， 可 能 最 大 発 電 出 力 〔 GTお よ び GTCCの み 〕 ，
EDC・ LFC使 用 /除 外 ， 周 波 数 調 整 機 能 故 障 ， 運 転 可 能 出 力 帯 〔 バ ンド〕状態）を送信する機能を具備していただきます。
(３)

早期再並列のための機能
定 格出 力の 合計 が400,000キ ロワ ット 以 上の火 力（GTCC） 発 電設備 については，送電系統の停電解消後，早期に再並列するために必要な装置を設置，または機能を具備していただきます。

(４)

電圧調整のための機能
イ220,000ボ ルト 以上の系 統に連 系す る発電設 備等は，当 社が指定 する電圧，無効電力または力率に応じて運転可能な機能を具備し，有効電力に応じて出力可能な範囲で無効電力を調整できるようにしていた
だきます。

ロ

受電電圧 が110,000ボルト以 下の発 電者の発電機 でも， 必要により，
イと同じ機能を具備していただくことがあります。

73

中性点接地装置の付加および電磁誘導障害防止対策の実施
中性点の接地が必要な場合は，昇圧変圧器の中性点に接地装置を設置し託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-56−

ていただきます。
また，中性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策および地中ケーブルの防護対策の強化等が必要となった場合には，適切な対策を講じていただきます。
(１)

110,000ボ ルト 以下の系統に連系す る場合は，必要に応 じて昇圧用 変圧器の中性点に中性点接地装置（抵抗接地方式）を設置すること。
(２)

220,000ボ ルト 以上の系統に連系す る場合は，昇圧用変 圧器の中性 点を直接接地すること。

74

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１)

逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。

(２)

逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

75

電
(１)

圧

変

動

常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±１パーセントから２パーセント以内を適正値とし，この範囲を逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-57−

なお，22,000ボルトの系統と連系する場合の電圧の適正値は，その系
統に連系されている低圧の需要において101±６ボルトまたは202±20ボ
ルトといたします。
(２)

瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±２パーセントを目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。
イ

同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から±２パーセント程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をしていただきます。

ニ

自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。

ホ

他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の２パーセントを目安といたします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，自励式の逆変換装置を用いていただきます。

へ

発電設備等の出力変動または頻繁な並解列による電圧変動により他託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-58−

者に電圧フリッカ等の影響を及ぼすおそれがあるときまたは適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧
フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23ボルト以下）に維持することといたします。
(イ)

風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣの設置，サイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置を用いること。

(ロ)

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，ＳＶＣ等を設置すること。

(３)

そ

の

他

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合は，その抑制対策を実施していただきます。

76

出力変動対策
再生可能エネルギー発電設備（風力発電設備の場合に限ります。）を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。
(１)

発電に必要な自然エネルギーが得られる状況において，連系点での５分間の最大変動幅が発電所設備容量の10パーセント以下となるよう対策を行なうこと。
なお，ウィンドファームコントローラを有しない小規模な発電場所については，対策を別途協議することといたします。

(２)

高風速時にカットアウトが予想される場合は，即座に停止しないよう，
ストーム制御機能を具備する等の対策を行なうこと。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-59−また，カットインが予想される場合は，徐々に出力を上昇するよう対策を行なうこと。
(３)

系統周波数が上昇し適正値を逸脱するおそれがある場合は，発電設備の出力を調定率に応じて自動的に抑制すること。
なお，調定率は，２パーセントから５パーセントまでの範囲で当社から指定する値とし，不感帯は0.2ヘルツ以下といたします。

77

短絡・地絡電流対策
発電設備等の連系により系統の短絡・地絡電流が他者のしゃ断器の遮断
容量等を上回るおそれがある場合は，短絡・地絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

78

発電機定数・諸元(１)連系系統，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策，短絡・地絡
電流抑制対策，慣性低下対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。

(２)

当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
電源種

設備

諸元
定格容量，定格出力，台数，定格電圧
最低出力
所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）

共通

発電プラント

運転可能周波数の範囲，運転継続時間
単線結線図，系統並解列箇所
発電プラ ントモ デル （原動機 の種類 ，発電機の種類）
電気所監視制御方式

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-60−

電源種

設備

諸元
自家消費電力の最大値，最小値
総合負荷力率

構内設備

電動機容量（高圧・低圧）
電灯容量
高調波発生機器，高調波対策資料
電圧フリッカの発生源，対策設備資料
定格（定格容量，定格電圧）

インピー ダンス （タ ップ電圧 ごと， 変圧
受電用変圧器， 器定格容量ベース）
連系用変圧器
励磁特性曲線制御方式，整定値
調相設備

共通

アクセス線・
構内線路
遮断器

定格容量，台数
制御方式，整定値
インピーダンス，アドミタンス
定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無
設置要素
仕様
設置場所
設置相数

保護装置

解列箇所
整定範囲
整定値
ＣＴ比，ＶＴ比シーケンスブロック
送電線再閉路方式

記録

託送供給約款別冊系統連系技術要件

電気現象記録装置−系統-61−

電源種

設備

諸元
拘束リアクタンス
限流リアクトル容量

誘導機

発電プラント

限時リアクトルインピーダンス
慣性定数
定格すべり
等価回路定数各種内部 リアク タン ス（飽和 値，不 飽和値）
各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無

発電プラント

飽和特性
可能出力曲線
発電機軸モデル
発電機プ ラント モデ ル，モデ ル構築 に必要なプラ ント， 制御 系の各種 定数（ ボイラ，タービン，水車等）
並解列所要時間（平常時，事故時）
ガバナ系 ブロッ ク（ 調定率， ＧＦ幅 ，Ｃ
Ｖ，ＩＣＶモデルを含む）

同期機

ＬＦＣ・発電機出力制御ブロック
ＥＤＣ変化速度（出力ごと）
ＬＦＣ幅・変化速度（出力ごと）
出力キープタイム（出力ごと，上げ下げ）制御装置

励磁装置 の形式 （直 流・交流 ・サイ リス
タ・他）
応答速度（超速応励磁か否か）
励磁系ブ ロック （Ａ ＶＲ，Ｐ ＳＳ， ＰＳ
ＶＲ）
ＦＲＴ要件の適用有無
過励磁保護59Ｖ／Ｆブロック
ＯＥＬ，ＵＥＬブロック

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-62−

電源種

設備

諸元
揚水待機・開始所要時間

水力

発電プラント制御装置

上ダム・下ダム運用可能水位
電 水 比 （ キ ロ ワ ッ ト /{ 立 方 メ ー ト ル /秒}）
メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
通電電流制限値
系統事故時の力率制御時間

逆変換装置

発電プラント制御装置

三相事故 時の事 故電 流（大き さ，供 給時間）
一，二相 事故時 の事 故電流（ 大きさ ，供給時間）
ＦＲＴ要件の適用有無
無効電力制御方式，整定値
慣性力供給能力
周波数調 定率設 定可 能範囲， 不感帯 設定
可能範囲

風力

発電プラント制御装置

発電機の出力特性
出力変動対策の方法
蓄電池， ウィン ドフ ァームコ ントロ ーラ
の有無

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

二次励磁機

発電プラント

拘束リアクタンス

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

79

昇圧用変圧器連系系統および電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協調等の面から，昇圧用変圧器のインピーダ

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-63−

ンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）等を指定させていただく場合があります。

80

連
(１)

絡

体

制

発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の構内事故および系統側の事故等により，連系用しゃ断器が動作した場合等（サイバー攻撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の技術員駐在箇所等との間には，保安通信用電話設備（専用保安通信用電話設備または電気通信事業者の専用
回線電話）を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は，
22,000ボルト以下の特別高圧電線路と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができます。
イ

専用保安通信用電話設備

ロ

電気通信事業者の専用回線電話

ハ

次の条件を全て満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話(イ)

発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員駐在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されている
こと。

(ロ)

話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-64−

(ハ)停電時においても通話可能なものであること。

(ニ)

災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間発電設備等の解列または運転を停止すること。
また，その旨が保安規程上明記されていること。

(２)

特別高圧電線路と連系する場合には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間に，系統運用上等必要な情報が相互に交換できるようスーパービジョンおよびテレメータを設置していただきます。この場合，収集する情報は，原則として次のとおりといたし
ます。

情報種別

情報内容
発電機並列用しゃ断器の開閉状態 ※ １

スーパービジョン

連系用しゃ断器の開閉状態
連系送電線用接地開閉器の開閉状態
電圧・無効電力の制御モード ※ ２

情報種別

情報内容
引込口（受電地点）の有効電力

テレメータ

引込口（受電地点）の無効電力
代表風車地点の風向・風速 ※ ３
発電最大能力値 ※ ４ （風力発電設備の場合）※１

慣性把握のため，系統に慣 性を供給できる同期発電機は，最小単位の発電設
備 １台 ごとに 設置 し ていた だき ます。

※２

電圧無 効電 力 制御を 行な う場合 は必 要 に応じ て収 集いた しま す 。

※３

ナセル で計 測 する風 向・ 風速※４運転可能な発電設備の定格 出力（出力制約がある場合は可能な範囲でそれを考慮いたします。）の合計。ただし，困難な場合は運転可能な発電設備の台数と いた します 。

81

電気現象記録装置
発電機の挙動等を正確に把握するため，短い周期で時刻同期のとれた電

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-65−圧，電流，電力等の計測値を連続的に記録し，当社へ伝送する電気現象記
録装置（自動オシロ装置，高調波監視記録装置等を含みます。）を設置していただくことがあります。

82

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，電力制御システムセキュリティガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。ただし，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュ
リティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１)

外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。

(２)

発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。

(３)

発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-66−

Ⅳ−２

83

電

気

方

需要設備の連系要件

式

需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

84

力
(１)

率
供給地点の力率は，原則として，85パーセント以上に保持していただ

きます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。
(２)

当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。

85

保護装置の設置(１)

発電者，需要者または契約者の電気設備の故障および需要場所または事業場所に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。

(２)

連系された系統に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただくことがあります。この場合，接続する系統と同一の保護装置を設置していただきます。

86

線路無電圧確認装置の設置
71（線路無電圧確認装置の設置）に準じます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-67−

87

連
(１)

絡

体

制

当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。ただし，22,000ボルトの系統と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができるものといたします。
イ

電力保安通信用電話設備

ロ

電気通信事業者の専用回線電話

ハ

次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電話(イ)

発電者，需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員所在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，変電設備等の保守監視場所に常時設置されているものとすること。

(ロ)

話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）とするこ
と。

(ハ)
(２)

停電時においても通話可能なものであること。

当社との間に，系統運用上等必要となる情報（開閉機器の開閉状態，
有効および無効電力等）を収集できるよう給電情報伝送装置（スーパービジョン，テレメータ等）を必要に応じて設置することといたします。

88

高

調

波

高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波
電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
(１)

対象となる発電者，需要者または契約者
イ対象となる発電者，需要者または契約者は，次のいずれかに該当す
る発電者，需要者または契約者（以下「対象者」といいます。）といたします。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-68−(イ)22,000ボルトの系統から受電する発電者，需要者または契約者であって，その施設する高調波発生機器の種類ごとの高調波発生率を考慮した容量（以下，この項において「等価容量」といいます。）の合計が 300キ ロボ ルトアン ペアを 超え る発電者 ，需要 者ま たは契約者(ロ)

66,000ボルト以上の系統から受電する発電者，需要者または契約者であ って ，等価 容 量の合 計が2,000キ ロボル トア ンペア を 超える
発電者，需要者または契約者

ロ

イの等価容量を 算出する場合に対象 とする高調波発生機 器は，300
ボルト以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流20アンペア／
相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。

ハ

対象者が，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する場合等に適用いたします。
なお，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等
によって対象者に該当することになる場合においても適用いたします。

(２)

高調波流出電流の算出
対象者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
イ

高調波流出電流は，高調波発生機器ごとの定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

ロ

高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計するものといたします。

ハ対象とする高調波の次数は40次以下といたします。

ニ

対象者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。

(３)

高調波流出電流の上限値
対象者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-69−調波の次数ごとに，次表に示す需要者の契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該対象者の契約電力（キロワット単位といたします。）を乗じた値といたします。
(４)

高調波流出電流の抑制対策の実施
対象者は，(２)の高調波流出電流が，(３)の高調波流出電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよ
う必要な対策を講じていただきます。
契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア／キロワット）

89

受電電圧

5次

7次

11次

13次

17次

19次

23次

23次
超過

22,000ボルト

1.8

1.3

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

66,000ボルト

0.59

0.42

0.27

0.23

0.17

0.16

0.13

0.12

110,000ボルト

0.35

0.25

0.16

0.13

0.10

0.09

0.07

0.07

220,000ボルト

0.17

0.12

0.08

0.06

0.05

0.04

0.03

0.03

フ

リ

ッ

カ

電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

90

電

圧

変

動

受電用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場
合は，その抑制対策を実施していただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-70−91

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

託送供給約款別冊系統連系技術要件−系統-71−

電気事業法施行規則第19条第２項の規定に基づく添付書類１

変更を必要とする理由

２

託送供給等約款の変更の内容および新旧対比表

３

電気事業法施行規則第17条の４第１項の規定により提出した書類の写し
託送供給等に係る収入の見通しの変更承認申請書
変更を必要とする理由
一般送配電事業者による託送供給等に係る収入の見通しに関する省令の規定に基づいて作成した書類

４

様式第１

（第１表）

収入の見通し総括表

様式第２

（第１表）

第１区分費用明細表（第２表）

第２区分費用明細表（第３表）

第３区分費用明細表（第４表）

離島等供給に係る費用明細表（第５表）

離島等供給に係る収益明細表（第６表）

制御不能費用明細表（第７表）

事後検証費用明細表（第８表）

次世代投資費用明細表（第９表）

事業報酬明細表（第10表）

追加事業報酬明細表（第11表）

追加事業報酬対象額明細表（第12表）

控除収益明細表

一般送配電事業託送供給等約款料金算定規則の規定に基づいて作
成した書類
様式第３
様式第４
様式第５
様式第５の２
様式第５の３様式第６様式第７
様式第７の２様式第８電気供給約款

７部門整理表送配電関連費整理表
送配電関連費明細表
発電側比率整理表
送配電関連固定費整理表
送配電関連需要明細表
送配電関連費発電及び三需要種別計算表
発電側託送供給料金割引額設定表
送配電関連需要種別原価等と需要側託送供給料金収入の比較表及び発電側送配電関連原価等と発電側託送供給料
金収入の比較表

１

変更を必要とする理由

変更を必要とする理由
このたび当社は，総合資源エネルギー調査会電力・ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会において取りまとめられた「今後の電力政策の方向性について中間とりまとめ」（2023年２月公表）において，2024年度から発電側課金制度を導入する整理がなされたことを踏まえ，当該内容を供給条件に反映し，新たに系統連系受電サービス料金を設定するとともに，2023年11月24
日に経済産業大臣の承認を受けた託送供給等に係る収入の見通しの変更を料金率に反映するべく，託送供給等約款を変更することといたしました。
つきましては，電気事業法第18条第１項の規定にもとづき，ここに託送供給等約款の変更を申請する次第であります。

２

託送供給等約款の変更の内容および新旧対比表

電気供給約款

託送供給等約款の変更の内容
託送供給等約款の変更につきましては，発電側課金制度を導入する整理がなされたこと，託送供給等に係る収入の見通しの変更について経済産業大臣の承認を受けたことを踏まえ，必要となる変更を行なうとともに，その他の
今日的見直しをいたしました。

電気供給約款

託 送 供 給 等 約 款
現現行（2023年12月27日実施） 行

新 旧 対 比 表
変変 更 後（2024年４月１日実施予定）
更後

託 送 供 給 等 約 款

託 送 供 給 等 約 款

2023年12月27日 実施

20232024年12４月27１日 実施

九州電力送配電株式会社

九州電力送配電株式会社

託送供給等約款 新旧対比表

現 行（2023年12月27日実施）

託

送

供
目

給

等 約
次

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

款

託

送

供
目

給

等 約
次

款

Ⅰ 総
則
１ 適
用
２ 託送供給等約款の認可および変更
３ 定
義４ 代表契約者の選任
５ 託送供給等に関する取扱い
６ 単位および端数処理
７ 実 施 細 目

Ⅰ-１
Ⅰ-１
Ⅰ-２
Ⅰ-２
Ⅰ-９
Ⅰ - 10Ⅰ - 10Ⅰ - 11Ⅰ 総則
１ 適用
２ 託送供給等約款の認可および変更
３ 定
義４ 代表契約者の選任
５ 託送供給等に関する取扱い
６ 単位および端数処理
７ 実 施 細 目

Ⅰ-１
Ⅰ-１
Ⅰ-２
Ⅰ-２
Ⅰ - ９ 10Ⅰ - 10Ⅰ - 10Ⅰ - 1112

Ⅱ

契約の申込み契 約 の 要 件
検討および契約の申込み
契約の成立および契約期間
託送供給等の開始
供給準備その他必要な手続きのための協力
電気方式，電圧および周波数
発電場所および需要場所
供給および契約の単位
承 諾 の 限 界
契約書の作成Ⅱ-１
Ⅱ-１
Ⅱ-４
Ⅱ - 13Ⅱ - 14Ⅱ - 15Ⅱ - 15Ⅱ - 17
Ⅱ - 20Ⅱ - 24Ⅱ - 25

Ⅱ 契約の申込み
８ 契 約 の 要 件
９ 検討および契約の申込み
10 契 約 の 成 立 お よ び 契 約 期 間
11 託 送 供 給 等 の 開 始
12 供 給 準 備 そ の 他 必 要 な 手 続 き の た め の 協 力
13 電 気 方 式 ， 電 圧 お よ び 周 波 数
14 発 電 場 所 お よ び 需 要 場 所
15 供 給 お よ び 契 約 の 単 位
16 承 諾 の 限 界
17 契 約 書 の 作 成

Ⅱ-１
Ⅱ-１
Ⅱ-４６
Ⅱ - 1315
Ⅱ - 1417
Ⅱ - 1517
Ⅱ - 1518
Ⅱ - 1720
Ⅱ - 2023
Ⅱ - 2427
Ⅱ - 2528

料

Ⅲ 料
金
18 料
金
19 接 続 送 電 サ ー ビ ス
20 臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス
21 予 備 送 電 サ ー ビ ス
22 系 統 連 系 受 電 サ ー ビ ス
2223 発 電 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 電 力2324 接 続 対 象 計 画 差 対 応 電 力
2425 需 要 抑 制 量 調 整 受 電 計 画 差 対 応 電 力
2526 給 電 指 令 時 補 給 電 力

Ⅲ-１
Ⅲ-１
Ⅲ-３
Ⅲ - 33
Ⅲ - 4544
Ⅲ - 47
Ⅲ - 4752
Ⅲ - 4953
Ⅲ - 5054
Ⅲ - 5156

８
９
10
11
12
13
14
15
16
17

18
19
20
21

金
料
金
接続送電サービス
臨時接続送電サービス
予備送電サービス

Ⅲ-１
Ⅲ-１
Ⅲ-３
Ⅲ - 33
Ⅲ - 45

22
23
24
25

発電量調整受電計画差対応電力
接続対象計画差対応電力
需要抑制量調整受電計画差対応電力
給電指令時補給電力

Ⅲ - 47
Ⅲ - 49Ⅲ - 50Ⅲ - 51

Ⅲ

託送供給等約款 新旧対比表

目−1

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

料金の算定および支払い
料金の適用開始の時期
検針
日
料金の算定期間
計
量
電力および電力量の算定
損
失率
料 金 の 算 定
支払義務の発生および支払期日
料金その他の支払方法
保証
金連 帯 責 任

Ⅳ-１
Ⅳ-１
Ⅳ-１
Ⅳ-３
Ⅳ-４
Ⅳ-５
Ⅳ - 25Ⅳ - 25Ⅳ - 28Ⅳ - 30Ⅳ - 33Ⅳ - 35

Ⅳ 料金の算定および支払い
2627 料 金 の 適 用 開 始 の 時 期
2728 検針日2829 料 金 の 算 定 期 間
2930 計量3031 電 力 お よ び 電 力 量 の 算 定
3132 損失率3233 料 金 の 算 定
3334 支 払 義 務 の 発 生 お よ び 支 払 期 日3435 料 金 そ の 他 の 支 払 方 法3536 保証
金3637 連 帯 責 任

Ⅳ-１
Ⅳ-１
Ⅳ-１
Ⅳ-３
Ⅳ-４
Ⅳ-５
Ⅳ - 2526
Ⅳ - 2526
Ⅳ - 2830
Ⅳ - 3033
Ⅳ - 3337
Ⅳ - 3539

供給託送供給等の実施
給電指令の実施等
適正契約の保持等
契 約 超 過 金
力 率 の 保 持
発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
託送供給等にともなう協力
託送供給等の停止
託送供給等の停止の解除
託送供給の停止期間中の料金
違約金
損害賠償の免責設 備 の 賠 償

Ⅴ-１
Ⅴ-１
Ⅴ-５
Ⅴ - 11Ⅴ - 11Ⅴ - 12

Ⅴ 供
給3738 託 送 供 給 等 の 実 施
3839 給 電 指 令 の 実 施 等
3940 適 正 契 約 の 保 持 等
4041 契 約 超 過 金4142 力 率 の 保 持4243 発 電 場 所 お よ び 需 要 場 所 へ の 立 入 り に よ る
業務の実施
4344 託 送 供 給 等 に と も な う 協 力4445 託 送 供 給 等 の 停 止4546 託 送 供 給 等 の 停 止 の 解 除4647 託 送 供 給 等 の 停 止 期 間 中 の 料 金
4748 違約
金4849 損 害 賠 償 の 免 責
4950 設 備 の 賠 償

Ⅴ-１
Ⅴ-１
Ⅴ-５
Ⅴ - 11Ⅴ - 1112Ⅴ - 1215

Ⅵ 契約の変更および終了
50 契 約 の 変 更
51 名 義 の 変 更52 契 約 の 廃 止
53 供 給 開 始 後 の 契 約 の 消 滅 ま た は 変 更 に と も な う
料金および工事費の精算
54 解
約等
55 契 約 消 滅 後 の 債 権 債 務 関 係

Ⅵ-１
Ⅵ-１
Ⅵ-２
Ⅵ-３

Ⅵ 契約の変更および終了
5051 契 約 の 変 更5152 名 義 の 変 更5253 契 約 の 廃 止5354 供 給 開 始 後 の 契 約 の 消 滅 ま た は 変 更 に と も な う
料金および工事費の精算
5455 解約等5556 契 約 消 滅 後 の 債 権 債 務 関 係

Ⅵ-１
Ⅵ-１
Ⅵ-２
Ⅵ-３

Ⅳ
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Ⅴ
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49

託送供給等約款 新旧対比表

Ⅴ - 13Ⅴ - 14Ⅴ - 15Ⅴ - 17Ⅴ - 17Ⅴ - 17Ⅴ - 18Ⅴ - 19Ⅵ-４
Ⅵ-９
Ⅵ - 10

目−2

Ⅴ - 1316
Ⅴ - 1417
Ⅴ - 1518
Ⅴ - 1720
Ⅴ - 1720
Ⅴ - 1720
Ⅴ - 1821
Ⅴ - 1922

Ⅵ-４５
Ⅵ-９
Ⅵ - 1012

現 行（2023年12月27日実施）
受電方法および供給方法ならびに工事
受電地点，供給地点および施設
架 空 引 込 線
地 中 引 込 線
連接引込線等
中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
61 引 込 線 の 接 続
62 計 量 器 等 の 取 付 け
63 通 信 設 備 の 施 設
64 専 用 供 給 設 備
65 電 流 制 限 器 等 の 取 付 け

Ⅶ

56
57
58
59
60

Ⅷ

工事費の負担
受電地点への供給設備の工事費負担金
受電用計量器等の工事費負担金
会社間連系設備の工事費負担金
供給地点への供給設備の工事費負担金
工事費負担金の申受けおよび精算
供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け
72 臨 時 工 事 費
73 工 事 費 負 担 金 契 約 書 の 作 成
66
67
68
69
70
71

Ⅸ

保
74
75
76
77
78
79
80

附
別

安
保 安 の 責 任
保安等に対する発電者および需要者の協力
調
査
調査等の委託調査に対する需要者の協力
検査または工事の受託
自家用電気工作物

則表

託送供給等約款 新旧対比表

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
Ⅶ 受電方法および供給方法ならびに工事
5657 受 電 地 点 ， 供 給 地 点 お よ び 施 設
5758 架 空 引 込 線
5859 地 中 引 込 線
5960 連 接 引 込 線 等
6061 中 高 層 集 合 住 宅 等 に お け る 受 電 方 法 お よ び
供給方法
6162 引 込 線 の 接 続6263 計 量 器 等 の 取 付 け
6364 通 信 設 備 の 施 設
6465 専 用 供 給 設 備
6566 電 流 制 限 器 等 の 取 付 け

Ⅶ-１
Ⅶ-１
Ⅶ-３
Ⅶ-４
Ⅶ-６

Ⅷ-１
Ⅷ-１
Ⅷ-６
Ⅷ-７
Ⅷ-７
Ⅷ - 18

Ⅷ - 20
Ⅷ - 21
Ⅷ - 22

Ⅷ 工事費の負担
6667 受 電 地 点 へ の 供 給 設 備 の 工 事 費 負 担 金
6768 受 電 用 計 量 器 等 の 工 事 費 負 担 金
6869 会 社 間 連 系 設 備 の 工 事 費 負 担 金
6970 供 給 地 点 へ の 供 給 設 備 の 工 事 費 負 担 金
7071 工 事 費 負 担 金 の 申 受 け お よ び 精 算7172 供 給 開 始 に 至 ら な い で 契 約 を 廃 止 ま た は 変 更される場合の費用の申受け
7273 臨 時 工 事 費
7374 工 事 費 負 担 金 契 約 書 の 作 成

Ⅸ-１
Ⅸ-１
Ⅸ-１
Ⅸ-２
Ⅸ-２
Ⅸ-３
Ⅸ-３
Ⅸ-３

Ⅸ 保
7475
7576
7677
7778
7879
7980
8081

Ⅸ-１
Ⅸ-１
Ⅸ-１
Ⅸ-２
Ⅸ-２
Ⅸ-３
Ⅸ-３
Ⅸ-３

附則-１
別表-１

附
別

Ⅶ-１
Ⅶ-１
Ⅶ-３
Ⅶ-４
Ⅶ-６
Ⅶ-７
Ⅶ-７
Ⅶ-８
Ⅶ-９
Ⅶ - 10Ⅶ - 12
Ⅷ-１
Ⅷ-１
Ⅷ-６
Ⅷ-７
Ⅷ-７
Ⅷ - 18目−3安
保 安 の 責 任
保安等に対する発電者および需要者の協力
調
査
調査等の委託調査に対する需要者の協力
検査または工事の受託
自家用電気工作物

則
表

Ⅶ-７
Ⅶ-７
Ⅶ-８
Ⅶ-９
Ⅶ - 10Ⅶ - 12

Ⅷ - 20
Ⅷ - 21
Ⅷ - 22

附則-１
別表-１

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅰ総変 更 後（2024年４月１日実施予定）

則

Ⅰ

１

適
用
当社が，小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業も
しくは電気事業法第２条第１項第５号ロにもとづき行なわれる電気の供給（以下「自己等への電気の供給」といいます。）の用に供するための託送供給または電気事業法第２条第１項第７号に定める電力量調整供給を行な
うときの料金および必要となるその他の供給条件は，この託送供給等約款（以下「この約款」といいます。）によります。
なお，この約款において託送供給および電力量調整供給とは，次のものをいいます。
(１) 託 送 供 給
次の接続供給および振替供給をいいます。
イ 接 続 供 給
当社が契約者から受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の当社の供給区域（福岡県，佐賀県，長崎県，大分県，熊本県，宮崎県，鹿児島県をいいます。）内の場所（会社間連系点を除きます。）において，契約者の小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を契約者に供給することをいいます。
ロ

振 替 供 給当社が，契約者から小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の会社間連系点において，契約者に，その受電した電気の量に相当する量の電気を供給することをいいます。
(２) 電力量調整供給
次の発電量調整供給および需要抑制量調整供給をいいます。
イ 発電量調整供給
当社が発電契約者から，当社が行なう託送供給に係る小売電気事業，
一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，発電契約者に，発電契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。
ロ 需要抑制量調整供給
当社が需要抑制契約者から，特定卸供給の用に供するための電気（小売電気事業または特定送配電事業の供給の用に供するための電気
託送供給等約款 新旧対比表

総

則

１

適
用
当社が，小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業も
しくは電気事業法第２条第１項第５号ロにもとづき行なわれる電気の供給（以下「自己等への電気の供給」といいます。）の用に供するための託送供給または電気事業法第２条第１項第７号に定める電力量調整供給を行な
うときの料金および必要となるその他の供給条件は，この託送供給等約款（以下「この約款」といいます。）によります。
なお，この約款において託送供給および電力量調整供給とは，次のものをいいます。
(１) 託 送 供 給
次の接続供給および振替供給をいいます。
イ 接 続 供 給
当社が契約者から受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の当社の供給区域（福岡県，佐賀県，長崎県，大分県，熊本県，宮崎県，鹿児島県をいいます。）内の場所（会社間連系点を除きます。）において，契約者の小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を契約者に供給することをいいます。
振 替 供 給当社が，契約者から小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の会社間連系点において，契約者に，その受電した電気の量に相当する量の電気を供給することをいいます。
(２) 電力量調整供給
次の発電量調整供給および需要抑制量調整供給をいいます。
イ 発電量調整供給
当社が発電契約者から，当社が行なう託送供給に係る小売電気事業，
一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，発電契約者に，発電契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。
ロ 需要抑制量調整供給
当社が需要抑制契約者から，特定卸供給の用に供するための電気（小売電気事業または特定送配電事業の供給の用に供するための電気

−Ⅰ−1−

ロ

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

で，電気事業法施行規則第１条第２項第７号に定める特定抑制依頼によってえられた電気に限ります。）を受電し，当社が維持および運用
する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，需要抑制契約者に，需要抑制契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。

で，電気事業法施行規則第１条第２項第７号に定める特定抑制依頼によってえられた電気に限ります。）を受電し，当社が維持および運用
する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，需要抑制契約者に，需要抑制契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。

２

託送供給等約款の認可および変更(１) この約款は，電気事業法第18条第１項の規定にもとづき，経済産業大臣の認可を受けたものです。
(２) 当社は，経済産業大臣の認可を受け，または経済産業大臣に届け出て，この約款を変更することがあります。この場合には，料金および必要となるその他の供給条件は，変更後の託送供給等約款によります。

２ 託送供給等約款の認可および変更(１) この約款は，電気事業法第18条第１項の規定にもとづき，経済産業大臣の認可を受けたものです。
(２) 当社は，経済産業大臣の認可を受け，または経済産業大臣に届け出て，この約款を変更することがあります。この場合には，料金および必要となるその他の供給条件は，変更後の託送供給等約款によります。

３

定義
次の言葉は，この約款においてそれぞれ次の意味で使用いたします。
(１) 契
約
者
この約款にもとづいて当社と接続供給契約または振替供給契約を締結
する小売電気事業者，一般送配電事業者，特定送配電事業者または自己等への電気の供給を行なう者をいいます。
(２) 発 電 契 約 者
この約款にもとづいて当社と発電量調整供給契約を締結する者をいいます。
(３) 需要抑制契約者
この約款にもとづいて当社と需要抑制量調整供給契約を締結する者を
いいます。
(４) 発
電
者
小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気（託送供給に係る電気に限ります。）を発電
または放電する者で当社以外の者をいいます。
(５) 需
要
者
契約者が小売電気事業または自己等への電気の供給として電気を供給する相手方となる者をいいます。
(６) 低圧
標準電圧100ボルトまたは200ボルトをいいます。
(７) 高圧
標準電圧6,000ボルトをいいます。
(８) 特 別 高 圧
標準電圧20,000ボルト以上の電圧をいいます。
(９) 受 電 地 点
当社が，託送供給に係る電気を契約者から受電する地点，発電量調整

３

託送供給等約款 新旧対比表

定義
次の言葉は，この約款においてそれぞれ次の意味で使用いたします。
(１) 契
約
者
この約款にもとづいて当社と接続供給契約または振替供給契約を締結
する小売電気事業者，一般送配電事業者，特定送配電事業者または自己等への電気の供給を行なう者をいいます。
(２) 発 電 契 約 者
この約款にもとづいて当社と発電量調整供給契約を締結する者をいいます。
(３) 需要抑制契約者
この約款にもとづいて当社と需要抑制量調整供給契約を締結する者を
いいます。
(４) 発
電
者
小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気（託送供給に係る電気に限ります。）を発電
または放電する者で当社以外の者をいいます。
(５) 需
要
者
契約者が小売電気事業または自己等への電気の供給として電気を供給する相手方となる者をいいます。
(６) 低圧
標準電圧100ボルトまたは200ボルトをいいます。
(７) 高圧
標準電圧6,000ボルトをいいます。
(８) 特 別 高 圧
標準電圧20,000ボルト以上の電圧をいいます。
(９) 受 電 地 点
当社が，託送供給に係る電気を契約者から受電する地点，発電量調整−Ⅰ−2−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

供給に係る電気を発電契約者から受電する地点または需要抑制量調整供給に係る電気を需要抑制契約者から受電する地点をいいます。
(10) 発 電 場 所
発電者が，発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場所をいいます。
(11) 供 給 地 点
当社が，託送供給に係る電気を契約者に供給する地点をいいます。
(12) 需 要 場 所
需要者が，契約者から供給された接続供給に係る電気を使用する場所をいいます。
(13) 会 社 間 連 系 点
当社以外の一般送配電事業者または配電事業者が維持および運用する供給設備と当社が維持および運用する供給設備との接続点をいいます。
(14) 中 継 振 替
会社間連系点を受電地点とし，他の会社間連系点を供給地点とする振替供給をいいます。
(15) 地 内 振 替
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点を受電地点とし，会社間連系点を供給地点とする振替供給をいいます。
(16) 発電量調整受電電力
発電量調整供給の場合で，受電地点において，当社が発電契約者から受電する電気の電力をいいます。
(17) 発電量調整受電電力量
受電地点において，当社が発電契約者から受電する発電量調整供給に係る電気の電力量をいいます。
(18) 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電電力の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(19) 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(20) 接 続 受 電 電 力
接続供給の場合で，受電地点において，当社が契約者から受電する電気の電力をいいます。
(21) 接続受電電力量
受電地点において，当社が契約者から受電する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(22) 接 続 供 給 電 力
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力をいいます。

供給に係る電気を発電契約者から受電する地点または需要抑制量調整供給に係る電気を需要抑制契約者から受電する地点をいいます。
(10) 発 電 場 所
発電者が，発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場所をいいます。
(11) 供 給 地 点
当社が，託送供給に係る電気を契約者に供給する地点をいいます。
(12) 需 要 場 所
需要者が，契約者から供給された接続供給に係る電気を使用する場所をいいます。
(13) 会 社 間 連 系 点
当社以外の一般送配電事業者または配電事業者が維持および運用する供給設備と当社が維持および運用する供給設備との接続点をいいます。
(14) 中 継 振 替
会社間連系点を受電地点とし，他の会社間連系点を供給地点とする振替供給をいいます。
(15) 地 内 振 替
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点を受電地点とし，会社間連系点を供給地点とする振替供給をいいます。
(16) 発電量調整受電電力
発電量調整供給の場合で，受電地点において，当社が発電契約者から受電する電気の電力をいいます。
(17) 発電量調整受電電力量
受電地点において，当社が発電契約者から受電する発電量調整供給に係る電気の電力量をいいます。
(18) 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電電力の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(19) 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(20) 接 続 受 電 電 力
接続供給の場合で，受電地点において，当社が契約者から受電する電気の電力をいいます。
(21) 接続受電電力量
受電地点において，当社が契約者から受電する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(22) 接 続 供 給 電 力
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力をいいます。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅰ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(23) 接続供給電力量
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(24) 接 続 対 象 電 力
接続供給電力を損失率で修正した値をいいます。
(25) 接続対象電力量
接続供給電力量を損失率で修正した値をいいます。
(26) 接続対象計画電力
接続対象電力の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(27) 接続対象計画電力量
接続対象電力量の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(28) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整供給の場合で，受電地点において，当社が需要抑制契
約者から受電する電気の電力をいいます。
(29) 需要抑制量調整受電電力量
受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する需要抑制量調
整供給に係る電気の電力量をいいます。
(30) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電電力の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(31) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(32) ベ ー ス ラ イ ン
需要抑制量調整供給を行なう場合の基準となる電力量で，需要抑制契
約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(33) 損
失率
接続供給における受電地点から供給地点に至る電気の損失率をいいます。
(34) 契 約 電 力
契約上使用できる最大電力（キロワット）であって，接続送電サービ
ス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力および予備送電サービス契約電力をいいます。
(35) 契 約 電 流
契約上使用できる最大電流（アンペア）であって，接続送電サービス
契約電流および臨時接続送電サービス契約電流をいいます。
(36) 契 約 容 量
契約上使用できる最大容量（キロボルトアンペア）であって，接続送(23) 接続供給電力量
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(24) 接 続 対 象 電 力
接続供給電力を損失率で修正した値をいいます。
(25) 接続対象電力量
接続供給電力量を損失率で修正した値をいいます。
(26) 接続対象計画電力
接続対象電力の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(27) 接続対象計画電力量
接続対象電力量の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(28) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整供給の場合で，受電地点において，当社が需要抑制契
約者から受電する電気の電力をいいます。
(29) 需要抑制量調整受電電力量
受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する需要抑制量調
整供給に係る電気の電力量をいいます。
(30) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電電力の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(31) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(32) ベ ー ス ラ イ ン
需要抑制量調整供給を行なう場合の基準となる電力量で，需要抑制契
約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(33) 損
失率
接続供給における受電地点から供給地点に至る電気の損失率をいいます。
(34) 契 約 電 力
契約上使用できる最大電力（キロワット）であって，接続送電サービ
ス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力および予備送電サービス契約電力をいいます。
(35) 契 約 電 流
契約上使用できる最大電流（アンペア）であって，接続送電サービス
契約電流および臨時接続送電サービス契約電流をいいます。
(36) 契 約 容 量
契約上使用できる最大容量（キロボルトアンペア）であって，接続送託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅰ−4−

(37)

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電サービス契約容量および臨時接続送電サービス契約容量をいいます。
契約受電電力
受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値をいいます。

電サービス契約容量および臨時接続送電サービス契約容量をいいます。
(37) 契 約 受 電 電 力
受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値（発電量調整供給においては，同時最大受電電力をこえないものといたします。）をいいます。
(38) 同時最大受電電力
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点における最大電力（キロワット）で，発電契約者または発電者と当社との協議により発電場所
ごとにあらかじめ定めた値をいいます。
(39) 最大連系電力等
低圧で受電する場合は，発電量調整受電電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で受電する場合は，30分ごとの連系電力の最大値であって，計量器またはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および計量値が記録される付属装置（以下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。
(38)(40) 最大需要電力等
低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，計量器またはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および計量値が記録される付属装置（以下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。
(39)(41) 契 約 使 用 期 間
契約上使用できる期間をいいます。
(40)(42) 発電バランシンググループ
3031（電力および電力量の算定）(18)イもしくはロに定める発電量調整
受電計画差対応補給電力量または3031（電力および電力量の算定）(19)イもしくはロに定める発電量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，発電契約者があらかじめ発電量調整供給契約において設定するものをいいます。
(41)(43) 需要バランシンググループ
3031（電力および電力量の算定）(20)に定める接続対象計画差対応補給
電力量または3031（電力および電力量の算定）(21)に定める接続対象計画
差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，契約者があらかじめ接
続供給契約において設定するものをいいます。
(42)(44) 需要抑制バランシンググループ
3031（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力量または3031（電力および電力量の算定）(23)に定める需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，需要抑制契約者があらかじめ需要抑制量調整供給契約において設定する(38) 最大需要電力等
低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，計量器またはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および計量値が記録される付属装置（以下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。
(39) 契 約 使 用 期 間
契約上使用できる期間をいいます。
(40) 発電バランシンググループ
30（電力および電力量の算定）(18)イもしくはロに定める発電量調整受
電計画差対応補給電力量または30（電力および電力量の算定）(19)イもし
くはロに定める発電量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，発電契約者があらかじめ発電量調整供給契約において設定するものをいいます。
(41) 需要バランシンググループ
30（電力および電力量の算定）(20)に定める接続対象計画差対応補給電
力量または30（電力および電力量の算定）(21)に定める接続対象計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，契約者があらかじめ接続供
給契約において設定するものをいいます。
(42) 需要抑制バランシンググループ
30（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または30（電力および電力量の算定）(23)に定める需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，需要抑制契約者があらかじめ需要抑制量調整供給契約において設定するもの
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅰ−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

をいいます。
(43) 電灯
白熱電球，けい光灯，ネオン管灯，水銀灯等の照明用電気機器（付属装置を含みます。）をいいます。
(44) 小 型 機 器
主として住宅，店舗，事務所等において単相で使用される，電灯以外の低圧の電気機器をいいます。ただし，急激な電圧の変動等により他の電気の使用者の電灯の使用を妨害し，または妨害するおそれがあり，電灯と併用できないものは除きます。
(45) 動力
電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
(46) 契 約 負 荷 設 備
契約上使用できる負荷設備をいいます。
(47) 契 約 主 開 閉 器
契約上設定されるしゃ断器であって，定格電流を上回る電流に対して電路をしゃ断し，需要者において使用する最大電流を制限するものをいいます。
(48) 定 期 検 査
電気事業法第54条および第55条第１項に定められた検査をいいます。
(49) 定 期 補 修
一定期間を限り定期的に行なわれる補修をいいます。
(50) 給 電 指 令
発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）
もしくは会社間連系点の運用または需要者の電気の使用等について，当社から行なう指令をいいます。
(51) 昼 間 時 間
毎日午前８時から午後10時までの時間をいいます。ただし，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，４月30日，５月１日，５月２日，12月30日および12月31日の該当する時間を除きます。
(52) 夜 間 時 間
昼間時間以外の時間をいいます。
(53) 貿 易 統 計
関税法にもとづき公表される統計をいいます。
(54) 離島平均燃料価格算定期間
貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき離島平均燃料価格を算定する場合の期間とし，毎年１月１日から３月31日までの期間，
２月１日から４月30日までの期間，３月１日から５月31日までの期間，
４月１日から６月30日までの期間，５月１日から７月31日までの期間，
６月１日から８月31日までの期間，７月１日から９月30日までの期間，ものをいいます。
(43)(45) 電灯
白熱電球，けい光灯，ネオン管灯，水銀灯等の照明用電気機器（付属装置を含みます。）をいいます。
(44)(46) 小 型 機 器
主として住宅，店舗，事務所等において単相で使用される，電灯以外の低圧の電気機器をいいます。ただし，急激な電圧の変動等により他の電気の使用者の電灯の使用を妨害し，または妨害するおそれがあり，電灯と併用できないものは除きます。
(45)(47) 動
力
電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
(46)(48) 契 約 負 荷 設 備
契約上使用できる負荷設備をいいます。
(47)(49) 契 約 主 開 閉 器
契約上設定されるしゃ断器であって，定格電流を上回る電流に対して電路をしゃ断し，需要者において使用する最大電流を制限するものをいいます。
(48)(50) 定 期 検 査
電気事業法第54条および第55条第１項に定められた検査をいいます。
(49)(51) 定 期 補 修
一定期間を限り定期的に行なわれる補修をいいます。
(50)(52) 給 電 指 令
発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）
もしくは会社間連系点の運用または需要者の電気の使用等について，当社から行なう指令をいいます。
(51)(53) 昼 間 時 間
毎日午前８時から午後10時までの時間をいいます。ただし，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，４月30日，５月１日，５月２日，12月30日および12月31日の該当する時間を除きます。
(52)(54) 夜 間 時 間
昼間時間以外の時間をいいます。
(53)(55) 貿 易 統 計
関税法にもとづき公表される統計をいいます。
(54)(56) 離島平均燃料価格算定期間
貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき離島平均燃料価格を算定する場合の期間とし，毎年１月１日から３月31日までの期間，
２月１日から４月30日までの期間，３月１日から５月31日までの期間，
４月１日から６月30日までの期間，５月１日から７月31日までの期間，
６月１日から８月31日までの期間，７月１日から９月30日までの期間，

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅰ−6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

８月１日から10月31日までの期間，９月１日から11月30日までの期間，
10月１日から12月31日までの期間，11月１日から翌年の１月31日までの期間または12月１日から翌年の２月28日までの期間（翌年が閏年となる
場合は，翌年の２月29日までの期間といたします。）をいいます。

８月１日から10月31日までの期間，９月１日から11月30日までの期間，
10月１日から12月31日までの期間，11月１日から翌年の１月31日までの期間または12月１日から翌年の２月28日までの期間（翌年が閏年となる
場合は，翌年の２月29日までの期間といたします。）をいいます。

４

代表契約者の選任
自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，
１接続供給契約における契約者を複数とすることができます。この場合，当該接続供給契約においては１需要バランシンググループを設定するものとし，この約款に関する当社との協議および接続供給の実施に関する事項についての権限を複数の契約者全員から委任された契約者を，代表契約者
としてあらかじめ選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続きおよび協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがありま
す。

４

５

５

託送供給等に関する取扱い
当社は，とくに必要となる場合を除き，当社の専用窓口を通じて，この約款の実施取扱いをいたします。この場合，当社は，託送供給または電力量調整供給の申込みおよび実施に際してえた情報については，託送供給，電力量調整供給または再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづく再生
可能エネルギー電気卸供給を実施する目的以外に使用いたしません。

６単位および端数処理
この約款において料金その他を計算する場合の単位およびその端数処理は，次のとおりといたします。
(１) 契約負荷設備の個々の容量の単位は，１ワットまたは１ボルトアンペ
アとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(２) 契約容量の単位は，１キロボルトアンペアとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(３) 発電量調整受電電力，発電量調整受電計画電力，接続受電電力，接続
供給電力，接続対象電力，接続対象計画電力，需要抑制量調整受電電力，
需要抑制量調整受電計画電力，契約電力，契約受電電力，最大需要電力
等およびその他の電気の電力の単位は，次の場合を除き，１キロワットとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
イ 低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イまたは20（臨時接続送電サービス）(２)イ(ロ)を適用した場合に算定された値が0.5キ

託送供給等約款 新旧対比表

代表契約者の選任
自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，
１接続供給契約における契約者を複数とすることができます。この場合，当該接続供給契約においては１需要バランシンググループを設定するものとし，この約款に関する当社との協議および接続供給の実施に関する事項についての権限を複数の契約者全員から委任された契約者を，代表契約者
としてあらかじめ選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続きおよび協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。
託送供給等に関する取扱い
当社は，とくに必要となる場合を除き，当社の専用窓口を通じて，この約款の実施取扱いをいたします。この場合，当社は，託送供給または電力量調整供給の申込みおよび実施に際してえた情報については，託送供給，電力量調整供給または再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづく再生
可能エネルギー電気卸供給を実施する目的以外に使用いたしません。

６単位および端数処理
この約款において料金その他を計算する場合の単位およびその端数処理は，次のとおりといたします。
(１) 契約負荷設備の個々の容量の単位は，１ワットまたは１ボルトアンペ
アとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(２) 契約容量の単位は，１キロボルトアンペアとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(３) 発電量調整受電電力，発電量調整受電計画電力，接続受電電力，接続
供給電力，接続対象電力，接続対象計画電力，需要抑制量調整受電電力，
需要抑制量調整受電計画電力，契約電力，契約受電電力，同時最大受電電力，最大連系電力等，最大需要電力等およびその他の電気の電力の単位は，次の場合を除き，１キロワットとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
イ 低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イまたは20（臨時接続送電サービス）(２)イ(ロ)を適用した場合に算定された値が0.5キ−Ⅰ−7−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ロワット以下となるときは，契約電力を0.5キロワットといたします。
ロ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イを適用した場合に算定された値が0.5キロワット未満となるときは，契約電力を１キロワットといたします。
(４) 発電量調整受電電力量，発電量調整受電計画電力量，接続受電電力量，
接続供給電力量，接続対象電力量，接続対象計画電力量，需要抑制量調
整受電電力量，需要抑制量調整受電計画電力量，ベースライン，発電量調整受電計画差対応補給電力量，発電量調整受電計画差対応余剰電力量，接続対象計画差対応補給電力量，接続対象計画差対応余剰電力量，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量，需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力量，給電指令時補給電力量およびその他の電気の電力量の単位
は，１キロワット時とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。ただし，低圧で受電する場合の30分ごとの接続受電電力量および30分ごとの発電量調整受電電力量ならびに低圧で供給する場合の30分ごとの接続供給電力量の単位は，最小位までといたします。
(５) 力率の単位は，１パーセントとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(６) 料金その他の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

ロワット以下となるときは，契約電力を0.5キロワットといたします。
ロ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イを適用した場合に算定された値が0.5キロワット未満となるときは，契約電力を１キロワットといたします。
(４) 発電量調整受電電力量，発電量調整受電計画電力量，接続受電電力量，
接続供給電力量，接続対象電力量，接続対象計画電力量，需要抑制量調
整受電電力量，需要抑制量調整受電計画電力量，ベースライン，発電量調整受電計画差対応補給電力量，発電量調整受電計画差対応余剰電力量，接続対象計画差対応補給電力量，接続対象計画差対応余剰電力量，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量，需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力量，給電指令時補給電力量およびその他の電気の電力量の単位
は，１キロワット時とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。ただし，低圧で受電する場合の30分ごとの接続受電電力量および30分ごとの発電量調整受電電力量ならびに低圧で供給する場合の30分ごとの接続供給電力量の単位は，最小位までといたします。
(５) 力率の単位は，１パーセントとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(６) 料金その他の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

７

実 施 細 目
この約款の実施上必要な細目的事項は，そのつど契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
なお，当社は，必要に応じて，発電者および需要者と別途協議を行なうことがあります。

託送供給等約款 新旧対比表

７

実 施 細 目
この約款の実施上必要な細目的事項は，そのつど契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
なお，当社は，必要に応じて，発電者および需要者と別途協議を行なうことがあります。

−Ⅰ−8−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅱ

８

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契 約 の 申 込 み

Ⅱ

契 約 の 要 件
(１) 契約者が接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気が電力量調整供給に係るものまたは当社が供給する託送供給に供する電気であること。
ロ 接続供給の場合，契約者が需要者の需要の計画値に応じた電気の供給が可能であること。
ハ 振替供給の場合，契約者が営む小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または契約者が行なう自己等への電気の供給の用に供するためのものであること。
ニ 需要者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，別冊に定める系統連系技術要件（以下「系統連系技術要件」といいます。）を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術上適当と認められる方法によって連系すること。
ホ 高圧または特別高圧で供給する場合は，契約者および需要者が当社からの給電指令にしたがうこと。
ヘ 契約者が，需要者にこの約款における需要者に関する事項を遵守させ，かつ，需要者がこの約款における需要者に関する事項を遵守する
旨の承諾をすること。
ト 需要者が他の契約者から電気の供給を受けることを当社が確認した場合は，契約者が，当社が契約者にあらかじめお知らせすることなく接続供給の実施に必要な需要者の情報を当該他の契約者に対し提供する旨の承諾をすること。

チ

契約者が自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たすこと。

託送供給等約款 新旧対比表

契 約 の 申 込 み

８ 契 約 の 要 件(１) 契約者が接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気が電力量調整供給に係るものまたは当社が供給する託送供給に供する電気であること。
ロ 接続供給の場合，契約者が需要者の需要の計画値に応じた電気の供給が可能であること。
ハ 振替供給の場合，契約者が営む小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または契約者が行なう自己等への電気の供給の用に供するためのものであること。
ニ 需要者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，別冊に定める系統連系技術要件（以下「系統連系技術要件」といいます。）を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術上適当と認められる方法によって連系すること。
ホ 高圧または特別高圧で供給する場合は，契約者および需要者が当社からの給電指令にしたがうこと。
ヘ 契約者が，需要者にこの約款における需要者に関する事項を遵守させ，かつ，需要者がこの約款における需要者に関する事項を遵守する
旨の承諾をすること。
ト 需要者が他の契約者から電気の供給を受けることを当社が確認した場合は，契約者が，当社が契約者にあらかじめお知らせすることなく接続供給の実施に必要な需要者の情報を当該他の契約者に対し提供する旨の承諾をすること。
チ 契約者および需要者が，当社が契約者および需要者にあらかじめお知らせすることなく発電量調整供給等の実施に必要な需要者の情報を
発電契約者および需要場所と同一の場所である発電場所の発電者または当社と再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法（以下「再生可能エネルギー特別措置法」といいます。）第２条第５項に定める特定契約（以下「特定契約」といいます。）もしくは再生可能エネルギー特別措置法第２条の７に定める一時調達契約（以下「一時調達契約」といいます。）等を締結する者に対し提供する旨の承諾をすること。
チリ 契約者が自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たすこと。

−Ⅱ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(イ) 契約者と同一の者である発電者の発電設備等が電気事業法第２条
第１項第５号ロに定める非電気事業用電気工作物であること。
(ロ) 契約者と同一の者でない発電者の発電または放電に係る電気も供給する場合は，当該発電者の発電設備等が契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者が維持および運用する非電気事業用電気工作物であること。
(ハ) 需要者が契約者と同一の者，または契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者であること。
(２) 発電契約者が発電量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 発電契約者が発電量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。
ロ 発電者が発電または放電する電気が当社が行なう託送供給に係るものであること。
ハ 発電者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，系統
連系技術要件を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術上適当と認められる方法によって連系すること。
ニ 高圧または特別高圧で受電する場合は，発電契約者および発電者が当社からの給電指令にしたがうこと。

(イ) 契約者と同一の者である発電者の発電設備等が電気事業法第２条
第１項第５号ロに定める非電気事業用電気工作物であること。
(ロ) 契約者と同一の者でない発電者の発電または放電に係る電気も供給する場合は，当該発電者の発電設備等が契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者が維持および運用する非電気事業用電気工作物であること。
(ハ) 需要者が契約者と同一の者，または契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者であること。
(２) 発電契約者が発電量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 発電契約者が発電量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。
ロ 発電者が発電または放電する電気が当社が行なう託送供給に係るものであること。
ハ 発電者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，系統
連系技術要件を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術上適当と認められる方法によって連系すること。
ニ 高圧または特別高圧で受電する場合は，発電契約者および発電者が当社からの給電指令にしたがうこと。
ホ 発電契約者が当社を代理して，発電者との間で，系統連系受電契約（発電量調整供給契約にもとづき締結する契約をいいます。）を締結すること。
ヘ 発電契約者が，原則として，18（料金）(３)に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金を，34（支払義務の発生および支払期日）(４)に定める期日までの間，当社に代わり，発電者から受領し，当社があらかじめ定める支払いに関する期日までに当社へ引き渡す業務を受託すること。
ト 発電契約者が，35（料金その他の支払方法）(３)ロの場合を除き，18（料金）(３)に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金の支払い業務を発電者から無償で受託すること。
チ 発電者が系統連系受電契約の変更を発電契約者に申し出た場合，発電契約者が発電量調整供給契約の変更として当社へ申し出ること。
リ 当社が発電者との系統連系受電契約を解約する場合，発電契約者が，当該発電者の発電場所に係る発電量調整供給契約が変更されることを承諾すること。
ホヌ 発電契約者が，発電者にこの約款における発電者に関する事項を遵守させ，かつ，発電者がこの約款における発電者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。

ホ

発電契約者が，発電者にこの約款における発電者に関する事項を遵守させ，かつ，発電者がこの約款における発電者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−2−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(３) 需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 需要抑制契約者が特定卸供給を行なう事業を営む者で，次のいずれにも該当すること。
(イ) 需要者に対して，次のａおよびｂの事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
ａ 需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）
ｂ 需要抑制の実施頻度および時期(ロ) (イ)によってえられた100キロワットをこえる電気を供給しようとするものであること。
(ハ) 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制
および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。

ただし，当社と特定契約を締結する発電者（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。）および発電契約者と同一の者である発電者については，ホ，ヘ，ト，チおよびリの要件を除きます。
なお，当社は，発電契約者に対して，系統連系受電契約の締結または変更について，当社を代理する権利を付与いたします。
(３) 発電者が系統連系受電契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 新たに系統連系受電契約を希望される場合または当該契約の内容に変更が生じる場合，発電者が当該契約の締結または変更について当社を代理する発電契約者に対して申し出ること。
ロ 発電者が発電または放電する電気が当社が行なう託送供給に係るもの（当社との特定契約に係る電気を除きます。）であること。
ハ 発電者が電気設備を当社の供給設備に電気的に接続するにあたり，
電気設備に関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，系統
連系技術要件を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術的に適当と認められる方法によって連系すること。
ニ 高圧または特別高圧で受電する場合は，発電者が当社からの給電指令にしたがうこと。
ホ 発電者が，原則として，18（料金）(３)に定める発電者に係る料金，
延滞利息および契約超過金の支払い業務を発電契約者に委託すること。
ヘ 発電者が当該契約の消滅後に接続された電気を当社が無償で受電することについて承諾すること。
ただし，発電契約者と同一の者である発電者については，イおよびホの要件を除きます。
(３)(４) 需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ 需要抑制契約者が特定卸供給を行なう事業を営む者で，次のいずれにも該当すること。
(イ) 需要者に対して，次のａおよびｂの事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
ａ 需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）
ｂ 需要抑制の実施頻度および時期(ロ) (イ)によってえられた100キロワットをこえる電気を供給しようとするものであること。
(ハ) 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制
および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ニ) 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
(ホ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
ロ 需要抑制契約者が需要抑制量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。
ハ 需要者に係る接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスが電灯
定額接続送電サービスまたは電灯臨時定額接続送電サービスもしくは
動力臨時定額接続送電サービスでないこと。
ニ 需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が29（計量）(３)に該当しないこと。
ホ 需要抑制契約者が，需要者にこの約款における需要者に関する事項を遵守させ，かつ，需要者がこの約款における需要者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。

(ニ) 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
(ホ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
ロ 需要抑制契約者が需要抑制量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。
ハ 需要者に係る接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスが電灯
定額接続送電サービスまたは電灯臨時定額接続送電サービスもしくは
動力臨時定額接続送電サービスでないこと。
ニ 需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が2930（計量）(３)に該当しないこと。
ホ 需要抑制契約者が，需要者にこの約款における需要者に関する事項を遵守させ，かつ，需要者がこの約款における需要者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。

９

検討および契約の申込み
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者が新たに発電量調整供給契約を希望される場合または需要抑制
契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契約者から発電量調整供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑
制量調整供給の申込みをしていただきます。

(１)

受電側接続検討の申込み
イ 当社は，契約者または発電契約者から小売電気事業，一般送配電事
業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を受電（原則として高圧または特別高圧で受電する場合に限ります。また，接続供給または振替供給の場合は，受電地点が会社間連系点のときに限ります。）するにあたり，供給設備の新たな施設または変更についての検討（以下「受電側接続検討」といいます。）をいたします。
なお，他の接続供給契約もしくは振替供給契約または発電量調整供給契約等により既に連系されている受電地点については，受電側接続検討を省略することがあります。
ロ 契約者または発電契約者は，接続供給契約（受電地点が会社間連系
点の場合に限ります。）もしくは振替供給契約（受電地点が会社間連系点の場合に限ります。）または発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先だち，次の事項を明ら託送供給等約款 新旧対比表

９

検討および契約の申込み
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者が新たに発電量調整供給契約を希望される場合，発電者（当社と特定契約を締結する発電者〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）が新たに系統連系受電契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契約者から発電量調整
供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑制量調整供給の申込みをしていただきます。
(１) 受電側接続検討の申込み
イ 当社は，契約者または発電契約者から小売電気事業，一般送配電事
業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を受電（原則として高圧または特別高圧で受電する場合に限ります。また，接続供給または振替供給の場合は，受電地点が会社間連系点のときに限ります。）するにあたり，供給設備の新たな施設または変更についての検討（以下「受電側接続検討」といいます。）をいたします。
なお，他の接続供給契約もしくは振替供給契約または発電量調整供給契約等により既に連系されている受電地点については，受電側接続検討を省略することがあります。
ロ 契約者または発電契約者は，接続供給契約（受電地点が会社間連系
点の場合に限ります。）もしくは振替供給契約（受電地点が会社間連系点の場合に限ります。）または発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先だち，次の事項を明ら−Ⅱ−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

かにして，当社所定の様式により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(イ) 接続供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）
ｃ 当該接続供給に必要となる当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｄ 接続受電電力の最大値および最小値
ｅ 接続供給の開始希望日
なお，４（代表契約者の選任）により代表契約者を選任されたときは，代表契約者に対するすべての契約者の委任状をあわせて提出していただきます。
(ロ) 振替供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 当該振替供給に必要となる当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｃ 振替供給に係る受電電力の最大値および最小値
ｄ 供 給 地 点
ｅ 振替供給の開始希望日(ハ) 発電量調整供給の場合
ａ 発電契約者の名称
ｂ 発電者の名称，発電場所および受電地点
ｃ 発電設備等の発電・放電方式，発電・放電出力および系統安定上必要な仕様ｄ 発電量調整受電電力の最大値および最小値
ｅ 受電地点における受電電圧
ｆ 発電場所における負荷設備および受電設備
ｇ 予備送電サービスの希望の有無
ｈ 発電量調整供給の開始希望日
ハ 検討期間および検討料(イ) 当社は，原則として受電側接続検討の申込みから３月以内に検討結果をお知らせいたします。
(ロ) 当社は，１受電地点１検討につき22万円を検討料として，受電側接続検討の申込み時に発電契約者から申し受けます。ただし，次の場合には，検討料を申し受けません。
ａ 検討を要しない場合
ｂ 受電側接続検討の回答後，他の発電契約者の契約の申込みにともなう連系予約（当該契約の申込みに係る発電設備等が送電系統へ連系されたものとして取り扱うことをいいます。）によって送電系統の状況が変化した場合等，受電側接続検討の前提となる事実

かにして，当社所定の様式により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(イ) 接続供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）
ｃ 当該接続供給に必要となる当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｄ 接続受電電力の最大値および最小値
ｅ 接続供給の開始希望日
なお，４（代表契約者の選任）により代表契約者を選任されたときは，代表契約者に対するすべての契約者の委任状をあわせて提出していただきます。
(ロ) 振替供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 当該振替供給に必要となる当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｃ 振替供給に係る受電電力の最大値および最小値
ｄ 供 給 地 点
ｅ 振替供給の開始希望日(ハ) 発電量調整供給の場合
ａ 発電契約者の名称
ｂ 発電者の名称，発電場所および受電地点
ｃ 発電設備等の発電・放電方式，発電・放電出力および系統安定上必要な仕様ｄ 発電量調整受電電力の最大値および最小値
ｅ 受電地点における受電電圧
ｆ 発電場所における負荷設備および受電設備
ｇ 予備送電サービスの希望の有無
ｈ 発電量調整供給の開始希望日
ハ 検討期間および検討料(イ) 当社は，原則として受電側接続検討の申込みから３月以内に検討結果をお知らせいたします。
(ロ) 当社は，１受電地点１検討につき22万円を検討料として，受電側接続検討の申込み時に発電契約者から申し受けます。ただし，次の場合には，検討料を申し受けません。
ａ 検討を要しない場合
ｂ 受電側接続検討の回答後，他の発電契約者の契約の申込みにともなう連系予約（当該契約の申込みに係る発電設備等が送電系統へ連系されたものとして取り扱うことをいいます。）によって送電系統の状況が変化した場合等，受電側接続検討の前提となる事

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

関係に変動がある場合で，かつ，検討料を申し受けた受電側接続検討の回答日から１年以内に受け付けた受電側接続検討のとき(２) 供給側接続事前検討の申込み
イ 当社は，契約者が希望される場合に，契約者に小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を供給するにあたり，工事の要否および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「供給側接続事前検討」といいます。）をいたします。
ロ 契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，供給側接続事前検討の申込みをしていただきます。この場合，契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。
(イ) 需 要 者 の 名 称 ， 用 途 ， 需 要 場 所 （ 供 給 地 点 特 定 番 号 を 含 み ます。）および供給地点(ロ) 契約電力，契約電流または契約容量(ハ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ニ) 負荷設備または主開閉器(ホ) 接続供給の開始希望日および使用期間
ハ 負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画値を当社所定の様式により申し出ていただきます。
ニ 当社は，原則として供給側接続事前検討の申込みから２週間以内に検討結果をお知らせいたします。
(３) 需要抑制量調整供給事前検討の申込み
イ 当社は，需要抑制契約者が希望される場合に，特定卸供給の用に供する電気を受電するにあたり，工事の要否および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「需要抑制量調整供給事前検討」といいます。）をいたします。
ロ 需要抑制契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，需要抑制量調整供給事前検討の申込みをしていただきます。この場合，需要抑制契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。
(イ) 需要抑制契約者の名称(ロ) 需要者の名称，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ハ) 需要抑制量調整供給の開始希望日
ハ 当社は，原則として需要抑制量調整供給事前検討の申込みから２週間以内に検討結果をお知らせいたします。
(４) 契 約 の 申 込 み

実関係に変動がある場合で，かつ，検討料を申し受けた受電側接続検討の回答日から１年以内に受け付けた受電側接続検討のとき。
(２) 供給側接続事前検討の申込み
イ 当社は，契約者が希望される場合に，契約者に小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を供給するにあたり，工事の要否および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「供給側接続事前検討」といいます。）をいたします。
ロ 契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，供給側接続事前検討の申込みをしていただきます。この場合，契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。
(イ) 需 要 者 の 名 称 ， 用 途 ， 需 要 場 所 （ 供 給 地 点 特 定 番 号 を 含 み ます。）および供給地点(ロ) 契約電力，契約電流または契約容量(ハ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ニ) 負荷設備または主開閉器(ホ) 接続供給の開始希望日および使用期間
ハ 負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画値を当社所定の様式により申し出ていただきます。
ニ 当社は，原則として供給側接続事前検討の申込みから２週間以内に検討結果をお知らせいたします。
(３) 需要抑制量調整供給事前検討の申込み
イ 当社は，需要抑制契約者が希望される場合に，特定卸供給の用に供する電気を受電するにあたり，工事の要否および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「需要抑制量調整供給事前検討」といいます。）をいたします。
ロ 需要抑制契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，需要抑制量調整供給事前検討の申込みをしていただきます。この場合，需要抑制契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。
(イ) 需要抑制契約者の名称(ロ) 需要者の名称，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ハ) 需要抑制量調整供給の開始希望日
ハ 当社は，原則として需要抑制量調整供給事前検討の申込みから２週間以内に検討結果をお知らせいたします。
(４) 契 約 の 申 込 み

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契約者は，(１)ロ(イ)または(ロ)の事項およびイまたはロの事項を，発電契
約者は，(１)ロ(ハ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，当社所定の様式により，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約の申込みをしていた
だきます。この場合，８（契約の要件）(１)へおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が契約者に対し提供することに関する需要者の契約者に対する承諾書の写し，８（契約の要件）(２)ホに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは８（契約の要件）(３)ホおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を当社が需要抑制契約者に対し提供することに関する需要者の需要抑制契約者に対する承諾書の写しをあわせて提出していただきます。ただし，発電契約者と発電者との間で締結する電力受給に関する契約等において，発電者がこの約款に関する事項を遵守することを承諾していることが明らかな場合，契約者と需要者との間で締結する電力需給に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合または需要抑制契約者と需要者との間で締結する需要抑制に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該承諾書の写しの提出を不要と判断するときは，当該承諾書の写しの提出を省略することができるものといたします。

契約者は，(１)ロ(イ)または(ロ)の事項およびイまたはロの事項を，発電契
約者は，(１)ロ(ハ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，当社所定の様式により，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みをしていただきます。この場合，８（契約の要件）(１)へおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が契約者に対し提供することに関する需要者の契約者に対する承諾書の写し，８（契約の要件）(２)
ホに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは要件を満たすことを証明する文書および８（契約の要件）(３)(２)ホヌに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは８（契約の要件）(４)ホおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を当社が需要抑制契約者に対し提供することに関する需要者の需要抑制契約者に対する承諾書の写しをあわせて提出していただきます。ただし，発電契約者と発電者との間で締結する電力受給に関する契約等において，発電者が系統連系
受電契約の締結について合意していることおよび発電者がこの約款に関する事項を遵守することを承諾していることが明らかな場合，契約者と需要者との間で締結する電力需給に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が契約者に対し提供することを承諾していることが明
らかな場合または需要抑制契約者と需要者との間で締結する需要抑制に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守すること
および需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該文書および承諾書の写しの提出を不要と判断するときは，当該文書および承諾書の写しの提出を省略することができるものといたします。
なお，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(１)チリに定める要件を満たすことを証明する文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことの確認を行います。
また，発電量調整供給契約を希望される場合で，電力広域的運営推進
機関送配電等業務指針に定める保証金（以下「系統連系保証金」といい，その金額は電力広域的運営推進機関業務規程に定める方法により算定いたします。）を要するときは，系統連系保証金をお支払いいただき，かつ，電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定めるときは，当社と工事費負担金の補償に関する契約を締結のうえ，(１)の申込みに対する当社の回答日から１年以内（電源接続案件一括検討プ
ロセスにもとづき申込みをされる場合および海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律〔以下「再エネ海域

なお，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(１)チに定める要件を満たすことを証明する文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことの確認を行います。
また，発電量調整供給契約を希望される場合で，電力広域的運営推進
機関送配電等業務指針に定める保証金（以下「系統連系保証金」といい，その金額は電力広域的運営推進機関業務規程に定める方法により算定いたします。）を要するときは，系統連系保証金をお支払いいただき，かつ，電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定めるときは，当社と工事費負担金の補償に関する契約を締結のうえ，(１)の申込みに対する当社の回答日から１年以内（電源接続案件一括検討プ
ロセスにもとづき申込みをされる場合および海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律〔以下「再エネ海域
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−7−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

利用法」といいます。〕第13条第２項第10号に規定する選定事業者〔以下「選定事業者」といいます。〕を発電者として申込みをされる場合を除きます。）に申込みをしていただくものとし，需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(３)イに定める要件を満たすことを証明する文書を提出していただきます。
イ 接続供給の場合(イ) 需 要 者 の 名 称 ， 用 途 ， 需 要 場 所 （ 供 給 地 点 特 定 番 号 を 含 み ます。）および供給地点(ロ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ハ) 需要場所における負荷設備，主開閉器，受電設備および発電設備
等(ニ) 契約電力，契約電流または契約容量(ホ) 契 約 受 電 電 力(ヘ) 希望される接続送電サービス，臨時接続送電サービスまたは予備
送電サービスの種別(ト) 接続受電電力の計画値および接続供給電力の計画値(チ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(リ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ヌ) 連 絡 体 制(ル) 20（臨時接続送電サービス）を希望される場合の契約使用期間
なお，負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，
１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画
値を当社所定の様式により申し出ていただきます。
ロ 振替供給の場合(イ) 契 約 者 の 名 称(ロ) 連 絡 体 制(ハ) 当社が小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を振替供給する場合には，当該振替供給に係る当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容(ニ) 振替供給の開始希望日
ハ 発電量調整供給の場合利用法」といいます。〕第13条第２項第10号に規定する選定事業者〔以下「選定事業者」といいます。〕を発電者として申込みをされる場合を除きます。）に申込みをしていただくものとし，需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(３)(４)イに定める要件を満たすことを証明する文書を提出していただきます。
イ 接続供給の場合(イ) 需 要 者 の 名 称 ， 用 途 ， 需 要 場 所 （ 供 給 地 点 特 定 番 号 を 含 み ます。）および供給地点(ロ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ハ) 需要場所における負荷設備，主開閉器，受電設備および発電設備
等(ニ) 契約電力，契約電流または契約容量(ホ) 契 約 受 電 電 力(ヘ) 希望される接続送電サービス，臨時接続送電サービスまたは予備
送電サービスの種別(ト) 接続受電電力の計画値および接続供給電力の計画値(チ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(リ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ヌ) 連 絡 体 制(ル) 20（臨時接続送電サービス）を希望される場合の契約使用期間
なお，負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，
１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画
値を当社所定の様式により申し出ていただきます。
ロ 振替供給の場合(イ) 契 約 者 の 名 称(ロ) 連 絡 体 制(ハ) 当社が小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を振替供給する場合には，当該振替供給に係る当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容(ニ) 振替供給の開始希望日
ハ 発電量調整供給の場合(イ) 発電場所の受電地点特定番号および発電設備等に係る供給地点の供給地点特定番号(イ)(ロ) 契約受電電力および同時最大受電電力(ロ)(ハ) 発電量調整受電計画電力

(イ)
(ロ)

契約受電電力発電量調整受電計画電力

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−8−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ハ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(ニ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ホ) 連 絡 体 制
ニ 需要抑制量調整供給の場合(イ) 需要抑制契約者の名称(ロ) 需要抑制量調整受電計画電力(ハ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの需要抑制量調整受電計画電力量に対応する，需要抑制の予定電力量（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合で，当該ベースラインにもとづく需要抑制量
調整受電計画電力量を設定するときは，需要場所ごとの需要抑制量
調整供給に係る需要抑制の予定電力量といたします。）の最小値(ニ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの販売計画の最小値(ホ) 需要者の名称および需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ヘ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者の名称(ト) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロ(チ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(リ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ヌ) 需要抑制量調整供給の開始希望日(ル) 連 絡 体 制
なお，需要抑制バランシンググループごとの(ト)の算定方法となる
30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロのいずれかの適用を開始
した後１年間は同一の算定方法の適用を継続していただくものといたします。
(５) 当 社は ， 接続 供 給契 約（ 受電 地 点〔 会社 間 連系 点 の場 合に 限 り ます。〕に係る事項に限ります。）または振替供給契約について，当日等の利用分および翌日等の利用分に限り，(４)に定める様式以外で当社が指定した方法により契約者に申込みをしていただくことがあります。また，
当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一
般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により契約者に提出していただくことがあります。この場合，当該申込み方法による申込みに係る託送供給の実施または受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。

(ハ)(ニ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(ニ)(ホ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ホ)(ヘ) 連 絡 体 制
ニ 需要抑制量調整供給の場合(イ) 需要抑制契約者の名称(ロ) 需要抑制量調整受電計画電力(ハ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの需要抑制量調整受電計画電力量に対応する，需要抑制の予定電力量（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合で，当該ベースラインにもとづく需要抑制量
調整受電計画電力量を設定するときは，需要場所ごとの需要抑制量
調整供給に係る需要抑制の予定電力量といたします。）の最小値(ニ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの販売計画の最小値(ホ) 需要者の名称および需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ヘ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者の名称(ト) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる3031（電力および電力量の算定）(14)イまたはロ(チ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および調達量の計画値(リ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計画値(ヌ) 需要抑制量調整供給の開始希望日(ル) 連 絡 体 制
なお，需要抑制バランシンググループごとの(ト)の算定方法となる
3031（電力および電力量の算定）(14)イまたはロのいずれかの適用を開始した後１年間は同一の算定方法の適用を継続していただくものといたします。
(５) 当 社は ， 接続 供 給契 約（ 受電 地 点〔 会社 間 連系 点 の場 合に 限 り ます。〕に係る事項に限ります。）または振替供給契約について，当日等の利用分および翌日等の利用分に限り，(４)に定める様式以外で当社が指定した方法により契約者に申込みをしていただくことがあります。また，
当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一
般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により契約者に提出していただくことがあります。この場合，当該申込み方法による申込みに係る託送供給の実施または受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−9−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，契約者に係る基本契約の契約期間は，契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作
成いたします。
(６) 当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により発電契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「発電契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，発電契約者に係る基本契約の契約期間は，発電契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，発電契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
(７) 当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により需要抑制契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「需要抑制契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，需要抑制契約者に係る基本契約の契約期間は，需要抑制契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，需要抑制契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
(８) 契約者，発電契約者，発電者および需要者が電圧または周波数の変動等によって損害を受けるおそれがある場合は，無停電電源装置の設置等必要な措置を講じていただきます。また，契約者，発電契約者，発電者
および需要者が保安等のために必要とする電気については，その容量を明らかにし，21（予備送電サービス）の申込みまたは保安用の発電設備の設置，蓄電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。

なお，契約者に係る基本契約の契約期間は，契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作
成いたします。
(６) 当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により発電契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「発電契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，発電契約者に係る基本契約の契約期間は，発電契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，発電契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
(７) 当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により需要抑制契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「需要抑制契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，需要抑制契約者に係る基本契約の契約期間は，需要抑制契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，需要抑制契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
(８) 契約者，発電契約者，発電者および需要者が電圧または周波数の変動等によって損害を受けるおそれがある場合は，無停電電源装置の設置等必要な措置を講じていただきます。また，契約者，発電契約者，発電者
および需要者が保安等のために必要とする電気については，その容量を明らかにし，21（予備送電サービス）の申込みまたは保安用の発電設備の設置，蓄電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−10−

10

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契約の成立および契約期間(１) 接続供給契約は，接続供給契約の申込みを当社が承諾したときに，振替供給契約は，振替供給契約の申込みを当社が承諾したときに，発電量調整供給契約は，発電量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，需要抑制量調整供給契約は，需要抑制量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，それぞれ成立いたします。

10 契約の成立および契約期間(１) 接続供給契約は，接続供給契約の申込みを当社が承諾したときに，振替供給契約は，振替供給契約の申込みを当社が承諾したときに，発電量調整供給契約は，発電量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，系統連系受電契約は，系統連系受電契約の申込みを当社が承諾したときに，需要抑制量調整供給契約は，需要抑制量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，それぞれ成立いたします。
(２) 契約期間は，次によります。
イ 接続供給の場合(イ) 契約期間は，20（臨時接続送電サービス）を利用される場合を除き，接続供給契約が成立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。
(ロ) 契約期間満了に先だって接続供給契約の消滅または変更がない場
合は，接続供給契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
(ハ) 20（臨時接続送電サービス）を利用される場合の契約期間は，接続供給契約が成立した日から，あらかじめ定めた契約使用期間満了の日までといたします。
ロ 発電量調整供給の場合(イ) 契約期間は，発電設備等に係る供給地点において20（臨時接続送電サービス）が適用されている場合等特別の事情がある場合を除き，発電量調整供給契約または系統連系受電契約が成立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。
(ロ) 契約期間満了に先だって発電量調整供給契約もしくは系統連系受電契約の消滅または変更がない場合は，発電量調整供給契約または系統連系受電契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
(ハ) 契約期間は，発電設備等に係る供給地点において20（臨時接続送電サービス）が適用されている場合等特別の事情がある場合，発電量調整供給契約または系統連系受電契約が成立した日から，発電契
約者または発電者と当社との協議により定めた日までといたします。
ロハ 振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の場合
契約期間は，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量
調整供給契約が成立した日から，契約者，発電契約者または需要抑制
契約者の申込みにもとづき，契約者，発電契約者または需要抑制契約
者と当社との協議により定めた日までといたします。ただし，特別の事情がない限り，契約期間は，振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から起算して１年未満とならないものといた
します。

(２)

契約期間は，次によります。
イ 接続供給の場合(イ) 契約期間は，20（臨時接続送電サービス）を利用される場合を除き，接続供給契約が成立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。
(ロ) 契約期間満了に先だって接続供給契約の消滅または変更がない場
合は，接続供給契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
(ハ) 20（臨時接続送電サービス）を利用される場合の契約期間は，接続供給契約が成立した日から，あらかじめ定めた契約使用期間満了の日までといたします。

ロ

振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の場合
契約期間は，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量
調整供給契約が成立した日から，契約者，発電契約者または需要抑制
契約者の申込みにもとづき，契約者，発電契約者または需要抑制契約
者と当社との協議により定めた日までといたします。ただし，特別の事情がない限り，契約期間は，振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から起算して１年未満とならないものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−11−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

託送供給等の開始(１) 当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約の申込みを承諾したときには，契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ託送供給または電力量調整供給の開始日を定め，供給準備その他必要な手続きを経たのち，すみやかに託送供給または電力量調整供給を開始いたします。
(２) 当社は，天候，用地交渉，停電交渉等の事情によるやむをえない理由
によって，あらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力量調整供給ができないことが明らかになった場合には，その理由を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせし，あらためて契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ，託送供給または電力量調整供給の開始日を定めて託送供給または電力量調整供給を開始いたします。

11 託送供給等の開始(１) 当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みを承諾したときには，
契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ託送供給または電力量調整供給の開始日を定め，供給準備その他必要な手続きを経たのち，すみやかに託送供給または電力量調整供給を開始いたします。
(２) 当社は，天候，用地交渉，停電交渉等の事情によるやむをえない理由
によって，あらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力量調整供給ができないことが明らかになった場合には，その理由を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせし，あらためて契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ，託送供給または電力量調整供給の開始日を定めて託送供給または電力量調整供給を開始いたします。

供給準備その他必要な手続きのための協力
契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者は，当該託送供給または電力量調整供給の実施にともない当社が施設または所有する供給設備の工事および維持のために必要な用地の確保等について協力していただきます。

12

11

12

13
(１)

電気方式，電圧および周波数
受電電気方式は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。

低圧
受電電圧
高圧または特別高圧

13 電気方式，電圧および周波数(１) 受電電気方式は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。

交流単相２線式，交流単相３線式
または交流３相３線式

低圧

交流単相２線式，交流単相３線式
または交流３相３線式

高圧または特別高圧

交流３相３線式

受電電圧

交流３相３線式(２) 供給電気方式は，供給電圧および接続送電サービス，臨時接続送電
サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
(３) 受電電圧は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，原則として，受電地点（１建物内の２以上の発電場所から共同引込線〔２以上の発電場所または需要場所に対して１引込みにより電気を受電または供給するための引込線をいいます。〕による１引込みで電気を受電する場合の受電地点は，発電場所ごとに異なる地点とみなします。）における契約受
電電力（発電場所における発電設備等，受電設備および負荷設備等を基準として，発電契約者と当社との協議により受電地点ごとに定めます。）および予備送電サービス契約電力に応じて，次のとおりといたします。
託送供給等約款 新旧対比表

供給準備その他必要な手続きのための協力
契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者は，当該託送供給または電力量調整供給の実施にともない当社が施設または所有する供給設備の工事および維持のために必要な用地の確保等について協力していただきます。

(２) 供給電気方式は，供給電圧および接続送電サービス，臨時接続送電
サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
(３) 受電電圧は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，原則として，受電地点（１建物内の２以上の発電場所から共同引込線〔２以上の発電場所または需要場所に対して１引込みにより電気を受電または供給するための引込線をいいます。〕による１引込みで電気を受電する場合の受電地点は，発電場所ごとに異なる地点とみなします。）における契約受
電電力（発電場所における発電設備等，受電設備および負荷設備等を基準として，発電契約者と当社との協議により受電地点ごとに定めます。）および予備送電サービス契約電力に応じて，次のとおりといたします。

−Ⅱ−12−

現 行（2023年12月27日実施）

50キロワット未満

契約受電電力予備送電サービ
ス契約電力

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

標準電圧
100ボルトまたは200ボルト

50キロワット以上
2,000キロワット未満
2,000キロワット以上
10,000キロワット未満
10,000キロワット以上
50,000キロワット未満

標準電圧 20,000ボルト

50,000キロワット以上

標準電圧 100,000ボルト

標準電圧50キロワット未満

6,000ボルト
契約受電電力

標準電圧 60,000ボルト

50キロワット以上
2,000キロワット未満
2,000キロワット以上
10,000キロワット未満
10,000キロワット以上
50,000キロワット未満

標準電圧 20,000ボルト

50,000キロワット以上

標準電圧 100,000ボルト

標準電圧50,000キロワット以上

6,000ボルト
予備送電サービ
ス契約電力

標準電圧 60,000ボルト

標準電圧100ボルトまたは200ボルト

50キロワット以上

標準電圧

契約設備電力標準電圧6,000ボルト

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧 100,000ボルト

標準電圧6,000ボルト

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧 100,000ボルト(４) 供給電圧は，会社間連系点を供給地点とする場合を除き，接続送電
サービス，臨時接続送電サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
ただし，接続送電サービス契約電力が500キロワット未満である場合（契約者が新たに供給地点への接続供給を開始される場合または需要場
所における受電設備を変更される場合等に限ります。）は，別表１（契約設備電力の算定）により定めた供給地点（１建物内の２以上の需要場
所に共同引込線による１引込みで電気を供給する場合の供給地点は，需要場所ごとに異なる地点とみなします。）における契約設備電力に応じて次のとおりといたします。

50キロワット未満

標準電圧100ボルトまたは200ボルト

50キロワット以上

標準電圧

契約設備電力6,000ボルト

なお，１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯
別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスと動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとをあわせて契約する場合，契約設備電力の合計が50キロワッ
ト未満となるときの供給電圧は原則として標準電圧100ボルトまたは200ボルトとし，契約設備電力の合計が50キロワット以上となるときの供給
託送供給等約款 新旧対比表

50キロワット以上
2,000キロワット未満
2,000キロワット以上
10,000キロワット未満
10,000キロワット以上
50,000キロワット未満
50,000キロワット以上(４) 供給電圧は，会社間連系点を供給地点とする場合を除き，接続送電
サービス，臨時接続送電サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
ただし，接続送電サービス契約電力が500キロワット未満である場合（契約者が新たに供給地点への接続供給を開始される場合または需要場
所における受電設備を変更される場合等に限ります。）は，別表１（契約設備電力の算定）により定めた供給地点（１建物内の２以上の需要場
所に共同引込線による１引込みで電気を供給する場合の供給地点は，需要場所ごとに異なる地点とみなします。）における契約設備電力に応じて次のとおりといたします。

50キロワット未満

50キロワット以上
2,000キロワット未満
2,000キロワット以上
10,000キロワット未満
10,000キロワット以上
50,000キロワット未満

標準電圧
100ボルトまたは200ボルト

6,000ボルト

なお，１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯
別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスと動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとをあわせて契約する場合，契約設備電力の合計が50キロワッ
ト未満となるときの供給電圧は原則として標準電圧100ボルトまたは200ボルトとし，契約設備電力の合計が50キロワット以上となるときの供給−Ⅱ−13−

14

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電圧は原則として標準電圧6,000ボルトといたします。ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めたときは，契約
設備電力の合計が50キロワット以上であっても，標準電圧100ボルトまたは200ボルトとすることがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
(５) 受電電圧については発電者に，供給電圧については需要者に特別の事情がある場合または当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，(３)または(４)に定める当該標準電圧より上位または下位の電圧で，受電または供給することがあります。
(６) 周波数は，標準周波数60ヘルツといたします。

電圧は原則として標準電圧6,000ボルトといたします。ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めたときは，契約
設備電力の合計が50キロワット以上であっても，標準電圧100ボルトまたは200ボルトとすることがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
(５) 受電電圧については発電者に，供給電圧については需要者に特別の事情がある場合または当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，(３)または(４)に定める当該標準電圧より上位または下位の電圧で，受電または供給することがあります。
(６) 周波数は，標準周波数60ヘルツといたします。

発電場所および需要場所(１) 当社は，原則として，１構内をなすものは１構内を１発電場所または
１需要場所とし，これによりがたい場合には，イおよびロによります。
なお，１構内をなすものとは，さく，へい等によって区切られ公衆が自由に出入りできない区域であって，原則として区域内の各建物が同一
会計主体に属するものをいいます。ただし，複数の発電設備等を隣接した構内に設置する場合は，正当な理由がない限り，１構内をなすものとみなします。
イ 当社は，１建物をなすものは１建物を１発電場所または１需要場所とし，これによりがたい場合には，ロによります。
なお，１建物をなすものとは，独立した１建物をいいます。ただし，複数の建物であっても，それぞれが地上または地下において連結され，かつ，各建物の所有者および使用者が同一のとき等建物としての一体性を有していると認められる場合は，１建物をなすものとみなします。
また，看板灯，庭園灯，門灯等建物に付属した屋外電灯は，建物と同一の発電場所または需要場所といたします。
ロ 構内または建物の特殊な場合には，次によります。
(イ) 居住用の建物の場合
１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，次のいずれにも該当するときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発
電場所または１需要場所といたします。
ａ 各部分の間が固定的な隔壁または扉で明確に区分されていること。
ｂ 各部分の屋内配線設備が相互に分離して施設されていること。
ｃ 各部分が世帯単位の居住に必要な機能（炊事のための設備等）
を有すること。
(ロ) 居住用以外の建物の場合

14 発電場所および需要場所(１) 当社は，原則として，１構内をなすものは１構内を１発電場所または
１需要場所とし，これによりがたい場合には，イおよびロによります。
なお，１構内をなすものとは，さく，へい等によって区切られ公衆が自由に出入りできない区域であって，原則として区域内の各建物が同一
会計主体に属するものをいいます。ただし，複数の発電設備等を隣接した構内に設置する場合は，正当な理由がない限り，１構内をなすものとみなします。
イ 当社は，１建物をなすものは１建物を１発電場所または１需要場所とし，これによりがたい場合には，ロによります。
なお，１建物をなすものとは，独立した１建物をいいます。ただし，複数の建物であっても，それぞれが地上または地下において連結され，かつ，各建物の所有者および使用者が同一のとき等建物としての一体性を有していると認められる場合は，１建物をなすものとみなします。
また，看板灯，庭園灯，門灯等建物に付属した屋外電灯は，建物と同一の発電場所または需要場所といたします。
ロ 構内または建物の特殊な場合には，次によります。
(イ) 居住用の建物の場合
１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，次のいずれにも該当するときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発
電場所または１需要場所といたします。
ａ 各部分の間が固定的な隔壁または扉で明確に区分されていること。
ｂ 各部分の屋内配線設備が相互に分離して施設されていること。
ｃ 各部分が世帯単位の居住に必要な機能（炊事のための設備等）
を有すること。
(ロ) 居住用以外の建物の場合

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−14−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，各部分の間が固定的な隔壁で明確に区分され，かつ，共用する部分がないときまたは各部分の所有者が異なるときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発電場所または１需要場所といたします。
(ハ) 居住用部分と居住用以外の部分からなる建物の場合
１建物に居住用部分と居住用以外の部分がある場合は，(ロ)に準ずるものといたします。ただし，アパートと店舗からなる建物等居住用部分と居住用以外の部分の間が固定的な隔壁で明確に区分されている建物の場合は，居住用部分に限り(イ)に準ずるものといたします。
(２) 隣接する複数の構内の場合で，それぞれの構内において営む事業の相互の関連性が高いときは，(１)にかかわらず，その隣接する複数の構内を
１発電場所または１需要場所とすることがあります。
(３) 道路その他公共の用に供せられる土地（(１)に定める構内または(２)に定める隣接する複数の構内を除きます。）において，街路灯等が設置されている場合は，その設置されている場所を１発電場所または１需要場所
といたします。
(４) (１)に定める１構内，(１)イに定める１建物，(２)に定める隣接する複数の構内または(３)に定める設置されている場所（以下「原需要場所等」といいます。）において，災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない必要な設備を新たに使用する際に，当該設備が施設された区域または部分（以下「特例区域等」といいます。）の契約者または発電契約者からの申出がある場合で，次のいずれにも該当するときは，(１)，(２)または(３)にかかわらず，特例区域等を１発電場所または１需要場所といたします。
イ 次の事項について，原需要場所等から特例区域等を除いた区域または部分（以下「非特例区域等」といいます。）の発電者または需要者の承諾をえていること。
(イ) 非特例区域等について，(１)，(２)または(３)に準じて発電場所または需要場所を定めること。
(ロ) 当社が特例区域等における業務を実施するため，42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，非特例区域
等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく
場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。
ロ 特例区域等と非特例区域等の間が外観上区分されていること。
ハ 特例区域等と非特例区域等の配線設備が相互に分離して施設されていること。

１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，各部分の間が固定的な隔壁で明確に区分され，かつ，共用する部分がないときまたは各部分の所有者が異なるときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発電場所または１需要場所といたします。
(ハ) 居住用部分と居住用以外の部分からなる建物の場合
１建物に居住用部分と居住用以外の部分がある場合は，(ロ)に準ずるものといたします。ただし，アパートと店舗からなる建物等居住用部分と居住用以外の部分の間が固定的な隔壁で明確に区分されている建物の場合は，居住用部分に限り(イ)に準ずるものといたします。
(２) 隣接する複数の構内の場合で，それぞれの構内において営む事業の相互の関連性が高いときは，(１)にかかわらず，その隣接する複数の構内を
１発電場所または１需要場所とすることがあります。
(３) 道路その他公共の用に供せられる土地（(１)に定める構内または(２)に定める隣接する複数の構内を除きます。）において，街路灯等が設置されている場合は，その設置されている場所を１発電場所または１需要場所
といたします。
(４) (１)に定める１構内，(１)イに定める１建物，(２)に定める隣接する複数の構内または(３)に定める設置されている場所（以下「原需要場所等」といいます。）において，災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない必要な設備を新たに使用する際に，当該設備が施設された区域または部分（以下「特例区域等」といいます。）の契約者または発電契約者からの申出がある場合で，次のいずれにも該当するときは，(１)，(２)または(３)にかかわらず，特例区域等を１発電場所または１需要場所といたします。
イ 次の事項について，原需要場所等から特例区域等を除いた区域または部分（以下「非特例区域等」といいます。）の発電者または需要者の承諾をえていること。
(イ) 非特例区域等について，(１)，(２)または(３)に準じて発電場所または需要場所を定めること。
(ロ) 当社が特例区域等における業務を実施するため，4243（発電場所
および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，非特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただ
く場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。
ロ 特例区域等と非特例区域等の間が外観上区分されていること。
ハ 特例区域等と非特例区域等の配線設備が相互に分離して施設されていること。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−15−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ニ

当社が非特例区域等における業務を実施するため，42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。
ホ 特例区域等を１発電場所または１需要場所とすることが社会的経済的事情に照らし不適当でなく，他の電気の使用者の利益を著しく阻害するおそれがないこと。
15

供給および契約の単位(１) 当社は，次の場合を除き，１需要場所について１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスを適用し，１電気方式，１引込みおよび１
計量をもって託送供給を行ない，１発電場所につき，１電気方式，１引込みおよび１計量をもって発電量調整供給を行ないます。

イ １需要場所につき，(イ)および(ロ)の２臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合または次の１臨時接続送電サービス（(イ)および(ロ)の２
臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合は，２臨時接続送電サービスといたします。）とこれ以外の１接続送電サービス（ロの場
合は，２接続送電サービスといたします。）とをあわせて契約する場合(イ) 電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスのうちの１臨時接続送電サービス(ロ) 動力臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時接続送電サービスのうちの１臨時接続送電サービス(ハ) 高圧臨時接続送電サービス(ニ) 特別高圧臨時接続送電サービス
ロ 電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合で，次の２接続送電サービスをあわせて契約するとき。
(イ) 電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時
間帯別接続送電サービスおよび電灯従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス(ロ) 動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスおよび動力従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス
ハ 共同引込線による引込みで託送供給または発電量調整供給を行なう
場合
ニ 予備送電サービスをあわせて契約する場合
ホ 災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等
託送供給等約款 新旧対比表

ニ

当社が非特例区域等における業務を実施するため，4243（発電場所
および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。
ホ 特例区域等を１発電場所または１需要場所とすることが社会的経済的事情に照らし不適当でなく，他の電気の使用者の利益を著しく阻害するおそれがないこと。

15 供給および契約の単位(１) 当社は，次の場合を除き，１需要場所について１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスを適用し，１電気方式，１引込みおよび１
計量をもって託送供給を行ない，１発電場所につきついて１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）し，１電気方式，１引込みおよび１計量をもって発電量調整供給を行ないます。
イ １需要場所につき，(イ)および(ロ)の２臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合または次の１臨時接続送電サービス（(イ)および(ロ)の２
臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合は，２臨時接続送電サービスといたします。）とこれ以外の１接続送電サービス（ロの場
合は，２接続送電サービスといたします。）とをあわせて契約する場合(イ) 電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスのうちの１臨時接続送電サービス(ロ) 動力臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時接続送電サービスのうちの１臨時接続送電サービス(ハ) 高圧臨時接続送電サービス(ニ) 特別高圧臨時接続送電サービス
ロ 電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合で，次の２接続送電サービスをあわせて契約するとき。
(イ) 電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時
間帯別接続送電サービスおよび電灯従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス(ロ) 動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスおよび動力従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス
ハ 共同引込線による引込みで託送供給または発電量調整供給を行なう
場合
ニ 予備送電サービスをあわせて契約する場合
ホ 災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等−Ⅱ−16−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない，契約者または発電契約者からの申出がある場合で，当社が技術上，保安上適当と認めたとき。
ヘ その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合(２) 接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者および需要場所について，１接続供給契約を結び，１需要バランシンググループを設定いたします。この場合，それぞれの需要場所は原則として１接続供給契約に属するものとし，また，当社は，原則として，１契約者に対して１接続供給契約を結びます。
なお，電気鉄道の場合で，負荷が移動するために同一送電系統に属す
る２以上の供給地点において常時電気の供給を受ける契約者が希望されるときは，その料金その他の供給条件について複数供給地点を１供給地点とみなすことがあります。
(３) 振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者
または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者（発電契約者が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者または同一の配電事業者と発電量調整供給契約を締結するものといたします。）および１供給地点（当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約ごとに１供給地点とみなします。）について，１振替供給契約を結びます。
(４) 発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（発電場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および発電バランシンググループについて，１発電量調整供給契約を結びます。

のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない，契約者または発電契約者からの申出がある場合で，当社が技術上，保安上適当と認めたとき。
ヘ その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合(２) 接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者および需要場所について，１接続供給契約を結び，１需要バランシンググループを設定いたします。この場合，それぞれの需要場所は原則として１接続供給契約に属するものとし，また，当社は，原則として，１契約者に対して１接続供給契約を結びます。
なお，電気鉄道の場合で，負荷が移動するために同一送電系統に属す
る２以上の供給地点において常時電気の供給を受ける契約者が希望されるときは，その料金その他の供給条件について複数供給地点を１供給地点とみなすことがあります。
(３) 振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者
または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者（発電契約者が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者または同一の配電事業者と発電量調整供給契約を締結するものといたします。）および１供給地点（当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約ごとに１供給地点とみなします。）について，１振替供給契約を結びます。
(４) 発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（発電場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および発電バランシンググループについて，１発電量調整供給契約を結びます。また，当社は，当社が特定契約を締結している場合（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。）を除き，原則として，あらかじめ定めた発電場所について，１系統連系受電契約を結びます。
なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統運用上必要な調整機能を有す
る発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応する周
波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整電源」といいます。）に該当する発電場所は，原則として１発電バランシ
ンググループに属するものといたします。この場合，調整電源に該当す
る発電場所は，原則として発電場所ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。
また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法〔以下「再生可能エネルギー特別措置法」といいます。〕第２条第２項に定める再生可能エネルギー発電設備をいい

なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統運用上必要な調整機能を有す
る発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（以下「調整電源」といいます。）に該当する発電場所は，原則として１発電バランシンググループに属するものといたします。この場合，調整電源に該当する発電場所は，原則として発電場所ごとに発電バランシンググループを設定していただ
きます。
また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法〔以下「再生可能エネルギー特別措置法」といいます。〕第２条第２項に定める再生可能エネルギー発電設備をいい
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−17−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ます。ただし，再生可能エネルギー特別措置法第２条第５項に定める特定契約〔以下「特定契約」といいます。〕により再生可能エネルギー電
気を供給する事業に係る発電設備に限ります。）の受電地点に係る発電
場所が発電バランシンググループに含まれる場合は，次のとおりといたします。
イ 附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(５)または(６)に該当する場合で，インバランスリスク
単価（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行
規 則 〔 以 下 「 再 生 可 能 エ ネ ル ギ ー 特 別 措 置 法 施 行 規 則 」 と いいます。〕に定めるインバランスリスクに係る単価をいいます。）が異なる
再生可能エネルギー発電設備をあわせて使用されるときは，同一の特定契約に係って受電する電気のみに係る発電バランシンググループ（以下「特例発電バランシンググループ」といいます。）に含まれる
再生可能エネルギー発電設備に適用されるインバランスリスク単価が同一となるように特例発電バランシンググループを設定していただきます。
ロ 附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(５)の適用を受ける再生可能エネルギー発電設備の受電地点に係る発電場所は，原則として発電量調整受電計画差対応補給
電力料金単価等が異なる複数のバランシンググループに属することはできないものといたします。
ハ 当社または特定送配電事業者の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する
場合，当社または特定送配電事業者の再生可能エネルギー電気卸供給
約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の再生可能エネルギー発電設備とが共に含まれないように発電バランシン
ググループを設定していただきます。この場合，再生可能エネルギー
電気卸供給約款に係る発電場所は，１発電量調整供給契約に属するものといたします。
(５) 需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需要場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および需要抑制バランシンググ
ループについて，１需要抑制量調整供給契約を結びます。
なお，低圧で電気の供給を受ける需要場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する負荷設備であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（以下「調整負荷」といいます。）に該当する需要場所は，１需要抑制バランシンググループに属するものといたします。

ます。ただし，再生可能エネルギー特別措置法第２条第５項に定める特定契約〔以下「特定契約」といいます。〕により再生可能エネルギー電
気を供給する事業に係る発電設備に限ります。）の受電地点に係る発電
場所が発電バランシンググループに含まれる場合は，次のとおりといたします。
イ 附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(５)または(６)に該当する場合で，インバランスリスク
単価（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行
規 則 〔 以 下 「 再 生 可 能 エ ネ ル ギ ー 特 別 措 置 法 施 行 規 則 」 と いいます。〕に定めるインバランスリスクに係る単価をいいます。）が異なる
再生可能エネルギー発電設備をあわせて使用されるときは，同一の特定契約に係って受電する電気のみに係る発電バランシンググループ（以下「特例発電バランシンググループ」といいます。）に含まれる
再生可能エネルギー発電設備に適用されるインバランスリスク単価が同一となるように特例発電バランシンググループを設定していただきます。
ロ 附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(５)の適用を受ける再生可能エネルギー発電設備の受電地点に係る発電場所は，原則として発電量調整受電計画差対応補給
電力料金単価等が異なる複数のバランシンググループに属することはできないものといたします。
ハ 当社または特定送配電事業者の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する
場合，当社または特定送配電事業者の再生可能エネルギー電気卸供給
約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の再生可能エネルギー発電設備とが共に含まれないように発電バランシン
ググループを設定していただきます。この場合，再生可能エネルギー
電気卸供給約款に係る発電場所は，１発電量調整供給契約に属するものといたします。
(５) 需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需要場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および需要抑制バランシンググ
ループについて，１需要抑制量調整供給契約を結びます。
なお，低圧で電気の供給を受ける需要場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する負荷設備であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応する
周波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整負荷」といいます。）に該当する需要場所は，１需要抑制バランシンググ
ループに属するものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅱ−18−

16

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

また，需要抑制契約者が１需要抑制バランシンググループに係る需要場所を複数とすることを希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロが同一となる
ように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループに属することはできないものといたします。

また，需要抑制契約者が１需要抑制バランシンググループに係る需要場所を複数とすることを希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる3031（電力および電力量の算定）(14)イまたはロが同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループに属することはできないものといたします。

承 諾 の 限 界
当社は，法令，電気の需給状況，供給設備の状況，用地事情，料金およびこの約款によって支払いを要することとなった料金以外の債務（延滞利
息，保証金，契約超過金，違約金，工事費負担金その他この約款から生ずる金銭債務〔以下「料金以外の債務」といいます。〕といたします。）の支
払状況その他によってやむをえない場合には，接続供給契約，振替供給契
約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約の申込みの全部または一部をお断りすることがあります。この場合は，その理由を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせいたします。

17

契約書の作成当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者との間で，原則として託送供給または電力量調整供給の開始前に，託送供給または電力量調整
供給に関する必要な事項について，契約書を作成いたします。

託送供給等約款 新旧対比表

16

承 諾 の 限 界
当社は，法令，電気の需給状況，供給設備の状況，用地事情，ならびに料金，およびこの約款によって支払いを要することとなった料金以外の債
務（延滞利息，保証金，契約超過金，違約金，工事費負担金その他この約款から生ずる金銭債務〔以下「料金以外の債務」といいます。〕といたします。）および当社と締結する他の契約にもとづく料金等の金銭債務の支払状
況その他によってやむをえない場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みの全部または一部をお断りすることがあります。この場合は，その理由を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいた
します。

17

契約書の作成当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者との間で，原則として託送供給または電力量調整供給の開始前に，託送供給または電力量調整
供給に関する必要な事項について，契約書を作成いたします。

−Ⅱ−19−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅲ

18

料

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

金

Ⅲ

料
金
料金は，次のとおりといたします。
(１) 契約者に係る料金
イ 契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，23（接続対象計画差対応電力）によって算定された接続対象計画差対応補給
電力料金および接続対象計画差対応余剰電力料金ならびに25（給電指令時補給電力）(１)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。
ロ 日程等別料金は，19（接続送電サービス）によって算定された接続
送電サービス料金，20（臨時接続送電サービス）によって算定された臨時接続送電サービス料金および21（予備送電サービス）によって算定された予備送電サービス料金（以下「送電サービス料金」といいます。）のうち，(イ)，(ロ)，(ハ)，(ニ)または(ホ)に定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「料金算定日」といいます。）
を合計して算定（近接性評価割引を行なう場合は，近接性評価割引額を差し引いたものといたします。）いたします。
(イ) 検
針
日
(ロ) 電灯定額接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス（以下「定額接続送電サービス」といいます。）の場合または30（電力および電力量の算定）(25)の場
合，その供給地点の属する検針区域の検針日(ハ) 電灯臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時定額接続送電サー
ビスで応当日（その供給地点を新たに設定した日に対応する日をいいます。）にもとづき料金算定期間を定める場合，応当日(ニ) 契約者が供給地点を消滅させる場合，消滅日（特別の事情があり，その供給地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ホ) 30（電力および電力量の算定）(29)の場合，電力量または最大需要電力等が協議によって定められた日ハ 近接性評価割引(イ) 適
用
契約者が，近接性評価地域（別表２〔近接性評価地域および近接性評価割引額の算定〕(１)に定める地域といたします。）に立地する発電場所における発電設備等（以下「近接性評価対象発電設備」といいます。）を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合に適用いたし託送供給等約款 新旧対比表

18

料

金

料
金
料金は，次のとおりといたします。
(１) 契約者に係る料金
イ 契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，2324（接続対象計画差対応電力）によって算定された接続対象計画差対応
補給電力料金および接続対象計画差対応余剰電力料金ならびに2526（給電指令時補給電力）(１)によって算定された給電指令時補給電力料
金といたします。
ロ 日程等別料金は，19（接続送電サービス）によって算定された接続
送電サービス料金，20（臨時接続送電サービス）によって算定された臨時接続送電サービス料金および21（予備送電サービス）によって算定された予備送電サービス料金（以下「送電サービス料金」といいます。）のうち，(イ)，(ロ)，(ハ)，(ニ)または(ホ)に定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「供給側料金算定日」といいます。）を合計して算定（近接性評価割引を行なう場合は，近接性評価
割引額を差し引いたものといたします。）いたします。
(イ) 検
針
日
(ロ) 電灯定額接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス（以下「定額接続送電サービス」といいます。）の場合または3031（電力および電力量の算定）(25)の場合，その供給地点の属する検針区域の検針日(ハ) 電灯臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時定額接続送電サー
ビスで応当日（その供給地点を新たに設定した日に対応する日をいいます。）にもとづき料金算定期間を定める場合，応当日(ニ) 契約者が供給地点を消滅させる場合，消滅日（特別の事情があり，その供給地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ホ) 3031（電力および電力量の算定）(29)の場合，電力量または最大需要電力等が協議によって定められた日ハ 近接性評価割引(イ) 適
用
契約者が，近接性評価地域（別表２〔近接性評価地域および近接性評価割引額の算定〕(１)に定める地域といたします。）に立地する発電場所における発電設備等（以下「近接性評価対象発電設備」といいます。）を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合に適用いたし−Ⅲ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ます。
なお，契約者が，近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者以外の事業者等を介して，近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合（再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき，契約者が，指定した発電設備のうち近接性評価対象発電設備に係る電気を調達するときを除きます。）は，当該電気には近接性評価割引を適用いたしません。
(ロ) 近接性評価割引額の算定および割引の実施
ａ 近接性評価割引額は，別表２（近接性評価地域および近接性評
価割引額の算定）にもとづき，特別の事情がある場合を除き，算定の対象となる期間の翌々月１日に算定いたします。
ｂ 当社は，近接性評価割引額の算定日が料金算定日となる日程等
別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が近接性評価割引額の算定日の直後となる日程等別料金と いたします。）において，当該日程等別料金に含まれる接続送電サービス
料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電サービス料金の合計額を上限として割引を行なうものといたします。
ｃ 近接性評価割引額が割引の対象となる日程等別料金に含まれる接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電サービス料金の合計額を上回る場合，その差額を近接性評価割
引額として，料金算定日がその直後となる日程等別料金において，ｂに準じて割引を行ないます。
(２) 発電契約者に係る料金
発電契約者に係る料金は，22（発電量調整受電計画差対応電力）によって算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量
調整受電計画差対応余剰電力料金ならびに25（給電指令時補給電力）(２)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。

ます。
なお，契約者が，近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者以外の事業者等を介して，近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合（再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき，契約者が，指定した発電設備のうち近接性評価対象発電設備に係る電気を調達するときを除きます。）は，当該電気には近接性評価割引を適用いたしません。
(ロ) 近接性評価割引額の算定および割引の実施
ａ 近接性評価割引額は，別表２（近接性評価地域および近接性評
価割引額の算定）にもとづき，特別の事情がある場合を除き，算定の対象となる期間の翌々月１日に算定いたします。
ｂ 当社は，近接性評価割引額の算定日が料金算定日となる日程等
別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が近接性評価割引額の算定日の直後となる日程等別料金といたします。）において，当該日程等別料金に含まれる接続送電サービス
料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電サービス料金の合計額を上限として割引を行なうものといたします。
ｃ 近接性評価割引額が割引の対象となる日程等別料金に含まれる接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電サービス料金の合計額を上回る場合，その差額を近接性評価割
引額として，料金算定日がその直後となる日程等別料金において，ｂに準じて割引を行ないます。
(２) 発電契約者に係る料金
発電契約者に係る料金は，2223（発電量調整受電計画差対応電力）によって算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量
調整受電計画差対応余剰電力料金ならびに2526（給電指令時補給電力）(２)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。
(３) 発電者に係る料金
イ 発電者に係る料金は，ロによって算定された系統連系受電サービス
料金といたします。
ロ 系統連系受電サービス料金は，22（系統連系受電サービス）によって，(イ)，(ロ)または(ハ)に定める日（以下「受電側料金算定日」といいます。）に算定いたします。
(イ) 検
針
日
(ロ) 発電契約者が受電地点を消滅させる場合，消滅日（特別の事情があり，その受電地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合
は，その日といたします。）(ハ) 31（電力および電力量の算定）(29)の場合，電力量または最大連系
電力等が協議によって定められた日
ただし，その１月の発電設備等に係る供給地点における供給側料金

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−2−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要抑制契約者に係る料金
需要抑制契約者に係る料金は，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）によって算定された需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金といたします。

算定日が受電側料金算定日の翌日以降となる場合は供給側料金算定日
を受電側料金算定日といたします。
(３)(４) 需要抑制契約者に係る料金
需要抑制契約者に係る料金は，2425（需要抑制量調整受電計画差対応
電力）によって算定された需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金といたします。

接続送電サービス
適 用 範 囲小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
(２) 接続送電サービス契約電力等
電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，接続送電サー
ビス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約
容量は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス契約電力が500キロワット未満となるとき。
(イ) 各月の接続送電サービス契約電力は，次の場合を除き，その１月の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。
ａ 新たに接続送電サービスを利用される場合は，料金適用開始の日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力は，その１月の最大需要電力等と料金適用開始の日から前月までの最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。ただし，新たに接続送電サービスを利用される前から引き続き当社の供給設備を利用される場合には，新たに接続送電サービスを利用される前の電気の供給は，接続送電サービス契約電力の決定上，接続送電サービスによって受けた供給とみなします。
ｂ 需要場所における受電設備を増加される場合等で，増加された日を含む１月の増加された日以降の期間の最大需要電力等の値がその１月の増加された日の前日までの期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値を上回るときは，その１月の増加された日の前日までの期間の接続送電サービス契
約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，その１月の増加された日以降の期間の接続送電サービス契約電力は，その期間の最大需要電力等の値といたします。
ｃ 需要場所における受電設備を減少される場合等で，１年を通じての最大需要電力等が減少することが明らかなときは，減少された日を含む１月の減少された日の前日までの期間の接続送電サー

19 接続送電サービス(１) 適 用 範 囲
小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
(２) 接続送電サービス契約電力等
電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，接続送電サー
ビス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約
容量は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス契約電力が500キロワット未満となるとき。
(イ) 各月の接続送電サービス契約電力は，次の場合を除き，その１月の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。
ａ 新たに接続送電サービスを利用される場合は，料金適用開始の日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力は，その１月の最大需要電力等と料金適用開始の日から前月までの最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。ただし，新たに接続送電サービスを利用される前から引き続き当社の供給設備を利用される場合には，新たに接続送電サービスを利用される前の電気の供給は，接続送電サービス契約電力の決定上，接続送電サービスによって受けた供給とみなします。
ｂ 需要場所における受電設備を増加される場合等で，増加された日を含む１月の増加された日以降の期間の最大需要電力等の値がその１月の増加された日の前日までの期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値を上回るときは，その１月の増加された日の前日までの期間の接続送電サービス契
約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，その１月の増加された日以降の期間の接続送電サービス契約電力は，その期間の最大需要電力等の値といたします。
ｃ 需要場所における受電設備を減少される場合等で，１年を通じての最大需要電力等が減少することが明らかなときは，減少された日を含む１月の減少された日の前日までの期間の接続送電サー

(３)

19

(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ビス契約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，減少された日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力（減少された日を含む１月の減少された日以降の期間については，その期間の接続送電サー
ビス契約電力といたします。）は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値といたします。ただし，減少された日以降12月の期間で，その１月の最大需要電力等と減少された日から前月までの最大需要電力等のうちいずれか大きい値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合（減少された日を含む１月の減少された
日以降の期間については，その期間の最大需要電力等の値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合と いたします。）は，接続送電サービス契約電力は，その上回る最大需要電力等の値といたします。
(ロ) 低圧で供給する場合で，契約者が電灯または小型機器を使用する
需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときは，(イ)にかかわらず，次により，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス
契約容量（６キロボルトアンペア以上となるときに限ります。）を定め，接続送電サービス契約電力に代えて適用いたします。
ａ 接続送電サービス契約電流(ａ) 接続送電サービス契約電流は，５アンペア，10アンペア，15アンペア，20アンペア，30アンペア，40アンペア，50アンペア
または60アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(ｂ) 当社は，接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器その他の適当な装置（以下「電流制限器等」といいます。）を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等を取り付けないことがあります。
ｂ 接続送電サービス契約容量
接続送電サービス契約容量は，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ハ) 低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−4−

ビス契約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，減少された日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力（減少された日を含む１月の減少された日以降の期間については，その期間の接続送電サー
ビス契約電力といたします。）は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値といたします。ただし，減少された日以降12月の期間で，その１月の最大需要電力等と減少された日から前月までの最大需要電力等のうちいずれか大きい値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合（減少された日を含む１月の減少された
日以降の期間については，その期間の最大需要電力等の値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合といたしま
す。）は，接続送電サービス契約電力は，その上回る最大需要電力等の値といたします。
(ロ) 低圧で供給する場合で，契約者が電灯または小型機器を使用する
需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときは，(イ)にかかわらず，次により，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス
契約容量（６キロボルトアンペア以上となるときに限ります。）を定め，接続送電サービス契約電力に代えて適用いたします。
ａ 接続送電サービス契約電流(ａ) 接続送電サービス契約電流は，５アンペア，10アンペア，15アンペア，20アンペア，30アンペア，40アンペア，50アンペア
または60アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(ｂ) 当社は，接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器その他の適当な装置（以下「電流制限器等」といいます。）を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等を取り付けないことがあります。
ｂ 接続送電サービス契約容量
接続送電サービス契約容量は，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ハ) 低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約電力は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約
電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。
この場合，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ニ) (イ)の適用後１年に満たない場合は，(ロ)または(ハ)を適用いたしません。また，(ロ)または(ハ)の適用後１年に満たない場合は，(イ)を適用いたしません。
(ホ) 需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），
負荷設備または受電設備を変更される場合は，50（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力が500キロワッ
ト以上となるときまたは特別高圧で供給する場合
接続送電サービス契約電力は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。
なお，新たに接続送電サービスを利用される場合等で，接続供給の開始日からの１年を通じての最大の負荷で契約することが適当でないと認められるときは，接続供給の開始日から１年間に限り，段階的に接続送電サービス契約電力を増加できるものといたします。
ハ イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定めている供給地点について，最大需要電力等が500キロワット以上となる場合は，接続送電
サービス契約電力をロによってすみやかに定めることとし，それまでの間の接続送電サービス契約電力は，イ(イ)によって定めます。
ニ 高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をあわせて供給するときの接続送電サービス契約電力は，イ，ロまたはハにかかわらず，当該不足電力の補給以外の供給分につき，イ，ロまたはハに準じて定めた値に，原則として，当該不足電力の補給の供給分につき，需要者の発電設備の容量を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
また，当該不足電力の補給以外の供給分についてイ(イ)に準ずる場合
で，需要場所における負荷設備または受電設備を変更されるときは，
50（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
なお，当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記
録を契約者から提出していただきます。
(３) 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および接続送電サービスの種別に応じて，次により算定いたします。ただし，１供給地

かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約電力は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約
電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。
この場合，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ニ) (イ)の適用後１年に満たない場合は，(ロ)または(ハ)を適用いたしません。また，(ロ)または(ハ)の適用後１年に満たない場合は，(イ)を適用いたしません。
(ホ) 需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），
負荷設備または受電設備を変更される場合は，5051（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力が500キロワッ
ト以上となるときまたは特別高圧で供給する場合
接続送電サービス契約電力は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。
なお，新たに接続送電サービスを利用される場合等で，接続供給の開始日からの１年を通じての最大の負荷で契約することが適当でないと認められるときは，接続供給の開始日から１年間に限り，段階的に接続送電サービス契約電力を増加できるものといたします。
ハ イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定めている供給地点について，最大需要電力等が500キロワット以上となる場合は，接続送電
サービス契約電力をロによってすみやかに定めることとし，それまでの間の接続送電サービス契約電力は，イ(イ)によって定めます。
ニ 高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をあわせて供給するときの接続送電サービス契約電力は，イ，ロまたはハにかかわらず，当該不足電力の補給以外の供給分につき，イ，ロまたはハに準じて定めた値に，原則として，当該不足電力の補給の供給分につき，需要者の発電設備の容量を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
また，当該不足電力の補給以外の供給分についてイ(イ)に準ずる場合
で，需要場所における負荷設備または受電設備を変更されるときは，5051（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
なお，当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記
録を契約者から提出していただきます。
(３) 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および接続送電サービスの種別に応じて，次により算定いたします。ただし，１供給地

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

点につき２以上の接続送電サービスをあわせて契約する場合または１接続送電サービスにつき２以上の供給地点となる場合の接続送電サービス
料金は，接続送電サービスごとに算定いたします。
イ 低圧で供給する場合(イ) 電灯定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によって換算するものといたします。）が400ボルトアンペ
ア以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは200ボルトといたします。ただし，特別の事情がある場合には，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。
ｄ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，電灯料金および小型機器料金の合計
といたします。ただし，電灯料金または小型機器料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島
平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別
表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 電 灯 料 金
ⅰ 電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおり
といたします。

点につき２以上の接続送電サービスをあわせて契約する場合または１接続送電サービスにつき２以上の供給地点となる場合の接続送電サービス
料金は，接続送電サービスごとに算定いたします。
イ 低圧で供給する場合(イ) 電灯定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によって換算するものといたします。）が400ボルトアンペ
ア以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは200ボルトといたします。ただし，特別の事情がある場合には，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。
ｄ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，電灯料金および小型機器料金の合計
といたします。ただし，電灯料金または小型機器料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島
平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別
表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 電 灯 料 金
ⅰ 電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおり
といたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

10ワットまでの１灯につき４０円５５銭10ワットまでの１灯につき10ワットをこえ20ワットまでの１灯につき８１円０９銭10ワットをこえ20ワットまでの１灯につき20ワットをこえ40ワットまでの１灯につき１６２円１８銭

20ワットをこえ40ワットまでの１灯につき40ワットをこえ60ワットまでの１灯につき２４３円２７銭

40ワットをこえ60ワットまでの１灯につき60ワットをこえ100ワットまでの１灯につき４０５円４５銭

60ワットをこえ100ワットまでの１灯につき100ワットをこえる１灯につき100ワットまでごとに４０５円４５銭

100ワットをこえる１灯につき100ワットまでごとにⅱ

ネオン管灯，けい光灯，水銀灯等は，管灯および付属装置を一括して容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき１ボルトアンペアを１ワットとみなして電灯料金を適用いたします。
ⅲ 多灯式けい光灯等は，その合計によって容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき１ボルトアンペアを１ワッ
トとみなして電灯料金を適用いたします。
(ｂ) 小 型 機 器 料 金
小型機器料金は，各契約負荷設備ごとにその容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）に応じ１月につき次のとおりといたします。

50ボルトアンペアまでの１機器につき50ボルトアンペアをこえ100ボルトアンペアまでの１機器につき100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え る １ 機 器 に つ き
50ボルトアンペアまでごとに
ｅ

１２１円１０銭

ⅱ

ネオン管灯，けい光灯，水銀灯等は，管灯および付属装置を一括して容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき１ボルトアンペアを１ワットとみなして電灯料金を適用いたします。
ⅲ 多灯式けい光灯等は，その合計によって容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき１ボルトアンペアを１ワッ
トとみなして電灯料金を適用いたします。
(ｂ) 小 型 機 器 料 金
小型機器料金は，各契約負荷設備ごとにその容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）に応じ１月につき次のとおりといたします。

50ボルトアンペアまでの１機器につき50ボルトアンペアをこえ100ボルトアンペアまでの１機器につき100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え る １ 機 器 に つ き
50ボルトアンペアまでごとに２４２円２１銭
１２１円１０銭

その他
特別の事情がある場合は，契約者と当社との協議によって，(ロ)ａ(ｃ)，(ハ)ａまたは(ニ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，
電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス

託送供給等約款 新旧対比表

４０円５５銭３９円０９銭８１円０９銭７８円１９銭１６２円１８銭
１５６円３７銭
２４３円２７銭
２３４円５５銭
４０５円４５銭
３９０円９３銭
４０５円４５銭
３９０円９３銭−Ⅲ−7−ｅ

１２１円１０銭
１１６円７７銭
２４２円２１銭
２３３円５３銭
１２１円１０銭
１１６円７７銭

その他
特別の事情がある場合は，契約者と当社との協議によって，(ロ)ａ(ｃ)，(ハ)ａまたは(ニ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，
電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合に限ります。）を適用することがあります。
(ロ) 電灯標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ) (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合は接続
送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であり，(２)イ(ロ)ｂにより接続送電サービス契約容量を定める場合は接続
送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満
であること。
(ｂ) １需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間
帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしく
は接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペア
および１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）
が原則として50キロワット未満であること。
(ｃ) 電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(ａ)および(ｃ)に該当し，かつ，(ｂ)の接続
送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が50キロワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない
場合には，交流３相３線式標準電圧200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−8−（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合に限ります。）を適用することがあります。
(ロ) 電灯標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ) (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合は接続
送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であり，(２)イ(ロ)ｂにより接続送電サービス契約容量を定める場合は接続
送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満
であること。
(ｂ) １需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間
帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしく
は接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペア
および１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）
が原則として50キロワット未満であること。
(ｃ) 電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(ａ)および(ｃ)に該当し，かつ，(ｂ)の接続
送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が50キロワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない
場合には，交流３相３線式標準電圧200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

２２７円３８銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ロ)により接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量を定める場合
接続送電サービス契約容量１キロボルトアン
ペアにつき

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ロ)により接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量を定める場合
接続送電サービス契約容量１キロボルトアン
ペアにつき１６２円２４銭

２２７円３８銭

ただし，(２)イ(ロ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10アンペアを１キロボルトア
ンペアとみなします。また，接続送電サービス契約電流が５アンペアまたは15アンペアの場合の基本料金は，次のとおり
といたします。

１６２円２４銭

ただし，(２)イ(ロ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10アンペアを１キロボルトア
ンペアとみなします。また，接続送電サービス契約電流が５アンペアまたは15アンペアの場合の基本料金は，次のとおり
といたします。

接続送電サービス契約電流５アンペア

８１円１３銭接続送電サービス契約電流５アンペア

８１円１３銭接続送電サービス契約電流15アンペア

２４３円３６銭

接続送電サービス契約電流15アンペア

２４３円３６銭(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき託送供給等約款 新旧対比表

８円２６銭

(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき
−Ⅲ−9−

８円２６銭
７円８７銭

現 行（2023年12月27日実施）(ハ)変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電灯時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ロ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない
場合には，交流３相３線式標準電圧200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき(ハ) 電灯時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ロ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない
場合には，交流３相３線式標準電圧200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

２２７円３８銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ロ)により接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量を定める場合
接続送電サービス契約容量１キロボルトアン
ペアにつき託送供給等約款 新旧対比表

１６２円２４銭

２２７円３８銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ロ)により接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量を定める場合
接続送電サービス契約容量１キロボルトアン
ペアにつき−Ⅲ−10−

１６２円２４銭

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
ただし，(２)イ(ロ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10アンペアを１キロボルトア
ンペアとみなします。また，接続送電サービス契約電流が５アンペアまたは15アンペアの場合の基本料金は，次のとおり
といたします。

ただし，(２)イ(ロ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10アンペアを１キロボルトア
ンペアとみなします。また，接続送電サービス契約電流が５アンペアまたは15アンペアの場合の基本料金は，次のとおり
といたします。

接続送電サービス契約電流５アンペア

８１円１３銭接続送電サービス契約電流５アンペア

８１円１３銭接続送電サービス契約電流15アンペア

２４３円３６銭

接続送電サービス契約電流15アンペア

２４３円３６銭(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき

ⅱ

夜

間

時

ⅱ

７円８１銭

夜

間

時

−Ⅲ−11−

８円６９銭
８円２６銭

間

１キロワット時につき電灯従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ロ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない
場合には，交流３相３線式標準電圧200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたもの

託送供給等約款 新旧対比表

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき間１キロワット時につき

(ニ)

８円６９銭

(ｂ)

７円８１銭
７円４４銭

(ニ) 電灯従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ロ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボル
トおよび200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない
場合には，交流３相３線式標準電圧200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたもの

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）とし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

１キロワット時につき(ホ)

１１円９９銭とし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

１キロワット時につき動力標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ) 接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であること。
(ｂ) １需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間
帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしく
は接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペア
および１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）
が原則として50キロワット未満であること。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(ａ)に該当し，かつ，(ｂ)の接続送電サー
ビス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電
サービス契約電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロ
ワットとみなします。）が50キロワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−12−

１１円９９銭
１１円５９銭(ホ) 動力標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ) 接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であること。
(ｂ) １需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間
帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約電流もしく
は接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペア
および１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）
が原則として50キロワット未満であること。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(ａ)に該当し，かつ，(ｂ)の接続送電サー
ビス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電
サービス契約電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロ
ワットとみなします。）が50キロワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

５７１円４４銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

３７９円２６銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき

(ｃ)

ｄ

６円１５銭

３７９円２６銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につきその他接続供給電力量が僅少であるため計量できないことが見込まれる場合等特別の事情がある場合で，当社が適当と認めるときは，基本料金のみといたします。
その他

託送供給等約款 新旧対比表

５７１円４４銭−Ⅲ−13−

(ｃ)

ｄ

６円１５銭
５円５８銭

そ
の
他
接続供給電力量が僅少であるため計量できないことが見込まれる場合等特別の事情がある場合で，当社が適当と認めるときは，基本料金のみといたします。
その他

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ヘ) 動力時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ホ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ヘ) 動力時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ホ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イ
によって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (２)イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

５７１円４４銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき託送供給等約款 新旧対比表

３７９円２６銭

５７１円４４銭

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
ⅱ (２)イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき−Ⅲ−14−

３７９円２６銭

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場
合の基本料金は，接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき

ⅱ

夜

間

時

６円４６銭

１キロワット時につき間１キロワット時につき

ⅱ

５円８３銭

間

時

間

１キロワット時につき

(ｃ)

そ
の
他
接続供給電力量が僅少であるため計量できないことが見込まれる場合等特別の事情がある場合で，当社が適当と認めるときは，基本料金のみといたします。
ｄ その他
変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ト) 動力従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ホ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたもの
託送供給等約款 新旧対比表

夜−Ⅲ−15−

(ｃ)

６円４６銭
５円８４銭

５円８３銭
５円２９銭

そ
の
他
接続供給電力量が僅少であるため計量できないことが見込まれる場合等特別の事情がある場合で，当社が適当と認めるときは，基本料金のみといたします。
ｄ その他
変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ト) 動力従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ホ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたもの

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）とし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

とし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

１キロワット時につきｄ

１５円５２銭１キロワット時につきその他
変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
ロ 高圧で供給する場合(イ) 高圧標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，かつ，2,000キロワット未満である場合に適用いたします。
ただし，特別の事情がある場合で，契約者の希望があるときは，接続送電サービス契約電力が50キロワット未満である場合についても適用することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電託送供給等約款 新旧対比表

その他
変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
ロ 高圧で供給する場合(イ) 高圧標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，かつ，2,000キロワット未満である場合に適用いたします。
ただし，特別の事情がある場合で，契約者の希望があるときは，接続送電サービス契約電力が50キロワット未満である場合についても適用することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電−Ⅲ−16−ｄ

１５円５２銭
１４円９５銭現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき(ｂ)

接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

５５３円２８銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき(ロ)

気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。

３円０９銭

(ｂ)

託送供給等約款 新旧対比表

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき

高圧時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス−Ⅲ−17−

５５３円２８銭

３円０９銭
２円６１銭

(ロ) 高圧時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。

調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。
接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき

ⅱ

夜

間

時

３円３２銭

(ｂ)

ⅱ

２円８５銭

託送供給等約款 新旧対比表

夜

間

時

−Ⅲ−18−

３円３２銭
２円７９銭

間

１キロワット時につき高圧従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧

５５３円２８銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき間１キロワット時につき(ハ)接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

５５３円２８銭

２円８５銭
２円４０銭

(ハ) 高圧従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
１キロワット時につき１２円１７銭供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧
6,000ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
１キロワット時につき

ハ 特別高圧で供給する場合(イ) 特別高圧標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

ハ

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上

ｃ

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−19−

１２円１７銭
１１円６８銭特別高圧で供給する場合(イ) 特別高圧標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

ｃ

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回現 行（2023年12月27日実施）
る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

(ａ)

(ａ)

基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。

接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トに
つき
(ｂ)

(ｂ)

−Ⅲ−20−

４８２円０５銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき１円６４銭

特別高圧時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。

接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき

４８２円０５銭

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

１キロワット時につき(ロ)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

１円６４銭
１円２７銭

(ロ) 特別高圧時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

現 行（2023年12月27日実施）
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上ｃ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。

接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき託送供給等約款 新旧対比表

４８２円０５銭ｃ

標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたしま
す。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，
まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該不足電力の補給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，
補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用した期間がある場合で，その期間が前月の当該電気を使用しなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の使用は，前月におけるものとみなします。

接続 送電 サー ビス 契 約電 力１ キロ ワッ トにつき−Ⅲ−21−

標準電圧 20,000ボルト

４８２円０５銭

現 行（2023年12月27日実施）(ｂ)

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき

ⅱ

夜

間

時

１円７４銭

(ｂ)

ⅱ

１円５４銭

ｃ

間

時

間

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

１円７４銭
１円３４銭

１円５４銭
１円２１銭

(ハ) 特別高圧従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

夜

１キロワット時につき

特別高圧従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(イ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，契約者が希望されるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000 キ ロ
ワット以上50,000キロワット未満
接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000 キ ロ
ワット以上

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間

１キロワット時につき間１キロワット時につき(ハ)変 更 後（2024年４月１日実施予定）−Ⅲ−22−ｃ

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

現 行（2023年12月27日実施）

１キロワット時につきニ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

９円５４銭

１キロワット時につき力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，次のとおりといたします。
(イ) 力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前８時から午後10時までの時間における平均力率（瞬間力率が進み力率となる場合には，その瞬間力率は，100パーセントといたします。）といたします。この場合，平均力率は，別表６（平均力率の算定）によって算定された値といたします。
なお，まったく電気を使用しないその１月の力率は，85パーセントとみなします。
(ロ) 力率が，85パーセントを上回る場合は，その上回る１パーセント
につき，基本料金（(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該不足電力の補給以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を１パーセント割引し，85パーセントを下回る場合
は，その下回る１パーセントにつき，基本料金（(２)ニによって接続
送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該不足電力の補給以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を１パーセント割増しいたします。
ホ その他(イ) 接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
(ロ) 電灯時間帯別接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，
高圧時間帯別接続送電サービスまたは特別高圧時間帯別接続送電サービス（以下「時間帯別接続送電サービス」といいます。）の適用後１年に満たない場合は，電灯標準接続送電サービス，動力標準
接続送電サービス，高圧標準接続送電サービスもしくは特別高圧標
準接続送電サービス（以下「標準接続送電サービス」といいます。）または電灯従量接続送電サービス，動力従量接続送電サービ
ス，高圧従量接続送電サービスもしくは特別高圧従量接続送電サービス（以下「従量接続送電サービス」といいます。）を適用いたしません。また，従量接続送電サービスの適用後１年に満たない場合
は，標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスを適用

託送供給等約款 新旧対比表

ニ

９円５４銭
９円１６銭

力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，次のとおりといたします。
(イ) 力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前８時から午後10時までの時間における平均力率（瞬間力率が進み力率となる場合には，その瞬間力率は，100パーセントといたします。）といたします。この場合，平均力率は，別表６（平均力率の算定）によって算定された値といたします。
なお，まったく電気を使用しないその１月の力率は，85パーセントとみなします。
(ロ) 力率が，85パーセントを上回る場合は，その上回る１パーセント
につき，基本料金（(２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該不足電力の補給以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を１パーセント割引し，85パーセントを下回る場合
は，その下回る１パーセントにつき，基本料金（(２)ニによって接続
送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該不足電力の補給以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を１パーセント割増しいたします。
ホ その他(イ) 接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
(ロ) 電灯時間帯別接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，
高圧時間帯別接続送電サービスまたは特別高圧時間帯別接続送電サービス（以下「時間帯別接続送電サービス」といいます。）の適用後１年に満たない場合は，電灯標準接続送電サービス，動力標準
接続送電サービス，高圧標準接続送電サービスもしくは特別高圧標
準接続送電サービス（以下「標準接続送電サービス」といいます。）または電灯従量接続送電サービス，動力従量接続送電サービ
ス，高圧従量接続送電サービスもしくは特別高圧従量接続送電サービス（以下「従量接続送電サービス」といいます。）を適用いたしません。また，従量接続送電サービスの適用後１年に満たない場合
は，標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスを適用−Ⅲ−23−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

いたしません。
(ハ) 時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスから標準接続送電サービスに変更された後１年に満たない場合は，時間帯別
接続送電サービスまたは従量接続送電サービスを適用いたしません。
(ニ) (２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合は，使用開始の時刻と使用休止の時刻とをあらかじめ契約者から当社に通知していただ
きます。ただし，事故その他やむをえない場合は，使用開始後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。
(ホ) 当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記録を契約者から提出していただきます。
(４) １年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合の取扱い
高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が昼間時間から夜間時間への負荷移行を行なった結果，１年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，(３)によって算定された金額からイによって算定された金額（以下「ピークシフト割引額」といいます。）を差し引いたものといたします。
イ ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，１月につき次の式により算定された金額といたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サー
ビスによって電気を使用した場合を除きます。）のピークシフト割引
額は，半額といたします。
ピークシフト割引額＝次に定める割引単価×ロのピークシフト電力

いたしません。
(ハ) 時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスから標準接続送電サービスに変更された後１年に満たない場合は，時間帯別
接続送電サービスまたは従量接続送電サービスを適用いたしません。
(ニ) (２)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合は，使用開始の時刻と使用休止の時刻とをあらかじめ契約者から当社に通知していただ
きます。ただし，事故その他やむをえない場合は，使用開始後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。
(ホ) 当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記録を契約者から提出していただきます。
(４) １年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合の取扱い
高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が昼間時間から夜間時間への負荷移行を行なった結果，１年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，(３)によって算定された金額からイによって算定された金額（以下「ピークシフト割引額」といいます。）を差し引いたものといたします。
イ ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，１月につき次の式により算定された金額といたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サー
ビスによって電気を使用した場合を除きます。）のピークシフト割引
額は，半額といたします。
ピークシフト割引額＝次に定める割引単価×ロのピークシフト電力

ピークシフト電力
１キロワットにつきロ

高圧で供給する場合

４７０円２８銭

特別高圧で供給する場合

４０９円７５銭

ピークシフト電力
１キロワットにつき

ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約
電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，託送供給等約款 新旧対比表

ロ−Ⅲ−24−

高圧で供給する場合

４７０円２８銭

特別高圧で供給する場合

４０９円７５銭

ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約
電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，

20

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピーク
シフト電力を適正なものに変更していただきます。
ハ １年を通じて夜間時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用した
ピークシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。

ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピーク
シフト電力を適正なものに変更していただきます。
ハ １年を通じて夜間時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用した
ピークシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。

臨時接続送電サービス
適 用 範 囲契約使用期間が１年未満の場合において，小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
ただし，毎年，一定期間を限り，反復使用するものには適用いたしません。
(２) 臨時接続送電サービス契約電力等
電灯臨時定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，臨時接続
送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続
送電サービス契約電力は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ 低圧で供給する場合(イ) 契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
次のａまたはｂにより，臨時接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約容量（６キロボルトアンペア以上となる場
合に限ります。）を定めます。
ａ 臨時接続送電サービス契約電流(ａ) 臨時接続送電サービス契約電流は，40アンペア，50アンペア
または60アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(ｂ) 当社は，臨時接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器
等を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が臨時接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等を取り付けないことがあります。
ｂ 臨時接続送電サービス契約容量(ａ) 臨時接続送電サービス契約容量は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）に次の係数を乗じてえた

20 臨時接続送電サービス(１) 適 用 範 囲
契約使用期間が１年未満の場合において，小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
ただし，毎年，一定期間を限り，反復使用するものには適用いたしません。
(２) 臨時接続送電サービス契約電力等
電灯臨時定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，臨時接続
送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続
送電サービス契約電力は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ 低圧で供給する場合(イ) 契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
次のａまたはｂにより，臨時接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約容量（６キロボルトアンペア以上となる場
合に限ります。）を定めます。
ａ 臨時接続送電サービス契約電流(ａ) 臨時接続送電サービス契約電流は，40アンペア，50アンペア
または60アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(ｂ) 当社は，臨時接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器
等を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が臨時接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等を取り付けないことがあります。
ｂ 臨時接続送電サービス契約容量(ａ) 臨時接続送電サービス契約容量は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）に次の係数を乗じてえた(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−25−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

値といたします。ただし，差込口の数と電気機器の数が異なる
場合等特別の事情がある場合は，別表７（契約負荷設備の総容
量の算定）によって総容量を定めます。

値といたします。ただし，差込口の数と電気機器の数が異なる
場合等特別の事情がある場合は，別表７（契約負荷設備の総容
量の算定）によって総容量を定めます。

最初の６キロボルトアンペアにつき

９５パーセント

最初の６キロボルトアンペアにつき

９５パーセント

次の14キロボルトアンペアにつき

８５パーセント

次の14キロボルトアンペアにつき

８５パーセント

次の30キロボルトアンペアにつき

７５パーセント

次の30キロボルトアンペアにつき

７５パーセント

50キロボルトアンペアをこえる部分につき

６５パーセント

50キロボルトアンペアをこえる部分につき

６５パーセント(ｂ) 契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約容量を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契
約容量は，(ａ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ロ) 契約者が動力を使用する需要者に供給する場合
次により，臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
ａ 臨時接続送電サービス契約電力は，契約負荷設備の各入力（出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）についてそれぞれ次の(ａ)の係数を乗じてえた値の合計に(ｂ)の係数を乗じてえた値といたします。ただし，電気機器の試験用に電気を使用される場合等
特別の事情がある場合は，その回路において使用される最大電流を制限できるしゃ断器その他の適当な装置を契約者または需要者に施設していただき，その容量を当該回路において使用される契約負荷設備の入力とみなします。この場合，その容量は別表３（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定し，(ｂ)の係数を乗じないものといたします。
(ａ) 契約負荷設備のうち

最大の入力
のものから

最初の２台の入力につき１００パーセント次の２台の入力につき９５パーセント

上記以外のものの入力につき９０パーセント

託送供給等約款 新旧対比表(ｂ) 契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約容量を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契
約容量は，(ａ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ロ) 契約者が動力を使用する需要者に供給する場合
次により，臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
ａ 臨時接続送電サービス契約電力は，契約負荷設備の各入力（出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）についてそれぞれ次の(ａ)の係数を乗じてえた値の合計に(ｂ)の係数を乗じてえた値といたします。ただし，電気機器の試験用に電気を使用される場合等
特別の事情がある場合は，その回路において使用される最大電流を制限できるしゃ断器その他の適当な装置を契約者または需要者に施設していただき，その容量を当該回路において使用される契約負荷設備の入力とみなします。この場合，その容量は別表３（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定し，(ｂ)の係数を乗じないものといたします。
(ａ) 契約負荷設備のうち

最大の入力
のものから

−Ⅲ−26−

最初の２台の入力につき１００パーセント次の２台の入力につき９５パーセント

上記以外のものの入力につき９０パーセント現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ｂ) (ａ)によってえた値の合計のうち(ｂ)(ａ)によってえた値の合計のうち最初の６キロワットにつき

１００パーセント

最初の６キロワットにつき

１００パーセント

次の14キロワットにつき

９０パーセント

次の14キロワットにつき

９０パーセント

次の30キロワットにつき８０パーセント

次の30キロワットにつき８０パーセント

50キロワットをこえる部分につき

７０パーセント

50キロワットをこえる部分につき

７０パーセントｂ

契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約電力を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契約電力は，ａにかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値
といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
ロ 高圧または特別高圧で供給する場合
需要場所における負荷設備および受電設備の内容，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により供給地点ごとに臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
(３) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および臨時接続送電サービスの種別に応じて，次により算定いたします。
イ 低圧で供給する場合(イ) 電灯臨時定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によって換算するものといたします。）が３キロボルトア
ンペア以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルト
といたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧200ボルトまたは交流３相３線式標準電圧200ボル
トとすることがあります。

託送供給等約款 新旧対比表

契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約電力を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契約電力は，ａにかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値
といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
ロ 高圧または特別高圧で供給する場合
需要場所における負荷設備および受電設備の内容，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により供給地点ごとに臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
(３) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および臨時接続送電サービスの種別に応じて，次により算定いたします。
イ 低圧で供給する場合(イ) 電灯臨時定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によって換算するものといたします。）が３キロボルトア
ンペア以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルト
といたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧200ボルトまたは交流３相３線式標準電圧200ボル
トとすることがあります。

−Ⅲ−27−ｂ現 行（2023年12月27日実施）
ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷
設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算する
ものといたします。）によって１日につき次のとおりといたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサ
ルサービス調整額を加えたものといたします。

総容量が50ボルトアンペアまでの場合
総容量が50ボルトアンペアをこえ100ボルトアンペ
アまでの場合総容量が100ボルトアンペアをこえ500ボルトアンペ
アまでの場合100ボルトアンペアまでごとに総容量が500ボルトアンペアをこえ１キロボルトア
ンペアまでの場合
総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに(ロ)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

３円６０銭

ｃ

総容量が50ボルトアンペアまでの場合
総容量が50ボルトアンペアをこえ100ボルトアンペ
アまでの場合総容量が100ボルトアンペアをこえ500ボルトアンペ
アまでの場合100ボルトアンペアまでごとに総容量が500ボルトアンペアをこえ１キロボルトア
ンペアまでの場合
総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに

７円１９銭
７円１９銭
７１円８９銭７１円８９銭電灯臨時接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ) 臨時接続送電サービス契約容量を定める場合は，臨時接続送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満であること。
(ｂ) 電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルト
といたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧200ボルトまたは交流３相３線式標準電圧200ボル
トとすることがあります。

託送供給等約款 新旧対比表

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷
設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算する
ものといたします。）によって１日につき次のとおりといたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサ
ルサービス調整額を加えたものといたします。

−Ⅲ−28−

３円６０銭
３円４７銭
７円１９銭
６円９３銭
７円１９銭
６円９３銭
７１円８９銭６９円３４銭７１円８９銭６９円３４銭(ロ) 電灯臨時接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(ａ) 臨時接続送電サービス契約容量を定める場合は，臨時接続送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満であること。
(ｂ) 電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルト
といたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧200ボルトまたは交流３相３線式標準電圧200ボル
トとすることがあります。

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準
燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ(ａ)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ(ｂ)において適用される該当電力量料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。
(ハ) 動力臨時定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送電サービス契約電力が５キロワット以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の臨時接続送電サービス料金は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の該当料金の半額といたします。また，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−29−ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準
燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(ａ) 基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ(ａ)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ(ｂ)において適用される該当電力量料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。
(ハ) 動力臨時定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送電サービス契約電力が５キロワット以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の臨時接続送電サービス料金は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の該当料金の半額といたします。また，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別
表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別
表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
臨時接続送電サービス契約電力１キロワット
１日につき臨時接続送電サービス契約電力１キロワット
１日につき９８円４２銭ｄ

その他
当社が適当と認める場合には，動力臨時接続送電サービスを適用することがあります。
(ニ) 動力臨時接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送電サービス契約電力が原則として５キロワットをこえ，50キロ
ワット未満であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準
燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−30−ｄ

９８円４２銭９３円８６銭その他
当社が適当と認める場合には，動力臨時接続送電サービスを適用することがあります。
(ニ) 動力臨時接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送電サービス契約電力が原則として５キロワットをこえ，50キロ
ワット未満であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバー
サルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準
燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

現 行（2023年12月27日実施）(ａ)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)イ(ホ)ｃ(ａ)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)イ(ホ)ｃ(ｂ)において適用される該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ロ 高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，高圧臨時接続送電サービスといたします。
(イ) 適 用 範 囲
臨時接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，かつ，2,000キロワット未満である場合に適用いたします。
(ロ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧6,000
ボルトといたします。
(ハ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計
といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された
離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平
均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス
調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)において適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定するこ
託送供給等約款 新旧対比表

基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)イ(ホ)ｃ(ａ)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
(ｂ) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(３)イ(ホ)ｃ(ｂ)において適用される該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ロ 高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，高圧臨時接続送電サービスといたします。
(イ) 適 用 範 囲
臨時接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，かつ，2,000キロワット未満である場合に適用いたします。
(ロ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧6,000
ボルトといたします。
(ハ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計
といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された
離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平
均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス
調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)において適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定するこ−Ⅲ−31−(ａ)現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）ととし，19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ｂ)において適用される
該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ハ 特別高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，特別高圧臨時接続送電サービスといたします。
(イ) 適 用 範 囲
臨時接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
(ロ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，臨時接続送電サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

ととし，19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ｂ)において適用される
該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ハ 特別高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，特別高圧臨時接続送電サービスといたします。
(イ) 適 用 範 囲
臨時接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
(ロ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，臨時接続送電サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000キロワット未満臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000キロワット以上50,000キロワット未満
臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000キロワット以上

臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000キロワット未満臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 10,000キロワット以上50,000キロワット未満
臨 時 接 続 送 電 サ ー ビ ス 契 約 電 力 50,000キロワット以上(ハ)

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計
といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された
離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平
均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス
調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)ハ(イ)ｃ(ａ)において適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定するこ

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−32−

標準電圧 20,000ボルト
標準電圧 60,000ボルト
標準電圧100,000ボルト(ハ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計
といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ヘによって算定された
離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)イによって算定された離島平
均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(１)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(１)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス
調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(３)ハ(イ)ｃ(ａ)において適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定するこ

21

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）ととし，19（接続送電サービス）(３)ハ(イ)ｃ(ｂ)において適用される
該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ニ 力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，19（接続送電サービス）(３)ニに準じて適用いたします。
ホ その他
臨時接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
(４) そ
の
他
イ 当社は，原則として供給設備を常置いたしません。
ロ 契約使用期間満了後さらに継続して臨時接続送電サービスを利用することを希望される場合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間満了の日までが１年未満となるときは，臨時接続
送電サービスを適用いたします。
ハ その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続
送電サービス）に準ずるものといたします。ただし，19（接続送電サービス）(４)は，適用いたしません。

ととし，19（接続送電サービス）(３)ハ(イ)ｃ(ｂ)において適用される
該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ニ 力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，19（接続送電サービス）(３)ニに準じて適用いたします。
ホ その他
臨時接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
(４) そ
の
他
イ 当社は，原則として供給設備を常置いたしません。
ロ 契約使用期間満了後さらに継続して臨時接続送電サービスを利用することを希望される場合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間満了の日までが１年未満となるときは，臨時接続
送電サービスを適用いたします。
ハ その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続
送電サービス）に準ずるものといたします。ただし，19（接続送電サービス）(４)は，適用いたしません。

予備送電サービス
適 用 範 囲高圧または特別高圧で受電または供給する場合で，19（接続送電サービス）を利用される契約者または発電契約者が受電地点および供給地点
ごとに予備電線路の利用を希望される次の場合に適用いたします。
イ 予備送電サービスＡ
常時利用変電所から常時利用と同位の電圧で利用する場合
ロ 予備送電サービスＢ
常時利用変電所以外の変電所を利用する場合または常時利用変電所
から常時利用と異なった電圧（高圧または特別高圧に限ります。）で利用する場合(２) 予備送電サービス契約電力
予備送電サービス契約電力は，受電地点については当該受電地点における契約受電電力の値，供給地点については当該供給地点における接続
送電サービス契約電力の値（需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を行なう場合は，原則として，当該不足電力の補給の供給分の値を除きます。）とし，受電地点および供給地点ごとに定めます。ただし，契約者または発電契約者に特別の事情がある場合で，契約者または発電契約者が契約受電電力
または接続送電サービス契約電力の値と異なる予備送電サービス契約電力を希望されるときの予備送電サービス契約電力は，発電場所における21 予備送電サービス(１) 適 用 範 囲
高圧または特別高圧で受電または供給する場合で，19（接続送電サービス）を利用される契約者または発電契約者が受電地点および供給地点
ごとに予備電線路の利用を希望される次の場合に適用いたします。
イ 予備送電サービスＡ
常時利用変電所から常時利用と同位の電圧で利用する場合
ロ 予備送電サービスＢ
常時利用変電所以外の変電所を利用する場合または常時利用変電所
から常時利用と異なった電圧（高圧または特別高圧に限ります。）で利用する場合(２) 予備送電サービス契約電力
予備送電サービス契約電力は，受電地点については当該受電地点における契約受電電力の値，供給地点については当該供給地点における接続
送電サービス契約電力の値（需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を行なう場合は，原則として，当該不足電力の補給の供給分の値を除きます。）とし，受電地点および供給地点ごとに定めます。ただし，契約者または発電契約者に特別の事情がある場合で，契約者または発電契約者が契約受電電力
または接続送電サービス契約電力の値と異なる予備送電サービス契約電力を希望されるときの予備送電サービス契約電力は，発電場所における(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−33−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

発電設備等の出力および負荷の実情ならびに需要場所における１年間を通じての最大の負荷等負荷の実情に応じて，契約者または発電契約者と当社との協議により，受電地点および供給地点ごとに定めます。この場
合の予備送電サービス契約電力は，原則として50キロワットを下回らないものといたします。
(３) 予備送電サービス料金
予備送電サービス料金は，供給地点ごとに，予備送電サービスの利用の有無にかかわらず，１月につき次のとおりといたします。
なお，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，接続送電サービスによって使用した電気の電力量とみなします。
また，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サービ
スを利用される場合には，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用される電圧と同位の電圧とみなします。この場合，予備送電サービス契約
電力および予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，予備送電サービス料金および接続送電サービス料金の算定上，常時利用される
電圧と同位の電圧にするための損失補正率で修正したものといたします。
イ 予備送電サービスＡ

発電設備等の出力および負荷の実情ならびに需要場所における１年間を通じての最大の負荷等負荷の実情に応じて，契約者または発電契約者と当社との協議により，受電地点および供給地点ごとに定めます。この場
合の予備送電サービス契約電力は，原則として50キロワットを下回らないものといたします。
(３) 予備送電サービス料金
予備送電サービス料金は，供給地点ごとに，予備送電サービスの利用の有無にかかわらず，１月につき次のとおりといたします。
なお，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，接続送電サービスによって使用した電気の電力量とみなします。
また，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サービ
スを利用される場合には，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用される電圧と同位の電圧とみなします。この場合，予備送電サービス契約
電力および予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，予備送電サービス料金および接続送電サービス料金の算定上，常時利用される
電圧と同位の電圧にするための損失補正率で修正したものといたします。
イ 予備送電サービスＡ

予備送電サービス契約電力１キロワットにつきロ

高圧で供給する場合

８４円６６銭特別高圧で供給する場合

６７円００銭予備送電サービス契約電力１キロワットにつき予備送電サービスＢ

予備送電サービス契約電力１キロワットにつき(４)ロ

高圧で供給する場合

１０９円００銭

特別高圧で供給する場合

１０７円５０銭

託送供給等約款 新旧対比表(４)８４円６６銭特別高圧で供給する場合

６７円００銭高圧で供給する場合

１０９円００銭

特別高圧で供給する場合

１０７円５０銭

予備送電サービスＢ

予備送電サービス契約電力１キロワットにつき力率割引および割増し
力率割引および割増しはいたしません。ただし，19（接続送電サービス）(３)ニの力率割引および割増しの適用上，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，原則として接続送電サービ
スによって使用した電気の電力量とみなします。
(５) そ
の
他
イ 予備送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
ロ 受電地点の予備送電サービスは，他の発電量調整供給契約等と共用することができます。
ハ 契約者または発電契約者が希望される場合は，１受電地点または１高圧で供給する場合

力率割引および割増し
力率割引および割増しはいたしません。ただし，19（接続送電サービス）(３)ニの力率割引および割増しの適用上，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，原則として接続送電サービ
スによって使用した電気の電力量とみなします。
(５) そ
の
他
イ 予備送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
ロ 受電地点の予備送電サービスは，他の発電量調整供給契約等と共用することができます。
ハ 契約者または発電契約者が希望される場合は，１受電地点または１−Ⅲ−34−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

供給地点ごとに予備送電サービスＡと予備送電サービスＢとをあわせて利用することができます。
ニ その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，接続供給の場合は，19（接続送電サービス）に準ずるものといたします。

供給地点ごとに予備送電サービスＡと予備送電サービスＢとをあわせて利用することができます。
ニ その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，接続供給の場合は，19（接続送電サービス）に準ずるものといたします。
22 系統連系受電サービス(１) 適 用 範 囲
小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するために当社が受電する電気に適用いたします。ただし，当社との特定契約に係る電気には適用いたしません。
(２) 系統連系受電課金対象電力
各月の系統連系受電課金対象電力は，次によって受電地点ごとに，発電バランシンググループごとに定めます。
イ 発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ) 発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力といたします。
(ロ) (イ) 以 外 の 場 合系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力から発電設備等に係る供給地点におけるその１月の接続送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
ロ 発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ) 発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値といたします。
(ロ) (イ) 以 外 の 場 合発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対
象電力は，零といたします。
ハ イおよびロにおいて，系統連系受電課金対象電力の算定上，次のものについても接続送電サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ) 臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ) 接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流
10アンペア

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−35−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
ただし，接続送電サービス契約電流が５アンペアの場合は，0.5キロワットとみなし，15アンペアの場合は，1.5キロワットとみなします。
(ハ) 接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量
１キロボルトアンペア(ニ) 電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契
約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）１キロボルトアンペア
ただし，電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量の端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(ホ) 附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット(３) 系統連系受電サービス料金
系統連系受電サービス料金は，受電地点ごとに，発電バランシンググ
ループごとに算定された基本料金および電力量料金の合計から系統設備
効率化割引額を差し引いたものといたします。
イ 基 本 料 金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調
整受電電力量等が零であるときに限ります。）の基本料金は，半額といたします。
系統 連系 受電 課金 対 象電 力１ キロ ワッ トにつきロ

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の発電量調整受電電力量によって算定いたします。

１キロワット時につきハ

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−36−

８５円１０銭２３銭

系統設備効率化割引
系統設備効率化割引は，基幹系統設備効率化および送電ロス削減割
引（以下「系統設備効率化割引Ａ」といいます。）および特別高圧系
統設備効率化割引（以下「系統設備効率化割引Ｂ」といいます。）とし，受電地点ごとに，発電バランシンググループごとに，次により算現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
定いたします。
(イ) 適
用
ａ 系統設備効率化割引Ａ
受電地点について当社が選定した変電所等（以下「連系変電所等」といいます。）が割引対象変電所等（別表２〔系統設備効率化割引の対象変電所等〕(１)に定める割引区分Ａ−１，Ａ−２またはＡ−３に該当する変電所等といたします。）の場合に適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。
ｂ 系統設備効率化割引Ｂ
低圧または高圧で受電する場合で，連系変電所等が割引対象変電所等（別表２〔系統設備効率化割引の対象変電所等〕(１)に定める割引区分Ｂ−１またはＢ−２に該当する変電所等といたします。）のときに適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。
(ロ) 系統設備効率化割引単価
系統設備効率化割引単価は，ａの系統設備効率化割引Ａ単価およびｂの系統設備効率化割引Ｂ単価を合計した値といたします。
ａ 系統設備効率化割引Ａ単価
系統設備効率化割引Ａに係る単価とし，１月につき次のとおり
といたします。
(ａ) 受電電圧が標準電圧100,000ボルトをこえる場合

連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつき託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−37−

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−１の場合
別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−２の場合
別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−３の場合

単価

３８円５６銭
７円９３銭
３円９７銭

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ｂ) (ａ) 以 外 の 場 合

連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつきｂ

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−１の場合
別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−２の場合
別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ａ−３の場合

単価

３８円５６銭
１５円８６銭７円９３銭

系統設備効率化割引Ｂ単価
系統設備効率化割引Ｂに係る単価とし，１月につき次のとおり
といたします。

連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつき

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ｂ−１の場合
別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）(１)の割引区分Ｂ−２の場合

単価

３９円７４銭１６円３６銭(ハ) 系統設備効率化割引額
系統設備効率化割引額は，(２)の系統連系受電課金対象電力に(ロ)の系統設備効率化割引単価を乗じてえた金額といたします。ただし，まったく発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調整受電電力量等が零であるときに限ります。）の系統設
備効率化割引額は，半額といたします。
ニ その
他系統連系受電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
22
(１)

(２)

発電量調整受電計画差対応電力
適用発電バランシンググループにおいて，38（給電指令の実施等）(５)または(６)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
発電量調整受電計画差対応電力
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電

託送供給等約款 新旧対比表

2223 発電量調整受電計画差対応電力(１) 適用
発電バランシンググループにおいて，3839（給電指令の実施等）(５)または(６)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(２) 発電量調整受電計画差対応電力
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電−Ⅲ−38−

23

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(ハ)の発電量調整受電計画差対応補給電
力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，一般送配電事業
託送供給等約款料金算定規則（以下「託送供給等約款料金算定規則」といいます。）第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額（消費税法の規定により課される消費税および地方税法の規定により課される地方消費税に相当する金額をいいます。）を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ロ 発電量調整受電計画差対応余剰電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電
計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(ハ)の発電量調整受電計画差対応余剰
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される
金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(ハ)の発電量調整受電計画差対応補給電
力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，一般送配電事業
託送供給等約款料金算定規則（以下「託送供給等約款料金算定規則」といいます。）第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額（消費税法の規定により課される消費税および地方税法の規定により課される地方消費税に相当する金額をいいます。）を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ロ 発電量調整受電計画差対応余剰電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電
計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(ハ)の発電量調整受電計画差対応余剰
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される
金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

接続対象計画差対応電力
適用38（給電指令の実施等）(４)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(２) 接続対象計画差対応電力
イ 接続対象計画差対応補給電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いた

2324 接続対象計画差対応電力(１) 適用
3839（給電指令の実施等）(４)により補給される電気を使用されていな
いときに適用いたします。
(２) 接続対象計画差対応電力
イ 接続対象計画差対応補給電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いた(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−39−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

します。
接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(ハ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ロ 接続対象計画差対応余剰電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(ハ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。

します。
(ロ) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(ハ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ロ 接続対象計画差対応余剰電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(ハ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。

需要抑制量調整受電計画差対応電力
適用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(２) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
イ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制
量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(ハ)の需要抑制量調整受
電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価

2425 需要抑制量調整受電計画差対応電力(１) 適用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(２) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
イ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制
量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(ハ)の需要抑制量調整受
電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価

(ロ)

24

(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−40−

25

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給
等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制
量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量に(ハ)の需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給
等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給
等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(イ) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制
量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量に(ハ)の需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給
等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

給電指令時補給電力
契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(４)により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ロ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給
電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）(20)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(２) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(５)または(６)により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググルー

2526 給電指令時補給電力(１) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
3839（給電指令の実施等）(４)により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ロ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給
電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，3031（電力および電力量の算定）(20)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(２) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
3839（給電指令の実施等）(５)または(６)により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググル(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅲ−41−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

プに適用いたします。
給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給
電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）(18)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ただし，38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，当社の電力系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合に出力の抑制を実施する
ことを前提として連系を行なった発電設備等（以下「ノンファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社が指定する要件を有する発電設備等またはノンファーム電源以外の発電設備等（以下「ファーム電源」といいます。）であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。

ープに適用いたします。
給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給
電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，3031（電力および電力量の算定）(18)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ただし，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，当社の電力系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合に出力の抑制を実施す
ることを前提として連系を行なった発電設備等（以下「ノンファーム
電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，3839（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なう
ものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社が指定する要件を有する発電設備等またはノンファーム電源以外の発電設備等（以下「ファーム電源」といいます。）であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものとい
たします。

ロ

託送供給等約款 新旧対比表

ロ−Ⅲ−42−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅳ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

料金の算定および支払い

Ⅳ

26

料金の適用開始の時期
接続供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された接続供給の開始日から適用し，発電量調整供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された発電量調整供給の開始日から適用し，需要抑制量調整供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。ただし，接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給の準備着手前に接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給の開始延期の申入れがあった場合または契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者もしくは需要者のいずれの責めともならない理由によって接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給が開始されない場合は，あらためて契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定められた接続供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。

2627

27

検
針
日
検針日は，次により，実際に検針を行なった日または検針を行なったものとされる日といたします。
(１) 検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社が受電地点または供給地点の属する検針区域に応じて定めた
毎月一定の日〔以下「検針の基準となる日」といいます。〕および休日等を考慮して定めます。）に，各月ごとに行ないます。
なお，高圧で受電する場合で契約受電電力が500キロワット以上のとき，高圧で供給する場合で19（接続送電サービス）(２)ロによって契約電力を定めるとき，または特別高圧で受電もしくは供給する場合の検針日は，当社が検針日を定める場合を除き，実際に検針を行なった日にかかわらず，毎月１日といたします。ただし，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場所にある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議によって，受電地点における検針日と供給地点における検針日を同一の日とすることがあります。

2728(２) 発電者または需要者が不在等のため検針できなかった場合は，検針に伺った日に検針を行なったものといたします。
(３) 当社は，やむをえない事情のある場合には，(１)にかかわらず，当社があらかじめお知らせした日以外の日に検針を行なうことがあります。
(４) 当社は，次の場合には，(１)にかかわらず，各月ごとに検針を行なわないことがあります。
託送供給等約款 新旧対比表

料金の算定および支払い

料金の適用開始の時期
接続供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された接続供給の開始日から適用し，発電量調整供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された発電量調整供給の開始日から適用し，需要抑制量調整供給に係る料金は，当社所定の様式に記載された需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。ただし，接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給の準備着手前に接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給の開始延期の申入れがあった場合または契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者もしくは需要者のいずれの責めともならない理由によって接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給が開始されない場合は，あらためて契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定められた接続供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。

検針日
検針日は，次により，実際に検針を行なった日または検針を行なったものとされる日といたします。
(１) 検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社が受電地点または供給地点の属する検針区域に応じて定めた
毎月一定の日〔以下「検針の基準となる日」といいます。〕および休日等を考慮して定めます。）に，各月ごとに行ないます。
なお，高圧で受電する場合で契約受電電力が500キロワット以上のとき，高圧で供給する場合で19（接続送電サービス）(２)ロによって契約電力を定めるとき，または特別高圧で受電もしくは供給する場合の検針日は，当社が検針日を定める場合を除き，実際に検針を行なった日にかかわらず，毎月１日といたします。
ただしまた，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場
所にある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議によって，の受電地点における検針日と供給地点における検針日をは，原則として同一の日とすることがありますいたします。
(２) 発電者または需要者が不在等のため検針できなかった場合は，検針に伺った日に検針を行なったものといたします。
(３) 当社は，やむをえない事情のある場合には，(１)にかかわらず，当社があらかじめお知らせした日以外の日に検針を行なうことがあります。
(４) 当社は，次の場合には，(１)にかかわらず，各月ごとに検針を行なわないことがあります。

−Ⅳ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，当社は，ロの場合は，非常変災等の場合を除き，あらかじめ契約者または発電契約者の承諾をえるものといたします。
イ 契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日から，その直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日までの期間が短い場合
ロ その他特別の事情がある場合(５) (３)の場合で，検針を行なったときは，当社があらかじめお知らせした
日に検針を行なったものといたします。
(６) (４)イの場合で，検針を行なわなかったときは，契約者または発電契約
者が受電地点または供給地点を新たに設定した日の直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日に検針を行なったものといたします。
(７) (４)ロの場合で，検針を行なわなかったときは，検針を行なわない月については，当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。

なお，当社は，ロの場合は，非常変災等の場合を除き，あらかじめ契約者または発電契約者の承諾をえるものといたします。
イ 契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日から，その直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日までの期間が短い場合
ロ その他特別の事情がある場合(５) (３)の場合で，検針を行なったときは，当社があらかじめお知らせした
日に検針を行なったものといたします。
(６) (４)イの場合で，検針を行なわなかったときは，契約者または発電契約
者が受電地点または供給地点を新たに設定した日の直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日に検針を行なったものといたします。
(７) (４)ロの場合で，検針を行なわなかったときは，検針を行なわない月については，当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。

料金の算定期間
送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ 前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「検針期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の検針日の前日までの期間または直前の検針日から消滅日の前日までの期間といたします。
ロ 高圧または特別高圧で供給する場合で，当社があらかじめ契約者に電力量または最大需要電力等が記録型等計量器に記録される日（以下「計量日」といいます。）をお知らせしたときは，イにかかわらず，
前月の計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「計量期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日までの期間または直前の計量日から消滅日の前日までの期間といたします。

2829 料金の算定期間(１) 送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ 前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「供給側検針期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の検針日の前日までの期間
または直前の検針日から消滅日の前日までの期間といたします。
ロ 高圧または特別高圧で供給する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日（接続供給の場合，電力量または最大需要電力等が記録型等計量器に記録される日（以下「計量日」とをいいます。）をお知らせしたときは，イにかかわらず，前月の計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「供給側計量期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日までの期間または直前の計量日から消滅日の前日までの期間といたします。
ハ 定額接続送電サービスの料金または3031（電力および電力量の算
定）(25)の場合の送電サービス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。この場合，イにいう検針日は，その供給地点の属する検針
区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービス
および動力臨時定額接続送電サービスの料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とすることがありま
す。

28
(１)

ハ 定額接続送電サービスの料金または30（電力および電力量の算定）(25)の場合の送電サービス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。この場合，イにいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とすることがあります。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−2−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(２)29(２) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応
余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応
余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の算定期間は，毎月１日から当該月末日までの期間といたします。ただし，接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約が消滅した場合の料金の算定期間は，開始日から開始日の属する月の末日までの期間または契約が消滅した日の属する月の１日から消滅日の前日までの期間（特別の事情がある場合は，契約が消滅した日の属する月の１日から消滅日までの期間といたします。）といたします。

系統連系受電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ 前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「受電側検針期間」といいます。）といたします。ただし，発電契約者が受電地点を新たに設定し，または受電地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その受電地点を新たに設定した日から直後の検針日の前日までの期間または直前の検針日から消滅日の前日までの期間といたします。
ロ 高圧または特別高圧で受電する場合で，当社があらかじめ発電契約
者および発電者に計量日（発電量調整供給の場合，電力量または最大連系電力等が記録型等計量器に記録される日をいいます。）をお知らせしたときは，イにかかわらず，前月の計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「受電側計量期間」といいます。）といたします。ただし，発電契約者が受電地点を新たに設定し，または受電地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その受電地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日までの期間または直前の計量日から消滅
日の前日までの期間といたします。
(２)(３) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の算定期間は，毎月１日から当該月末日までの期間といたします。ただし，接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約が消滅した場合の料金の算定期間は，開始日から開始日の属する月の末日までの期間または契約が消滅した日の属する月の１日から消滅日の前日までの期間（特別の事情がある場合は，契約が消滅した日の属する月の１日から消滅日までの期間といたします。）といたします。

計量(１) 当社は，発電量調整受電電力量は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器により受電電圧と同位の電圧で，接続供給電力量
および最大需要電力等は，原則として，供給地点ごとに取り付けた記録
型等計量器により供給電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。
また，受電地点において他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合
は，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を原則として37（託送供給等の実施）によりあらかじめ定められたその30分に対する電力量の計画値および仕訳に係る順位にもとづいて仕訳いたします。ただし，発電契約者から発電場所において発電契約者等の負担により，発電契約者等で取り付けた計量器により計量された発電設備等ごとの電力量にもとづく仕訳の申出がある場合で，当社が適当と認めるときは，30分
ごとに，受電地点において計量された電力量を当該受電地点における発2930 計量(１) 当社は，発電量調整受電電力量および最大連系電力等は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器により受電電圧と同位の電圧
で，接続供給電力量および最大需要電力等は，原則として，供給地点ごとに取り付けた記録型等計量器により供給電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点において他の発電量調整供給契約
等と同一計量する場合は，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を原則として3738（託送供給等の実施）によりあらかじめ定められたその30分に対する電力量の計画値および仕訳に係る順位にもとづいて仕訳いたします。ただし，発電契約者から発電場所において発電契約者等の負担により，発電契約者等で取り付けた計量器により計量された発電設備等ごとの電力量にもとづく仕訳の申出がある場合で，当社が適当と認めるときは，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を当託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電設備等ごとの計量器により計量された電力量にもとづいて仕訳することがあります。この場合，仕訳に必要となる発電設備等ごとの電力量は，契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。

該受電地点における発電設備等ごとの計量器により計量された電力量にもとづいて仕訳することがあります。この場合，仕訳に必要となる発電設備等ごとの電力量は，契約者または発電契約者から当社に通知していただ
きます。
なお，30分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場合は，3031（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定
上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
(２) 受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者または発電契約者および発電者にお知らせいたします。
なお，発電者への受電地点の計量の結果のお知らせは，発電契約者を通じて行ないます。
(３) 技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，計量器を取り付けないことがあります。

なお，30分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場合は，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
(２) 受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者または発電契約者にお知らせいたします。

(３) 技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，計量器を取り付けないことがあります。
30

電力および電力量の算定
発電量調整受電電力
発電量調整受電電力は，発電量調整供給の場合で，受電地点で計量された電力量の値を２倍した値とし，受電地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。
(２) 発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに，30分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，30分ごとに，受電地点で計量された電力量（受電地点が複数ある場合はその合計といたします。)といたします。
(１)

(３)

発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，(４)の発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(４) 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて託送供給等約款 新旧対比表

3031 電力および電力量の算定(１) 発電量調整受電電力
発電量調整受電電力は，発電量調整供給の場合で，受電地点で計量された電力量の値を２倍した値とし，受電地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。
(２) 発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに，30分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，30分ごとに，受電地点で計量された電力量（受電地点が複数ある場合はその合計といたします。)といたします。
ハ 系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに，30分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。
また，料金の算定期間の発電量調整受電電力量は，30分ごとの発電量調整受電電力量を，受電地点ごとに，料金の算定期間（ただし，発電契約者が受電地点を消滅させる場合は，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。
(３) 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，(４)の発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(４) 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて−Ⅳ−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計
値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受
電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電
計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
(５) 接 続 受 電 電 力
接続受電電力は，接続供給の場合で，(６)の接続受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(６) 接続受電電力量
接続受電電力量は，30分ごとの(12)の接続対象計画電力量といたします。
(７) 接 続 供 給 電 力
接続供給電力は，(８)の接続供給電力量の値を２倍した値とし，供給地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。
(８) 接続供給電力量
接続供給電力量は，供給地点ごとに，30分ごとに，供給地点で計量された電力量といたします。ただし，特別高圧で常時利用される供給地点
で，高圧で予備送電サービスを利用される場合には，予備送電サービスに係る接続供給電力量は，供給地点で計量された電力量を常時利用される電圧と同位の電圧にするための損失補正率で修正したものといたします。
また，料金の算定期間の接続供給電力量は，30分ごとの接続供給電力
量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（契約者が供給地点を消滅させる場合は，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。
なお，時間帯別接続送電サービスを適用する場合の料金の算定期間の時間帯別の接続供給電力量は，時間帯ごとに，30分ごとの接続供給電力
量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（契約者が供給地点を消滅させる場合は，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。ただし，19（接続送電サービス）(３)イ(ハ)および(ヘ)の場合におけるその１月の夜間時間帯の接続供給電力量は，その１月の接続供給電力量からその１月の昼間時間帯の接続供給電力量を差当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計
値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受
電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電
計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
(５) 接 続 受 電 電 力
接続受電電力は，接続供給の場合で，(６)の接続受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(６) 接続受電電力量
接続受電電力量は，30分ごとの(12)の接続対象計画電力量といたします。
(７) 接 続 供 給 電 力
接続供給電力は，(８)の接続供給電力量の値を２倍した値とし，供給地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。
(８) 接続供給電力量
接続供給電力量は，供給地点ごとに，30分ごとに，供給地点で計量された電力量といたします。ただし，特別高圧で常時利用される供給地点
で，高圧で予備送電サービスを利用される場合には，予備送電サービスに係る接続供給電力量は，供給地点で計量された電力量を常時利用される電圧と同位の電圧にするための損失補正率で修正したものといたします。
また，料金の算定期間の接続供給電力量は，30分ごとの接続供給電力
量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（契約者が供給地点を消滅させる場合は，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。
なお，時間帯別接続送電サービスを適用する場合の料金の算定期間の時間帯別の接続供給電力量は，時間帯ごとに，30分ごとの接続供給電力
量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（契約者が供給地点を消滅させる場合は，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。ただし，19（接続送電サービス）(３)イ(ハ)および(ヘ)の場合におけるその１月の夜間時間帯の接続供給電力量は，その１月の接続供給電力量からその１月の昼間時間帯の接続供給電力量を差託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

し引いたものといたします。
接続対象電力
接続対象電力は，(10)の接続対象電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(10) 接続対象電力量
接続対象電力量は，30分ごとに，イまたはロによって算定された値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）といたします。
イ 需要場所が需要抑制バランシンググループに属さない場合または需
要場所が需要抑制バランシンググループに属する場合で需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量が零となるときは，次の式により算定された値といたします。
(９)

し引いたものといたします。
接続対象電力
接続対象電力は，(10)の接続対象電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(10) 接続対象電力量
接続対象電力量は，30分ごとに，イまたはロによって算定された値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）といたします。
イ 需要場所が需要抑制バランシンググループに属さない場合または需
要場所が需要抑制バランシンググループに属する場合で需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量が零となるときは，次の式により算定された値といたします。
(９)１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）
ロ 需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画
電力量が零を超える場合は，あらかじめ定めた(イ)または(ロ)により算定された値といたします。
(イ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)イを適用している
場合は，次のａまたはｂによって算定された値
ａ １ベースラインに係る需要場所を単一とする場合(ａ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回る場合

１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率（3132〔損失率〕に定める損失率といたします。）
ロ

需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画
電力量が零を超える場合は，あらかじめ定めた(イ)または(ロ)により算定された値といたします。
(イ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)イを適用している
場合は，次のａまたはｂによって算定された値
ａ １ベースラインに係る需要場所を単一とする場合(ａ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回る場合

1
接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)

ｂ1
接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)−需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電計画電力量(ｂ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画
電力量を差し引いた値と一致または需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(ｃ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインから需要抑制量調整受電
計画電力量を差し引いた値を下回る場合(ｂ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画
電力量を差し引いた値と一致または需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(ｃ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインから需要抑制量調整受電
計画電力量を差し引いた値を下回る場合

１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)

１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)

１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合(ａ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回る場合

託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅳ−6−

ｂ

１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合(ａ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回る場合

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

当該需要場所に係る(ｄ)によって算定された値の合計値−需要抑制量調整受電計画電力量(ｂ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調
整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(ｃ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインから需要抑制量
調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
当該需要場所に係る(ｄ)によって算定された値の合計値(ｄ) (ａ)および(ｃ)にいう(ｄ)によって算定された値とは，次の式により算定された値といたします。

当該需要場所に係る(ｄ)によって算定された値の合計値−需要抑制量調整受電計画電力量(ｂ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調
整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(ｃ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインから需要抑制量
調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
当該需要場所に係る(ｄ)によって算定された値の合計値(ｄ) (ａ)および(ｃ)にいう(ｄ)によって算定された値とは，次の式により算定された値といたします。

１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)

１
接続供給電力量× ―――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)ロを適用している
場合は，次の式によって算定された値
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(11) 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，(12)の接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(12) 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地
点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑
制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(２)のとおりといたします。
(13) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整受電電力は，(14)の需要抑制量調整受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(14) 需要抑制量調整受電電力量
需要抑制量調整受電電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する30分ごとの電力量で，需要場所ごとに，あらかじめ定めたイまたはロによって算定された値といたします。

(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)ロを適用している
場合は，次の式によって算定された値
ベースライン−需要抑制量調整受電計画電力量(11) 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，(12)の接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(12) 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地
点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑
制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(２)のとおりといたします。
(13) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整受電電力は，(14)の需要抑制量調整受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(14) 需要抑制量調整受電電力量
需要抑制量調整受電電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する30分ごとの電力量で，需要場所ごとに，あらかじめ定めたイまたはロによって算定された値といたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−7−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

イ

需要抑制量調整受電計画電力量を上限として，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する場合は，次の式によって算定された値(イ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインを上回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝０(ロ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）がベースラインと一致
またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量
調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから
需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝

イ 需要抑制量調整受電計画電力量を上限として，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する場合は，次の式によって算定された値(イ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインを上回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝０(ロ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）がベースラインと一致
またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量
調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから
需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝

1
ベースライン− 接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)

1
ベースライン− 接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)(ハ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインから
需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量
ロ イ以外の場合は，次の式によって算定された値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合，ベースラインから差し引く値は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）
需要抑制量調整受電電力量＝(ハ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合
は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインから
需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
需要抑制量調整受電電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量
ロ イ以外の場合は，次の式によって算定された値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合，ベースラインから差し引く値は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）
需要抑制量調整受電電力量＝

1
ベースライン− 接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)

1
ベースライン− 接続供給電力量× ――――――――――――――――――――――――――――――――――――
１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)

ただし，上式の値が負となる場合，需要抑制量調整受電電力量は零といたします。
(15) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，(16)の需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(16) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所ごとに，需要抑制契約

ただし，上式の値が負となる場合，需要抑制量調整受電電力量は零といたします。
(15) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，(16)の需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(16) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所ごとに，需要抑制契約

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−8−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該ベースラインにもとづく需要抑制量調整受電計画電力量といたします。また，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計
画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(３)のとおりといたします。
(17) ベ ー ス ラ イ ン
ベースラインは，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場
合の需要場所に係る供給地点で計量される接続供給電力量を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所ごと（15〔供給および契約の単位〕(１)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービ
スごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運
営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。ただし，需要抑制契約者が１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該複数の需要場所に対して１ベースラインといたします。
(18) 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，発電バランシンググループ
ごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(２)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(２)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電
計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，
次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値といたします。
(イ) (２)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ロ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該ベースラインにもとづく需要抑制量調整受電計画電力量といたします。また，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計
画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(３)のとおりといたします。
(17) ベ ー ス ラ イ ン
ベースラインは，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場
合の需要場所に係る供給地点で計量される接続供給電力量を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所ごと（15〔供給および契約の単位〕(１)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービ
スごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運
営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。ただし，需要抑制契約者が１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該複数の需要場所に対して１ベースラインといたします。
(18) 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，発電バランシンググループ
ごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(２)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(２)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電
計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，
次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値といたします。
(イ) (２)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ロ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−9−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ａ 当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ−１電制」といいます。）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施したとき。
(ハ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（38〔給電指令の実施等〕(２)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−10−

電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ａ 当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器
１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ−１電制」といいます。）を実施したとき。
ｃ 3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施したとき。
(ハ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対
象電力量（3839〔給電指令の実施等〕(２)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，零といたします。

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量ｂ−発電量調整受電電力量
ファーム電源に対して，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（38〔給電指令の実施等〕(２)ヘの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによっ

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−11−

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対
象電力量と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量ｂ ファーム電源に対して，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，
ハまたはトの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場
合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（3839〔給電指令の実施等〕(２)ヘの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはト現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）て出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量ｃ−発電量調整受電電力量
ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，38（給電指令の実施等）(２)ヘの場
合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量ｄ−発電量調整受電電力量
38（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および38（給託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−12−

によって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
ｃ ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
ｄ 3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および3839

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量ｅ−発電量調整受電電力量
38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）(２)ホによって託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−13−（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
ｅ 3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給および3839（給電指令の実施等）(２)ホに現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）(２)
ヘによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(ｃ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量に38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量を加えた値と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−14−

よって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量と一致または上回り，かつ，3839（給電指令の実施
等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量に3839（給電指令の実施
等）(２)ホによる出力抑制対象電力量を加えた値を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(ｃ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量に3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量を加えた値と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，
ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(19) 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループ
ごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(２)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(２)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電
計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(２)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合
で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バ
ランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量(20) 接続対象計画差対応補給電力量
託送供給等約款 新旧対比表

量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(19) 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループ
ごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(２)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(２)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電
計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(２)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(４)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なった場合，3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合
で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定
上，(２)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電
計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたしま
す。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量(20) 接続対象計画差対応補給電力量−Ⅳ−15−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(８)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量(21) 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(８)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量(22) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30分ごとの(14)の需要抑
制量調整受電電力量がその30分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制
量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として(14)ロを適用している場合で，30分ごとの(14)の需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(８)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量(21) 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(８)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量(22) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30分ごとの(14)の需要抑
制量調整受電電力量がその30分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制
量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として(14)ロを適用している場合で，30分ごとの(14)の需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−16−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量

接続供給電力量＋ ――――――――――――――――――――――――――――――――――――――――― −ベースライン｛１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝

接続供給電力量＋ ――――――――――――――――――――――――――――――――――――――――― −ベースライン｛１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝(23) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30分ごとの(14)の需要抑
制量調整受電電力量がその30分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)ロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電
力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量 − 需要抑制量調整受電計画電力量(24) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合の電力量は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量といたします。
(25) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合で，計量器を取り付けないときの電力量または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量または最大需要電力
等といたします。
(26) 27（検針日）(２)または(４)の場合で，検針を行なわなかったときの電力量または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量または最大需要電力等といたします。
(27) 15（供給および契約の単位）(１)において，１需要場所または１発電場所につき，複数計量をもって託送供給または発電量調整供給を行なう場
合で，特別の事情があるときは，その需要場所または発電場所における30分ごとの電力および電力量の算定は，計量器ごとに計量された電力および電力量をそれぞれ30分ごとに合計することがあります。
(28) その他，電力量の算定を行なうために必要な事項については，あらかじめ契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
託送供給等約款 新旧対比表(23) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30分ごとの(14)の需要抑
制量調整受電電力量がその30分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)ロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電
力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量 − 需要抑制量調整受電計画電力量(24) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合の電力量は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量といたします。
(25) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合で，計量器を取り付けないときの電力量または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量または最大需要電力
等といたします。
(26) 2728（検針日）(２)または(４)の場合で，検針を行なわなかったときの電力量，最大連系電力等または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。
(27) 15（供給および契約の単位）(１)において，１需要場所または１発電場所につき，複数計量をもって託送供給または発電量調整供給を行なう場
合で，特別の事情があるときは，その需要場所または発電場所における30分ごとの電力および電力量の算定は，計量器ごとに計量された電力および電力量をそれぞれ30分ごとに合計することがあります。
(28) その他，電力量の算定を行なうために必要な事項については，あらかじめ契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。

−Ⅳ−17−

31

32

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(29) 計量器の故障等により電力量または最大需要電力等を正しく計量できない場合には，電力量または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量または最大需要電力等といたします。ただし，その１月の電力量の合計が計量できている場合で，30分ごとの電力量を正しく計量できないときまたは計量情報等を伝送することができないときは，30分ごとの電力量は，原則として，別表９（電力量の協定）(３)を基準として定め，その値を，受電地点または供給地点で計量された電力量といたします。

(29) 計量器の故障等により電力量，最大連系電力等または最大需要電力等を正しく計量できない場合には，電力量，最大連系電力等または最大需
要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた
値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。ただし，その１月の電力量の合計が計量できている場合で，30分ごとの電力量を正しく計量できないときまたは計量情報等を伝送することができないときは，30分ごとの電力量は，原則として，別表９（電力量の協定）(３)を基準として定め，その値を，受電地点または供給地点で計量された電力量といたします。
3132

損
失
率
この約款で用いる損失率は，次のとおりといたします。

損
失率
この約款で用いる損失率は，次のとおりといたします。

低圧で供給する場合

８．６パーセント

低圧で供給する場合

８．６パーセント

高圧で供給する場合

３．２パーセント

高圧で供給する場合

３．２パーセント特別高圧で供給する場合

１．３パーセント特別高圧で供給する場合

１．３パーセント

料 金 の 算 定
(１) 送電サービス料金，発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，
接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給
電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令
時補給電力料金は，次の場合を除き，料金の算定期間を「１月」として算定いたします。
イ 接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約が消滅した場合
ロ 契約者が供給地点を新たに設定し，供給地点への接続供給を再開し，もしくは停止し，または供給地点を消滅させる場合

ハ

接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約
電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，
臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電力，予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力等を変更したことにより，託送供給等約款 新旧対比表

3233 料 金 の 算 定(１) 送電サービス料金，系統連系受電サービス料金，発電量調整受電計画
差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対
象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力料金および給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，料金の算定期間を「１月」として算定いたします。
イ 接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約もしく
は需要抑制量調整供給契約が消滅した場合
ロ 契約者が供給地点を新たに設定し，供給地点への接続供給を再開し，もしくは停止し，または供給地点を消滅させる場合
ハ 発電契約者が受電地点を新たに設定し，受電地点からの発電量調整
供給を再開し，もしくは停止し，または受電地点を消滅させる場合
ハニ 接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契
約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電力，予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力，契約受電電力，同−Ⅳ−18−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

料金に変更があった場合
ニ 28（料金の算定期間）(１)イの場合で検針期間の日数がその検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。
ホ 28（料金の算定期間）(１)ロの場合で計量期間の日数がその計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

時最大受電電力等を変更したことにより，料金に変更があった場合
ニホ 2829（料金の算定期間）(１)イの場合で，供給側検針期間の日数がその供給側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。
ホヘ 2829（料金の算定期間）(１)ロの場合で，供給側計量期間の日数がその供給側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。
ト 29（料金の算定期間）(２)イの場合で，受電側検針期間の日数がその受電側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。
チ 29（料金の算定期間）(２)ロの場合で，受電側計量期間の日数がその受電側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。
(２) 当社は，(１)ロ，ハ，ニまたはホからチまでの場合は，基本料金，定額
接続送電サービスの料金，予備送電サービス料金および，ピークシフト
割引額および系統設備効率化割引額について，次の式により日割計算をいたします。
イ 基本料金，定額接続送電サービスの料金または予備送電サービス料
金を日割りする場合(２) 当社は，(１)ロ，ハ，ニまたはホの場合は，基本料金，定額接続送電サービスの料金，予備送電サービス料金およびピークシフト割引額について，次の式により日割計算をいたします。
イ

基本料金，定額接続送電サービスの料金または予備送電サービス料
金を日割りする場合

日割計算対象日数１月の該当料金×――――――――――――――――
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

日割計算対象日数１月の該当料金×―――――――――――――
検針期間の日数ただし，(１)ニホ，ヘ，トまたはホチに該当する場合は，

ただし，(１)ニまたはホに該当する場合は，日割計算対象日数１月の該当料金×―――――――――――――
暦日数

日割計算対象日数１月の該当料金×―――――――――――――
暦日数

といたします。
ピークシフト割引額を日割りする場合

といたします。
ピークシフト割引額または系統設備効率化割引額を日割りする場合

ロ

ロ

日割計算対象日数１月の該当割引額×―――――――――――――
検針期間の日数

日割計算対象日数１月の該当割引額×――――――――――――――――
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

ただし，(１)ニまたはホに該当する場合は，

ただし，(１)ニホ，ヘ，トまたはホチに該当する場合は，日割計算対象日数１月の該当割引額×―――――――――――――
暦日数

日割計算対象日数１月の該当割引額×―――――――――――――
暦日数

といたします。
(３) (１)ロの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には契約者が供給地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(１)ハの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。
託送供給等約款 新旧対比表

といたします。
(３) (１)ロの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には契約者が供給地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(１)ハニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。

−Ⅳ−19−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(４) 契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう検針期間の日数は，次のとおりといたします。

イ

供給地点を新たに設定した場合
供給地点を新たに設定した日の直前のその供給地点の属する検針区
域の検針日から，その供給地点を新たに設定した直後の検針日の前日までの日数といたします。

ロ

供給地点を消滅させる場合
消滅日の直前の検針日から，当社が次回の検針日として契約者にあらかじめお知らせした日の前日までの日数といたします。

(５) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合または30（電力および電力量の算定）(25)の場合は，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させるときの(２)イおよびロにいう検針期間の日数は，(４)に準ずるものといたします。この場合，(４)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日とし，当社が次回の検針日として契約者にあら
かじめお知らせした日は，消滅日の直後のその供給地点の属する検針区
域の検針日といたします。
(６) 28（料金の算定期間）(１)ロの場合は，(２)イおよびロにいう検針期間の日数は，計量期間の日数といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう検針期間の日数は，(４)に準ずるものといたします。この場合，(４)にいう検
針日は，計量日といたします。

(７) 契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。

イ

供給地点を新たに設定した場合
その供給地点の属する検針区域の検針の基準となる日（その供給地点を新たに設定した日が含まれる検針期間の始期に対応するものとい

託送供給等約款 新旧対比表(４) (１)ハの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には発電契約者が受電地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(１)ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。
(４)(５) 契約者が供給地点を新たに設定し，またはもしくは供給地点を消滅させる場合または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう供給側検針期間または受電
側検針期間の日数は，次のとおりといたします。
イ 供給地点または受電地点を新たに設定した場合
供給地点または受電地点を新たに設定した日の直前のその供給地点
または受電地点の属する検針区域の検針日から，その供給地点または受電地点を新たに設定した直後の検針日の前日までの日数といたします。
ロ 供給地点または受電地点を消滅させる場合
消滅日の直前の検針日から，当社が次回の検針日として契約者または発電契約者にあらかじめお知らせした日の前日までの日数といたします。
(５)(６) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合または3031（電力および電力量の算定）(25)の場合は，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させるときの(２)イおよびロにいう供給側検針期間の日数
は，(４)(５)に準ずるものといたします。この場合，(４)(５)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日とし，当社が次回の検針日として契約者にあらかじめお知らせした日は，消滅日の直後のその供給地点の属する検針区域の検針日といたします。
(６)(７) 2829（料金の算定期間）(１)ロまたは29（料金の算定期間）(２)ロの場合
は，(２)イおよびロにいう供給側検針期間または受電側検針期間の日数
は，供給側計量期間または受電側計量期間の日数といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，またはもしくは供給地点を消滅させる場合または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう供給側検針期間または受電
側検針期間の日数は，(４)(５)に準ずるものといたします。この場合，(４)(５)にいう検針日は，計量日といたします。
(７)(８) 契約者が供給地点を新たに設定し，またはもしくは供給地点を消滅させる場合または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の(２)イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。
イ 供給地点または受電地点を新たに設定した場合
その供給地点または受電地点の属する検針区域の検針の基準となる日（その供給地点または受電地点を新たに設定した日が含まれる供給−Ⅳ−20−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

たします。）の属する月の日数といたします。
ロ

供給地点を消滅させる場合
その供給地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が含まれる検針期間の始期に対応するものといたします。）の属する月の日数といたします。
(８) 高圧または特別高圧で供給する場合で，力率に変更があるときは，次により基本料金を算定いたします。
イ 力率に変更を生ずるような負荷設備の変更等がある場合は，その前後の力率にもとづいて，(２)イにより日割計算をいたします。
ロ 負荷設備の変更等がない場合で，協議によって力率を変更するとき
は，変更の日を含むその１月から変更後の力率によります。
(９) 供給地点への接続供給の停止期間中の料金の日割計算を行なう場合は，(２)イおよびロの日割計算対象日数は，停止期間中の日数といたします。
この場合，停止期間中の日数には，接続供給を停止した日を含み，接続供給を再開した日は含みません。また，停止日に接続供給を再開する場
合は，その日は停止期間中の日数には含みません。

33

支払義務の発生および支払期日(１) 日程等別料金の支払義務は，18（料金）(１)ロに定める料金算定日に発
生いたします。

(２) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応
余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応
余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の支払義務は，特別の事情がある場合を除き，料金の算定期間の翌々月の第５営業日（営業日は当社が定めます。）に発生いたします。ただし，30（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５営業日（営業日は当社が定めます。）以降に電力量を協議によって定めた場合は，その日といたします。
(３) (１)の日程等別料金または(２)の料金のうち発電量調整受電計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計
画差対応補給電力料金もしくは給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日（以下「支払期日」といいます。）までに支払っていただきます。ただし，支払義務発
生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期
託送供給等約款 新旧対比表

側検針期間または受電側検針期間の始期に対応するものといたしま
す。）の属する月の日数といたします。
ロ 供給地点または受電地点を消滅させる場合
その供給地点または受電地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が含まれる供給側検針期間または受電側検針期間の始期に対応するものといたします。）の属する月の日数といたします。
(８)(９) 高圧または特別高圧で供給する場合で，力率に変更があるときは，
次により基本料金を算定いたします。
イ 力率に変更を生ずるような負荷設備の変更等がある場合は，その前後の力率にもとづいて，(２)イにより日割計算をいたします。
ロ 負荷設備の変更等がない場合で，協議によって力率を変更するとき
は，変更の日を含むその１月から変更後の力率によります。
(９)(10) 供給地点への接続供給または受電地点における発電量調整供給の停止
期間中の料金の日割計算を行なう場合は，(２)イおよびロの日割計算対象日
数は，停止期間中の日数といたします。この場合，停止期間中の日数には，接続供給または発電量調整供給を停止した日を含み，接続供給または発電量調整供給を再開した日は含みません。また，停止日に接続供給
または発電量調整供給を再開する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。
3334 支払義務の発生および支払期日(１) 日程等別料金の支払義務は，18（料金）(１)ロに定める供給側料金算定日に発生いたします。
(２) 系統連系受電サービス料金の支払義務は，18（料金）(３)ロに定める受電側料金算定日に発生いたします。
(２)(３) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の支払義務は，特別の事情がある場合を除き，料金の算定期間の翌々月の第５営業日（営業日は当社が定めます。）に発生いたします。ただし，3031（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５営業日（営業日は当社が定めます。）以降に電力量を協議によって定めた場合は，その日といたします。
(３)(４) (１)の日程等別料金または，(２)の系統連系受電サービス料金または(２)(３)の料金のうち発電量調整受電計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金もしく
は給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日（以下「支払期日」といいます。）までに支払っていただきます。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目−Ⅳ−21−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

日は翌営業日といたします。
イ 54（解約等）(１)により解約となった場合
ロ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が振り出し，もしくは引き受けた手形または振り出した小切手について銀行取引停止処分を受ける等支払停止状態に陥った場合
ハ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が破産，再生，会社更生，特別清算もしくはこれらに類する法的手続きの申立てを受け，または自ら申立てを行なった場合
ニ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が強制執行または担保権の実行としての競売の申立てを受けた場合
ホ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が公租公課の滞納処分を受けた場合
ヘ その他の理由で契約者，発電契約者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知した場合の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。
イ 5455（解約等）(１)により解約となった場合
ロ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が振り出し，もしくは引き受けた手形または振り出した小切手について銀行取引停止処分を受ける等支払停止状態に陥った場合
ハ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が破産，再生，会社更生，特別清算もしくはこれらに類する法的手続きの申立てを受け，または自ら申立てを行なった場合
ニ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が強制執行または担保権の実行としての競売の申立てを受けた場合
ホ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が公租公課の滞納処分を受けた場合
ヘ その他の理由で契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知した場合(４)(５) 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(３)(４)イからヘまでのいずれかに該当する場合の支払期日は，次のとおりといたします。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(３)(４)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日までに支払義務が発生した料金で，かつ，当社への支払いがなされていない料金（支払期日を超過していない料金に限ります。）については，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(３)(４)イからヘまでのいずれかに該当す
ることとなった日を支払期日といたします。ただし，契約者，発電契
約者，発電者または需要抑制契約者が(３)(４)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日が支払義務発生日から７日を経過していない
料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
ロ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(３)(４)イからへまでのいずれかに該当することとなった日の翌日以降に支払義務が発生する料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
なお，(３)(４)イからホまでのいずれかに該当する場合であっても，一定期間の支払いが遅滞なく行なわれる等，料金の支払状況から支払いの延滞が生じるおそれがないと当社が認めるときは，支払義務発生日の翌日から起算して30日目を支払期日とすることがあります。この場合，当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約
者に通知いたします。ただし，この通知をした後，料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認める場合は，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とすることがあります。この場合も(４) 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(３)イからヘまでのいずれかに該当する場合の支払期日は，次のとおりといたします。
イ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(３)イからヘまでのいず
れかに該当することとなった日までに支払義務が発生した料金で，かつ，当社への支払いがなされていない料金（支払期日を超過していな
い料金に限ります。）については，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(３)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日を支
払期日といたします。ただし，契約者，発電契約者または需要抑制契
約者が(３)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日が支払義
務発生日から７日を経過していない料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
ロ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(３)イからへまでのいず
れかに該当することとなった日の翌日以降に支払義務が発生する料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
なお，(３)イからホまでのいずれかに該当する場合であっても，一定期間の支払いが遅滞なく行なわれる等，料金の支払状況から支払いの延滞が生じるおそれがないと当社が認めるときは，支払義務発生日の翌日から起算して30日目を支払期日とすることがあります。この場合，当社はその旨を契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知いたします。ただし，この通知をした後，料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認める場合は，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とすることがあります。この場合も当社はその旨託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−22−

34

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

を契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知いたします。
(５) 当社は，(２)の料金のうち発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金を，支払期日までにお支払いいたします。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。

当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。
(５)(６) 当社は，(２)(３)の料金のうち発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金を，支払期日までにお支払いいたします。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。

料金その他の支払方法
契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 契約者の料金および工事費負担金その他についてはそのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて契約者から支払っていただきます。
ニ 契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(２) 発電契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 発電契約者の料金については毎月，工事費負担金その他については
そのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電契
約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，発電契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電契約者から申し受けます。

3435 料金その他の支払方法(１) 契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 契約者の料金および工事費負担金その他についてはそのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて契約者から支払っていただきます。
ニ 契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(２) 発電契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 発電契約者の料金については毎月，工事費負担金その他については
そのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電契
約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，発電契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電契約者から申し
受けます。

(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−23−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電契約者から支払っていただきます。
ニ 発電契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電契約者から支払っていただきます。
ニ 発電契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(３) 発電者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 発電者の料金については，ロによって支払われる場合を除き，そのつど，発電者から発電契約者に支払っていただきます。
なお，支払われた料金についてはそのつど，当社が指定した金融機
関を通じて払い込み等により発電契約者から当社へ引き渡していただ
きます。
また，引き渡しにともなう費用は，発電契約者の負担といたします。
ロ 次の場合には，発電者の料金について，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電者の負担といたします。
(イ) 発電者が料金を支払期日までに発電契約者に支払われない場合(ロ) 発電者の料金が発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約に係る料金を上回る場合で，発電契約者と発電者および発電契約
者と当社のそれぞれにおいて合意がなされたとき。
(ハ) その他当社が必要と認めた場合
ハ 発電者の料金について，支払いは，次のときになされたものといたします。
(イ) イの場合，発電者から発電契約者に支払われたとき。
(ロ) ロの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる場合，発電者がその金融機関に払い込まれたとき。
ニ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電者から支払っていただきます。
ホ 発電者の料金は，原則として，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
ヘ この約款によって支払いを要することとなった発電者の料金，延滞

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−24−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要抑制契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 需要抑制契約者の料金については毎月，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により需要抑制契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，需要抑制契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，需要抑制契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を需要抑制契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，需要抑制契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて需要抑制契約者から支払っていただきます。
ニ 需要抑制契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(４) 当社の料金の支払方法は，次によります。
イ 当社の料金については毎月，契約者，発電契約者または需要抑制契
約者が指定する金融機関の銀行口座に払い込み等によってお支払いい
たします。
なお，支払いにともなう費用は，当社で負担いたします。
ロ 料金の支払いは，当社がその金融機関に払い込みしたときになされたものといたします。
ハ 当社が料金を支払期日までに支払わない場合，当社は，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお支払いいたします。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，当社が延滞利息の算定の対象とな利息および契約超過金以外の債務（保証金，違約金その他この約款から生ずる金銭債務をいいます。）についてはそのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電者の負担といたします。
(３)(４) 需要抑制契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 需要抑制契約者の料金については毎月，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により需要抑制契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，需要抑制契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，需要抑制契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を需要抑制契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，需要抑制契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて需要抑制契約者から支払っていただきます。
ニ 需要抑制契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(４)(５) 当社の料金の支払方法は，次によります。
イ 当社の料金については毎月，契約者，発電契約者または需要抑制契
約者が指定する金融機関の銀行口座に払い込み等によってお支払いい
たします。
なお，支払いにともなう費用は，当社で負担いたします。
ロ 料金の支払いは，当社がその金融機関に払い込みしたときになされたものといたします。
ハ 当社が料金を支払期日までに支払わない場合，当社は，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお支払いいたします。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，当社が延滞利息の算定の対象とな(３)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−25−

現 行（2023年12月27日実施）

35

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

る料金をお支払いした直後に支払義務が発生する料金とあわせてお支払いいたします。

る料金をお支払いした直後に支払義務が発生する料金とあわせてお支払いいたします。

保証
金契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，次のいずれかに該当する場合で，必要と認められるときには，契約者から，接続供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，それぞれ予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただきます。
(イ) 料金の支払いの延滞があった場合(ロ) 30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，30（電力および電力量の算定）(20)
によって算定された値が著しく大きい場合または30（電力および電力量の算定）(20)によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，39（適正契約の保持等）(３)によって当社が使用状態をすみやかに適正なものに修正するよう求めたにもかかわらず，その求めに応じていただけないとき。
(ハ) 新たに接続供給を開始し，または契約電力等を増加される場合
ロ 契約者は，当社があらかじめ定め，通知した期日までに保証金を預けていただきます。
ハ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ニ 当社は，接続供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた
場合には，保証金を契約者の支払額に充当することがあります。
ホ 当社は，保証金について利息を付しません。
ヘ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても接続供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ニにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(２) 発電契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった発電契約者，または新たに発電量調整供給を開始される発電契約者から，発電量調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ハ 当社は，発電量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電契約者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても発電量調整供給契約

3536 保証
金(１) 契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，次のいずれかに該当する場合で，必要と認められるときには，契約者から，接続供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，それぞれ予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただきます。
(イ) 料金の支払いの延滞があった場合(ロ) 30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，3031（電力および電力量の算定）(20)によって算定された値が著しく大きい場合または3031（電力および電力量の算定）(20)によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，3940（適正契約の保持等）(３)によって当社が使用状態をすみやかに適正なものに修正するよう求めたにもかかわらず，その求めに応じていただけないとき。
(ハ) 新たに接続供給を開始し，または契約電力等を増加される場合
ロ 契約者は，当社があらかじめ定め，通知した期日までに保証金を預けていただきます。
ハ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ニ 当社は，接続供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた
場合には，保証金を契約者の支払額に充当することがあります。
ホ 当社は，保証金について利息を付しません。
ヘ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても接続供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ニにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(２) 発電契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった発電契約者，または新たに発電量調整供給を開始される発電契約者から，発電量調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ハ 当社は，発電量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電契約者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても発電量調整供給契約(１)

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅳ−26−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

(３)

36

需要抑制契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった需要抑制契約者，または新たに需要抑制量調整供給を開始される需要抑制契約者から，需要抑制量
調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ハ 当社は，需要抑制量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を需要抑制契約者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても需要抑制量調整供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

連 帯 責 任１接続供給契約において契約者が複数となる場合，接続対象計画差対応
補給電力料金，給電指令時補給電力料金等に係る金銭債務および接続供給契約の履行に関する事項（接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス
料金，予備送電サービス料金，契約超過金，違約金，工事費負担金等に係る金銭債務を除きます。）については，複数の契約者全員が連帯して責任を負うものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(３) 発電者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった発電者，新たに受電地点を設定される発電者または同時最大受電電力を増加される発電者から，系
統連系受電サービスの開始もしくは再開に先だって，または系統連系
受電サービス継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ハ 当社は，系統連系受電契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても系統連系受電契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(３)(４) 需要抑制契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった需要抑制契約者，または新たに需要抑制量調整供給を開始される需要抑制契約者から，需要抑制量
調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ハ 当社は，需要抑制量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を需要抑制契約者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても需要抑制量調整供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
3637

連 帯 責 任１接続供給契約において契約者が複数となる場合，接続対象計画差対応
補給電力料金，給電指令時補給電力料金等に係る金銭債務および接続供給契約の履行に関する事項（接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス
料金，予備送電サービス料金，契約超過金，違約金，工事費負担金等に係る金銭債務を除きます。）については，複数の契約者全員が連帯して責任を負うものといたします。

−Ⅳ−27−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅴ

37
(１)

供

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

給Ⅴ

託送供給等の実施
接続供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ) 契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値が30分ごとに接続対象電力量と一致するようにしていただきます。
(ロ) 契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値と一致するようにしていただきます。
ロ 契約者は，接続供給の実施に先だち，需要計画，調達計画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，契約者が通知した需要計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ 原則として，需要計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表10（需要計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機
関を通じて，当社に通知していただきます。
ホ 契約者がロまたはニで通知した計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ヘ 当社は，電気の需給状況，供給設備の状況その他によって，契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。
ト 当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で供給する場合を除き，契約者または需要者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者および需要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，38（給電指令の実施等）および75（保安等に対する発電者および需要者の協力）(４)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，契約者および需要者と別途申合書を必要に応じて作成
いたします。

託送供給等約款 新旧対比表

供給3738 託送供給等の実施(１) 接続供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ) 契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値が30分ごとに接続対象電力量と一致するようにしていただきます。
(ロ) 契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値と一致するようにしていただきます。
ロ 契約者は，接続供給の実施に先だち，需要計画，調達計画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，契約者が通知した需要計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ 原則として，需要計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表10（需要計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機
関を通じて，当社に通知していただきます。
ホ 契約者がロまたはニで通知した計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ヘ 当社は，電気の需給状況，供給設備の状況その他によって，契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。
ト 当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で供給する場合を除き，契約者または需要者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者および需要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，3839（給電指令の実施等）および7576（保安等に対する発電者および需要者の協力）(４)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，契約者および需要者と別途申合書を必要に応じて作成いたします。

−Ⅴ−1−

現 行（2023年12月27日実施）(２)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

振替供給の場合
イ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じて当社が指定する計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ロ 契約者がイで通知した計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ハ 当社は，系統運用上の制約その他によって，契約者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
(３) 発電量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ) 発電契約者は，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致するようにしていただきます。
(ロ) 発電契約者は，発電量調整受電電力量を，30分ごとに別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と一致するようにしていただきます。
ロ 発電契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，発電計画，調達計
画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，発電契約者が通知した発電計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる
場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ 原則として，発電計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表11（発電計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ 発電契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ホ 発電契約者は，受電地点において他の発電量調整供給等と同一計量する場合は，発電者と協議のうえ，原則として，ロの発電計画の通知にあわせて，受電地点において計量される電力量の仕訳に係る順位を
電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
へ 発電契約者がロもしくはニで通知した計画またはホで通知した順位を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
なお，発電契約者が希望される場合で，運用方法の基本事項等について当社が確認できるときには，あらかじめ定めた発電場所について，
別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画を変更するときに限り，発電者を通じてこの変更を行なうことができます。こ
託送供給等約款 新旧対比表(２)

振替供給の場合
イ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じて当社が指定する計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ロ 契約者がイで通知した計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ハ 当社は，系統運用上の制約その他によって，契約者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
(３) 発電量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ) 発電契約者は，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致するようにしていただきます。
(ロ) 発電契約者は，発電量調整受電電力量を，30分ごとに別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と一致するようにしていただきます。
ロ 発電契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，発電計画，調達計
画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，発電契約者が通知した発電計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる
場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ 原則として，発電計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表11（発電計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ 発電契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ホ 発電契約者は，受電地点において他の発電量調整供給等と同一計量する場合は，発電者と協議のうえ，原則として，ロの発電計画の通知にあわせて，受電地点において計量される電力量の仕訳に係る順位を
電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
へ 発電契約者がロもしくはニで通知した計画またはホで通知した順位を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
なお，発電契約者が希望される場合で，運用方法の基本事項等について当社が確認できるときには，あらかじめ定めた発電場所について，
別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画を変更するときに限り，発電者を通じてこの変更を行なうことができます。こ−Ⅴ−2−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）の場合，当社は，あらかじめ発電契約者および発電者と協議のうえ必要な事項について別途申合書を作成いたします。
ト 当社は，供給設備の状況その他によって，発電契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。
チ 当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で受電する場合を除き，発電契約者または発電者に給電指令を行なうことがあります。
この場合，発電契約者および発電者は当社の給電指令にしたがってい
ただきます。
なお，当社は，38（給電指令の実施等）および75（保安等に対する発電者および需要者の協力）(４)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，発電契約者および発電者と別途申合書を必要に応じて作成いたします。
(４) 需要抑制量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ) 需要抑制契約者は，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計
画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致するようにしていただきます。
(ロ) 需要抑制契約者は，需要抑制量調整受電電力量を，30分ごとに別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の需要抑制計画と一致するようにしていただきます。
ロ 需要抑制契約者は，需要抑制量調整供給の実施に先だち，需要抑制
計画，調達計画，販売計画およびベースラインを当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，需要抑制契約者が通知した需要抑制計画，調達計画，
販売計画およびベースラインが不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ 原則として，需要抑制計画，調達計画，販売計画およびベースラインの通知の期限および通知の内容は別表12（需要抑制計画・調達計
画・販売計画・ベースライン）のとおりといたします。
ニ 需要抑制契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運
営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ホ 需要抑制契約者は，需要抑制を行なう需要場所において他の需要抑
制量調整供給とあわせて需要抑制を行なう場合は，需要者と協議のう
え，ロの需要抑制計画の通知にあわせて，需要抑制量調整受電電力量の仕訳に係る順位を電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ヘ 需要抑制契約者がロもしくはニで通知した計画またはホで通知した
順位を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力の場合，当社は，あらかじめ発電契約者および発電者と協議のうえ必要な事項について別途申合書を作成いたします。
ト 当社は，供給設備の状況その他によって，発電契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。
チ 当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で受電する場合を除き，発電契約者または発電者に給電指令を行なうことがあります。
この場合，発電契約者および発電者は当社の給電指令にしたがってい
ただきます。
なお，当社は，3839（給電指令の実施等）および7576（保安等に対する発電者および需要者の協力）(４)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，発電契約者および発電者と別途申合書を必要に応じて作成いたします。
(４) 需要抑制量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ) 需要抑制契約者は，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計
画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致するようにしていただきます。
(ロ) 需要抑制契約者は，需要抑制量調整受電電力量を，30分ごとに別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の需要抑制計画と一致するようにしていただきます。
ロ 需要抑制契約者は，需要抑制量調整供給の実施に先だち，需要抑制
計画，調達計画，販売計画およびベースラインを当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，需要抑制契約者が通知した需要抑制計画，調達計画，
販売計画およびベースラインが不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ 原則として，需要抑制計画，調達計画，販売計画およびベースラインの通知の期限および通知の内容は別表12（需要抑制計画・調達計
画・販売計画・ベースライン）のとおりといたします。
ニ 需要抑制契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運
営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ホ 需要抑制契約者は，需要抑制を行なう需要場所において他の需要抑
制量調整供給とあわせて需要抑制を行なう場合は，需要者と協議のう
え，ロの需要抑制計画の通知にあわせて，需要抑制量調整受電電力量の仕訳に係る順位を電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ヘ 需要抑制契約者がロもしくはニで通知した計画またはホで通知した
順位を変更する必要が生じた場合には，すみやかに，原則として電力託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
当社は，供給設備の状況その他によって，需要抑制契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。

広域的運営推進機関を通じて，当社に通知していただきます。
ト 当社は，供給設備の状況その他によって，需要抑制契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。

給電指令の実施等(１) 当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，37（託送供給等の実施）(３)トにかかわらず，発電者に定期検査または定期補修の時期を変更していただくことがあります。
(２) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契約者，発電者または需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。ただし，緊急やむをえない場合は，当社は，給電指令を行なうことなく，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。この場合，当社は，必要に応じて，契約者，発電契約者，発電者または需要者にお知らせいたします。
イ 当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれがある場合
ロ 当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむをえない場合
ハ 系統全体の需要が大きく低下し，調整電源による対策の実施にもかかわらず，原子力発電または水力発電等を抑制する必要が生じた場合
ニ 振替供給の場合，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給に支障が生じ，または支障が生ずるおそれがあるとき。
ホ イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，当社の供給区域における最上位電圧から二階級の送電設備および変電設備で構成される電力系統ならびに当社が指定した電力系統（以下「基幹系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。
ヘ イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，基幹系統および当社以外の一般送配電事業者との会社間連系点に至る供給設備以外の電力系統（以下「ローカル系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。
ト その他電気の需給上または保安上必要がある場合(３) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(２)イ，ロ，ホ，ヘまたは3839 給電指令の実施等(１) 当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，3738（託送供給等の実施）(３)トにかかわらず，発電者に定期検査または定期補修の時期を変更していただくことがあります。
(２) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契約者，発電者または需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。ただし，緊急やむをえない場合は，当社は，給電指令を行なうことなく，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。この場合，当社は，必要に応じて，契約者，発電契約者，発電者または需要者にお知らせいたします。
イ 当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれがある場合
ロ 当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむをえない場合
ハ 系統全体の需要が大きく低下し，調整電源による対策の実施にもかかわらず，原子力発電または水力発電等を抑制する必要が生じた場合
ニ 振替供給の場合，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給に支障が生じ，または支障が生ずるおそれがあるとき。
ホ イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，当社の供給区域における最上位電圧から二階級の送電設備および変電設備で構成される電力系統ならびに当社が指定した電力系統（以下「基幹系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。
ヘ イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，基幹系統および当社以外の一般送配電事業者との会社間連系点に至る供給設備以外の電力系統（以下「ローカル系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。
ト その他電気の需給上または保安上必要がある場合(３) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(２)イ，ロ，ホ，ヘまたは

ト

38

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

トのときには，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によって発電者または需要者にお知らせいたします。ただし，緊急やむをえない場合は，この限りではありません。
(４) 当社は，接続供給において，受電地点を会社間連系点とする電気に係
る振替供給契約にもとづく給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に当該振替供給等の全部または一部が中止された場合（会社間連系点等における電気の潮流が，系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過することにともなう場合に限ります。）は，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある
場合を除き，当該振替供給等の中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。
(５) 当社は，発電量調整供給において，(２)イ，ロ，ホ，ヘまたはトの場合
で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(６) 当社は，発電量調整供給において，(２)ハの場合で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(７) 当社は，(２)イ，ロ，ハ，トまたは(３)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満のとき。
(イ) 割 引 の 対 象

トのときには，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によって発電者または需要者にお知らせいたします。ただし，緊急やむをえない場合は，この限りではありません。
(４) 当社は，接続供給において，受電地点を会社間連系点とする電気に係
る振替供給契約にもとづく給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に当該振替供給等の全部または一部が中止された場合（会社間連系点等における電気の潮流が，系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過することにともなう場合に限ります。）は，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある
場合を除き，当該振替供給等の中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。
(５) 当社は，発電量調整供給において，(２)イ，ロ，ホ，ヘまたはトの場合
で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(６) 当社は，発電量調整供給において，(２)ハの場合で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(７) 当社は，(２)イ，ロ，ハ，トまたは(３)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満のとき。
(イ) 割 引 の 対 象

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，
電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービ
スについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本
料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，32（料金の算定）(１)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセン
トといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した
日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(イ) 割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，32（料金の算定）(１)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中 の制限 し， または 中止 した延 べ時間 数１ 時間ご とに0.2
パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式により修正したうえで合計いたします。
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｄ−ｄＨ′＝ Ｈ×――――――
ＤＨ′＝ 修正時間（10分未満となる場合も延べ時間に算入いたします。）
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力
ｄ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大

電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，
電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービ
スについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本
料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，32（料金の算定）(１)イ，ロ，ハ，ニ，またはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセン
トといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した
日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(イ) 割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，32（料金の算定）(１)イ，ロ，ハ，ニ，またはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中 の制限 し， または 中止 した延 べ時間 数１ 時間ご とに0.2
パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式により修正したうえで合計いたします。
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｄ−ｄＨ′＝ Ｈ×――――――
ＤＨ′＝ 修正時間（10分未満となる場合も延べ時間に算入いたします。）
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力
ｄ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

値
接続供給電力量を制限した場合
Ａ−Ｂ
Ｈ′＝ Ｈ×――――――
ＡＨ′＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量（需要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定接続供給電力量といたします。）
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
ｂ

託送供給等約款 新旧対比表値
接続供給電力量を制限した場合
Ａ−Ｂ
Ｈ′＝ Ｈ×――――――
ＡＨ′＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量（需要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定接続供給電力量といたします。）
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
(７) 当社は，(２)イ，ロ，ホ，ヘ，トまたは(３)によって，発電者の発電もし
くは放電を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合，(２)ロの場合で，発電契約者もし
くは発電者と当社が事前に調整を行なった計画的な作業（電力広域的運
営推進機関送配電等業務指針の定めによって調整を行なった作業に限ります。）による制限もしくは中止のときその他あらかじめ発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止することが明らかな場合または(２)トの場合（低圧で受電する場合を含みます。）で，電気の需給上必要となった制限もしくは中止のときは，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で受電する場合または高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット未満となるとき。
(イ) 割 引 の 対 象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセン
トといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した
日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で受電する場合

−Ⅴ−7−

ｂ

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(８) (７)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１(イ) 割 引 の 対 象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中 の制限 し， または 中止 した延 べ時間 数１ 時間ご とに0.2
パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式により修正したうえで合計いたします。
ａ 発電量調整受電電力を制限した場合
Ｄ−ｄＨ′＝ Ｈ×――――――
ＤＨ′＝ 修正時間（10分未満となる場合も延べ時間に算入いたします。）
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該受電地点の同時最大受電電力
ｄ ＝ 制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力の最大値
ｂ 発電量調整受電電力量を制限した場合
Ａ−Ｂ
Ｈ′＝ Ｈ×――――――
ＡＨ′＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該受電地点の基準となる電力量（発電者の平常運転時の発電量調整受電電力量の実績等にもとづき算定される推定発電量調整受電電力量といたします。）
Ｂ ＝ 制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力量
ｃ 発電量調整受電電力および発電量調整受電電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
(８) (７)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者発電者に３日前ま
でにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日にお託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−8−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

回の工事による制限または中止の時間といたします。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。

ける１回の工事による制限または中止の時間といたします。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。
(９) 当社は，(２)または(３)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合，これにともなう料金の減額は行ないません。
(９)(10) 予備送電サービスの使用を制限し，または中止した場合には，(７)および(８)に準じて割引を行ない料金を算定いたします，これにともなう料金の減額は行ないません。
(10)(11) 当社は，(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して
Ｎ−１電制を実施したときは，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力量（以下「Ｎ−１電制時調達不足電力量」といいます。）の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備等を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費を加えた金額から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備等がＮ−１電制時調達不足
電力量を発電または放電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。

(９) 予備送電サービスの使用を制限し，または中止した場合には，(７)および(８)に準じて割引を行ない料金を算定いたします。
(10) 当社は，(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して
Ｎ−１電制を実施したときは，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力量（以下「Ｎ−１電制時調達不足電力量」といいます。）の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備等を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費を加えた金額から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備等がＮ−１電制時調達不足
電力量を発電または放電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。
39

適正契約の保持等(１) 当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者との接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態に比べて不適当と認められる場合には，その契約をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(２) 当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合には，その契約受電電力をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(３) 当社は，30（電力および電力量の算定）(20)もしくは(21)によって算定された値が著しく大きい場合，30（電力および電力量の算定）(18)イもしくは(19)イによって算定された値が著しく大きい場合，30（電力および電力量の算定）(18)ロもしくは(19)ロによって算定された値が著しく大きい場合（いずれの場合も，給電指令時補給電力量として算定された値を除きます。），30（電力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または30（電力および電力量の算定）(17)のベース
ラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接続供給契約に比べて使用状態が不適当と認められる場合，発電契約者との発電量調整
供給契約に比べて発電・放電状態が不適当と認められる場合または需要託送供給等約款 新旧対比表

3940 適正契約の保持等(１) 当社は，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者との接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約が使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態に比べて不適当と認められる場合には，その契約をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(２) 当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合には，その契約受電電力または同時最大受電電力をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(３) 当社は，3031（電力および電力量の算定）(20)もしくは(21)によって算定された値が著しく大きい場合，3031（電力および電力量の算定）(18)イもしくは(19)イによって算定された値が著しく大きい場合，3031（電力および電力量の算定）(18)ロもしくは(19)ロによって算定された値が著しく大きい場
合（いずれの場合も，給電指令時補給電力量として算定された値を除きます。），3031（電力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または3031（電力および電力量の算定）(17)のベースラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接続供給契約に比べて使用状態が不適当と認められる場合，発電契約者との発電量調整供給契約に比べて発電・放電状態が不適当と認められる場合また

−Ⅴ−9−

40

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

抑制契約者との需要抑制量調整供給契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態
をすみやかに適正なものに修正していただきます。

は需要抑制契約者との需要抑制量調整供給契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態をすみやかに適正なものに修正していただきます。

契 約 超 過 金(１) 契約者が接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力
または予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過電力に接続
送電サービスもしくは臨時接続送電サービスの該当基本料金率または予備送電サービスの該当料金率を乗じてえた金額をその１月の力率により割引または割増ししたもの（予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合は，力率による割引または割増しをいたしません。）の1.5倍に相当する金額を，契約超過金として契約者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過電力とは，その１月の最大需要電力等から接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。
(２) 契約超過金は，契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が直後の日程等別料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その日程等別料金とあわせて支払っていただきます。
なお，契約超過金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，契約超過金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセントの延滞利息（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）を申し受けます。

4041 契 約 超 過 金(１) 契約者が接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力
または予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過電力に接続
送電サービスもしくは臨時接続送電サービスの該当基本料金率または予備送電サービスの該当料金率を乗じてえた金額をその１月の力率により割引または割増ししたもの（予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合は，力率による割引または割増しをいたしません。）の1.5倍に相当する金額を，契約超過金として契約者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過電力とは，その１月の最大需要電力等から接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。
(２) 発電者が同時最大受電電力をこえて発電または放電された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過受電電力に系統連系受電サービスの基本料金率を乗じてえた金額の1.5倍に相当する金額を，契約超過金として発電者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過受電電力は，次によって受電地点ごとに，発電バランシンググループごとに定めます。
イ 発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において
電灯定額接続送電サービスが適用されている場合その１月の最大連系電力等から同時最大受電電力を差し引いた値
といたします。
(ロ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を下回る場合
その１月の最大連系電力等から発電設備等に係る供給地点の接続
送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ロ 発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において
電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
発電バランシンググループごとの契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を契約受電電力の比であん分してえた値から同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−10−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
値といたします。
(ロ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を下回る場合
発電バランシンググループごとの契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を契約受電電力の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契
約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ハ イおよびロにおいて，契約超過受電電力の算定上，次のものについても接続送電サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ) 臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ) 接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流
10アンペア
ただし，接続送電サービス契約電流が５アンペアの場合は，0.5キロワットとみなし，15アンペアの場合は，1.5キロワットとみなします。
(ハ) 接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量
１キロボルトアンペア(ニ) 電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契
約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）１キロボルトアンペア
ただし，電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量の端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(ホ) 附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット(２)(３) 契約超過金は，の支払期日，支払方法等については，次のとおりといたします。
イ 契約者の場合
契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が供給側料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，供給側料金算定日が直後の日程等別料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その日程等別料金とあわせて支払っていただきます。
なお，契約超過金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，契約超過金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセントの延滞利息（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）を申し受けます。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−11−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
ロ

41

力 率 の 保 持
低圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電
サービス，電灯従量接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービ
スまたは電灯臨時接続送電サービスの適用を受ける供給地点について
は90パーセント以上，その他の供給地点については85パーセント以上に保持していただきます。
ロ 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，別表13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。
(２) 高圧または特別高圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，85パーセン
ト以上に保持していただきます。
なお，軽負荷時には進相用コンデンサの開放により，進み力率とならないようにしていただきます。また，契約者の負担で適当な調整装置を需要場所に施設していただくことがあります。
ロ 当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。
なお，この場合の当該供給地点の１月の力率は，必要に応じて契約者と当社との協議によって定めます。
(１)

託送供給等約款 新旧対比表

発電者の場合同時最大受電電力をこえて発電または放電された月の検針日が受電
側料金算定日となる系統連系受電サービス料金（該当する系統連系受電サービス料金がない場合は，受電側料金算定日が直後の系統連系受電サービス料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その系統連系受電サービス料金とあわせて支払っていただきます。
なお，契約超過金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，契約超過金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセントの延滞利息（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）を申し受けます。

4142 力 率 の 保 持(１) 低圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電
サービス，電灯従量接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービ
スまたは電灯臨時接続送電サービスの適用を受ける供給地点について
は90パーセント以上，その他の供給地点については85パーセント以上に保持していただきます。
ロ 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，別表13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。
(２) 高圧または特別高圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，85パーセン
ト以上に保持していただきます。
なお，軽負荷時には進相用コンデンサの開放により，進み力率とならないようにしていただきます。また，契約者の負担で適当な調整装置を需要場所に施設していただくことがあります。
ロ 当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。
なお，この場合の当該供給地点の１月の力率は，必要に応じて契約者と当社との協議によって定めます。

−Ⅴ−12−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

43

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
当社は，次の業務を実施するため，発電者の承諾をえて発電者の土地もしくは建物に，または需要者の承諾をえて需要者の土地もしくは建物に立ち入らせていただくことがあります。この場合（託送供給または発電量調整供給の終了後の立入りとなる場合を含みます。）には，正当な理由がな
い限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただきます。
なお，発電者または需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(１) 受電地点に至るまでの当社の供給設備および供給地点に至るまでの当社の供給設備または計量器等発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物の設計，施工（取付けおよび取外しを含みます。），改修または検査(２) 7576（保安等に対する発電者および需要者の協力）によって必要な発電者または需要者の電気工作物の検査等の業務(３) 不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の試験，契約負荷設備，契約主開閉器もしくはその他電気工作物の確認もしくは検査または発電者もしくは需要者の電気の使用用途の確認(４) 計量器の検針または計量値の確認(５) 4445（託送供給等の停止），5253（契約の廃止）または5455（解約等）により必要な処置(６) その他この約款によって，接続供給契約，振替供給契約，および発電量調整供給契約および系統連系受電契約の成立，変更もしくは終了等に必要な業務または当社の電気工作物に係る保安の確認に必要な業務

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
当社は，次の業務を実施するため，発電者の承諾をえて発電者の土地もしくは建物に，または需要者の承諾をえて需要者の土地もしくは建物に立ち入らせていただくことがあります。この場合（託送供給または発電量調整供給の終了後の立入りとなる場合を含みます。）には，正当な理由がな
い限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただきます。
なお，発電者または需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(１) 受電地点に至るまでの当社の供給設備および供給地点に至るまでの当社の供給設備または計量器等発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物の設計，施工（取付けおよび取外しを含みます。），改修または検査(２) 75（保安等に対する発電者および需要者の協力）によって必要な発電者または需要者の電気工作物の検査等の業務(３) 不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の試験，契約負荷設備，契約主開閉器もしくはその他電気工作物の確認もしくは検査または発電者もしくは需要者の電気の使用用途の確認(４) 計量器の検針または計量値の確認(５) 44（託送供給等の停止），52（契約の廃止）または54（解約等）によ
り必要な処置(６) その他この約款によって，接続供給契約，振替供給契約および発電量
調整供給契約の成立，変更もしくは終了等に必要な業務または当社の電気工作物に係る保安の確認に必要な業務

4243

託送供給等にともなう協力(１) 発電者または需要者が次の原因等により他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場
合（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，必要な調整装置または保護装置を発電場所または需要場所に施設していただくとともに，とくに必要がある場合には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，当社が供給設備を変更し，または専用供給設備を施設いたします。
イ 負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合
ロ 負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合
ハ 負荷等の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合
ニ 著しい高周波または高調波を発生する場合
ホ その他イ，ロ，ハまたはニに準ずる場合

4344 託送供給等にともなう協力(１) 発電者または需要者が次の原因等により他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場
合（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，必要な調整装置または保護装置を発電場所または需要場所に施設していただくとともに，とくに必要がある場合には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，当社が供給設備を変更し，または専用供給設備を施設いたします。
イ 負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合
ロ 負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合
ハ 負荷等の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合
ニ 著しい高周波または高調波を発生する場合
ホ その他イ，ロ，ハまたはニに準ずる場合

42

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−13−

44

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(２) 発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用される場合は，(１)に準じて取り扱います。
なお，この場合の料金その他の連系条件は，別に定める発電設備系統
連系サービス要綱によります。

(２) 発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用される場合は，(１)に準じて取り扱います。
なお，この場合の料金その他の連系条件は，別に定める発電設備系統
連系サービス要綱によります。

託送供給等の停止(１) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当する
場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により生じた保安上の危険のため緊急を要する場合
ロ 発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物を故意に損傷し，または亡失して，当社に重大な損害を与えた場合
ハ 61（引込線の接続）に反して，当社の電線路または引込線と発電者の電気設備または需要者の電気設備との接続を行なった場合(２) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または発電契約者にその旨を警告しても改めない場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。

4445 託送供給等の停止(１) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当する
場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により生じた保安上の危険のため緊急を要する場合
ロ 発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物を故意に損傷し，または亡失して，当社に重大な損害を与えた場合
ハ 6162（引込線の接続）に反して，当社の電線路または引込線と発電者の電気設備または需要者の電気設備との接続を行なった場合(２) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または，発電契約者または発電者にその旨を警告しても改めない場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により保安上の危険がある場合
ロ 電気工作物の改変等によって不正に当社の供給設備を使用，または電気を使用または発電もしくは放電された場合
ハ 契約負荷設備以外の負荷設備によって電気を使用された場合
ニ 動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，動力
従量接続送電サービス，動力臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時接続送電サービスの場合で，変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用されたとき。
ホ 4243（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に反して，当社の係員の立入りによる業務の実施を正当な理由なく拒否された場合
ヘ 4344（託送供給等にともなう協力）によって必要となる措置を講じられない場合(３) 契約者または，発電契約者または発電者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または，発電契約者または発電者にその改善を求めた場合
で，3940（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じていただけないときには，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 接続送電サービス契約電力をこえて接続送電サービスを使用される

イ

契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により保安上の危険がある場合
ロ 電気工作物の改変等によって不正に当社の供給設備を使用，または電気を使用された場合
ハ 契約負荷設備以外の負荷設備によって電気を使用された場合
ニ 動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，動力
従量接続送電サービス，動力臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時接続送電サービスの場合で，変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用されたとき。
ホ 42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に反して，当社の係員の立入りによる業務の実施を正当な理由なく拒否された場合
ヘ 43（託送供給等にともなう協力）によって必要となる措置を講じられない場合(３) 契約者または発電契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または発電契約者にその改善を求めた場合で，39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じていただけないときには，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

接続送電サービス契約電力をこえて接続送電サービスを使用される託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−14−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）場合
臨時接続送電サービス契約電力をこえて臨時接続送電サービスを使用される場合ハ 予備送電サービス契約電力をこえて予備送電サービスを使用される
場合
ニ 発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合

場合
臨時接続送電サービス契約電力をこえて臨時接続送電サービスを使用される場合ハ 予備送電サービス契約電力をこえて予備送電サービスを使用される
場合
ニ 発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合
ホ 接続供給電力が接続送電サービス契約電力を継続して下回る場合（従量接続送電サービスの適用を受ける場合に限ります。）(４) 発電者または需要者がその他この約款に反した場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
(５) (１)から(４)によって当該託送供給または発電量調整供給を停止する場合には，当社は，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給の停止のための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力していただきます。
また，停止のための適当な処置を行なう場合には，その旨を文書等に
より発電者または需要者にお知らせすることがあります。

ロ

ホ

接続供給電力が接続送電サービス契約電力を継続して下回る場合（従量接続送電サービスの適用を受ける場合に限ります。）(４) 発電者または需要者がその他この約款に反した場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
(５) (１)から(４)によって当該託送供給または発電量調整供給を停止する場合には，当社は，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給の停止のための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力していただきます。
また，停止のための適当な処置を行なう場合には，その旨を文書等に
より発電者または需要者にお知らせすることがあります。
45

託送供給等の停止の解除
44（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止した場合で，契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を解消したときには，当社は，すみやかに当該託送供給または発電量調整供給を再開いたします。

46

託送供給の停止期間中の料金
44（託送供給等の停止）によって接続供給を停止した場合には，その停止期間中については，まったく電気を使用しない場合の月額料金を32（料金の算定）により日割計算をして，料金を算定いたします。

47

違
約
金
(１) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために料金の全部または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の３倍に相当する金額を，違約金として接続供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者から申し受けます。
イ １（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合
ロ 44（託送供給等の停止）(２)ロ，ハまたはニの場合

託送供給等約款 新旧対比表

ロ

4546

託送供給等の停止の解除
4445（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止した場合で，契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を解消したときには，当社は，すみやかに当該託送供給または発電量調整供給を再開いたします。

4647

託送供給等の停止期間中の料金
4445（託送供給等の停止）によって接続供給または発電量調整供給を停止した場合には，その停止期間中については，まったく電気を使用しない
場合またはまったく発電もしくは放電しない場合の月額料金を3233（料金の算定）により日割計算をして，料金を算定いたします。

4748 違約金(１) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために料金の全部または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の３倍に相当する金額を，違約金として接続供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者から，
系統連系受電契約については発電者から申し受けます。
イ １（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合
ロ 4445（託送供給等の停止）(２)ロ，ハまたはニの場合−Ⅴ−15−

48

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(２) (１)の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。
(３) 不正に使用した期間が確認できない場合は，６月以内で当社が決定した期間といたします。

(２) (１)の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法または発電・放電方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。
(３) 不正に使用した期間または不正に発電もしくは放電した期間が確認できない場合は，６月以内で当社が決定した期間といたします。

損害賠償の免責(１) 11（託送供給等の開始）(１)によってあらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力量調整供給を開始できな
かった場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。
(２) 38（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合
は，この限りではありません。
(３) 契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者および需要者が９（検討および契約の申込み）(８)による措置を講じなかったことによって生じた損害については，当社は，その賠償の責めを負いません。
(４) 44（託送供給等の停止）によって託送供給もしくは発電量調整供給を停止した場合または54（解約等）によって接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約を解約した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。

4849 損害賠償の免責(１) 11（託送供給等の開始）(１)によってあらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力量調整供給を開始できな
かった場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。
(２) 3839（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。
(３) 契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者および需要者が９（検討および契約の申込み）(８)による措置を講じなかったことによって生じた損害については，当社は，その賠償の責めを負いません。
(４) 4445（託送供給等の停止）によって託送供給もしくは発電量調整供給を停止した場合または5455（解約等）によって接続供給契約，振替供給契
約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約もしくは需要抑制量調整供給契約を解約した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契
約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。
(５) 4445（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう
旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合または5455（解約等）によって契約者もしくは発電契約者が5455（解約等）(１)ロに該当する旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。
(６) 当社は，その他の事故によって契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。

(５) 44（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合または54（解約等）によって契約者もしくは発電契約者が54（解約等）(１)ロに該当する旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。
(６) 当社は，その他の事故によって契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。ただし，当社の責めとなる理由による場合は，この限りではありません。
49

設 備 の 賠 償契約者，発電契約者，発電者または需要者が故意または過失によって，発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物，電気機器その他の設備を損傷し，または亡失した場合は，その設備について次の金額を託送供給

託送供給等約款 新旧対比表

4950

設 備 の 賠 償契約者，発電契約者，発電者または需要者が故意または過失によって，発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物，電気機器その他の設備を損傷し，または亡失した場合は，その設備について次の金額を託送供給−Ⅴ−16−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契約については契約者に，発電量調整供給契約については発電契約者に賠償していただきます。
(１) 修理可能の場合
修 理 費(２) 亡失または修理不可能の場合帳簿価額と取替工費の合計額

契約については契約者に，発電量調整供給契約については発電契約者に賠償していただきます。
(１) 修理可能の場合
修 理 費(２) 亡失または修理不可能の場合帳簿価額と取替工費の合計額

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅴ−17−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅵ

50

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契約の変更および終了

Ⅵ

契 約 の 変 更(１) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量
調整供給契約の内容に変更が生じる場合は，Ⅱ（契約の申込み）に定める新たに接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を希望される場合に準じて接続供給契約，振替供給
契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を変更するものとし，すみやかに当社に変更を申し出ていただきます。
(２) 低圧で供給する場合で，需要者が小売電気事業者の変更を希望され，契約者が接続供給契約を変更するときの(１)による接続供給契約の変更は，次のとおりといたします。
イ 需要者への電気の供給を廃止される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の廃止希望日を定めて，当社に申し出ていただきます。ただし，廃止申込みがロの開始申込みより先だって行なわれた場合で，当該需要者への電気の供給を新たに開始される契約者からの当該供給地点への託送供給の開始の申込みが廃止希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型等計量器を取り付けている場合は廃止希望日の２暦日前から起算して１営業日前の日の１暦日前といたします。）までに行なわれなかったときには，当社は，当該廃止申込みの承諾を取り消します。
また，廃止日は，当該供給地点への電気の供給を新たに開始される
契約者が当社と定めた開始日と同一の日といたします。
ロ 需要者への電気の供給を新たに開始される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の開始希望日を定めて，当社に申し出ていただきます。この場合，当社は，契約者と協議のうえ開始
日を定めます。ただし，開始申込みが廃止申込みより先だって行なわれた場合で，当該需要者への電気の供給を廃止される契約者からの当該供給地点への託送供給の廃止の申込みが開始希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型等計量器を取り付けている場合は廃止希望日の２暦日前から起算して１営業日前の日の１暦日
前といたします。）までに行なわれなかったときには，当社は，当該開始申込みの承諾を取り消します。
ハ イおよびロにおける営業日は，当社が定めるものとし，契約者にお知らせいたします。

託送供給等約款 新旧対比表

契約の変更および終了

5051 契 約 の 変 更(１) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の内容に変更が生じる場合は，Ⅱ（契約の申込み）に定める新たに接続供給契約，振替供給契約，発電量調整
供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を希望される場合に準じて接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系
統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を変更するものとし，すみやかに当社に変更を申し出ていただきます。
(２) 低圧で供給する場合で，需要者が小売電気事業者の変更を希望され，契約者が接続供給契約を変更するときの(１)による接続供給契約の変更は，次のとおりといたします。
イ 需要者への電気の供給を廃止される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の廃止希望日を定めて，当社に申し出ていただきます。ただし，廃止申込みがロの開始申込みより先だって行なわれた場合で，当該需要者への電気の供給を新たに開始される契約者からの当該供給地点への託送供給の開始の申込みが廃止希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型等計量器を取り付けている場合は廃止希望日の２暦日前から起算して１営業日前の日の１暦日前といたします。）までに行なわれなかったときには，当社は，当該廃止申込みの承諾を取り消します。
また，廃止日は，当該供給地点への電気の供給を新たに開始される
契約者が当社と定めた開始日と同一の日といたします。
ロ 需要者への電気の供給を新たに開始される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の開始希望日を定めて，当社に申し出ていただきます。この場合，当社は，契約者と協議のうえ開始
日を定めます。ただし，開始申込みが廃止申込みより先だって行なわれた場合で，当該需要者への電気の供給を廃止される契約者からの当該供給地点への託送供給の廃止の申込みが開始希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型等計量器を取り付けている場合は廃止希望日の２暦日前から起算して１営業日前の日の１暦日
前といたします。）までに行なわれなかったときには，当社は，当該開始申込みの承諾を取り消します。
ハ イおよびロにおける営業日は，当社が定めるものとし，契約者にお知らせいたします。
(３) 発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，当社の供給設備を同一条件で継続して利用されることまたは反復して利用されること−Ⅵ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(３) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者を変更されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑制量調
整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

が想定されるにもかかわらず，発電契約者から発電設備等の検査，補修，休止等の理由により契約受電電力または同時最大受電電力の減少の申出があるときは，正当な理由がない限り，契約受電電力または同時最大受
電電力の減少はできないものといたします。
(３)(４) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者を変更されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑制量
調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

51

名 義 の 変 更合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者または需要抑制
契約者が，それまで託送供給または電力量調整供給を受けていた契約者，発電契約者または需要抑制契約者の当社に対する接続供給契約もしくは振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き託送供給または電力量調整供給を希望される場合で，当社が承諾したときには，名義変更の手続きによることができます。この場合には，新たな契約者，発電契約者または需要抑制契約者は，その旨を当社へ文書により申し出ていただきます。ただし，新たな契約者または発電契約者が，それまで託送供給を受けていた契約者の当社に対する自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約もしくは振替供給契約または発電量調整供給契約についてのすべての権利義
務を受け継ぎ，引き続き当該接続供給契約もしくは当該振替供給契約または当該発電量調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(１)チに定める要件を満たすことを文書により証明できるときに限り，名義変更の手続きによることができます。

52

契 約 の 廃 止(１) 契約者が接続供給契約もしくは振替供給契約を廃止しようとされる場
合，発電契約者が発電量調整供給契約を廃止しようとされる場合または需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を廃止しようとされる場合は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者は，あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知していただきます。この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設
備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給を終了させるための適当な処置を行ないます。

託送供給等約款 新旧対比表

5152

名 義 の 変 更合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が，それまで託送供給または電力量調整供給を受けていた
契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者の当社に対する接続供給契約もしくは振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き託送供給または電力量調整供給を希望される場合で，当社が承諾したときには，名義変更の手続きによることができます。この場合には，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，その旨を当社へ文書により申し出ていただきます。ただし，新たな契約者または，発電契約者または発電者が，それまで託送供給を受けていた契約者の当社に対する自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約もしくは振替供給契約または，発電量調整供給契約または系統連系受電契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き当該接続供給契約もしくは当該振替供給契約または，当該発電量調整供給契約または当該系統連系受電契約を希望される場合は，８（契約の要件）(１)チリに定める要件を満たすこと
を文書により証明できるときに限り，名義変更の手続きによることができます。

5253 契 約 の 廃 止(１) 契約者が接続供給契約もしくは振替供給契約を廃止しようとされる場
合，発電契約者が発電量調整供給契約を廃止しようとされる場合，発電者が系統連系受電契約を廃止しようとされる場合または需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を廃止しようとされる場合は，契約者，発電契
約者，発電者または需要抑制契約者は，あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知していただきます。この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調−Ⅵ−2−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていただきます。

(２) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量
調整供給契約は，54（解約等）および次の場合を除き，契約者，発電契
約者または需要抑制契約者が当社に通知された廃止期日に消滅いたします。
イ 当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者の廃止通知を廃止
期日の翌日以降に受けた場合は，通知を受けた日に接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が消滅したものといたします。
ロ 当社の責めとならない理由（非常変災等の場合を除きます。）により託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置ができない
場合は，接続供給契約，振替供給契約または発電量調整供給契約は，託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置が可能となった日に消滅するものといたします。

(３) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者が契約を廃止されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑
制量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

整供給を終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていただきます。
(２) 当社の供給設備を継続して利用されることまたは反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者または発電者から発電設備等の検査，補修，休止等の理由により発電量調整供給契約または系統
連系受電契約の廃止の申出がある場合は，正当な理由がない限り，(１)にかかわらず，発電量調整供給契約または系統連系受電契約の廃止はできないものといたします。
(２)(３) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約は，5455（解約等）および次の場合を除き，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が当社に通知された廃止期日に消滅いたします。
イ 当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者の廃止通知を廃止期日の翌日以降に受けた場合は，通知を受けた日に接続供給
契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約が消滅したものといたします。
ロ 当社の責めとならない理由（非常変災等の場合を除きます。）により託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置ができない
場合は，接続供給契約，振替供給契約または，発電量調整供給契約または系統連系受電契約は，託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置が可能となった日に消滅するものといたします。
(４) 発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，発電量調整供給契約または系統連系受電契約を締結している発電場所と同一の場所である需要場所において締結している接続供給契約（発電設備等に係る供給地点の接続供給契約に限ります。）が廃止されたときは，発電契約者
または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行ないます。
なお，この場合には，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系
受電契約は変更され，または消滅するものといたします。
(３)(５) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者が契約を廃止されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

−Ⅵ−3−

53

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算

5354 供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算(１) 次の場合には，当社は，接続供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を契約者に，発電量調整供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を発電契約者に，それぞれ精算していただきます。
なお，この場合は，受電地点または供給地点ごとに精算するものといたします。
イ 接続供給の場合(イ) 低圧で供給する場合
ａ 契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された接続送電サービス契約電力，接続送電
サービス契約電流または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは
電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サー
ビス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力
量は，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電
サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定
し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，7273（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｂ 契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電
サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サービス，動力時間
帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を(１) 次の場合には，当社は，接続供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を契約者に，発電量調整供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を発電契約者に，それぞれ精算していただきます。
なお，この場合は，受電地点または供給地点ごとに精算するものといたします。
イ 接続供給の場合(イ) 低圧で供給する場合
ａ 契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された接続送電サービス契約電力，接続送電
サービス契約電流または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは
電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サー
ビス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力
量は，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電
サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定
し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，72（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｂ 契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電
サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サービス，動力時間
帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を託送供給等約款 新旧対比表−Ⅵ−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量の減少分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力，接続
送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量の減少に見合う部分について，72（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｃ 当社が将来の需要等を考慮して供給設備を常置する場合は，ａおよびｂにかかわらず精算いたしません。
ｄ 電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合の料金および工事費の精算は，ａ，ｂおよびｃに準ずるものといたします。
(ロ) 高圧または特別高圧で供給する場合
ａ 契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金
または予備送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された契約電力分につき該当料金の20パーセン
トを割増ししたものを適用いたします。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力
量は，接続送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備（高圧で受電または供給する場合で，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分を除きます。）について，72（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｂ 契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サー
ビス料金または予備送電サービス料金について，さかのぼって，減少契約電力分につき該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力の減少分と残余分の比であん分したものといた
託送供給等約款 新旧対比表−Ⅵ−5−

受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力，接続送電サービス契約電流または接続送電
サービス契約容量の減少分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力，接続
送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量の減少に見合う部分について，7273（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｃ 当社が将来の需要等を考慮して供給設備を常置する場合は，ａおよびｂにかかわらず精算いたしません。
ｄ 電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合の料金および工事費の精算は，ａ，ｂおよびｃに準ずるものといたします。
(ロ) 高圧または特別高圧で供給する場合
ａ 契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金
または予備送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された契約電力分につき該当料金の20パーセン
トを割増ししたものを適用いたします。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力
量は，接続送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備（高圧で受電または供給する場合で，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分を除きます。）について，7273（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
ｂ 契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サー
ビス料金または予備送電サービス料金について，さかのぼって，減少契約電力分につき該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力の減少分と残余分の比であん分したものといた現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

します。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，72（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
(ハ) 19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定める契約者（19〔接続送電サービス〕(２)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(２)イ(イ)に準じて定める契約者
を含みます。）が，需要場所における受電設備等を新たに設定し，または需要場所における受電設備の総容量等を増加された日以降１年に満たないで接続送電サービス契約電力を消滅させ，または19（接続送電サービス）(２)イ(イ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる場合は，(イ)または(ロ)に準ずるものといたします。
この場合，(イ)または(ロ)にいう接続送電サービス契約電力を新たに設定された日は，需要場所における受電設備等を新たに設定された日とし，接続送電サービス契約電力を増加された日は，需要場所における受電設備の総容量等を増加された日とし，接続送電サービス契
約電力を減少される日は，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる日といたします。
ロ 発電量調整供給の場合(イ) 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合で，新たに施設された当社の供給設備を撤去するときには，当社は，撤去に要する諸工費（諸掛りを含みます。）から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。

します。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，7273（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
(ハ) 19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定める契約者（19〔接続送電サービス〕(２)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(２)イ(イ)に準じて定める契約者
を含みます。）が，需要場所における受電設備等を新たに設定し，または需要場所における受電設備の総容量等を増加された日以降１年に満たないで接続送電サービス契約電力を消滅させ，または19（接続送電サービス）(２)イ(イ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる場合は，(イ)または(ロ)に準ずるものといたします。
この場合，(イ)または(ロ)にいう接続送電サービス契約電力を新たに設定された日は，需要場所における受電設備等を新たに設定された日とし，接続送電サービス契約電力を増加された日は，需要場所における受電設備の総容量等を増加された日とし，接続送電サービス契
約電力を減少される日は，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる日といたします。
ロ 発電量調整供給の場合(イ) 発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電
サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合で，新たに施設された当社の供給設備を撤去するときには，当社は，撤去に要する諸工費（諸掛りを含みます。）から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(ロ) 発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電
サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，当社の供給設備のうち契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(２) 発電者または需要者が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され，利用されてからの期間が１年以上になる場合には，１年以上利用される契約電力等に見合う部分については，(１)にかかわらず精算いたしません。
なお，接続供給契約または発電量調整供給契約の消滅または変更の日
以降に１年以上にならないことが明らかになった場合には，明らかになった日に(１)に準じて精算を行ないます。

(ロ) 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，当社の供給設備のうち契約受電電力または予備
送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）
から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(２) 発電者または需要者が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され，利用されてからの期間が１年以上になる場合には，１年以上利用される契約電力等に見合う部分については，(１)にかかわらず精算いたしません。
なお，接続供給契約または発電量調整供給契約の消滅または変更の日
以降に１年以上にならないことが明らかになった場合には，明らかになった日に(１)に準じて精算を行ないます。
託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅵ−6−

54

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(３) 非常変災等やむをえない理由による場合は，(１)にかかわらず精算いた
しません。

(３) 非常変災等やむをえない理由による場合は，(１)にかかわらず精算いた
しません。

解
約
等
(１) 当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。

5455 解約等(１) 当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
なお，系統連系受電契約を解約した場合には，当該発電場所に係る発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
なお，この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいたします。
また，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者がロに該当する場合は，その旨を文書等により発電者，需要者または需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者にお知らせすることがあります。
イ 4445（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止された契約者，発電契約者，発電者または需要者が当社の定めた期日までにその理由となった事実を解消されない場合
ロ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場合(イ) 料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ロ) 発電契約者と当社が，発電者の料金，延滞利息および契約超過金の支払いに関する期日をあらかじめ定めた場合で，あらかじめ定めた支払いに関する期日を経過してなお引き渡されないとき。
(ロ)(ハ) 他の接続供給契約（既に消滅しているものを含みます。），発電
量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。），系統連系受電契約（既に消滅しているものを含みます。）または需要抑制量
調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。）の料金を支払
期日を経過してなお支払われない場合(ハ)(ニ) 料金以外の債務を支払われない場合(ホ) 当社と締結する他の契約（既に消滅しているものを含みます。）にもとづく料金等の金銭債務を支払われない場合
ハ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，3940（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないとき。
(イ) ８（契約の要件）を欠くに至った場合(ロ) 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

なお，この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせいたします。
また，契約者，発電契約者または需要抑制契約者がロに該当する場合は，その旨を文書等により発電者，需要者または需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者にお知らせすることがあります。
イ

44（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止された契約者，発電契約者，発電者または需要者が当社の定めた期日までにその理由となった事実を解消されない場合
ロ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場合(イ) 料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ロ) 他の接続供給契約（既に消滅しているものを含みます。），発電量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。）または需要抑
制量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。）の料金を
支払期日を経過してなお支払われない場合(ハ)

料金以外の債務を支払われない場合

ハ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた
場合で，39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないとき。
(イ) ８（契約の要件）を欠くに至った場合(ロ) 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅵ−7−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ハ) 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量と発電量
調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ニ) 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量と需要抑制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ホ) 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁にベースラインが著しく不適当と認められるとき。
(ヘ) 発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合(ト) その他この約款に反した場合(２) 需要者がその需要場所から移転され，電気を使用されていないことが明らかな場合には，契約者または需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調
整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
この場合，当社が当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整
供給を終了させるための処置を行なった日に接続供給契約および需要抑
制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表(ハ) 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量と発電量
調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ニ) 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量と需要抑制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ホ) 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁にベースラインが著しく不適当と認められるとき。
(ヘ) 発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合(ト) その他この約款に反した場合(２) 需要者がその需要場所から移転され，電気を使用されていないことが明らかな場合には，契約者または需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調
整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
この場合，当社が当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整
供給を終了させるための処置を行なった日に接続供給契約および需要抑
制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
(３) 発電者がその発電場所において，その発電場所に係る設備の保全の意
思がないことまたは今後も発電もしくは放電しないことが明らかな場合には，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。
(４) 発電場所が複数の発電バランシンググループに属しており，かつ，発電者の料金その他を支払期日を経過してなお支払われない場合で，系統連系受電契約を解約したときは，当該発電契約者からの申出がない場合であっても，発電量調整供給契約を変更していただくものとし，当社は，その旨を発電契約者に通知いたします。
なお，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
(５) 発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，発電量調整供給契約または系統連系受電契約を締結している発電場所と同一の場所である需要場所において締結している接続供給契約（発電設備等に係る供給地点の接続供給契約に限ります。）が(１)によって解約されたときは，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行ないます。
この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。

−Ⅵ−8−

現 行（2023年12月27日実施）
55

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契約消滅後の債権債務関係
接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約期間中の料金その他の債権債務は，接続供給契約，振替供給契
約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約の消滅によっては消滅いたしません。

託送供給等約款 新旧対比表

契約消滅後の債権債務関係
接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約
または需要抑制量調整供給契約期間中の料金その他の債権債務は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の消滅によっては消滅いたしません。

5556

−Ⅵ−9−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅶ56

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

受電方法および供給方法ならびに工事

Ⅶ

受電地点，供給地点および施設
受 電 地 点イ 電気の受電地点は，当社の電線路または引込線と発電者の電気設備との接続点といたします。ただし，発電者の発電設備等が当社の電線路または引込線と電気的に接続しない場合の受電地点は，会社間連系点といたします。
ロ 受電地点は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，発電場所
内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，発電契約者と当社との協議により，発電場所以外の地点を受電地点とすることがあります。
(イ) 山間地，離島にある発電場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の発電設備等の設置が見込まれない
発電場所から電気を受電する場合(ロ) 当社の立入りが困難な発電場所から電気を受電する場合(ハ) １建物内の２以上の発電場所から電気を受電する場合で各発電場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することとなるとき。
(ニ) 58（地中引込線）(４)により地中引込線によって電気を受電する場
合(ホ) その他特別の事情がある場合(２) 供 給 地 点
イ 接続供給の場合(イ) 供給地点は，当社の電線路または引込線と需要者の電気設備との接続点といたします。
(ロ) 供給地点は，需要場所内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。
ただし，次の場合には，契約者と当社との協議により，需要場所以外の地点を供給地点とすることがあります。
ａ 山間地，離島にある需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の需要が見込まれない需要場所に対して電気を供給する場合
ｂ 当社の立入りが困難な需要場所に対して電気を供給する場合
ｃ １建物内の２以上の需要場所に電気を供給する場合で各需要場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することと
なるとき。
(１)

託送供給等約款 新旧対比表

受電方法および供給方法ならびに工事

5657 受電地点，供給地点および施設(１) 受 電 地 点
イ 電気の受電地点は，当社の電線路または引込線と発電者の電気設備との接続点といたします。ただし，発電者の発電設備等が当社の電線路または引込線と電気的に接続しない場合の受電地点は，会社間連系点といたします。
ロ 受電地点は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，発電場所
内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，発電契約者と当社との協議により，発電場所以外の地点を受電地点とすることがあります。
(イ) 山間地，離島にある発電場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の発電設備等の設置が見込まれない
発電場所から電気を受電する場合(ロ) 当社の立入りが困難な発電場所から電気を受電する場合(ハ) １建物内の２以上の発電場所から電気を受電する場合で各発電場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することとなるとき。
(ニ) 5859（地中引込線）(４)により地中引込線によって電気を受電する
場合(ホ) その他特別の事情がある場合(２) 供 給 地 点
イ 接続供給の場合(イ) 供給地点は，当社の電線路または引込線と需要者の電気設備との接続点といたします。
(ロ) 供給地点は，需要場所内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。
ただし，次の場合には，契約者と当社との協議により，需要場所以外の地点を供給地点とすることがあります。
ａ 山間地，離島にある需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の需要が見込まれない需要場所に対して電気を供給する場合
ｂ 当社の立入りが困難な需要場所に対して電気を供給する場合
ｃ １建物内の２以上の需要場所に電気を供給する場合で各需要場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することと
なるとき。

−Ⅶ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

58（地中引込線）(４)により地中引込線によって電気を供給する
場合
ｅ その他特別の事情がある場合
ロ 振替供給の場合
供給地点は，会社間連系点といたします。
(３) 受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備
は，当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける
金額を除き，当社の負担で施設いたします。
なお，当社は，発電者または需要者（共同引込線による引込みで電気を受電または供給する複数の発電者または需要者を含みます。）のみのために発電者または需要者の土地または建物に引込線，接続装置等の供給設備を施設する場合は，その施設場所を発電者または需要者から無償で提供していただきます。
(４) 付帯設備（(３)により発電者または需要者の土地または建物に施設される供給設備を支持し，または収納する工作物およびその供給設備の施設
上必要な発電者または需要者の建物に付合する設備をいいます。）は，
原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場
合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
(５) 特定送配電事業を営む者が維持および運用する電線路に複数の発電場
所または複数の需要場所が接続する場合の受電地点または供給地点は，(１)または(２)に準じて契約者または発電契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，当該複数の発電場所または複数の需要場所につき，１受電地点または１供給地点といたします。

5859（地中引込線）(４)により地中引込線によって電気を供給する場合
ｅ その他特別の事情がある場合
ロ 振替供給の場合
供給地点は，会社間連系点といたします。
(３) 受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備
は，当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける
金額を除き，当社の負担で施設いたします。
なお，当社は，発電者または需要者（共同引込線による引込みで電気を受電または供給する複数の発電者または需要者を含みます。）のみのために発電者または需要者の土地または建物に引込線，接続装置等の供給設備を施設する場合は，その施設場所を発電者または需要者から無償で提供していただきます。
(４) 付帯設備（(３)により発電者または需要者の土地または建物に施設される供給設備を支持し，または収納する工作物およびその供給設備の施設
上必要な発電者または需要者の建物に付合する設備をいいます。）は，
原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場
合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
(５) 特定送配電事業を営む者が維持および運用する電線路に複数の発電場
所または複数の需要場所が接続する場合の受電地点または供給地点は，(１)または(２)に準じて契約者または発電契約者と当社との協議によって定
めます。この場合，当該複数の発電場所または複数の需要場所につき，１受電地点または１供給地点といたします。

架 空 引 込 線
(１) 当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者
または需要者の建造物または補助支持物の引込線取付点までは，当社が施設いたします。
(２) 引込線取付点は，当社の電線路の最も適当な支持物から原則として最短距離の場所であって，堅固に施設できる点を契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
(３) 受電地点または供給地点から発電者または需要者の引込開閉器に至るまでの配線（以下「引込口配線」といいます。）は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
(４) 引込線を取り付けるため発電場所内または需要場所内に設置する引込

5758 架 空 引 込 線(１) 当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者
または需要者の建造物または補助支持物の引込線取付点までは，当社が施設いたします。
(２) 引込線取付点は，当社の電線路の最も適当な支持物から原則として最短距離の場所であって，堅固に施設できる点を契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
(３) 受電地点または供給地点から発電者または需要者の引込開閉器に至るまでの配線（以下「引込口配線」といいます。）は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
(４) 引込線を取り付けるため発電場所内または需要場所内に設置する引込ｄ57

託送供給等約款 新旧対比表

ｄ

−Ⅶ−2−

58

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

小柱等の補助支持物は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が補助支持物を無償で使用できるものといたします。
(５) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込小柱等の補助支持物を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ 当社は，発電者または需要者の補助支持物を使用して，他の発電者
または他の需要者への引込線を施設いたします。この場合，その補助支持物から最短距離の場所にある発電者または需要者の建造物または補助支持物の取付点に至るまでの引込口配線は引込線とし，その引込線および補助支持物の管理（材料費の負担を含みます。）は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点は，発電者または需要者へ引き込むための引込線の終端に変更いたします。
ロ イにより当社が管理を行なう引込線または補助支持物を改修し，または撤去する場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。
また，これにともない新たに施設される場合の引込線または補助支持
物は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

小柱等の補助支持物は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が補助支持物を無償で使用できるものといたします。
(５) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込小柱等の補助支持物を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ 当社は，発電者または需要者の補助支持物を使用して，他の発電者
または他の需要者への引込線を施設いたします。この場合，その補助支持物から最短距離の場所にある発電者または需要者の建造物または補助支持物の取付点に至るまでの引込口配線は引込線とし，その引込線および補助支持物の管理（材料費の負担を含みます。）は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点は，発電者または需要者へ引き込むための引込線の終端に変更いたします。
ロ イにより当社が管理を行なう引込線または補助支持物を改修し，または撤去する場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。
また，これにともない新たに施設される場合の引込線または補助支持
物は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

地 中 引 込 線
(１) 架空引込線を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もしくは地域的な事情により不適当と認められる場合で，当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なうときには，次のイまたはロの最も当社の供給設備に近い接続点までを当社が施設いたします。
イ 発電者が発電場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点または需要者が需要場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点
ロ 当社が施設する計量器（付属装置を含みます。）または接続装置の接続点
なお，当社は，発電者または需要者の土地または建物に接続装置等を施設することがあります。
(２) (１)により当社の電線路と接続する電気設備の施設場所は，当社の電線路の最も適当な支持物または分岐点から最短距離にあり，原則として，
地中引込線の施設上とくに多額の費用を要する等特別の工事を必要とせず，かつ，安全に施設できる次のいずれにも該当する場所とし，契約者
または発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，これ以外の場合には，発電場所内または需要場所内の地中引込

5859 地 中 引 込 線(１) 架空引込線を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もしくは地域的な事情により不適当と認められる場合で，当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なうときには，次のイまたはロの最も当社の供給設備に近い接続点までを当社が施設いたします。
イ 発電者が発電場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点または需要者が需要場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点
ロ 当社が施設する計量器（付属装置を含みます。）または接続装置の接続点
なお，当社は，発電者または需要者の土地または建物に接続装置等を施設することがあります。
(２) (１)により当社の電線路と接続する電気設備の施設場所は，当社の電線路の最も適当な支持物または分岐点から最短距離にあり，原則として，
地中引込線の施設上とくに多額の費用を要する等特別の工事を必要とせず，かつ，安全に施設できる次のいずれにも該当する場所とし，契約者
または発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，これ以外の場合には，発電場所内または需要場所内の地中引込

託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅶ−3−

59

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

線は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
イ 発電者または需要者の構内における地中引込線のこう長が50メート
ル程度以内の場所
ロ 建物の３階以下にある場所
ハ その他地中引込線の施設上特殊な工法，材料等を必要としない場所(３) 地中引込線の施設上必要な付帯設備は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
なお，この場合の付帯設備は，次のものをいいます。
イ 鉄管，暗きょ等発電者または需要者の土地または建物の壁面等に引込線をおさめるために施設される工作物（π引込みの場合のケーブルの引込みおよび引出しのために施設されるものを含みます。）
ロ 発電者または需要者の土地または建物に施設される基礎ブロック（接続装置を固定するためのものをいいます。）およびハンドホール
ハ その他イまたはロに準ずる設備(４) 接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者の希望によりとくに地中引込線によって行なうときには，地
中引込線は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。ただし，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，(１)に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，66（受電地点への供給設
備の工事費負担金）(２)，(４)または69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)の工事費負担金を契約者または発電契約者から申し受けます。

線は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
イ 発電者または需要者の構内における地中引込線のこう長が50メート
ル程度以内の場所
ロ 建物の３階以下にある場所
ハ その他地中引込線の施設上特殊な工法，材料等を必要としない場所(３) 地中引込線の施設上必要な付帯設備は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
なお，この場合の付帯設備は，次のものをいいます。
イ 鉄管，暗きょ等発電者または需要者の土地または建物の壁面等に引込線をおさめるために施設される工作物（π引込みの場合のケーブルの引込みおよび引出しのために施設されるものを含みます。）
ロ 発電者または需要者の土地または建物に施設される基礎ブロック（接続装置を固定するためのものをいいます。）およびハンドホール
ハ その他イまたはロに準ずる設備(４) 接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者の希望によりとくに地中引込線によって行なうときには，地
中引込線は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。ただし，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，(１)に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，6667（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)，(４)または6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)の工事費負担金を契約者または発電契約者から申し受けます。

連接引込線等(１) 当社は，建物の密集場所等特別の事情がある場所では，連接引込線（１発電場所または１需要場所の引込線から分岐して支持物を経ないで他の発電場所の受電地点または他の需要場所の供給地点に至る引込線をいいます。）または共同引込線によって当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続をすることがあります。この場合，当社は，分岐装置を発電者または需要者の土地または建物に施設することがあります。
なお，発電者または需要者の電気設備との接続点までは，当社が施設いたします。

5960 連 接 引 込 線 等(１) 当社は，建物の密集場所等特別の事情がある場所では，連接引込線（１発電場所または１需要場所の引込線から分岐して支持物を経ないで他の発電場所の受電地点または他の需要場所の供給地点に至る引込線をいいます。）または共同引込線によって当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続をすることがあります。この場合，当社は，分岐装置を発電者または需要者の土地または建物に施設することがあります。
なお，発電者または需要者の電気設備との接続点までは，当社が施設いたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅶ−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(２) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込口配線を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ 当社は，発電者または需要者の引込口配線から分岐して，他の発電者または他の需要者への連接引込線を施設いたします。この場合，その引込口配線の終端までは共同引込線とし，その管理（材料費の負担を含みます。）は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点
は，当社が管理を行なう共同引込線の終端に変更いたします。
ロ イにより当社が管理を行なう共同引込線を改修し，または撤去する
場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。また，これにともない新たに施設される共同引込線は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

(２) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込口配線を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ 当社は，発電者または需要者の引込口配線から分岐して，他の発電者または他の需要者への連接引込線を施設いたします。この場合，その引込口配線の終端までは共同引込線とし，その管理（材料費の負担を含みます。）は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点
は，当社が管理を行なう共同引込線の終端に変更いたします。
ロ イにより当社が管理を行なう共同引込線を改修し，または撤去する
場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。また，これにともない新たに施設される共同引込線は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

60

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
中高層集合住宅等の場合で，１建物内の２以上の発電場所または需要場所において電気を受電または供給するときには，当社は，原則として共同引込線による１引込みで電気を受電または供給いたします。
なお，技術上その他やむをえない場合は，当社は，発電者または需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたします。この場合，変圧器の２次側接続点までは，当社が施設いたし
ます。

61

62

6061

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
中高層集合住宅等の場合で，１建物内の２以上の発電場所または需要場所において電気を受電または供給するときには，当社は，原則として共同引込線による１引込みで電気を受電または供給いたします。
なお，技術上その他やむをえない場合は，当社は，発電者または需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたします。この場合，変圧器の２次側接続点までは，当社が施設いたします。

引込線の接続
当社の電線路または引込線と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
なお，契約者または発電契約者の希望によって引込線の位置変更工事（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける工事を含みます。）およ
びこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費を契約者または発電契
約者から申し受けます。

6162 引 込 線 の 接 続
当社の電線路または引込線と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
なお，契約者または発電契約者の希望によって引込線の位置変更工事（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける工事を含みます。）およ
びこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費を契約者または発電契
約者から申し受けます。

計量器等の取付け(１) 料金の算定上必要な計量器，その付属装置（計量器箱，変成器，変成器箱および変成器の２次配線ならびに計量器の読みを遠隔検針する場合の通信装置および通信回線等をいいます。）および区分装置（力率測定
時間を区分する装置等をいいます。）については，次のとおりといたします。ただし，記録型等計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために当社が発電者または需要者の電気工作物を使用する場合の当該電気工作物は計量器の付属装置とはいたしません。
イ 接続供給電力量および最大需要電力等の計量に必要な計量器，その6263 計量器等の取付け(１) 料金の算定上必要な計量器，その付属装置（計量器箱，変成器，変成器箱および変成器の２次配線ならびに計量器の読みを遠隔検針する場合の通信装置および通信回線等をいいます。）および区分装置（力率測定
時間を区分する装置等をいいます。）については，次のとおりといたします。ただし，記録型等計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために当社が発電者または需要者の電気工作物を使用する場合の当該電気工作物は計量器の付属装置とはいたしません。
イ 接続供給電力量および最大需要電力等の計量に必要な計量器，その託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅶ−5−

63

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

付属装置および区分装置は，原則として，接続送電サービス契約電力等に応じて当社が選定し，かつ，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。ただし，契約者の希望によって計量器の付属装置を施設する場合または変成器の２次配線等でとくに多額の費用を要する場合については，契約者の負担により，契約者で取り付けていただくことがあります。
ロ 発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置は，原則として，契約受電電力に応じて当社が選定し，かつ，
当社の所有とし，当社で取り付けます。この場合，当社は67（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。
(２) 計量器，その付属装置および区分装置の取付位置は，適正な計量ができ，かつ，検査ならびに取付けおよび取外し工事が容易な場所（低圧で受電または供給する場合，原則として屋外といたします。）とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
また，集合住宅等の場合で，契約者または発電契約者の希望によって
計量器，その付属装置および区分装置を建物内に取り付けたときには，契約者または発電契約者と当社との協議により，あらかじめ鍵の提出等解錠に必要な協力を行なっていただくことがあります。
(３) 計量器，その付属装置および区分装置の取付場所は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。また，(１)により契約者または発電契約者が施設するものについては，当社が無償で使用できるものといたします。
(４) 当社は，記録型等計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために発電者または需要者の電気工作物を使用することがあります。この場
合には，当社が無償で使用できるものといたします。
(５) 契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の取付位置を変更する場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。
(６) 法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り替える場合には，当社は，低圧で受電するときを除き，実費を発電契約者から申し受けます。

付属装置および区分装置は，原則として，接続送電サービス契約電力等に応じて当社が選定し，かつ，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。ただし，契約者の希望によって計量器の付属装置を施設する場合または変成器の２次配線等でとくに多額の費用を要する場合については，契約者の負担により，契約者で取り付けていただくことがあります。
ロ 発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置は，原則として，契約受電電力に応じて当社が選定し，かつ，
当社の所有とし，当社で取り付けます。この場合，当社は6768（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。
(２) 計量器，その付属装置および区分装置の取付位置は，適正な計量ができ，かつ，検査ならびに取付けおよび取外し工事が容易な場所（低圧で受電または供給する場合，原則として屋外といたします。）とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
また，集合住宅等の場合で，契約者または発電契約者の希望によって
計量器，その付属装置および区分装置を建物内に取り付けたときには，契約者または発電契約者と当社との協議により，あらかじめ鍵の提出等解錠に必要な協力を行なっていただくことがあります。
(３) 計量器，その付属装置および区分装置の取付場所は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。また，(１)により契約者または発電契約者が施設するものについては，当社が無償で使用できるものといたします。
(４) 当社は，記録型等計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために発電者または需要者の電気工作物を使用することがあります。この場
合には，当社が無償で使用できるものといたします。
(５) 契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の取付位置を変更する場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。
(６) 法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り替える場合には，当社は，低圧で受電するときを除き，実費を発電契約者から申し受けます。

通信設備の施設(１) 給電指令上必要な電力保安通信用電話設備は，契約者または発電契約者の負担により，契約者または発電契約者で施設していただきます。
(２) 系統連系技術要件に定めるＮ−１電制の実施に必要な装置は，発電契約者で施設していただきます。
なお，施設等に要した費用の実費について，当社から発電契約者にお6364 通信設備の施設(１) 給電指令上必要な電力保安通信用電話設備は，契約者または発電契約者の負担により，契約者または発電契約者で施設していただきます。
(２) 系統連系技術要件に定めるＮ−１電制の実施に必要な装置は，発電契約者で施設していただきます。
なお，施設等に要した費用の実費について，当社から発電契約者にお託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅶ−6−

64

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

支払いいたします。
(３) 給電指令上必要な給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等は，次のとおりといたします。
イ 給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等は，原則として当社の所有とし，当社で施設いたします。この場合，当社は，67（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。ただし，Ｎ−１電制の実施に必要な通信設備として施設する場
合は申し受けません。
ロ 給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等の施設場所は，施設
工事，検査および保守点検作業が容易な場所とし，発電者または需要者と当社との協議により定めます。
なお，給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等の施設場所および必要な電源は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。
(４) 当社の通信設備と契約者または発電契約者の通信設備との接続点は，原則として発電場所内または需要場所内の地点とし，契約者または発電契約者と当社との協議により定めます。ただし，山間地，離島等の場合，
その他特別の事情がある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議により，発電場所または需要場所以外の地点を通信設備の接続点とすることがあります。
(５) (４)の接続点から当社側の通信設備は，原則として当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。
(６) 契約者または発電契約者の希望によって当社の通信設備の位置変更工事をする場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。

支払いいたします。
(３) 給電指令上必要な給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等は，次のとおりといたします。
イ 給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等は，原則として当社の所有とし，当社で施設いたします。この場合，当社は，6768（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。ただし，Ｎ−１電制の実施に必要な通信設備として施設する
場合は申し受けません。
ロ 給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等の施設場所は，施設
工事，検査および保守点検作業が容易な場所とし，発電者または需要者と当社との協議により定めます。
なお，給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等の施設場所および必要な電源は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。
(４) 当社の通信設備と契約者または発電契約者の通信設備との接続点は，原則として発電場所内または需要場所内の地点とし，契約者または発電契約者と当社との協議により定めます。ただし，山間地，離島等の場合，
その他特別の事情がある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議により，発電場所または需要場所以外の地点を通信設備の接続点とすることがあります。
(５) (４)の接続点から当社側の通信設備は，原則として当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。
(６) 契約者または発電契約者の希望によって当社の通信設備の位置変更工事をする場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。

専用供給設備(１) 当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設備を施設いたします。この場合，受電地点への供給設備については
66（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)または(４)の工事費負担金を，供給地点への供給設備については69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)の工事費負担金を申し受けます。
イ 契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給および他の発電者からの受電に支障がな
いと認められる場合
ロ 43（託送供給等にともなう協力）の場合
ハ 発電者もしくは需要者の施設の保安上の理由，または発電場所，需
要場所およびその他周囲の状況から将来においても他に当該供給設備

6465 専 用 供 給 設 備(１) 当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設備を施設いたします。この場合，受電地点への供給設備については6667（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)または(４)の工事費負担金を，供給地点への供給設備については6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)の工事費負担金を申し受けます。
イ 契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給および他の発電者からの受電に支障がな
いと認められる場合
ロ 4344（託送供給等にともなう協力）の場合
ハ 発電者もしくは需要者の施設の保安上の理由，または発電場所，需
要場所およびその他周囲の状況から将来においても他に当該供給設備

託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅶ−7−

65

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）の使用が見込まれない等の事情により，特定の契約者または発電契約者のみが使用されることになる供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認められる場合(２) (１)の専用設備は，受電地点から受電地点に最も近い変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）までの電線路または供給地点から供給地点に最も近い変電所までの電線路（配電盤，継電器およびその変電所の受電電圧もしくは供給電
圧と同位の電圧の母線側断路器またはこれに相当する接続点までの電線路を含みます。）に限ります。ただし，特別の事情がある場合は，受電電圧または供給電圧と同位の電圧の電線路およびこれに接続する変圧器（１次電圧側線路開閉器を含みます。）とすることがあります。
(３) (２)において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(４) (１)および(２)において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，供給地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(５) 当社は，供給設備を２以上の契約者または発電契約者が共用する専用供給設備とすることがあります。ただし，(１)イの場合は，次に該当する
場合で，いずれの契約者または発電契約者にも承諾をいただいたときに限ります。
イ ２以上の契約者または発電契約者が同時に申込みをされる場合で，いずれの契約者または発電契約者も，当社が専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望されるとき。
ロ 契約者または発電契約者が，当社が既に施設されている専用供給設
備から電気を受電することまたは供給することを希望される場合の使用が見込まれない等の事情により，特定の契約者または発電契約者のみが使用されることになる供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認められる場合(２) (１)の専用設備は，受電地点から受電地点に最も近い変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）までの電線路または供給地点から供給地点に最も近い変電所までの電線路（配電盤，継電器およびその変電所の受電電圧もしくは供給電
圧と同位の電圧の母線側断路器またはこれに相当する接続点までの電線路を含みます。）に限ります。ただし，特別の事情がある場合は，受電電圧または供給電圧と同位の電圧の電線路およびこれに接続する変圧器（１次電圧側線路開閉器を含みます。）とすることがあります。
(３) (２)において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(４) (１)および(２)において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，供給地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(５) 当社は，供給設備を２以上の契約者または発電契約者が共用する専用供給設備とすることがあります。ただし，(１)イの場合は，次に該当する
場合で，いずれの契約者または発電契約者にも承諾をいただいたときに限ります。
イ ２以上の契約者または発電契約者が同時に申込みをされる場合で，いずれの契約者または発電契約者も，当社が専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望されるとき。
ロ 契約者または発電契約者が，当社が既に施設されている専用供給設
備から電気を受電することまたは供給することを希望される場合

電流制限器等の取付け(１) 需要場所の電流制限器等は，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(２) 電流制限器等の取付位置は原則として屋内とし，その取付場所は需要者から無償で提供していただきます。
(３) 契約者の希望によって電流制限器等の取付位置を変更する場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者から申し受けます。

6566 電流制限器等の取付け(１) 需要場所の電流制限器等は，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(２) 電流制限器等の取付位置は原則として屋内とし，その取付場所は需要者から無償で提供していただきます。
(３) 契約者の希望によって電流制限器等の取付位置を変更する場合（一時的に取り外し，同一箇所へ再度取り付ける場合を含みます。）には，当社は，実費を契約者から申し受けます。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅶ−8−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅷ

66

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

工 事 費 の 負 担

Ⅷ

受電地点への供給設備の工事費負担金
受電側接続設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない新たに受電側接続設備（専用供
給設備および予備供給設備を除きます。）を施設するときには，当社
は，別冊に定める標準設計基準による設計（以下「標準設計」といいます。）で施設する場合の工事費（以下「標準設計工事費」といいます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電側接続設備とは，当社が高圧または特別高圧で受電する場合において，受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）の引出口に施設される断路器の受電地点側接続点（基幹送電設備から受電側接続設備を分岐する場合は，基幹送電設備の接続点
といたします。）から他の変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）を経ないで受電地点に至る電線および引込線等をいいます。また，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(２) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(イ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する
場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ 標準設計をこえる電線または支持物等を施設する場合
ｂ 架空受電側接続設備によって受電できるにもかかわらず，地中受電側接続設備を施設する場合
ｃ 標準設計による受電側接続設備以外の受電側接続設備により受電する場合
ｄ その他標準設計をこえる設計で受電に必要な供給設備を施設す
る場合
また，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。
(１)

託送供給等約款 新旧対比表

工 事 費 の 負 担

6667 受電地点への供給設備の工事費負担金(１) 受電側接続設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない新たに受電側接続設備（専用供
給設備および予備供給設備を除きます。）を施設するときには，当社
は，別冊に定める標準設計基準による設計（以下「標準設計」といいます。）で施設する場合の工事費（以下「標準設計工事費」といいます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電側接続設備とは，当社が高圧または特別高圧で受電する場合において，受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）の引出口に施設される断路器の受電地点側接続点（基幹送電設備から受電側接続設備を分岐する場合は，基幹送電設備の接続点
といたします。）から他の変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）を経ないで受電地点に至る電線および引込線等をいいます。また，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(２) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(イ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する
場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ 標準設計をこえる電線または支持物等を施設する場合
ｂ 架空受電側接続設備によって受電できるにもかかわらず，地中受電側接続設備を施設する場合
ｃ 標準設計による受電側接続設備以外の受電側接続設備により受電する場合
ｄ その他標準設計をこえる設計で受電に必要な供給設備を施設す
る場合
また，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。

−Ⅷ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ロ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給設備）(２)によるものといたします。
(ハ) 受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。）を施設する場合は，ａおよびｂの金額
ａ 当該供給設備の工事費のうち，発電等設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負担等の在り方に関する指針（以下「指針」といいます。）にもとづき算定した金額
ただし，この約款実施の際現に適用されている託送供給等約款（以下「旧託送供給等約款」といいます。）66（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)イ(ハ)ａただし書の適用を受ける場合は，
ただし書により算定した金額といたします。
ｂ 発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，次の金額

新増加契約受電電力１キロワットにつきロ

１,３２０円００銭

新増加契約受電電力１キロワットにつき受電地点において21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(２)によるものといたします。
(３) 受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，発電契約者の希望によって当該受電地点への供給設備を変更する場合は，61（引込線の接続），62（計量器等の取付け）または63（通信設備の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ 43（託送供給等にともなう協力）によって受電地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
託送供給等約款 新旧対比表(ロ) 6465（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，6465（専用供給設備）(２)によるものといたします。
(ハ) 受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。）を施設する場合は，ａおよびｂの金額
ａ 当該供給設備の工事費のうち，発電等設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負担等の在り方に関する指針（以下「指針」といいます。）にもとづき算定した金額
ただし，この約款実施の際現に適用されている託送供給等約款（以下「旧託送供給等約款」といいます。）66（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)イ(ハ)ａただし書の適用を受ける場合は，
ただし書により算定した金額といたします。
ｂ 発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，次の金額

受電地点において21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，6465（専用供給設備）(２)によるものといたします。
(３) 受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，発電契約者の希望によって当該受電地点への供給設備を変更する場合は，6162（引込線の接続），6263（計量器等の取付け）または6364（通信設備の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ 4344（託送供給等にともなう協力）によって受電地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

−Ⅷ−2−

ロ

１,３２０円００銭

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(４) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，もしくは契約受電電力を増加される場合または受電地点への供給設備を変更する場合で，低圧で受電するとき（受電の用に供することを主たる目的とするときに限ります。）は，(２)イ(イ)，(ロ)および(３)にかかわらず，その受電の用に供することによって必要となる工事費（(２)イ(ハ)により申し受ける金額を除きます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(５) 工 事 費 の 算 定(１)，(２)，(３)および(４)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(イ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額
といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ロ) 材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ハ) 土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額をいいます。）は，工事費に含みません。ただし，架空
電線路の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。
(ニ) 架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場
合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ホ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ヘ) 建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り，工事費に含みます。
ロ 発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
なお，(２)イ(イ)の標準設計工事費をこえる金額は，実際工事費から標準設計工事費を差し引いたものといたします。
ハ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して受電する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線(４) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，もしくは契約受電電力を増加される場合または受電地点への供給設備を変更する場合で，低圧で受電するとき（受電の用に供することを主たる目的とするときに限ります。）は，(２)イ(イ)，(ロ)および(３)にかかわらず，その受電の用に供することによって必要となる工事費（(２)イ(ハ)により申し受ける金額を除きます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(５) 工 事 費 の 算 定(１)，(２)，(３)および(４)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(イ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額
といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ロ) 材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ハ) 土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額をいいます。）は，工事費に含みません。ただし，架空
電線路の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。
(ニ) 架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場
合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ホ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ヘ) 建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り，工事費に含みます。
ロ 発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
なお，(２)イ(イ)の標準設計工事費をこえる金額は，実際工事費から標準設計工事費を差し引いたものといたします。
ハ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して受電する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(イ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合
使用回線数
工事費×―――――――――
施設回線数(ロ) 管路等を利用して電気を受電する場合
使 用 孔 数
工事費×―――――――――――――
施設孔数−予備孔数
ニ 当社が特別高圧で受電する電気について，施設後３年以内（その供給設備について法令に定められた検査を要する場合は，その設備の検査合格の日〔仮合格の場合は仮合格の日といたします。〕，その他の場
合はその設備の使用開始の日から３年目の同月同日の前日までの期間をいいます。）の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備（特別高圧のノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，変電所相互間を連絡する電線路を除きます。）とみなします。
ホ (２)イ(ハ)の場合，施設後３年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。なお，ノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，高圧の供給設備および当社が適当であると認めた供給設備に限ります。）とみなします。
へ 低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(６) 受電地点への供給設備の工事費負担金は，受電地点ごとに，発電量調整供給契約ごとに算定いたします。
ただし，２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
イ ２以上の発電契約者から共同して申込みがあった場合または２以上の発電契約者のうち１の発電契約者が代表して工事費負担金を支払われる旨を申し出られた場合の工事費負担金は，その代表の発電契約者による１申込みとみなして算定いたします。
ロ ２以上の発電契約者から同時に申込みがあった場合の工事費負担金
は，発電契約者ごとに算定いたします。この場合，発電契約者ごとの共用部分の工事費は，原則として契約受電電力の比であん分した金額
といたします。
(７) 特例区域等の発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への供給設備を施設するときには，当社は，(１)，(２)または(４)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けま数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(イ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合
使用回線数
工事費×―――――――――
施設回線数(ロ) 管路等を利用して電気を受電する場合
使 用 孔 数
工事費×―――――――――――――
施設孔数−予備孔数
ニ 当社が特別高圧で受電する電気について，施設後３年以内（その供給設備について法令に定められた検査を要する場合は，その設備の検査合格の日〔仮合格の場合は仮合格の日といたします。〕，その他の場
合はその設備の使用開始の日から３年目の同月同日の前日までの期間をいいます。）の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備（特別高圧のノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，変電所相互間を連絡する電線路を除きます。）とみなします。
ホ (２)イ(ハ)の場合，施設後３年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。なお，ノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，高圧の供給設備および当社が適当であると認めた供給設備に限ります。）とみなします。
へ 低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(６) 受電地点への供給設備の工事費負担金は，受電地点ごとに，発電量調整供給契約ごとに算定いたします。
ただし，２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
イ ２以上の発電契約者から共同して申込みがあった場合または２以上の発電契約者のうち１の発電契約者が代表して工事費負担金を支払われる旨を申し出られた場合の工事費負担金は，その代表の発電契約者による１申込みとみなして算定いたします。
ロ ２以上の発電契約者から同時に申込みがあった場合の工事費負担金
は，発電契約者ごとに算定いたします。この場合，発電契約者ごとの共用部分の工事費は，原則として契約受電電力の比であん分した金額
といたします。
(７) 特例区域等の発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への供給設備を施設するときには，当社は，(１)，(２)または(４)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けま

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

す。
なお，この場合の工事費負担金は，(２)の場合に準じて算定いたします。

す。
なお，この場合の工事費負担金は，(２)の場合に準じて算定いたします。

受電用計量器等の工事費負担金(１) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに受電地点における電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り付けるときには，当社は，その工事に要した費用の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。ただし，低圧で受電する場合で，受電の用に供することを主たる目的とするときには，その受電の用に供することによって必要となる工事費を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(２) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等を取り付けるときには，当社は，その工事に要した費用の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

6768 受電用計量器等の工事費負担金(１) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに受電地点における電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り付けるときには，当社は，その工事に要した費用の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。ただし，低圧で受電する場合で，受電の用に供することを主たる目的とするときには，その受電の用に供することによって必要となる工事費を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(２) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに給電情報伝送装置および保護用信号端局装置等を取り付けるときには，当社は，その工事に要した費用の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

会社間連系設備の工事費負担金
契約者が新たに託送供給を開始し，または契約受電電力等を増加される
場合で，これにともない会社間連系設備（会社間連系点に至る供給設備をいいます。）を新たに施設するときには，当社は，工事費負担金を契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または振替供給契約の内容等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。

6869

67

68

69
(１)

供給地点への供給設備の工事費負担金
供給側接続設備の工事費負担金
イ 低圧または高圧で供給する場合(イ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）の工事こう長が無償こう長（架空の場合
は1,000メートル，地中の場合は150メートルといたします。）をこえるときには，当社は，その超過こう長に次の金額を乗じてえた金
額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。

託送供給等約款 新旧対比表

会社間連系設備の工事費負担金
契約者が新たに託送供給を開始し，または契約受電電力等を増加される
場合で，これにともない会社間連系設備（会社間連系点に至る供給設備をいいます。）を新たに施設するときには，当社は，工事費負担金を契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または振替供給契約の内容等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。

6970 供給地点への供給設備の工事費負担金(１) 供給側接続設備の工事費負担金
イ 低圧または高圧で供給する場合(イ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）の工事こう長が無償こう長（架空の場合
は1,000メートル，地中の場合は150メートルといたします。）をこえるときには，当社は，その超過こう長に次の金額を乗じてえた金
額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。

−Ⅷ−5−

現 行（2023年12月27日実施）

区分

架空供給側接続設備の場合
地中供給側接続
設備の場合

単

位

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

金額

超過こう長１メートルにつき

３,４１０円００銭

超過こう長１メートルにつき２７,１７０円００銭

区分

架空供給側接続設備の場合
地中供給側接続
設備の場合

単

位

金

額

超過こう長１メートルにつき

３,４１０円００銭

超過こう長１メートルにつき２７,１７０円００銭

なお，張替えまたは添架を行なう場合は，架空供給側接続設備についてはその工事こう長の60パーセント，地中供給側接続設備についてはその工事こう長の20パーセントに相当する値を新たに施設される供給側接続設備の工事こう長とみなします。
(ロ) ２以上の供給地点に係る供給側接続設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
ａ ２以上の契約者から共同して申込みがあった場合，または契約者から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望される場合の工事費負担金の無償こう長は，(イ)の無償こう長に供給地点の数を乗じてえた値といたします。
ｂ ２以上の契約者から同時に申込みがあった場合，または契約者
から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望されない場合の工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。この場合，それぞれの供給地点における供給側接続設備の工事こう長については，共用される部分の工事こう長を共用する供給地点の数で除してえた値にその供給地点に係って単独で使用される部分の工事こう長を加えた値を，新たに施設される供給側接続設備の工事こう長といたします。
(ハ) 架空供給側接続設備と地中供給側接続設備とをあわせて施設する
場合の(イ)の超過こう長は，次により算定いたします。
ａ 地中供給側接続設備の超過こう長は，地中供給側接続設備の工事こう長から地中供給側接続設備の無償こう長を差し引いた値といたします。
ｂ 架空供給側接続設備の超過こう長は，架空供給側接続設備の工事こう長といたします。ただし，地中供給側接続設備の工事こう
長が地中供給側接続設備の無償こう長を下回る場合は，次によります。
地中供給側接続設 地中供給側接続設
架空供給側接続設 架空供給側接続設
備の超過こう長 ＝ 備の工事こう長 − 備の無償こう長 − 備の工事こう長

なお，張替えまたは添架を行なう場合は，架空供給側接続設備についてはその工事こう長の60パーセント，地中供給側接続設備についてはその工事こう長の20パーセントに相当する値を新たに施設される供給側接続設備の工事こう長とみなします。
(ロ) ２以上の供給地点に係る供給側接続設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
ａ ２以上の契約者から共同して申込みがあった場合，または契約者から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望される場合の工事費負担金の無償こう長は，(イ)の無償こう長に供給地点の数を乗じてえた値といたします。
ｂ ２以上の契約者から同時に申込みがあった場合，または契約者
から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望されない場合の工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。この場合，それぞれの供給地点における供給側接続設備の工事こう長については，共用される部分の工事こう長を共用する供給地点の数で除してえた値にその供給地点に係って単独で使用される部分の工事こう長を加えた値を，新たに施設される供給側接続設備の工事こう長といたします。
(ハ) 架空供給側接続設備と地中供給側接続設備とをあわせて施設する
場合の(イ)の超過こう長は，次により算定いたします。
ａ 地中供給側接続設備の超過こう長は，地中供給側接続設備の工事こう長から地中供給側接続設備の無償こう長を差し引いた値といたします。
ｂ 架空供給側接続設備の超過こう長は，架空供給側接続設備の工事こう長といたします。ただし，地中供給側接続設備の工事こう
長が地中供給側接続設備の無償こう長を下回る場合は，次によります。
地中供給側接続設 地中供給側接続設
架空供給側接続設 架空供給側接続設
備の超過こう長 ＝ 備の工事こう長 − 備の無償こう長 −備の工事こう長× 架空供給側接続設備の無償こう長
地中供給側接続設備の無償こう長× 架空供給側接続設備の無償こう長
地中供給側接続設備の無償こう長

ロ 特別高圧で供給する場合(イ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該託送供給等約款 新旧対比表

−Ⅷ−6−

ロ

特別高圧で供給する場合(イ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）についてａにより算定される工事費がｂの当社負担額をこえるときには，当社は，その超過額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
ａ 工事費(ａ) 架空供給側接続設備の場合（工事こう長 100メートル当たり）
標準電圧 20,000ボルトで５５０円００銭
供給する場合新 増 加 接 続 送 電 標準電圧 60,000ボルトで１７６円００銭
サ ー ビ ス 契 約 電 力 供給する場合
１キロワットにつき標準電圧 100,000ボルトで１１０円００銭
供給する場合接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）についてａにより算定される工事費がｂの当社負担額をこえるときには，当社は，その超過額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
ａ 工事費(ａ) 架空供給側接続設備の場合（工事こう長 100メートル当たり）
標準電圧 20,000ボルトで５５０円００銭
供給する場合新 増 加 接 続 送 電 標準電圧 60,000ボルトで１７６円００銭
サ ー ビ ス 契 約 電 力 供給する場合
１キロワットにつき標準電圧 100,000ボルトで１１０円００銭
供給する場合なお，標準電圧20,000ボルトで当社が供給する場合で，支持物に電柱を使用するときには，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の15パーセントといたします。
また，標準電圧20,000ボルト，60,000ボルトまたは100,000
ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
(ｂ) 地中供給側接続設備の場合（工事こう長 100メートル当たり）
標準電圧 20,000ボルトで６７１円００銭
供給する場合新増加接続 送電
標準電圧 60,000ボルトで５３９円００銭
サービス契約電力供給する場合１キロワットにつき標準電圧 100,000ボルトで３３０円００銭
供給する場合なお，標準電圧20,000ボルトで当社が供給する場合で，支持物に電柱を使用するときには，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の15パーセントといたします。
また，標準電圧20,000ボルト，60,000ボルトまたは100,000
ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
(ｂ) 地中供給側接続設備の場合（工事こう長 100メートル当たり）
標準電圧 20,000ボルトで６７１円００銭
供給する場合新増加 接続 送電
標準電圧 60,000ボルトで５３９円００銭
サービス契約電力供給する場合１キロワットにつき標準電圧 100,000ボルトで３３０円００銭
供給する場合なお，張替えを行なう場合には，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の20パーセントといたします。
また，標準電圧20,000ボルト，60,000ボルトまたは100,000
ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
(ｃ) スポットネットワーク方式で供給するために，当社が新たに
地中供給側接続設備を施設する場合の工事費は，(ｂ)にかかわらず，次の算式によって算定いたします。

なお，張替えを行なう場合には，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の20パーセントといたします。
また，標準電圧20,000ボルト，60,000ボルトまたは100,000
ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
(ｃ) スポットネットワーク方式で供給するために，当社が新たに
地中供給側接続設備を施設する場合の工事費は，(ｂ)にかかわらず，次の算式によって算定いたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−7−

現 行（2023年12月27日実施）ｂ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，スポットネットワーク方式とは，当社が技術上，経済上必要と認めた場合に，原則として３回線の当社の電線路から，それぞれの回線ごとに施設していただいた変圧器の２次側母線で常時並行して供給を受ける方式をいいます。

なお，スポットネットワーク方式とは，当社が技術上，経済上必要と認めた場合に，原則として３回線の当社の電線路から，それぞれの回線ごとに施設していただいた変圧器の２次側母線で常時並行して供給を受ける方式をいいます。

新増加接続送電
１
サービス契約電力
工事費相当額×工事こう長× ――― × ―――――――――――
100
利用回線数−１

新増加接続送電
１
サービス契約電力
工事費相当額×工事こう長× ――― × ―――――――――――
100
利用回線数−１

この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。
(ｂ)の工事費単価×{100ﾊﾟｰｾﾝﾄ＋20ﾊﾟｰｾﾝﾄ×(利用回線数−１)}
当 社 負 担 額

新増加接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつきｂ

新増加接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

５,５００円００銭(ロ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合で，施設後３年以内の供給設備を利用して当社が供給するときは，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
ハ 19（接続送電サービス）(２)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点の接続送電サービス契約電力は，この(１)の工事費負担金の算定上，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分を含まないものといたします。
ニ 次の言葉は，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，それぞれ次の意
味で使用いたします。
(イ) 供給側接続設備
供給地点への供給の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，発電所または変電所の引出口に施設される断路器の供給地点側接続点（送電線路から供給側接続設備を分岐する場合は，送電線路の接続点といたします。）から他の発電所または変電所を経ないで供給地点に至る電線および引込線等をいいます。
(ロ) 供 給 地 点
会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(ハ) 工 事 こ う 長
標準設計にもとづき算定される供給地点から最も近い供給設備ま
での供給側接続設備のこう長をいい，実際に施設されるこう長とは異なることがあります。
なお，単位は，１メートルとし，その端数は，小数点以下第１位
で四捨五入いたします。

託送供給等約款 新旧対比表

この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。
(ｂ)の工事費単価×{100ﾊﾟｰｾﾝﾄ＋20ﾊﾟｰｾﾝﾄ×(利用回線数−１)}
当 社 負 担 額

−Ⅷ−8−

５,５００円００銭(ロ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合で，施設後３年以内の供給設備を利用して当社が供給するときは，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
ハ 19（接続送電サービス）(２)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点の接続送電サービス契約電力は，この(１)の工事費負担金の算定上，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分を含まないものといたします。
ニ 次の言葉は，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，それぞれ次の意
味で使用いたします。
(イ) 供給側接続設備
供給地点への供給の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，発電所または変電所の引出口に施設される断路器の供給地点側接続点（送電線路から供給側接続設備を分岐する場合は，送電線路の接続点といたします。）から他の発電所または変電所を経ないで供給地点に至る電線および引込線等をいいます。
(ロ) 供 給 地 点
会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(ハ) 工 事 こ う 長
標準設計にもとづき算定される供給地点から最も近い供給設備ま
での供給側接続設備のこう長をいい，実際に施設されるこう長とは異なることがあります。
なお，単位は，１メートルとし，その端数は，小数点以下第１位
で四捨五入いたします。

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

低圧で供給する場合，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，次の値が増加する場合
といたします。
(イ) 電灯定額接続送電サービスおよび電灯臨時定額接続送電サービスの場合の契約負荷設備の総容量(ロ) 契 約 電 力(ハ) 契 約 電 流(ニ) 契 約 容 量
なお，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要場所における主開閉器の定格電流等を増加されるときは，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
また，供給電気方式を交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは200ボルトから交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトに変更される場合は，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
へ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定めるとき（19〔接続送電サービス〕(２)ニ
で需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(２)イ(イ)に準じて値を定める場合を含みます。）は，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，需要場所における受電設備の総容量を増加される場合といたします。
(２) 供給地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
(イ) 契約者の希望によって標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する
場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ 標準設計をこえる電線または支持物等を施設する場合
ｂ 標準設計による供給側接続設備以外の供給側接続設備により供給する場合
ｃ その他標準設計をこえる設計で供給に必要な供給地点への供給設備を施設する場合
また，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。

ホ 低圧で供給する場合，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，次の値が増加する場合
といたします。
(イ) 電灯定額接続送電サービスおよび電灯臨時定額接続送電サービスの場合の契約負荷設備の総容量(ロ) 契 約 電 力(ハ) 契 約 電 流(ニ) 契 約 容 量
なお，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要場所における主開閉器の定格電流等を増加されるときは，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
また，供給電気方式を交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは200ボルトから交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトに変更される場合は，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
へ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス契約電力を定めるとき（19〔接続送電サービス〕(２)ニ
で需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(２)イ(イ)に準じて値を定める場合を含みます。）は，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，需要場所における受電設備の総容量を増加される場合といたします。
(２) 供給地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
(イ) 契約者の希望によって標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する
場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ 標準設計をこえる電線または支持物等を施設する場合
ｂ 標準設計による供給側接続設備以外の供給側接続設備により供給する場合
ｃ その他標準設計をこえる設計で供給に必要な供給地点への供給設備を施設する場合
また，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。

ホ

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−9−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ロ) 架空供給側接続設備で供給できるにもかかわらず，契約者の希望によって地中供給側接続設備を施設する場合は，ａまたはｂの金額
ａ 標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。
ｂ 供給地点が行政庁から認可，認定等を受けている市街地開発事
業等（都市計画法第４条第７項に規定する市街地開発事業その他
これらに類する事業をいいます。）に係る区域の場合は，ａにかかわらず，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の工事費を差し引いた金額(ハ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給設備）(２)によるものといたします。
ロ 19（接続送電サービス）(２)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点において需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給のために接続送電サービスを利用される場合または供給地点において予備送電サービスを利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，供給側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(２)によるものといたします。
(３) 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ 契約者が接続送電サービス契約電力等または予備送電サービス契約
電力の増加にともなわないで，契約者の希望によって供給地点への当社の供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを含みます。）は，61（引込線の接続），62（計量器等の取付け），63（通信設備の施設）または65（電流制限器等の取付け）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
ロ 43（託送供給等にともなう協力）によって供給地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
(４) 工 事 費 の 算 定(２)および(３)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される(ロ) 架空供給側接続設備で供給できるにもかかわらず，契約者の希望によって地中供給側接続設備を施設する場合は，ａまたはｂの金額
ａ 標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も(１)の工事費負担金を申し受けます。
ｂ 供給地点が行政庁から認可，認定等を受けている市街地開発事
業等（都市計画法第４条第７項に規定する市街地開発事業その他
これらに類する事業をいいます。）に係る区域の場合は，ａにかかわらず，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の工事費を差し引いた金額(ハ) 6465（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，6465（専用供給設備）(２)によるものといたします。
ロ 19（接続送電サービス）(２)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点において需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給のために接続送電サービスを利用される場合または供給地点において予備送電サービスを利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，供給側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，6465（専用供給設備）(２)によるものといたします。
(３) 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ 契約者が接続送電サービス契約電力等または予備送電サービス契約
電力の増加にともなわないで，契約者の希望によって供給地点への当社の供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを含みます。）は，6162（引込線の接続），6263（計量器等の取付け），6364（通信設備の施設）または6566（電流制限器等の取付け）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
ロ 4344（託送供給等にともなう協力）によって供給地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
(４) 工 事 費 の 算 定(２)および(３)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−10−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

場合を除き，標準設計工事費といたします。
(イ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額
といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ロ) 材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ハ) 土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額をいいます。）は，工事費に含みません。ただし，架空
電線路の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。
(ニ) 架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場
合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ホ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ヘ) 建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り，工事費に含みます。
(ト) 契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，72（臨時工事費）に準じて算定いたします。
ロ 契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
なお，(２)イ(イ)の標準設計工事費をこえる金額は，実際工事費から標準設計工事費を差し引いたものといたします。
ハ (２)イ(イ)または(ロ)ａの場合で，その工事費を(１)イ(イ)に定める超過こう
長１メートル当たりの金額または(１)ロ(イ)ａに定める工事費単価にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イおよびロにかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費をいずれも(１)イ(イ)または(１)ロ(イ)ａにもとづいて算定いた
します。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
ニ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利場合を除き，標準設計工事費といたします。
(イ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額
といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ロ) 材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ハ) 土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額をいいます。）は，工事費に含みません。ただし，架空
電線路の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。
(ニ) 架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場
合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ホ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ヘ) 建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り，工事費に含みます。
(ト) 契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，7273（臨時工事費）に準じて算定いたします。
ロ 契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
なお，(２)イ(イ)の標準設計工事費をこえる金額は，実際工事費から標準設計工事費を差し引いたものといたします。
ハ (２)イ(イ)または(ロ)ａの場合で，その工事費を(１)イ(イ)に定める超過こう
長１メートル当たりの金額または(１)ロ(イ)ａに定める工事費単価にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イおよびロにかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費をいずれも(１)イ(イ)または(１)ロ(イ)ａにもとづいて算定いた
します。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
ニ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−11−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
用して供給する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(イ) 鉄塔を利用して電気を供給する場合

用して供給する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(イ) 鉄塔を利用して電気を供給する場合
使用回線数
工事費×――――――――
施設回線数
(ロ)

使用回線数
工事費×――――――――
施設回線数

管路等を利用して電気を供給する場合(ロ) 管路等を利用して電気を供給する場合

使 用 孔 数
工事費×―――――――――――――
施設孔数−予備孔数

使 用 孔 数
工事費×―――――――――――――
施設孔数−予備孔数

ホ

当社が特別高圧で供給する電気について，施設後３年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
なお，この場合の工事費は，(１)ロ(イ)ａに準じて算定いたします。
ヘ (２)ロの場合の工事費は，次のとおりといたします。
(イ) 高圧で供給する場合(１)イ(イ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められる場合は，イまたはロにかかわらず，その工事費を(１)イ(イ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
(ロ) 特別高圧で供給する場合
契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，イにかかわらず，(１)ロ(イ)ａによって算定いたします。
なお，21（予備送電サービス）によって当社が供給する場合で，供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）と予備供給設備とを同一支持物に同時に施設するときの予備供給設
備の工事費は，(１)ロ(イ)ａの該当欄の単価の20パーセントを適用して算定いたします。
ト 低圧または高圧で供給する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるとき（ハおよびへの場合を除きます。）は，イおよびロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(５) 特例区域等の契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サー
ビス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への供給設備を施設するときには，当社は，(１)または(２)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(２)の場合に準じて算定いたします。
託送供給等約款 新旧対比表

ホ 当社が特別高圧で供給する電気について，施設後３年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
なお，この場合の工事費は，(１)ロ(イ)ａに準じて算定いたします。
ヘ (２)ロの場合の工事費は，次のとおりといたします。
(イ) 高圧で供給する場合(１)イ(イ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められる場合は，イまたはロにかかわらず，その工事費を(１)イ(イ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
(ロ) 特別高圧で供給する場合
契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，イにかかわらず，(１)ロ(イ)ａによって算定いたします。
なお，21（予備送電サービス）によって当社が供給する場合で，供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）と予備供給設備とを同一支持物に同時に施設するときの予備供給設
備の工事費は，(１)ロ(イ)ａの該当欄の単価の20パーセントを適用して算定いたします。
ト 低圧または高圧で供給する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるとき（ハおよびへの場合を除きます。）は，イおよびロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(５) 特例区域等の契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サー
ビス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への供給設備を施設するときには，当社は，(１)または(２)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(２)の場合に準じて算定いたします。

−Ⅷ−12−

70

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

工事費負担金の申受けおよび精算(１) 当社は，工事費負担金を原則として工事着手前に契約者または発電契
約者から申し受けます。
なお，９（検討および契約の申込み）(４)にもとづき系統連系保証金を申し受けた場合は，系統連系保証金を工事費負担金に充当いたします。
(２) 工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するもの
といたします。
イ 69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(１)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
(イ) 設計変更等により，架空供給側接続設備または地中供給側接続設
備のいずれかの工事こう長の変更の差異が５パーセントをこえる場合(ロ) その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合
ロ 66（受電地点への供給設備の工事費負担金），67（受電用計量器等の工事費負担金），68（会社間連系設備の工事費負担金），69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)（69〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)イ(イ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額または69〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)ロ(イ)ａに定める工事
費単価および69〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)ロ(ロ)にもとづいて算定する場合は，イに準ずるものといたします。）および69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(３)にもとづき算定される場
合は，次に該当するとき。
(イ) 低圧または高圧で受電または供給する場合
ａ 設計変更により，電柱（鉄塔，鉄柱を含みます。)，電線および変圧器等の主要材料の規格が変更となる場合または主要材料の数量の変更（低圧引込線を除きます。）の差異が５パーセントをこえる場合
ｂ 設計時と払出時との間で材料費の単価に変動が生じた場合（設計から払出しまでの期間が短いときを除きます。）
ｃ その他特別の事情により，工事費負担金に著しい差異が生じた場合(ロ) 特別高圧で受電または供給する場合
原則としてすべての場合(３) 当社は，工事費負担金を申し受けて施設した受電側接続設備または供給側接続設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が特別高圧で受電または供給する電気について，その利用が供給設備の施設後３年以内に行なわれる場合で，その受電側接続設備
または供給側接続設備を施設したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金7071 工事費負担金の申受けおよび精算(１) 当社は，工事費負担金を原則として工事着手前に契約者または発電契
約者から申し受けます。
なお，９（検討および契約の申込み）(４)にもとづき系統連系保証金を申し受けた場合は，系統連系保証金を工事費負担金に充当いたします。
(２) 工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するもの
といたします。
イ 6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）(１)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
(イ) 設計変更等により，架空供給側接続設備または地中供給側接続設
備のいずれかの工事こう長の変更の差異が５パーセントをこえる場合(ロ) その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合
ロ 6667（受電地点への供給設備の工事費負担金），6768（受電用計量器等の工事費負担金），6869（会社間連系設備の工事費負担金），6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）(２)（6970〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)イ(イ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額または6970〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)ロ(イ)ａに定める工事費単価および6970〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(１)ロ(ロ)にもとづいて算定する場合は，イに準ずるものといたします。）および6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）(３)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
(イ) 低圧または高圧で受電または供給する場合
ａ 設計変更により，電柱（鉄塔，鉄柱を含みます。)，電線および変圧器等の主要材料の規格が変更となる場合または主要材料の数量の変更（低圧引込線を除きます。）の差異が５パーセントをこえる場合
ｂ 設計時と払出時との間で材料費の単価に変動が生じた場合（設計から払出しまでの期間が短いときを除きます。）
ｃ その他特別の事情により，工事費負担金に著しい差異が生じた場合(ロ) 特別高圧で受電または供給する場合
原則としてすべての場合(３) 当社は，工事費負担金を申し受けて施設した受電側接続設備または供給側接続設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が特別高圧で受電または供給する電気について，その利用が供給設備の施設後３年以内に行なわれる場合で，その受電側接続設備
または供給側接続設備を施設したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−13−

71

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，その差額をお返しいたします。
(４) 当社は，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)イ(ハ)に定める供給設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が受電する電気または特別高圧で供給する電気について，その利用が供給設備の施設後３年以内に行なわれる場合で，その供給設備を施設したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，原則としてその差額をお返しいたします。
(５) 当社は，契約者または発電契約者の承諾をえて，専用供給設備を専用供給設備以外の供給設備に変更することがあります。
なお，その変更が供給設備の施設後10年以内に行なわれる場合は，その専用供給設備を施設したときにさかのぼって専用供給設備以外の供給設備として算定した工事費負担金と，既に申し受けた工事費負担金との差額をお返しいたします。
(６) 低圧または高圧で供給する場合，居住用の分譲地として整備された地
域等において，原則として１年以内にすべての建物が施設される場合で，すべての供給地点について２以上の契約者が共同して申込みをされたと
きまたはすべての供給地点について契約者から申込みがあり，かつ，一括して工事費負担金を算定することを希望されるときには，当社は，施設を予定しているすべての建物に対する工事こう長のうち無償こう長に供給地点の数の70パーセントの値を乗じてえた値をこえる部分を超過こう長として算定される69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(１)の工事費負担金を当初に申し受けます。
また，工事費負担金契約書に定める期日に既に供給を開始している供給地点の数により工事費負担金を精算いたします。この場合の精算の対象となる工事こう長は，共同して申込みをされた供給地点の数と供給を開始した供給地点の数とが異なる場合であっても，施設された供給設備に応じたものといたします。

が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，その差額をお返しいたします。
(４) 当社は，6667（受電地点への供給設備の工事費負担金）(２)イ(ハ)に定める供給設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が受電する電気または特別高圧で供給する電気について，その利用が供給設備の施設後３年以内に行なわれる場合で，その供給設備を施設したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，原則としてその差額をお返しいたします。
(５) 当社は，契約者または発電契約者の承諾をえて，専用供給設備を専用供給設備以外の供給設備に変更することがあります。
なお，その変更が供給設備の施設後10年以内に行なわれる場合は，その専用供給設備を施設したときにさかのぼって専用供給設備以外の供給設備として算定した工事費負担金と，既に申し受けた工事費負担金との差額をお返しいたします。
(６) 低圧または高圧で供給する場合，居住用の分譲地として整備された地
域等において，原則として１年以内にすべての建物が施設される場合で，すべての供給地点について２以上の契約者が共同して申込みをされたと
きまたはすべての供給地点について契約者から申込みがあり，かつ，一括して工事費負担金を算定することを希望されるときには，当社は，施設を予定しているすべての建物に対する工事こう長のうち無償こう長に供給地点の数の70パーセントの値を乗じてえた値をこえる部分を超過こう長として算定される6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）(１)の工事費負担金を当初に申し受けます。
また，工事費負担金契約書に定める期日に既に供給を開始している供給地点の数により工事費負担金を精算いたします。この場合の精算の対象となる工事こう長は，共同して申込みをされた供給地点の数と供給を開始した供給地点の数とが異なる場合であっても，施設された供給設備に応じたものといたします。

供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け

7172 供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受
け(１) 託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合
供給設備の一部または全部を施設した後，契約者または需要者の都合によって託送供給の開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合は，当社は，要した費用の実費を契約者から申し受けます。
なお，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量(１) 託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合
供給設備の一部または全部を施設した後，契約者または需要者の都合によって託送供給の開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合は，当社は，要した費用の実費を契約者から申し受けます。
なお，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−14−

72

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

監督，調達した資材等に費用を要したときは，その実費を契約者から申し受けます。
(２) 発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合等は，当社は，要した費用の実費を発電契約者から申し受けます。ただし，発電契約者との間で電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定める場合は，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。
なお，電力広域的運営推進機関送配電等業務指針に定める保証金を返還する事情に該当する場合は，当社は，系統連系保証金をお返しいたします。
また，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督，調達した資材等に費用を要したときは，その実費を発電契約者から申し受けます。

監督，調達した資材等に費用を要したときは，その実費を契約者から申し受けます。
(２) 発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合等は，当社は，要した費用の実費を発電契約者から申し受けます。ただし，発電契約者との間で電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定める場合は，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。
なお，電力広域的運営推進機関送配電等業務指針に定める保証金を返還する事情に該当する場合は，当社は，系統連系保証金をお返しいたします。
また，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督，調達した資材等に費用を要したときは，その実費を発電契約者から申し受けます。

臨 時 工 事 費
(１) 20（臨時接続送電サービス）によって供給する場合で，これにともない新たに供給設備を施設するときには，当社は，新たに施設する供給設備の工事費にその設備を撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）
を加えた金額から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を，臨時工事費として，契約者から，原則として工事着手前に申し受けます。
なお，低圧または高圧で供給する場合，撤去後の資材の残存価額は，変圧器，開閉器等の機器についてはその価額の95パーセント，その他の設備についてはその価額の50パーセントといたします。
また，特別高圧で供給する場合，原則として，撤去後の資材のうち変圧器，開閉器等の機器については，契約使用期間１月（１月未満は，１
月といたします。）につきその価額の１パーセントを差し引いた金額を残存価額といたします。
(２) 臨時工事費を申し受ける場合は，69（供給地点への供給設備の工事費負担金）の工事費負担金は申し受けません。
(３) 低圧または高圧で供給する場合，新たに施設する供給設備のうち，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分については臨時工事費を申し受けません。
(４) 臨時工事費の精算は，70（工事費負担金の申受けおよび精算）(２)ロの場合に準ずるものといたします。

7273 臨 時 工 事 費(１) 20（臨時接続送電サービス）によって供給する場合で，これにともない新たに供給設備を施設するときには，当社は，新たに施設する供給設備の工事費にその設備を撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）
を加えた金額から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を，臨時工事費として，契約者から，原則として工事着手前に申し受けます。
なお，低圧または高圧で供給する場合，撤去後の資材の残存価額は，変圧器，開閉器等の機器についてはその価額の95パーセント，その他の設備についてはその価額の50パーセントといたします。
また，特別高圧で供給する場合，原則として，撤去後の資材のうち変圧器，開閉器等の機器については，契約使用期間１月（１月未満は，１
月といたします。）につきその価額の１パーセントを差し引いた金額を残存価額といたします。
(２) 臨時工事費を申し受ける場合は，6970（供給地点への供給設備の工事費負担金）の工事費負担金は申し受けません。
(３) 低圧または高圧で供給する場合，新たに施設する供給設備のうち，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分については臨時工事費を申し受けません。
(４) 臨時工事費の精算は，7071（工事費負担金の申受けおよび精算）(２)ロの場合に準ずるものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅷ−15−

現 行（2023年12月27日実施）
73

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

工事費負担金契約書の作成
当社は，契約者もしくは発電契約者が希望される場合または当社が必要とする場合は，工事費負担金に関する必要な事項について，工事費負担金
契約書を作成いたします。
なお，工事費負担金契約の締結は，工事着手前に行ないます。

託送供給等約款 新旧対比表

工事費負担金契約書の作成
当社は，契約者もしくは発電契約者が希望される場合または当社が必要とする場合は，工事費負担金に関する必要な事項について，工事費負担金
契約書を作成いたします。
なお，工事費負担金契約の締結は，工事着手前に行ないます。

7374−Ⅷ−16−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅸ

保

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

安

Ⅸ

74

保

安

保 安 の 責 任
当社は，受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備（当社が所有権を有さない設備を除きます。）ならびに計量器等発
電場所内および需要場所内の当社の電気工作物について，保安の責任を負
います。

7475

75

保安等に対する発電者および需要者の協力(１) 次の場合には，発電者または需要者からすみやかにその旨を当社に通知していただきます。この場合には，当社は，ただちに適当な処置をいたします。
イ 発電者または需要者が，引込線，計量器等その発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状
もしくは故障が生ずるおそれがあると認めた場合
ロ 発電者または需要者が，発電者または需要者の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状もしくは故障が生ずるおそれがあり，それが当社の供給設備に影響を及ぼすおそれがあると認めた場合(２) 発電者または需要者が，当社の供給設備を使用しないことが明らかな場合で，当社が保安上必要と認めるときは，その期間について，当社は，(１)に準じて，適当な処置をいたします。
(３) 発電者または需要者が，当社の供給設備に直接影響を及ぼすような物
件（発電設備等を含みます。）の設置，変更または修繕工事をされる場
合は，あらかじめその内容を当社に通知していただきます。また，物件の設置，変更または修繕工事をされた後，その物件が当社の供給設備に直接影響を及ぼすこととなった場合には，すみやかにその内容を当社に通知していただきます。これらの場合において，保安上とくに必要があるときには，当社は，発電者または需要者にその内容の変更をしていた
だくことがあります。
(４) 当社は，必要に応じて，託送供給または発電量調整供給の開始に先だ
ち，接続供給電力または発電量調整受電電力をしゃ断する開閉器の操作方法等について，発電者および需要者と協議を行ないます。

7576 保安等に対する発電者および需要者の協力(１) 次の場合には，発電者または需要者からすみやかにその旨を当社に通知していただきます。この場合には，当社は，ただちに適当な処置をいたします。
イ 発電者または需要者が，引込線，計量器等その発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状
もしくは故障が生ずるおそれがあると認めた場合
ロ 発電者または需要者が，発電者または需要者の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状もしくは故障が生ずるおそれがあり，それが当社の供給設備に影響を及ぼすおそれがあると認めた場合(２) 発電者または需要者が，当社の供給設備を使用しないことが明らかな場合で，当社が保安上必要と認めるときは，その期間について，当社は，(１)に準じて，適当な処置をいたします。
(３) 発電者または需要者が，当社の供給設備に直接影響を及ぼすような物
件（発電設備等を含みます。）の設置，変更または修繕工事をされる場
合は，あらかじめその内容を当社に通知していただきます。また，物件の設置，変更または修繕工事をされた後，その物件が当社の供給設備に直接影響を及ぼすこととなった場合には，すみやかにその内容を当社に通知していただきます。これらの場合において，保安上とくに必要があるときには，当社は，発電者または需要者にその内容の変更をしていた
だくことがあります。
(４) 当社は，必要に応じて，託送供給または発電量調整供給の開始に先だ
ち，接続供給電力または発電量調整受電電力をしゃ断する開閉器の操作方法等について，発電者および需要者と協議を行ないます。

76

調査(１) 当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたしま
す。

7677 調査(１) 当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。

託送供給等約款 新旧対比表

保 安 の 責 任
当社は，受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備（当社が所有権を有さない設備を除きます。）ならびに計量器等発
電場所内および需要場所内の当社の電気工作物について，保安の責任を負
います。

−Ⅸ−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(２) 調査は，次の事項について行ないます。ただし，必要がないと認められる場合には，その一部を省略することがあります。
イ 絶縁抵抗値または漏えい電流値の測定
ロ 接地抵抗値の測定
ハ 点
検(３) 当社は，(１)の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいたします。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書等により，原則として調査時に行ないます。

(２) 調査は，次の事項について行ないます。ただし，必要がないと認められる場合には，その一部を省略することがあります。
イ 絶縁抵抗値または漏えい電流値の測定
ロ 接地抵抗値の測定
ハ 点
検(３) 当社は，(１)の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいたします。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書等により，原則として調査時に行ないます。

77

調査等の委託(１) 当社は，76（調査）の業務の全部または一部を経済産業大臣の登録を受けた調査機関（以下「登録調査機関」といいます。）に委託することがあります。
(２) 当社は，(１)によって委託した場合には，委託先の名称，所在地および委託した業務内容等を記載した文書等により，需要者にお知らせいたします。

7778 調 査 等 の 委 託(１) 当社は，7677（調査）の業務の全部または一部を経済産業大臣の登録を受けた調査機関（以下「登録調査機関」といいます。）に委託することがあります。
(２) 当社は，(１)によって委託した場合には，委託先の名称，所在地および委託した業務内容等を記載した文書等により，需要者にお知らせいたします。

78

調査に対する需要者の協力(１) 需要者が電気工作物の変更の工事を行なった場合には，その工事が完成したとき，すみやかにその旨を当社または登録調査機関に通知していただきます。
(２) 当社は，76（調査）(１)により調査を行なうにあたり，必要があるとき
は，需要者の承諾をえて電気工作物の配線図を提示していただきます。

7879 調査に対する需要者の協力(１) 需要者が電気工作物の変更の工事を行なった場合には，その工事が完成したとき，すみやかにその旨を当社または登録調査機関に通知していただきます。
(２) 当社は，7677（調査）(１)により調査を行なうにあたり，必要があるときは，需要者の承諾をえて電気工作物の配線図を提示していただきます。

79

検査または工事の受託(１) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作
物の検査を当社に申し込むことができます。
(２) (１)の申込みを受けた場合には，当社は，すみやかに検査を行ないます。
この場合には，当社は，検査料として実費を申し受けます。ただし，軽易なものについては，無料とすることがあります。
(３) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作
物の工事を当社に申し込むことができます。
(４) (３)の申込みを受けた場合には，当社は，できる限りこれを受託いたします。受託したときには，当社は，実費を申し受けます。ただし，電線被覆損傷箇所のテープ巻き等の軽易なものについては，材料費（消耗品を除きます。）のみを申し受けます。

7980 検査または工事の受託(１) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作
物の検査を当社に申し込むことができます。
(２) (１)の申込みを受けた場合には，当社は，すみやかに検査を行ないます。
この場合には，当社は，検査料として実費を申し受けます。ただし，軽易なものについては，無料とすることがあります。
(３) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作
物の工事を当社に申し込むことができます。
(４) (３)の申込みを受けた場合には，当社は，できる限りこれを受託いたします。受託したときには，当社は，実費を申し受けます。ただし，電線被覆損傷箇所のテープ巻き等の軽易なものについては，材料費（消耗品を除きます。）のみを申し受けます。

託送供給等約款 新旧対比表−Ⅸ−2−

現 行（2023年12月27日実施）
80

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

自家用電気工作物
需要者の電気工作物のうち自家用電気工作物については，この約款のう
ち次のものは，適用いたしません。
(１) 76（調査）(２) 77（調 査 等 の 委 託）
(３) 78（調査に対する需要者の協力）(４) 79（検査または工事の受託）託送供給等約款 新旧対比表

自家用電気工作物
需要者の電気工作物のうち自家用電気工作物については，この約款のう
ち次のものは，適用いたしません。
(１) 7677（調査）(２) 7778（調 査 等 の 委 託）
(３) 7879（調査に対する需要者の協力）(４) 7980（検査または工事の受託）

8081

−Ⅸ−3−

現 行（2023年12月27日実施）

附

１

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

則附

実 施 期 日この約款は，2023年12月27日から実施いたします。

１

２

受電電圧および供給電圧についての特別措置
受電電圧および供給電圧については，当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，当分の間，本則にかかわらず標準電圧3,000ボルトで託送供給等を行なうことがあります。この場合，料金その他の供給条件は，高圧で託送供給等を行なう場合に準ずるものといたします。

２

３

揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置(１)に定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者から申出がある場合は，料金および必要となるその他の供給条件は次のとおり
といたします。
(１) 適 用 範 囲
イ 揚 水 発 電 設 備 ま た は 蓄 電 池 （ 以 下 「 揚 水 発 電 設 備 等 」 と い います。）が設置された需要場所に供給され，揚水または蓄電された接続供給に係る電気が，当該需要場所以外の需要場所に託送供給される場
合であること。
ロ イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気，揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，物理的に区分する等，何らかの方法で明確に区分が可能となるよう措置されており，(イ)および(ロ)を明確に区分して定めることが可能であること。
ただし，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，(イ)および(ロ)をあらかじめ契約者と当社との協議により定めることがあります。
(イ) 当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する最大電力（キロワット），最大電流（アンペア）または最大容量（キロボ
ルトアンペア）（以下「揚水最大電力等」といいます。）およびそれ以外の電気の最大電力，最大電流または最大容量（以下「その他最大電力等」といいます。）(ロ) 当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する電力量（以下「揚水等接続供給電力量」といいます。）およびそれ以外の電気の電力量（以下「その他接続供給電力量」といいます。）
ハ イおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定めら

３

託送供給等約款 新旧対比表

則

実 施 期 日この約款は，20232024年12４月27１日から実施いたします。

受電電圧および供給電圧についての特別措置
受電電圧および供給電圧については，当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，当分の間，本則にかかわらず標準電圧3,000ボルトで託送供給等を行なうことがあります。この場合，料金その他の供給条件は，高圧で託送供給等を行なう場合に準ずるものといたします。

揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置(１)に定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者から申出がある場合は，料金および必要となるその他の供給条件は次のとおり
といたします。
(１) 適 用 範 囲
イ 揚 水 発 電 設 備 ま た は 蓄 電 池 （ 以 下 「 揚 水 発 電 設 備 等 」 と い います。）が設置された需要場所に供給され，揚水または蓄電された接続供給に係る電気が，当該需要場所以外の需要場所に託送供給される場
合であること。
ロ イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気，揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，物理的に区分する等，何らかの方法で明確に区分が可能となるよう措置されており，(イ)および(ロ)を明確に区分して定めることが可能であること。
ただし，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，(イ)および(ロ)をあらかじめ契約者と当社との協議により定めることがあります。
(イ) 当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する最大電力（キロワット），最大電流（アンペア）または最大容量（キロボ
ルトアンペア）（以下「揚水最大電力等」といいます。）およびそれ以外の電気の最大電力，最大電流または最大容量（以下「その他最大電力等」といいます。）(ロ) 当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する電力量（以下「揚水等接続供給電力量」といいます。）およびそれ以外の電気の電力量（以下「その他接続供給電力量」といいます。）
ハ イおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定めら−附則−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

れた順序または手続き等にしたがって揚水または蓄電および発電または放電を制御することが可能なものであること。
(２) 接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金
接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金は，供給地点
ごとに，あらかじめ１年ごとに契約者と当社との協議により揚水発電設備等における揚水または蓄電および発電等に係る電気の損失率（以下「揚水等損失率」といいます。）を定め，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，(ニ)ｃ，(ホ)ｃ，(ヘ)ｃ，(ト)ｃ，ロ(イ)ｃ，(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，ハ(イ)ｃ，(ロ)ｃもしくは(ハ)ｃまたは20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ，(ニ)ｃ，
ロ(ハ)もしくはハ(ハ)の適用にあたっては，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の算定上，イ(イ)または(ロ)により，接続供給課金
対象電力または接続供給課金対象電力量を定め，接続送電サービス契約
電力，接続送電サービス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量もしくは臨時接続送電サービス契約電力または接続供給電力量に代えて適用いたします。
なお，高圧または特別高圧で供給する場合で，１年を通じて最大需要
電力等が夜間時間に発生するときのピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(４)ロにかかわらず，ロといたします。
イ 接続供給課金対象電力または接続供給課金対象電力量(イ) 接続供給課金対象電力
当該供給地点における接続供給課金対象電力（キロワット）は，
次のとおりといたします。ただし，接続供給課金対象電力の算定上，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。
接続供給課金対象電力＝揚水最大電力等×揚水等損失率＋その他最大電力等(ロ) 接続供給課金対象電力量
当該供給地点における接続供給課金対象電力量は，次のとおりといたします。
接続供給課金対象電力量＝揚水等接続供給電力量×揚水等損失率＋その他接続供給電力量
ロ １年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合のピーク
シフト電力
高圧または特別高圧で供給する場合のピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大
電力等およびその他最大電力等，揚水等損失率等にもとづき，あらか

れた順序または手続き等にしたがって揚水または蓄電および発電または放電を制御することが可能なものであること。
(２) 接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金
接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金は，供給地点
ごとに，あらかじめ１年ごとに契約者と当社との協議により揚水発電設備等における揚水または蓄電および発電等に係る電気の損失率（以下「揚水等損失率」といいます。）を定め，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，(ニ)ｃ，(ホ)ｃ，(ヘ)ｃ，(ト)ｃ，ロ(イ)ｃ，(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，ハ(イ)ｃ，(ロ)ｃもしくは(ハ)ｃまたは20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ロ)ｃ，(ニ)ｃ，
ロ(ハ)もしくはハ(ハ)の適用にあたっては，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の算定上，イ(イ)または(ロ)により，接続供給課金
対象電力または接続供給課金対象電力量を定め，接続送電サービス契約
電力，接続送電サービス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量もしくは臨時接続送電サービス契約電力または接続供給電力量に代えて適用いたします。
なお，高圧または特別高圧で供給する場合で，１年を通じて最大需要
電力等が夜間時間に発生するときのピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(４)ロにかかわらず，ロといたします。
イ 接続供給課金対象電力または接続供給課金対象電力量(イ) 接続供給課金対象電力
当該供給地点における接続供給課金対象電力（キロワット）は，
次のとおりといたします。ただし，接続供給課金対象電力の算定上，10アンペアおよび１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。
接続供給課金対象電力＝揚水最大電力等×揚水等損失率＋その他最大電力等(ロ) 接続供給課金対象電力量
当該供給地点における接続供給課金対象電力量は，次のとおりといたします。
接続供給課金対象電力量＝揚水等接続供給電力量×揚水等損失率＋その他接続供給電力量
ロ １年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合のピーク
シフト電力
高圧または特別高圧で供給する場合のピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大
電力等およびその他最大電力等，揚水等損失率等にもとづき，あらか

託送供給等約款 新旧対比表−附則−2−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

じめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，
ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピーク
シフト電力を適正なものに変更していただきます。
ハ その他(イ) 19（接続送電サービス）(３)イ(イ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ａ，(ハ)ａまたは(ニ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接
続送電サービス（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場
合に限ります。）を適用いたします。
(ロ) 20（臨時接続送電サービス）(３)イ(イ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ロ)ａにかかわらず，電灯臨時接続送電サービスを適用いたします。
(ハ) 20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ハ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ニ)ａにかかわらず，動力臨時接続送電サービスを適用いたします。
(３) 電力および電力量の算定
当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，接続対象計画電力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)，(20)および(21)にかかわらず，次のとおりといたします。
イ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらか
じめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
なお，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，契約者は，別途，当該供給地点における30分ごとの接続対象電力量の計画値をあらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応

じめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，
ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピーク
シフト電力を適正なものに変更していただきます。
ハ その他(イ) 19（接続送電サービス）(３)イ(イ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービス）(３)イ(ロ)ａ，(ハ)ａまたは(ニ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接
続送電サービス（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場
合に限ります。）を適用いたします。
(ロ) 20（臨時接続送電サービス）(３)イ(イ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ロ)ａにかかわらず，電灯臨時接続送電サービスを適用いたします。
(ハ) 20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ハ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(３)イ(ニ)ａにかかわらず，動力臨時接続送電サービスを適用いたします。
(３) 電力および電力量の算定
当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，接続対象計画電力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計画差対応余剰電力量は，3031（電力および電力量の算定）(12)，(20)および(21)にかかわらず，次のとおりといたします。
イ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらか
じめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
なお，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，契約者は，別途，当該供給地点における30分ごとの接続対象電力量の計画値をあらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応

託送供給等約款 新旧対比表−附則−3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

補給電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，30（電力および電力量の算
定）(８)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象
電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量
ハ 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応
余剰電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，30（電力および電力量の算
定）(８)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象
電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量(４) 計量器等の取付け
料金の算定上必要な計量器等については，62（計量器等の取付け）によるものといたします。また，(１)イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気，揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，(１)ロによって区分する場合には，区分するために必要な計量器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(５) 供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
接続供給電力量および最大需要電力等は，29（計量）および附則６（受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なった電圧で計量することがあります。この場合，補給電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，3031（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量
ハ 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応
余剰電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，3031（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量(４) 計量器等の取付け
料金の算定上必要な計量器等については，6263（計量器等の取付け）によるものといたします。また，(１)イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気，
揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，(１)ロによって区分する場合には，区分するために必要な計量器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(５) 供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
接続供給電力量および最大需要電力等は，2930（計量）および附則６（受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なった電圧で計量することがあります。この場合，託送供給等約款 新旧対比表−附則−4−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

接続供給電力量および最大需要電力等は，計量された接続供給電力量および最大需要電力等を，供給電圧と同位にするために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた損失補正率によって修正したもの
といたします。

接続供給電力量および最大需要電力等は，計量された接続供給電力量および最大需要電力等を，供給電圧と同位にするために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた損失補正率によって修正したもの
といたします。

発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）(１) 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社と再生可能エネルギー電
気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，原則として，契約者または特定送配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバラン
シンググループに属することはできないものといたします。
(２) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先立
ち，契約者（当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結する契約者を除きます。）または特定送配電事業者は，受電地点特定番号を明らかにして，申込書（当社所定の様式によります。）により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(３) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締結する電気事業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約の変更を希望されることにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，当社は，50（契約の変更）(２)に準じて契約を変更していただくことがあります。
(４) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が特定送配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達することを希望されるときは，契約者は，当社が受電地点において発電量調整供給を行なう際に必要となる事項について，特定送配電事業者が当社に通知する旨を承諾した文書を提出していただきます。
(５) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，
契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググ
ループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネルギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイオマス発電設備」といいま

４ 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）(１) 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社と再生可能エネルギー電
気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，原則として，契約者または特定送配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバラン
シンググループに属することはできないものといたします。
(２) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先立
ち，契約者（当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結する契約者を除きます。）または特定送配電事業者は，受電地点特定番号を明らかにして，申込書（当社所定の様式によります。）により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(３) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締結する電気事業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約の変更を希望されることにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，当社は，5051（契約の変更）(２)に準じて契約を変更していただくことがあります。
(４) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が特定送配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達することを希望されるときは，契約者は，当社が受電地点において発電量調整供給を行なう際に必要となる事項について，特定送配電事業者が当社に通知する旨を承諾した文書を提出していただきます。
(５) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，
契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググ
ループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネルギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイオマス発電設備」といいま

４

託送供給等約款 新旧対比表−附則−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

す。〕であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ ８（契約の要件）(２)イは，適用いたしません。
ロ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(２)にかかわらず，18（料金）(２)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保
料は申し受けません。
ハ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。

す。〕であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ ８（契約の要件）(２)イは，適用いたしません。
ロ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(２)にかかわらず，18（料金）(２)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保
料は申し受けません。
ハ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，2223（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシ
ンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，2223（発電量調整
受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款
料金算定規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
この場合，2223（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ロ)およびロ(ロ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電
バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バラ
ンシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ2223（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ロ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，特例発電バランシン
ググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググ
ループに係る発電量調整供給について，それぞれ2223（発電量調整受
電計画差対応電力）(２)ロ(ロ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ 特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価
は，2526（給電指令時補給電力）(２)ニにかかわらず，託送供給等約款
料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシン
ググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，2526（給電指令時
補給電力）(２)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごと

ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシ
ンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受
電計画差対応電力）(２)イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款
料金算定規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
この場合，22（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ロ)およびロ(ロ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電
バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バラ
ンシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ロ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，特例発電バランシンググ
ループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググルー
プに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計画
差対応電力）(２)ロ(ロ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ

特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価
は，25（給電指令時補給電力）(２)ニにかかわらず，託送供給等約款料
金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシン
ググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(２)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに託送供給等約款 新旧対比表−附則−6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）算定される金額といたします。ただし，38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，ノンファーム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，38（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取
引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
この場合，25（給電指令時補給電力）(２)ロにかかわらず，給電指令
時補給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およびその他の発電バランシンググループに係る補給について，それぞれ25（給電指令時補給電力）(２)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調
整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価（再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める再生可能エネルギー予測
誤差対応調整力確保に係る単価をいいます。）を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ヘ インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整
力確保料について必要となるその他の事項については，発電量調整受
電計画差対応補給電力料金に準じて次の各項によるものといたします。
(イ) 28（料金の算定期間）(ロ) 32（料 金 の 算 定）(ハ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ニ) 34（料金その他の支払方法）(ホ) 35（保証金）(ヘ) 47（違約金）(ト) 54（解約等）
ト 当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは
特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整
供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
託送供給等約款 新旧対比表に算定される金額といたします。ただし，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，ノンファーム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，3839（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸
電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
この場合，2526（給電指令時補給電力）(２)ロにかかわらず，給電指令時補給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およ
びその他の発電バランシンググループに係る補給について，それぞれ2526（給電指令時補給電力）(２)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調
整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価（再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める再生可能エネルギー予測
誤差対応調整力確保に係る単価をいいます。）を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ヘ インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整
力確保料について必要となるその他の事項については，発電量調整受
電計画差対応補給電力料金に準じて次の各項によるものといたします。
(イ) 2829（料金の算定期間）(ロ) 3233（料 金 の 算 定）(ハ) 3334（支払義務の発生および支払期日）(ニ) 3435（料金その他の支払方法）(ホ) 3536（保証金）(ヘ) 4748（違約金）(ト) 5455（解約等）
ト 当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは
特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整
供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。

−附則−7−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
チ ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社がノンファーム電源の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，トにかかわらず，契約者は，発電量調整受電計
画電力量の見直しを行なっていただきます。
リ 契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，変更後の発電量調整受
電計画電力量にもとづき発電計画を所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ヌ リで定めた計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに当社に通知していただきます。
ル この料金その他の供給条件の適用を開始した後１年間はこの料金その他の供給条件の適用を継続していただきます。また，この料金その他の供給条件の適用を終了した後１年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。
(６) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネ
ルギー発電設備から電気を調達するときは，契約者の指定する発電バラ
ン シ ン グ グ ル ー プ （ (５)に お い て ， 契 約 者 が 希 望 さ れ る 場 合 を 除 き ます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(２)にかかわらず，18（料金）(２)に定める料金およびロにより算定されるインバランスリスク料
といたします。
ロ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
ハ インバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるもの
といたします。
(イ) 28（料金の算定期間）(ロ) 32（料 金 の 算 定）(ハ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ニ) 34（料金その他の支払方法）(７) (１)により発電量調整供給契約を締結する発電場所（低圧で受電する場
合に限ります。）において，イに該当する複数の発電設備等（各発電設備等の出力が10キロワット未満の場合に限ります。また，特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備を除きます。）

なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
チ ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社がノンファーム電源の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，トにかかわらず，契約者は，発電量調整受電計
画電力量の見直しを行なっていただきます。
リ 契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，変更後の発電量調整受
電計画電力量にもとづき発電計画を所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ヌ リで定めた計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに当社に通知していただきます。
ル この料金その他の供給条件の適用を開始した後１年間はこの料金その他の供給条件の適用を継続していただきます。また，この料金その他の供給条件の適用を終了した後１年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。
(６) (１)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネ
ルギー発電設備から電気を調達するときは，契約者の指定する発電バラ
ン シ ン グ グ ル ー プ （ (５)に お い て ， 契 約 者 が 希 望 さ れ る 場 合 を 除 き ます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(２)にかかわらず，18（料金）(２)に定める料金およびロにより算定されるインバランスリスク料
といたします。
ロ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
ハ インバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるもの
といたします。
(イ) 2829（料金の算定期間）(ロ) 3233（料 金 の 算 定）(ハ) 3334（支払義務の発生および支払期日）(ニ) 3435（料金その他の支払方法）(７) (１)により発電量調整供給契約を締結する発電場所（低圧で受電する場
合に限ります。）において，イに該当する複数の発電設備等（各発電設備等の出力が10キロワット未満の場合に限ります。また，特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備を除きます。）

託送供給等約款 新旧対比表−附則−8−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）を使用する発電場所で，契約者または発電契約者から適用の申出がある
場合は，当分の間，必要となるその他の供給条件は，ロからホのとおり
といたします。
イ 適
用
次のいずれかに該当する場合に適用いたします。
(イ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の発電設備等を設置する発電場所で，特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備以外の電気を発電契約者が受電する場合(ロ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備を複数設置する発電場所で，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備と当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備が混在する場合または当社の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合
ロ 供給および契約の単位
当社は，15（供給および契約の単位）(１)にかかわらず，１発電場所につき，１電気方式，１引込，２計量をもって発電量調整供給を行ないます。この場合，当該発電場所に係る発電バランシンググループは，
計量区分ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。

を使用する発電場所で，契約者または発電契約者から適用の申出がある
場合は，当分の間，必要となるその他の供給条件は，ロからホのとおり
といたします。
イ 適
用
次のいずれかに該当する場合に適用いたします。
(イ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の発電設備等を設置する発電場所で，特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備以外の電気を発電契約者が受電する場合(ロ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備を複数設置する発電場所で，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備と当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備が混在する場合または当社の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合
ロ 供給および契約の単位
当社は，15（供給および契約の単位）(１)にかかわらず，１発電場所
につきついて１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結
している場合〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）し，１電気方式，１
引込，２計量をもって発電量調整供給を行ないます。この場合，当該発電場所に係る発電バランシンググループは，計量区分ごとに発電バラ
ンシンググループを設定していただきます。
ハ 計
量
当社は，2930（計量）(１)にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記
録型等計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器で計量された電力量の差し引きにより，30分ごとに，発電バランシンググループごとに，電力量を仕訳いたします。この場合，3031（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
ニ 3738（託送供給等の実施）(３)ホは，適用いたしません。
ホ イの適用を廃止しようとされる場合またはイの適用に該当しなくなった場合は，当該発電場所に係る取扱いを終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，必要に応じて契約者，発電契約者および発電者に協力していただきます。
(８) 契約者が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備から契約者が締結する特定契約に係る電気を受電する場合，当該バイオマス発電設備に係る

ハ

計
量
当社は，29（計量）(１)にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記録
型等計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器で計量された電力量の差し引きにより，30分ごとに，発電バランシンググループごとに，電力量を仕訳いたします。この場合，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。

ニ 37（託送供給等の実施）(３)ホは，適用いたしません。
ホ イの適用を廃止しようとされる場合またはイの適用に該当しなくなった場合は，当該発電場所に係る取扱いを終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，必要に応じて契約者，発電契約者および発電者に協力していただきます。
(８) 契約者が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備から契約者が締結する特定契約に係る電気を受電する場合，当該バイオマス発電設備に係る託送供給等約款 新旧対比表−附則−9−

５

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で30分ごとに計量された電力量に，当該バイオマス発電設備のバイオマス比率（発電により得られる電気の量に占めるバイオマスを変換して得られる電気の量の割合をいい，
特定契約の料金の算定期間ごとに算定される値といたします。）を乗じてえた値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ 契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する
場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，37（託送供給等の実施）(３)
ホに準じて電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ハ イのバイオマス比率は，算定後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を契約者から提出していただきます。
ニ 特例発電バランシンググループと同一計量する発電バランシンググ
ループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で計量された30分ごとの電力量からイおよびロにより算定された特例発電バランシンググループに係る30分ごとの発電量調整受電電力量を差し引いた値にもとづき，本則に準じて算定いたします。
(９) その他の事項については，発電契約者の場合に準ずるものといたしま
す。

発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で30分ごとに計量された電力量に，当該バイオマス発電設備のバイオマス比率（発電により得られる電気の量に占めるバイオマスを変換して得られる電気の量の割合をいい，
特定契約の料金の算定期間ごとに算定される値といたします。）を乗じてえた値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ 契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する
場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，3738（託送供給等の実施）(３)ホに準じて電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただ
きます。
ハ イのバイオマス比率は，算定後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を契約者から提出していただきます。
ニ 特例発電バランシンググループと同一計量する発電バランシンググ
ループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で計量された30分ごとの電力量からイおよびロにより算定された特例発電バランシンググループに係る30分ごとの発電量調整受電電力量を差し引いた値にもとづき，本則に準じて算定いたします。
(９) その他の事項については，発電契約者および発電者の場合に準ずるものといたします。

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置

５ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等離島についての特別措置(１) 系統連系受電サービス料金
イ 電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といいます。）における系統連系受電サービス料金の基本料金は，22（系
統連系受電サービス）(３)イにかかわらず，次のとおりといたします。

系統連系受電課金対象電力１キロワットにつきロ

託送供給等約款 新旧対比表−附則−10−ロ(イ)に定める離島

７９円５７銭ロ(ロ)に定める離島

７９円５３銭離島(イ) 特別高圧系統のある離島
対馬島，海栗島，泊島，赤島，沖ノ島，島山島，壱岐島，
若宮島，原島，長島，大島，種子島，奄美大島，加計呂麻 島，
与路島，請島，馬毛島(ロ) 特別高圧系統のない離島
小呂島，上甑島，中甑島，下甑島，竹島，硫黄島，黒島，

現 行（2023年12月27日実施）(１)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といいます。）における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対
象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電
力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)，23（接続対象計画差対応電力）(２)イ(ハ)，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)，25（給電指令時
補給電力）(１)ニまたは(２)ニにかかわらず，次のとおりといたします。

１キロワット時につき４５円６２銭ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源
であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
(２) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象
計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰
電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応電力）(２)ロ(ハ)，23（接続対象計画差対応電力）(２)ロ(ハ)または24（需要抑制量調整受電計
画差対応電力）(２)ロ(ハ)にかかわらず，次のとおりといたします。

１キロワット時につき６

１キロワット時につき４５円６２銭４５円６０銭ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源
であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
(２)(３) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象
計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰
電力料金単価については，2223（発電量調整受電計画差対応電力）(２)ロ(ハ)，2324（接続対象計画差対応電力）(２)ロ(ハ)または2425（需要抑制量調整
受電計画差対応電力）(２)ロ(ハ)にかかわらず，次のとおりといたします。

１７円７９銭受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量および最大需要電力等は，29（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，発電量調整受電
電力量，接続供給電力量および最大需要電力等は，計量された発電量調整
受電電力量，接続供給電力量および最大需要電力等を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの損失補正率によって修正したものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

口之島，中之島，平島，諏訪之瀬島，悪石島，小宝島，宝島，
屋久島，口永良部島，喜界島，徳之島，沖永良部島，与論島(１)(２) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といいます。）における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対
象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電
力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，2223（発電量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)，2324（接続対象計画差対応電力）(２)イ(ハ)，2425（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(２)イ(ハ)，2526（給電指令時補給電力）(１)ニまたは(２)ニにかかわらず，次のとおりといたします。

１キロワット時につき６

１７円７９銭受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，2930（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場
合，発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，計量された発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの損失補正率によって修正したものといたします。

−附則−11−

７

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

記録型等計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置(１) 低圧で供給する場合で，30分ごとに計量することができない計量器（以下「記録型等計量器以外の計量器」といいます。）で計量するときの接続供給電力量および接続送電サービス契約電力については，次のとおりといたします。
イ 移行期間における30分ごとの接続供給電力量
その１月のうち記録型等計量器以外の計量器で計量する期間（以下「移行期間」といいます。）における30分ごとの接続供給電力量は，移行期間において計量された接続供給電力量を移行期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，移行期間の接続供給電力量を時間帯区分ごとに計量する場合
は，移行期間において各時間帯区分ごとに計量された接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ロ 移行期間において料金の変更があった場合の30分ごとの接続供給電
力量
ハ，19（接続送電サービス）(２)イ(ロ)，(ハ)または20（臨時接続送電サービス）(２)イによって，接続送電サービス契約電力，接続送電サー
ビス契約電流, 接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契
約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス
契約電力を定める場合で，移行期間において，接続送電サービスの種
別，臨時接続送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続
送電サービス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電
サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電
サービス契約電力等を変更したことにより，料金に変更があったときは，移行期間における接続供給電力量を，料金の変更のあった日の前後の期間の日数にそれぞれ接続送電サービス契約電力，接続送電サー
ビス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契
約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス
契約電力を乗じた値の比率により区分して算定いたします。
この場合，移行期間における料金の変更のあった日の前後の接続供給電力量を，イに準じて，30分ごとの接続供給電力量として均等に配分いたします。
ハ 接続送電サービス契約電力
契約者が19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス
契約電力を定めることを希望される場合は，当分の間，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)にかかわらず，供給地点ごとに，負荷設備の容量等を基準として，契約者と当社との協議によって定めることがあります。
(２) 発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電
電力量を記録型等計量器以外の計量器で計量するときの30分ごとの発電７ 記録型等計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置(１) 低圧で供給する場合で，30分ごとに計量することができない計量器（以下「記録型等計量器以外の計量器」といいます。）で計量するときの接続供給電力量および接続送電サービス契約電力については，次のとおりといたします。
イ 移行期間における30分ごとの接続供給電力量
その１月のうち記録型等計量器以外の計量器で計量する期間（以下「移行期間」といいます。）における30分ごとの接続供給電力量は，移行期間において計量された接続供給電力量を移行期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，移行期間の接続供給電力量を時間帯区分ごとに計量する場合
は，移行期間において各時間帯区分ごとに計量された接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ロ 移行期間において料金の変更があった場合の30分ごとの接続供給電
力量
ハ，19（接続送電サービス）(２)イ(ロ)，(ハ)または20（臨時接続送電サービス）(２)イによって，接続送電サービス契約電力，接続送電サー
ビス契約電流, 接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契
約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス
契約電力を定める場合で，移行期間において，接続送電サービスの種
別，臨時接続送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続
送電サービス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電
サービス契約電流，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電
サービス契約電力等を変更したことにより，料金に変更があったときは，移行期間における接続供給電力量を，料金の変更のあった日の前後の期間の日数にそれぞれ接続送電サービス契約電力，接続送電サー
ビス契約電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契
約電流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス
契約電力を乗じた値の比率により区分して算定いたします。
この場合，移行期間における料金の変更のあった日の前後の接続供給電力量を，イに準じて，30分ごとの接続供給電力量として均等に配分いたします。
ハ 接続送電サービス契約電力
契約者が19（接続送電サービス）(２)イ(イ)によって接続送電サービス
契約電力を定めることを希望される場合は，当分の間，19（接続送電サービス）(２)イ(イ)にかかわらず，供給地点ごとに，負荷設備の容量等を基準として，契約者と当社との協議によって定めることがあります。
(２) 発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電
電力量を記録型等計量器以外の計量器で計量するときの30分ごとの発電託送供給等約款 新旧対比表−附則−12−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

量調整受電電力量の計量値は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。

量調整受電電力量の計量値は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，高圧または特別高圧で受電する場合の最大連系電力等は，原則として，発電量調整受電電力の最大値といたします。

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合の特別措置(１) １発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する
場合で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，30（電力および電力量の算定）(18)イおよび(19)イにおける発電量調整受電計画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，30（電力および電力量の算定）(２)イにかかわらず，発電契約者と当社との協議によってその30分ごとに定めた値を，当該受電地点におけるその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
(２) １発電場所において，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等が混在する場合は，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等を異なる発電バランシンググループに設定していただきます。また，当該受電地点における30分ごとの電力量および電力量の計画値は，発電契約者と当社との協議によって発電バ
ランシンググループごとに定めます。この場合，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量された電力量および当該受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみなします。

８ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合の特別措置(１) １発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する
場合で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，3031（電力および電力量の算定）(18)イおよび(19)イにおける発電量調整受電計画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，3031（電力および電力量の算定）(２)イにかかわらず，
発電契約者と当社との協議によってその30分ごとに定めた値を，当該受電地点におけるその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
(２) １発電場所において，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等が混在する場合は，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等を異なる発電バランシンググループに設定していただきます。また，当該受電地点における30分ごとの電力量および電力量の計画値は，発電契約者と当社との協議によって発電バ
ランシンググループごとに定めます。この場合，3031（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量された電力量および当該受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみなします。

損害賠償の免責についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
発電者が再生可能エネルギー特別措置法附則第４条第１項に定める旧特定供給者に該当する場合で，38（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネル
ギー特別措置法施行規則第14条第８号トにおいて特定契約申込者が補償を求めることができるとされている場合の損害に限ります。）を受けたときは，48（損害賠償の免責）(２)にかかわらず，発電契約者のお求めに応じ，当社は，当該損害について，再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号トに定める額を限度として，補償するものといたします。
なお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。

９

８

９

10

受電地点への供給設備の工事費負担金（電源接続案件募集プロセス）
２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合であって，発電契約者ごとの共用部分の工事費を電源接続案件募集
プロセスにおける入札等によって算定するときは，66（受電地点への供給

託送供給等約款 新旧対比表

損害賠償の免責についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
発電者が再生可能エネルギー特別措置法附則第４条第１項に定める旧特定供給者に該当する場合で，3839（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネ
ルギー特別措置法施行規則第14条第８号トにおいて特定契約申込者が補償を求めることができるとされている場合の損害に限ります。）を受けたと
きは，4849（損害賠償の免責）(２)にかかわらず，発電契約者のお求めに応じ，当社は，当該損害について，再生可能エネルギー特別措置法施行規則
第14条第８号トに定める額を限度として，補償するものといたします。
なお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。

10

受電地点への供給設備の工事費負担金（電源接続案件募集プロセス）
２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合であって，発電契約者ごとの共用部分の工事費を電源接続案件募集
プロセスにおける入札等によって算定するときは，6667（受電地点への供−附則−13−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

設備の工事費負担金）(６)ロにかかわらず，当該入札等において算定された金額を，発電契約者ごとの共用部分の工事費といたします。

給設備の工事費負担金）(６)ロにかかわらず，当該入札等において算定された金額を，発電契約者ごとの共用部分の工事費といたします。

11 発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合の費用の申受け（電源接続案件募集プロセス）
供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止
または変更される場合等で，発電契約者との間で電源接続案件募集プロセスにもとづき入札保証金および工事費負担金補償金等を定めるときは，71（供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け）(２)ただし書にかかわらず，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。

1112

12 軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置(１) 需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合における特別措置イに定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者からこの特別措置の適用の申出がある場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ 適 用 範 囲
契約者が次の時間帯に，19（接続送電サービス）(２)ニによって接続
送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用する場合に適用いたします。
(イ) 軽負荷期（毎年４月１日から５月31日までおよび10月１日から11
月30日までの期間をいいます。）における毎日午前８時から午後４時までの時間(ロ) その他期（軽負荷期以外の期間をいいます。）における土曜日，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，12月30日および12月31日の午前８時から午後４時までの時間(ハ) 再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間（当社が再生可能
エネルギー発電設備の出力抑制の可能性または出力抑制の要請を公表した場合における当該出力抑制の対象となる時間帯をいいます。）
ロ 特別措置の適用申込みおよび使用の申出(イ) 契約者は，この特別措置の適用を希望する供給地点にかかる係る事項（需要者の名称，需要場所〔供給地点特定番号を含みます。〕）を明らかにして，当社所定の様式により，申込みをしていただきます。

軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置(１) 需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合における特別措置イに定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者からこの特別措置の適用の申出がある場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ 適 用 範 囲
契約者が次の時間帯に，19（接続送電サービス）(２)ニによって接続
送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用する場合に適用いたします。
(イ) 軽負荷期（毎年４月１日から５月31日までおよび10月１日から11
月30日までの期間をいいます。）における毎日午前８時から午後４時までの時間(ロ) その他期（軽負荷期以外の期間をいいます。）における土曜日，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，12月30日および12月31日の午前８時から午後４時までの時間(ハ) 再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間（当社が再生可能
エネルギー発電設備の出力抑制の可能性または出力抑制の要請を公表した場合における当該出力抑制の対象となる時間帯をいいます。）
ロ 特別措置の適用申込みおよび使用の申出(イ) 契約者は，この特別措置の適用を希望する供給地点にかかる事項（需要者の名称，需要場所〔供給地点特定番号を含みます。〕）を明らかにして，当社所定の様式により，申込みをしていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合の費用の申受け（電源接続案件募集プロセス）
供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止
または変更される場合等で，発電契約者との間で電源接続案件募集プロセスにもとづき入札保証金および工事費負担金補償金等を定めるときは，7172（供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け）(２)ただし書にかかわらず，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。

−附則−14−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ロ) 原則として，当社が指定する期限までに，使用の申出をしていただきます。
ハ 接続送電サービス契約電力
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）(２)ニによって定めた値といたします。
なお，19（接続送電サービス）(２)ニの不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分の算定上，この特別措置により電気を使用されたその１月の最大需要電力等は，その１月の最大需要電力等から19（接続送電サービス）(２)ニの不足電力の補給の供給分につき，契約者と当社との協議によって定めた値を差し引いたものといたします。
ニ 接続送電サービス料金
この特別措置により電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)，(ロ)ｃ(ａ)，ハ(イ)ｃ(ａ)または(ロ)ｃ(ａ)における需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときに準じて算定いたしま
す。ただし，その１月にこの特別措置により電気を使用し，かつ，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サー
ビス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)，(ロ)ｃ(ａ)，ハ(イ)ｃ(ａ)または(ロ)ｃ(ａ)に準じて算定いた
します。
ホ そ
の
他
(イ) 当社は，契約者との間で，この特別措置の適用に必要となる事項について，別途覚書を締結することがあります。
(ロ) 当社は，電気の需給状況その他によってやむをえない場合には，
この特別措置の適用をしないことがあります。
(２) １年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生する場合の取扱いについての特別措置
イ 19（接続送電サービス）(４)の適用を受ける供給地点において，需要者が土曜日もしくは軽負荷期における平日の昼間時間または再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間に負荷移行を行ない，１
年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間（夜間時間，土曜日，軽負荷期における平日の昼間時間および再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間をいいます。）に発生する場合で，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料
金は，当分の間，19（接続送電サービス）(４)にかかわらず，19（接続送電サービス）(３)によって算定された金額から(イ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。
(イ) ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(４)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(４)(ロ) 原則として，当社が指定する期限までに，使用の申出をしていただきます。
ハ 接続送電サービス契約電力
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）(２)ニによって定めた値といたします。
なお，19（接続送電サービス）(２)ニの不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分の算定上，この特別措置により電気を使用されたその１月の最大需要電力等は，その１月の最大需要電力等から19（接続送電サービス）(２)ニの不足電力の補給の供給分につき，契約者と当社との協議によって定めた値を差し引いたものといたします。
ニ 接続送電サービス料金
この特別措置により電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)，(ロ)ｃ(ａ)，ハ(イ)ｃ(ａ)または(ロ)ｃ(ａ)における需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときに準じて算定いたしま
す。ただし，その１月にこの特別措置により電気を使用し，かつ，需要者の発電設備の検査，補修または事故により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サー
ビス）(３)ロ(イ)ｃ(ａ)，(ロ)ｃ(ａ)，ハ(イ)ｃ(ａ)または(ロ)ｃ(ａ)に準じて算定いた
します。
ホ そ
の
他
(イ) 当社は，契約者との間で，この特別措置の適用に必要となる事項について，別途覚書を締結することがあります。
(ロ) 当社は，電気の需給状況その他によってやむをえない場合には，
この特別措置の適用をしないことがあります。
(２) １年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生する場合の取扱いについての特別措置
イ 19（接続送電サービス）(４)の適用を受ける供給地点において，需要者が土曜日もしくは軽負荷期における平日の昼間時間または再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間に負荷移行を行ない，１
年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間（夜間時間，土曜日，軽負荷期における平日の昼間時間および再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間をいいます。）に発生する場合で，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料
金は，当分の間，19（接続送電サービス）(４)にかかわらず，19（接続送電サービス）(３)によって算定された金額から(イ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。
(イ) ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(４)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(４)

託送供給等約款 新旧対比表−附則−15−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

イにいうロのピークシフト電力は，(ロ)のピークシフト電力といたします。
(ロ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元時間（負荷移行先時間以外の時間をいいます。）における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ハ) １年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが19（接続送電サービス）(４)の取扱いの適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕(４)によって適用したピークシフト割引額を含みます。）の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
(ニ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）(４)ハに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）(４)ハに定める適用後１年に満たない場合の取扱いは適用いたしません。
ロ 高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が負荷移行元時間から負荷移行先時間への負荷移行を行なった結果，１年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電
サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料
金は，当分の間，19（接続送電サービス）(３)によって算定された金額
から(イ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。
(イ) ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(４)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(４)
イにいうロのピークシフト電力は，(ロ)のピークシフト電力といたします。
(ロ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により負荷移行元時間から負荷移行先時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続

イにいうロのピークシフト電力は，(ロ)のピークシフト電力といたします。
(ロ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元時間（負荷移行先時間以外の時間をいいます。）における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ハ) １年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが19（接続送電サービス）(４)の取扱いの適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕(４)によって適用したピークシフト割引額を含みます。）の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
(ニ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）(４)ハに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）(４)ハに定める適用後１年に満たない場合の取扱いは適用いたしません。
ロ 高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が負荷移行元時間から負荷移行先時間への負荷移行を行なった結果，１年を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電
サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料
金は，当分の間，19（接続送電サービス）(３)によって算定された金額
から(イ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。
(イ) ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(４)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(４)
イにいうロのピークシフト電力は，(ロ)のピークシフト電力といたします。
(ロ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により負荷移行元時間から負荷移行先時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続

託送供給等約款 新旧対比表−附則−16−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元
時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ハ) １年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービ
ス料金として算定いたします。
ハ 附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう
場合の特別措置）の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場
合のピークシフト電力は，附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）(２)ロもしくはイ(ロ)またはロ(ロ)にかかわらず，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大電力等およびその他最大電力等ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。

送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元
時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ハ) １年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービ
ス料金として算定いたします。
ハ 附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう
場合の特別措置）の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場
合のピークシフト電力は，附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）(２)ロもしくはまたはイ(ロ)またはもしくはロ(ロ)にかかわらず，その需要者の接続送電サービス契約
電力からその需要者の１年を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行
する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大電力等およびその他最大電力等ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかにピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。

13

再エネ海域利用法に係る特別措置
再エネ海域利用法第８条第１項の規定による海洋再生可能エネルギー発電設備整備促進区域の指定に関する国からの要請による受電側接続検討について，電力広域的運営推進機関から依頼を受けた場合は，受電側接続検討の申込みがなされたものとみなし，９（検討および契約の申込み）(１)にもとづき受電側接続検討をいたします。この場合，検討料については，選定事業者を発電者とする発電契約者から申し受けます。

14

給電指令時補給電力料金に係る特別措置
38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込
書類を当社が2023年１月31日までに受領し，当該受電側接続検討を当社が2023年３月31日までに受け付けたノンファーム電源（ローカル系統の増強

託送供給等約款 新旧対比表

13

再エネ海域利用法に係る特別措置
再エネ海域利用法第８条第１項の規定による海洋再生可能エネルギー発電設備整備促進区域の指定に関する国からの要請による受電側接続検討について，電力広域的運営推進機関から依頼を受けた場合は，受電側接続検討の申込みがなされたものとみなし，９（検討および契約の申込み）(１)にもとづき受電側接続検討をいたします。この場合，検討料については，選定事業者を発電者とする発電契約者から申し受けます。

14

給電指令時補給電力料金に係る特別措置3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込書類を当社が2023年１月31日までに受領し，当該受電側接続検討を当社が2023年３月31日までに受け付けたノンファーム電源（ローカル系統の増−附則−17−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）に要する工事費負担金を当社が申し受けた発電設備等に限ります。以下「みなしファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，25（給電指令時補給電力）(２)ニ，30（電力および電力量の算定）(18)
ロおよび(19)ロにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。

強に要する工事費負担金を当社が申し受けた発電設備等に限ります。以下「みなしファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，2526（給電指令時補給電力）(２)ニ，3031（電力および電力量の算
定）(18)ロおよび(19)ロにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り
扱います。

15

バランシンググループの設定に係る特別措置
契約者，発電契約者または需要抑制契約者が配電事業者（当社供給区域内において事業を営むものに限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第27条の12の11第１項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件を含みます。以下「配電事業者の約款」といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場合で，当該配電事業者の配電事業に係る業
務の一部（発電量調整受電計画差対応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計画差対応電力の不足電力の補給または送電超過分
電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指令等により生じた不足
電力の補給に係る業務といたします。）について，当該配電事業者と当社との間で受委託に関する契約を締結し，かつ，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者の供給区域における需要場所または発電場所（調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で設定する
需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制バ
ランシンググループに属することを希望されるときの料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
(１) 代表契約者の選任
契約者および配電事業者の約款に定める契約者が複数となる場合で，１需要バランシンググループを設定することを希望されるときは，次のとおりとしていただきます。
イ ４（代表契約者の選任）にかかわらず，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，１需要バランシンググ
ループを設定することを希望されるすべての者がこの約款にもとづいて当社と接続供給契約を締結するものとし，１接続供給契約における契約者を複数としていただきます。この場合，当該接続供給契約においては１需要バランシンググループを設定するものとし，この約款に関する当社との協議および接続供給の実施に関する事項についての権限を複数の契約者全員から委任された契約者を，代表契約者としてあらかじめ選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続き
および協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，託送供給等約款 新旧対比表

15

バランシンググループの設定に係る特別措置
契約者，発電契約者または需要抑制契約者が配電事業者（当社供給区域内において事業を営むものに限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第27条の12の11第１項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件を含みます。以下「配電事業者の約款」といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場合で，当該配電事業者の配電事業に係る業
務の一部（発電量調整受電計画差対応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計画差対応電力の不足電力の補給または送電超過分
電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指令等により生じた不足
電力の補給に係る業務といたします。）について，当該配電事業者と当社との間で受委託に関する契約を締結し，かつ，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者の供給区域における需要場所または発電場所（調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で設定する
需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制バ
ランシンググループに属することを希望されるときの料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
(１) 代表契約者の選任
契約者および配電事業者の約款に定める契約者が複数となる場合で，１需要バランシンググループを設定することを希望されるときは，次のとおりとしていただきます。
イ ４（代表契約者の選任）にかかわらず，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，１需要バランシンググ
ループを設定することを希望されるすべての者がこの約款にもとづいて当社と接続供給契約を締結するものとし，１接続供給契約における契約者を複数としていただきます。この場合，当該接続供給契約においては１需要バランシンググループを設定するものとし，この約款に関する当社との協議および接続供給の実施に関する事項についての権限を複数の契約者全員から委任された契約者を，代表契約者としてあらかじめ選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続き
および協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，−附則−18−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。
ロ 契約者は，配電事業者と締結する接続供給契約においても，イによって代表契約者に選任された契約者を代表契約者としてあらかじめ選任していただきます。ただし，イによって代表契約者に選任された契約者と配電事業者が接続供給契約を締結し，イにおいて１需要バラ
ンシンググループを設定する他の契約者が当該配電事業者と接続供給契約を締結しない場合を除きます。
(２) 契 約 の 要 件
需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制契約者が特定卸供給を行なう事業を営むものであるときは，８（契約の要件）(３)イにかかわらず，次のいずれにも該当すること。
イ 需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）に対して，
次の(イ)および(ロ)の事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
(イ) 需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）(ロ) 需要抑制の実施頻度および時期
ロ イによってえられた100キロワットをこえる電気（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整供給契約における電気を含みます。）を供給しようとするものであること。
ハ 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。
ニ 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
ホ 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
(３) 供給および契約の単位
イ 接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需
要バランシンググループを設定していただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における発電場所（調整電源に該当する場合を除きます。）について，この約款で設定する発電バランシンググループと同一の発電バランシング
グループを設定していただきます。
ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシ
ンググループと同一の需要抑制バランシンググループを設定していた

必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。
ロ 契約者は，配電事業者と締結する接続供給契約においても，イによって代表契約者に選任された契約者を代表契約者としてあらかじめ選任していただきます。ただし，イによって代表契約者に選任された契約者と配電事業者が接続供給契約を締結し，イにおいて１需要バラ
ンシンググループを設定する他の契約者が当該配電事業者と接続供給契約を締結しない場合を除きます。
(２) 契 約 の 要 件
需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制契約者が特定卸供給を行なう事業を営むものであるときは，８（契約の要件）(３)(４)イにかかわらず，次のいずれにも該当すること。
イ 需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）に対して，
次の(イ)および(ロ)の事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
(イ) 需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）(ロ) 需要抑制の実施頻度および時期
ロ イによってえられた100キロワットをこえる電気（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整供給契約における電気を含みます。）を供給しようとするものであること。
ハ 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。
ニ 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
ホ 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
(３) 供給および契約の単位
イ 接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需
要バランシンググループを設定していただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における発電場所（調整電源に該当する場合を除きます。）について，この約款で設定する発電バランシンググループと同一の発電バランシング
グループを設定していただきます。
ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシ
ンググループと同一の需要抑制バランシンググループを設定していた託送供給等約款 新旧対比表−附則−19−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

だきます。
なお，需要抑制契約者は，需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法（30〔電力および電力量の算定〕(14)イまたはロならびに配電事業者の約款に定める需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法をいいます。）が同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需
要場所は複数の需要抑制バランシンググループ（配電事業者の約款で設定する需要抑制バランシンググループを含みます。）に属することはできないものといたします。
(４) 料
金
イ 発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，22（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 適
用
発電バランシンググループにおいて，38（給電指令の実施等）(５)または(６)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契
約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応電力
ａ 発電量調整受電計画差対応補給電力(ａ) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ロの発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(ｃ)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

だきます。
なお，需要抑制契約者は，需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法（3031〔電力および電力量の算定〕(14)イまたはロならびに配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量の算定方法をいいます。）が同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループ（配電事業者の約款で設定する需要抑制バランシンググループを含みます。）に属することはできないものといたします。
(４) 料
金
イ 発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，2223（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，
次のとおりといたします。
(イ) 適
用
発電バランシンググループにおいて，3839（給電指令の実施等）(５)またはもしくは(６)もしくはまたは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応電力
ａ 発電量調整受電計画差対応補給電力(ａ) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ロの発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(ｃ)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表−附則−20−現 行（2023年12月27日実施）ｂ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

発電量調整受電計画差対応余剰電力
適 用 範 囲30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ロの発電量調整受電計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(ｃ)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算
定上，23（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりとい
たします。
(イ) 適
用
38（給電指令の実施等）(４)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ) 接続対象計画差対応電力
ａ 接続対象計画差対応補給電力(ａ) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量を含みます。）が，その30分の(５)ニの接続対象計画
電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計
画差対応補給電力量に(ｃ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(ａ)

託送供給等約款 新旧対比表

発電量調整受電計画差対応余剰電力
適 用 範 囲30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ロの発電量調整受電計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(ｃ)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算
定上，2324（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 適
用
3839（給電指令の実施等）(４)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ) 接続対象計画差対応電力
ａ 接続対象計画差対応補給電力(ａ) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量を含みます。）が，その30分の(５)ニの接続対象計画
電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計
画差対応補給電力量に(ｃ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

−附則−21−ｂ(ａ)

現 行（2023年12月27日実施）ｂ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

接続対象計画差対応余剰電力
適 用 範 囲30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量を含みます。）が，その30分の(５)ニの接続対象計画
電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計
画差対応余剰電力量に(ｃ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ハ 需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画
差対応電力の算定上，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 適
用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
ａ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(ａ) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(ｃ)の需要抑制量調
整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ｂ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(ａ) 適 用 範 囲(ａ)

託送供給等約款 新旧対比表

接続対象計画差対応余剰電力
適 用 範 囲30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量を含みます。）が，その30分の(５)ニの接続対象計画
電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計
画差対応余剰電力量に(ｃ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ハ 需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画
差対応電力の算定上，2425（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 適
用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
ａ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(ａ) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ｂ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(ｃ)の需要抑制量調
整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ｂ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(ａ) 適 用 範 囲−附則−22−ｂ(ａ)

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量に(ｃ)の需要抑制量調
整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ニ 給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，25（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
ａ 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(４)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める30分ごとの給電指令時
補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(５)ヌにより30分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(ロ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
a 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(５)または(６)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される

30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(５)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ｂ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量に(ｃ)の需要抑制量調
整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ｃ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ニ 給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，2526（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
ａ 適 用 範 囲
3839（給電指令の実施等）(４)または配電事業者の約款にもとづ
き配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める30分ごとの給電指令時
補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(５)ヌにより30分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(ロ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
a 適 用 範 囲
3839（給電指令の実施等）(５)またはもしくは(６)もしくはまたは
配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施すること

託送供給等約款 新旧対比表−附則−23−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バ
ランシンググループに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める30分ごとの給電指令時
補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(５)チにより30分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，ノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等もしくはファーム
電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。
(５) 電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(３)にかかわらず，ロの発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(４)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）
で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める30分ごとの給電指令時
補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(５)チにより30分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，ノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，3839（給電指令の実施等）(５)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社またはもしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等もし
くはまたはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社またはもしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。
(５) 電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，3031（電力および電力量の算定）(３)にかかわらず，ロの発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，3031（電力および電力量の算定）(４)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・託送供給等約款 新旧対比表−附則−24−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整
受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画
電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
ハ 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，30（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ニ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)にかかわ
らず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計
画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整
受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画
電力量に関する取扱い）(２)のとおりといたします。
ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ヘ 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじ
め電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・
ベースライン）に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(３)のとおりといたします。
ト ベースライン
ベースラインは，30（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，
需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量を含みます。）を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所（配調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計
値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受
電計画電力量に関する取扱い）(１)のとおりといたします。
ハ 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，3031（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ニ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，3031（電力および電力量の算定）(12)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）
が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計
画電力量に関する取扱い）(２)のとおりといたします。
ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，3031（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ヘ 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，3031（電力および電力量の算
定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画
値といたします。ただし，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計
画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計
画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(３)のとおりといたします。
ト ベースライン
ベースラインは，3031（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電
力量を含みます。）を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所

託送供給等約款 新旧対比表−附則−25−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(１)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数の接続送電サービス等が適用されている場合は，１接続送電サービス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(18)ロにかかわらず，次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。
(イ) 30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調
整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ロ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった
ときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググ
ループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ａ 当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制（配電事業者の約款に定めるＮ−１電制を含みます。）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発電設備等を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源（配電事
業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(１)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数の接続送電サービス等が適用されている場合
は，１接続送電サービス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者
があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，3031（電力および電力量の算定）(18)ロにかかわらず，次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。
(イ) 30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調
整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ロ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった
ときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググ
ループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量ａ 当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制（配電事業者の約款に定めるＮ−１電制を含みます。）を実施したとき。
ｃ 3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発電設備等を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源（配電
事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力託送供給等約款 新旧対比表−附則−26−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）抑制を実施したとき。
(ハ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった
ときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググ
ループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量
託送供給等約款 新旧対比表−附則−27−の抑制を実施したとき。
(ハ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった
ときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググ
ループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応
補給電力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 当社または配電事業者が3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，
ハまたはトの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場
合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
量−発電量調整受電電力量
ｂ 当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して，38（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量ｃ−発電量調整受電電力量
当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）であり，かつ，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途
当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を託送供給等約款 新旧対比表−附則−28−−発電量調整受電電力量
当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して，3839（給電指令の実
施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
ｃ 当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）であり，かつ，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途
当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約をｂ現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

締結する設備に対して，38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量ｄ−発電量調整受電電力量
当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した

託送供給等約款 新旧対比表−附則−29−

締結する設備に対して，3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施等）(２)トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
ｄ 当社または配電事業者が3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施し

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量ｅ−発電量調整受電電力量
当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(２)ホの場
合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施
等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

託送供給等約款 新旧対比表−附則−30−た場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
ｅ 当社または配電事業者が3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，
ハまたはトの場合の給電指令等，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合の給電指令等および3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(ａ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給および3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施
等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実
施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(ｃ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(２)イ，
託送供給等約款 新旧対比表−附則−31−＝発電量調整受電計画電力量−発電量調整受電電力量(ｂ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値
を下回る場合3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，3839（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電
計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量(ｃ) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場合
3839（給電指令の実施等）(２)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象
電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，3839（給電指令の実施現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−38（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−38（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(19)ロにかかわらず，30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施
し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対して
Ｎ−１電制（配電事業者の約款に定めるＮ−１電制を含みます。）を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき，
38（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合
で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電
指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を
当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計
画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシ
ンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，チによるものといたします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量
ヌ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）

リ

託送供給等約款 新旧対比表等）(２)イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ホによる出力抑制対象電力量−3839（給電指令の実施等）(２)ヘによる出力抑制対象電力量−発電量調整受電電力量
リ 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，3031（電力および電力量の算定）(19)ロにかかわらず，30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ−１電制（配電事業者の約款に定めるＮ−１電制を含みます。）を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき，3839（給電指令の実施等）(２)ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事
業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応
余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計
画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整
受電計画差対応補給電力量の算定は，チによるものといたします。
発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量−発電量調整受電計画電力量
ヌ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，3031（電力および電力量の算−附則−32−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(20)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画
電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点（配電事
業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量
ル 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画
電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点（配電事
業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量
ヲ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場
合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値
が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，

定）(20)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象
計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値
といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，3031（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点
におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量−接続対象計画電力量
ル 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，3031（電力および電力量の算
定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象
計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値
といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，3031（電力および電力量の算定）(８)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点
におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量−接続対象電力量
ヲ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，3031（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場
合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，3031（電力および電力量の算定）(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した
値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，か託送供給等約款 新旧対比表−附則−33−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当
該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として30（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量

つ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量−需要抑制量調整受電電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として3031（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量

接続供給電力量＋ ―――――――――――――――――――――――――――――――――――――――――― −ベースライン｛１−損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝
ワ

接続供給電力量＋ ―――――――――――――――――――――――――――――――――――――――――― −ベースライン｛１−損失率(3132〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場
合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)
ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当
該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量−需要抑制量調整受電計画電力量(６) 託送供給等の実施
イ 接続供給の場合，契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計
画）の需要想定値および需要想定値に対する調達計画・販売計画における接続対象電力または接続対象電力量に，配電事業者の約款に定める接続対象電力または接続対象電力量を含めていただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は，別表11（発電計画・調達計
画・販売計画）の発電計画および調達計画・販売計画における発電量
調整受電電力または発電量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量を含めていただ
きます。
託送供給等約款 新旧対比表

ワ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，3031（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場
合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，3031（電力および電力量の算定）(14)ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場
所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量−需要抑制量調整受電計画電力量(６) 託送供給等の実施
イ 接続供給の場合，契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計
画）の需要想定値および需要想定値に対する調達計画・販売計画における接続対象電力または接続対象電力量に，配電事業者の約款に定める接続対象電力または接続対象電力量を含めていただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は，別表11（発電計画・調達計
画・販売計画）の発電計画および調達計画・販売計画における発電量
調整受電電力または発電量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量を含めていただ
きます。

−附則−34−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は，別表12（需要抑制
計画・調達計画・販売計画・ベースライン）の需要抑制計画および調達計画・販売計画における需要抑制量調整受電電力または需要抑制量
調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量を含めていただきます。
(７) 解
約
等
当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，54（解約等）(１)ハ(イ)，(ロ)，(ハ)または(ニ)にかか
わらず，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
イ 託送供給の場合は，８（契約の要件）(１)を，発電量調整供給の場合
は，８（契約の要件）(２)を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）(３)ロ，ハ，ニもしくはホまたは(２)を欠くに至った場合
ロ 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ハ 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）と発電量調整
受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ニ 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）と需要抑制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(８) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設
備）
イ 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネ
ルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則４（発電量調整供給
契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(１)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者
または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバラ

ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は，別表12（需要抑制
計画・調達計画・販売計画・ベースライン）の需要抑制計画および調達計画・販売計画における需要抑制量調整受電電力または需要抑制量
調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量を含めていただきます。
(７) 解
約
等
当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，3940（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，5455（解約等）(１)ハ(イ)，(ロ)，(ハ)または(ニ)にかかわらず，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
イ 託送供給の場合は，８（契約の要件）(１)を，発電量調整供給の場合
は，８（契約の要件）(２)を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）(３)(４)ロ，ハ，ニもしくはホまたは(２)を欠くに至った場合
ロ 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ハ 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）と発電量調整
受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ニ 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）と需要抑制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(８) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設
備）
イ 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネ
ルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則４（発電量調整供給
契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(１)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者
または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバラハ

託送供給等約款 新旧対比表−附則−35−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ンシンググループに属することはできないものといたします。
イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシ
ンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス発電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイ
オマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
(イ) 発電量調整供給に係る料金は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(５)ロにかかわらず，18（料金）(２)に定める料金，(ロ)により算定されるインバランス
リスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネ
ルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電
設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
(ロ) インバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(５)ホにかかわらず，
特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電
電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたしま
す。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例
発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 当社は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(５)トにかかわらず，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特定送配電事
業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電
計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
(ニ) ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定

ロ

託送供給等約款 新旧対比表

ンシンググループに属することはできないものといたします。
イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシ
ンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス発電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイ
オマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
(イ) 発電量調整供給に係る料金は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(５)ロにかかわらず，18（料金）(２)に定める料金，(ロ)により算定されるインバランス
リスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネ
ルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電
設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
(ロ) インバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(５)ホにかかわらず，
特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電
電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたしま
す。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例
発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 当社は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(５)トにかかわらず，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特定送配電事
業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電
計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
(ニ) ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定ロ−附則−36−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合
で，当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，(ハ)にかかわらず，契約者
は，発電量調整受電計画電力量の見直しを行なっていただきます。
ハ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達するときの契約者の指定する発電バランシンググループ（ロにおいて，契約者が希望される場合を除きます。）に係るインバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(６)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量
調整受電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
(９) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置

される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合
で，当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，(ハ)にかかわらず，契約者
は，発電量調整受電計画電力量の見直しを行なっていただきます。
ハ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達するときの契約者の指定する発電バランシンググループ（ロにおいて，契約者が希望される場合を除きます。）に係るインバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(６)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量
調整受電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
(９) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等離島についての特別措置
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対
象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給
電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，(４)イ(ロ)ａ(ｃ)，(４)ロ(ロ)ａ(ｃ)，(４)ハ(ロ)ａ(ｃ)または(４)ニ(イ)ｄもしくは(４)ニ(ロ)ｄにかかわらず，次のとおりといたします。

イ

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対
象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給
電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，(４)イ(ロ)ａ(ｃ)，(４)ロ(ロ)ａ(ｃ)，(４)ハ(ロ)ａ(ｃ)または(４)ニ(イ)ｄもしくは(４)ニ(ロ)ｄにかかわらず，次のとおりといたします。

１キロワット時につき４５円６２銭ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備
等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力
料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価
は，当該契約によるものといたします。
ロ 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対
象計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力料金単価については，(４)イ(ロ)ｂ(ｃ)，(４)ロ(ロ)ｂ(ｃ)または(４)ハ(ロ)ｂ(ｃ)にかかわらず，次のとおりといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

１キロワット時につき４５円６２銭４５円６０銭ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備
等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社またはもしくは配電事業者と給電指令時
補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力
料金単価は，当該契約によるものといたします。
ロ 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対
象計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力料金単価については，(４)イ(ロ)ｂ(ｃ)，(４)ロ(ロ)ｂ(ｃ)または(４)ハ(ロ)ｂ(ｃ)にかかわらず，次のとおりといたします。

−附則−37−

現 行（2023年12月27日実施）

１キロワット時につき

16

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

１７円７９銭１キロワット時につき１７円７９銭(10) 給電指令時補給電力料金に係る特別措置
38（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，みなしファーム電源（配電事
業者の約款に定めるみなしファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，(４)ニ(ロ)ｄ，(５)チおよび(５)リにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。
(11) その他の事項については，この約款および配電事業者の約款に準ずるものといたします。

(10) 給電指令時補給電力料金に係る特別措置3839（給電指令の実施等）(２)ヘの場合で，みなしファーム電源（配電
事業者の約款に定めるみなしファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，(４)ニ(ロ)ｄ，(５)チおよび(５)リにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。
(11) その他の事項については，この約款および配電事業者の約款に準ずるものといたします。

近接性評価割引額の算定についての特別措置(１) 契約者が，配電事業者の供給区域に立地する近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)の近接性評価割引額の算定上，次のとおりといたします。
イ 当該近接性評価対象発電設備から配電事業者が受電した電力量を別
表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(イ)の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価割引単価の区分ごとの電力量とみなします。
ロ 契約者が，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）の適用を受けている発電契約者から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割
引額の算定）(２)ロ(イ)ｂの当該発電バランシンググループの発電量調整
受電計画電力量は，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）(５)ロとし，当該発電バランシンググループの発電量調整受電電力量には，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
ハ 契約者が，配電事業者の約款に定める発電契約者（附則15〔バランシンググループの設定に係る特別措置〕の適用を受けている発電契約者を除きます。）から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(イ)ａの当該発電バランシンググループに係る発電契約者が販売する電力量の計画値ならびに別表２（近接性評価地域および近接性評価
割引額の算定）(２)ロ(イ)ｂの当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量および当該発電バランシンググループの発電量調整
受電電力量は，配電事業者の約款に定めるところによります。
(２) 契約者が，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）の

16 近接性評価割引額の算定についての特別措置(１) 契約者が，配電事業者の供給区域に立地する近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)の近接性評価割引額の算定上，次のとおりといたします。
イ 当該近接性評価対象発電設備から配電事業者が受電した電力量を別
表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(イ)の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価割引単価の区分ごとの電力量とみなします。
ロ 契約者が，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）の適用を受けている発電契約者から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割
引額の算定）(２)ロ(イ)ｂの当該発電バランシンググループの発電量調整
受電計画電力量は，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）(５)ロとし，当該発電バランシンググループの発電量調整受電電力量には，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
ハ 契約者が，配電事業者の約款に定める発電契約者（附則15〔バランシンググループの設定に係る特別措置〕の適用を受けている発電契約者を除きます。）から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(イ)ａの当該発電バランシンググループに係る発電契約者が販売する電力量の計画値ならびに別表２（近接性評価地域および近接性評価
割引額の算定）(２)ロ(イ)ｂの当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量および当該発電バランシンググループの発電量調整
受電電力量は，配電事業者の約款に定めるところによります。
(２) 契約者が，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）の託送供給等約款 新旧対比表−附則−38−

17

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

適用を受けている場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）における近接性評価割引額の算定上，別表２（近接性評価地
域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(ロ)および(ハ)の接続対象計画電力量は，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）(５)ニとし，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(ハ)の接続
対象電力量には，配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。

適用を受けている場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）における近接性評価割引額の算定上，別表２（近接性評価地
域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(ロ)および(ハ)の接続対象計画電力量は，附則15（バランシンググループの設定に係る特別措置）(５)ニとし，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(２)ロ(ハ)の接続
対象電力量には，配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。

Ｎ−１電制の実施についての特別措置(１) 当社は，38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(10)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額から，30分ごとのＮ−１電制時調達不足電力量に再生可能エネ
ルギー特別措置法施行規則第13条の３の４に定める回避可能費用単価（以下「回避可能費用単価」といいます。）に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として契約者にお支払いいたします。
(２) 当社は，38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって契約者または特定送配電事業者が特定契約を締結
する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，
38（給電指令の実施等）(10)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ−１電制時
調達不足電力量に当該特定契約に係る再生可能エネルギー特別措置法第３条第２項または第８条第１項に定める調達価格を乗じてえた金額を加えた金額から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ−１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額および30分ごとのＮ−１電制時調達不足電力量に回避可能
費用単価に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として契約者または特定送配電事業者にお支払いいたします。
(３) 当社は，38（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係
る発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，38（給電指令の実施
等）(10)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ−１電制時調達不足電力量に応1716 Ｎ−１電制の実施についての特別措置(１) 当社は，3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー
発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，3839（給電指令の実施
等）(10)(11)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額から，30分ごとのＮ−１電制時調達不足電力量に再生可能エネルギー特別措置法施行規則第13条の３の４に定める回避可能費用
単価（以下「回避可能費用単価」といいます。）に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として契約者にお支払いいたします。
(２) 当社は，3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって契約者または特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，3839（給電指令の実施等）(10)(11)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足
電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ−１
電制時調達不足電力量に当該特定契約に係る再生可能エネルギー特別措置法第３条第２項または第８条第１項に定める調達価格を乗じてえた金額を加えた金額から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ−１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう
費用に相当する金額および30分ごとのＮ−１電制時調達不足電力量に回避可能費用単価に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として契約者または特定送配電事業者にお支払いいたします。
(３) 当社は，3839（給電指令の実施等）(２)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に対してＮ−１電制を実施したときは，3839（給電指令の実施等）(10)(11)にかかわらず，Ｎ−１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ−１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ−１電制時調達不足電力

託送供給等約款 新旧対比表−附則−39−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

じてえられる供給促進交付金の金額（再生可能エネルギー特別措置法第２条の４にもとづき算定される金額をいいます。）を加えた金額から，
Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ−１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。

量に応じてえられる供給促進交付金の金額（再生可能エネルギー特別措置法第２条の４にもとづき算定される金額をいいます。）を加えた金額
から，Ｎ−１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ−
１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する
金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ−１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。
17 系統連系受電サービス等についての特別措置(１) 発電場所が，次のいずれかに該当する場合，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力は，22（系統連系受電サービス）(２)ロおよび
ハならびに41（契約超過金）(２)ロおよびハに準じて定めます。
なお，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力の算定上，次に定める比を，22（系統連系受電サービス）(２)ロおよび41（契約超過
金）(２)ロに定める契約受電電力の比とみなします。
また，発電場所がイ(ハ)に該当する場合，22（系統連系受電サービス）(３)イの基本料金および22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ハ)の系統設備効率化割引額の算定上，まったく発電または放電しない場合とは，１月においてイ(ハ)における当社が無償で受電している電気以外の電気をまった
く発電または放電しない場合をいいます。
イ 発電設備が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合(イ) 発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の特定契約等が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電
電力と発電者と当社との間の特定契約等に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ロ) 発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の一時調達契約が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電
電力と発電者と当社との間の一時調達契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ハ) 発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約が締結され，かつ，当該発電場所が発電量調整供給契約に属さないこととなった
場合または発電者と当社との間の特定契約等が消滅した場合で，接続された電気を当社が無償で受電しているとき。
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電
電力と発電量調整供給契約に属さないこととなった場合の直前の当
該発電量調整供給契約に定める契約受電電力または発電者と当社との間の特定契約等が消滅した場合の直前の当該契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比託送供給等約款 新旧対比表−附則−40−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
ロ

イ(イ)，(ロ)または(ハ)に該当する場合で，化石燃料を混焼するバイオマ
ス発電設備のとき。
当該バイオマス発電設備の再生可能エネルギー特別措置法施行規則
第４条の２第２項第９号イに定めるバイオマス比率（以下「認定バイオマス比率」といいます。）
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更後の認定バイオマス比率を発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(８)イに定める当該バイオマス発電設備のバイオマス比率等を基準として，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた
比率といたします。
(２) (１)の場合で，特定契約または一時調達契約等に係る電力受給に関する契約における金銭債務が当該契約における金銭債務の支払期日を経過してなお支払われず，当該契約を解約したときは，受電地点において同一計量する発電量調整供給に係る発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，系統連系受電契約は消滅するものとし，また，すべての発電契約者の発電量調整供給契約を変更していただくものといたします。
なお，この場合には，当社は，その旨を発電契約者または発電者に通知いたします。
また，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
(３) 発電場所における発電出力（発電設備等の定格発電出力〔太陽光発電
設備の場合は，太陽電池の合計出力とパワーコンディショナーの出力のいずれか小さい方の出力とし，パワーコンディショナーを複数台設置している場合は，各系列における太陽電池の合計出力とパワーコンディ
ショナーの出力のいずれか小さい方の出力を合計した値といたしま
す。〕をいいます。また，複数の発電設備等を使用する発電場所の場合
は，当該複数の発電設備等の定格発電出力の合計値といたします。）または同時最大受電電力が10キロワット未満（発電場所が，(１)イ(ハ)または
ロ〔(１)イ(ハ)に該当する場合に限ります。〕に該当する場合は，当社が無償で受電している電気以外の電気を発電または放電している発電設備等に係る発電出力または同時最大受電電力が10キロワット未満のときといたします。）の場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ 低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10未満のとき，また託送供給等約款 新旧対比表−附則−41−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
は高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記
録型等計量器により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大値が10キロワット未満のとき。
22（系統連系受電サービス）(３)に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）(２)に定める契約超過金は申し受けません。
ロ 低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10以上のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記
録型等計量器により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大値が10キロワット以上のとき。
(イ) 22（系統連系受電サービス）(２)イまたはロにおける系統連系受電
課金対象電力の算定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなします。
(ロ) 発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合または発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力が10キロワット未満の場合は，次のとおりといたします。
ａ 41（契約超過金）(２)イ(イ)またはロ(イ)における契約超過受電電力の算定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなします。
ｂ 41（契約超過金）(２)イ(ロ)またはロ(ロ)における契約超過受電電力の算定上，10キロワットを接続送電サービス契約電力とみなします。
(４) 契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備または再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備において，イに定める適用範囲に該当する場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ 適 用 範 囲
原則として，2024年３月31日までに再生可能エネルギー特別措置法
第９条第４項に定める認定を受け，または，再生可能エネルギー特別措置法第７条にもとづいて落札された発電設備に適用いたします。
ロ 系統連系受電サービス料金等
22（系統連系受電サービス）(３)に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）(２)に定める契約超過金は申し受けません。
なお，発電場所において，イ以外の発電設備等（当社が特定契約を締結する発電設備を除きます。）が混在する場合またはイの発電設備
が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，(イ)，(ロ)または(ハ)により，イ以外の部分に係る系統連系受電課金対象電力，系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量または契約超過受電電力を定め，系統連系受電サービス料金および契約超過金を申し受けます。

託送供給等約款 新旧対比表−附則−42−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(イ) 系統連系受電課金対象電力
ａ イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，あん分に必要となる発電出力は，契約者または発電契約者から当社へ通知していただきます。
ｂ イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場
合系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を認定バイオマス比率であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点の
その１月の接続送電サービス契約電力を認定バイオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更
後の認定バイオマス比率を契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(８)イに定める当該バイオマス発電設備のバイオマス比率等を基準として，契約者，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた比率といたします。
(ロ) 発電量調整受電電力量ａ イの発電設備が，契約者が特定契約を締結する再生可能エネル
ギー発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）(１)ただし書または附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕)(７)ハもしくは(８)イに準じて算定いたします。
ｂ イの発電設備が，再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）(１)ただし書または附則４（発電量調整供給契約について託送供給等約款 新旧対比表−附則−43−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(５)
託送供給等約款 新旧対比表−附則−44−の特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕)(７)ハに準じて算定いたします。ただし，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，発電量調整受電電力量から発電量調整受電電力量に当該バイオマス発電設備のバイオマス比率を乗じてえた値を差し引いた値にもとづき，算定いたします。
なお，バイオマス比率は，算定後すみやかに発電契約者または発電者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を発電契約
者または発電者から提出していただきます。
(ハ) 契約超過受電電力
ａ イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合(ａ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電
サービス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を発電出力等の比であん分してえた値から同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
(ｂ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電
サービス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を発電出力等の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ｂ イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合(ａ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電
サービス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイ
オマス比率であん分してえた値から同時最大受電電力を認定バ
イオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。
(ｂ) 同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電
サービス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイ
オマス比率であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を認定バイオマス比率
であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
揚水発電設備等が設置された受電地点において，揚水発電設備等によ現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
り発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場合，当該発電量調整供給に係る電気の電力量については，22（系統連系受電サービス）(３)ロに定める電力量料金を申し受けません。ただし，発電設備（当社が特定契約を締結する発電設備を除きます。）に揚水発電設備等が併設されている場合は，次のとおりといたします。
イ 発電設備が(４)イに定める適用範囲に該当する場合
22（系統連系受電サービス）(３)に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）(２)に定める契約超過金を申し受けません。
ロ 発電設備が(４)イに定める適用範囲に該当しない場合
発電契約者または発電者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量を算定し，22（系統連系受電サービス）(３)ロに定める電力量料金を申し受けます。
(６) 発電設備等に係る供給地点において電気最終保障供給約款または離島等供給約款にもとづく電気の需給契約（以下「当社との電気の需給契約」といいます。）を締結している場合は，次のとおりといたします。
イ 18（料金）(３)ロにおいて，当社との電気の需給契約における料金の支払義務発生日を供給側料金算定日とみなします。
ロ 22（系統連系受電サービス）(２)における系統連系受電課金対象電力または41（契約超過金）(２)における契約超過受電電力の算定上，次のとおりといたします。
(イ) 当社との電気の需給契約において，定額電灯，公衆街路灯Ａ（契約
負荷設備の総容量が400ボルトアンペア未満の場合に限ります。）または農事用電灯が適用されている場合を電灯定額接続送電サービスが適用されている場合とみなします。
(ロ) 当社との電気の需給契約において，公衆街路灯Ａ（契約負荷設備の総容量が400ボルトアンペア以上の場合に限ります。）が適用されている場合，公衆街路灯Ａの契約負荷設備の総容量を電灯臨時定額
接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量に準じて取り扱います。
(ハ) 当社との電気の需給契約における契約電力を接続送電サービス契
約電力または臨時接続送電サービス契約電力とみなし，当社との電気の需給契約における契約電流を接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流とみなし，当社との電気の需給契約における契約容量を接続送電サービス契約容量または臨時接続送電
サービス契約容量とみなし，当社との電気の需給契約における臨時
電灯Ａの契約負荷設備の総容量を電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量とみなします。
ハ 39（給電指令の実施等）(７)において，当社との電気の需給契約を結んだ者を需要者とみなします。

託送供給等約款 新旧対比表−附則−45−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
ニ53（契約の廃止）(４)または55（解約等）(５)において，当社との電気の需給契約を接続供給契約とみなします。
(７) 2024年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，イに定める近接性評価地域に立地している発電場所における系
統設備効率化割引単価は，別表２（系統設備効率化割引の対象変電所
等）(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間，ロまたはハといたします。
イ 近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。
市町村

福岡県

福岡市，大牟田市，久留米市，直方市，飯塚市，田川市，柳川市，筑後市，大川市，行橋市，中間市，小郡市，筑紫野市，春日市，大野城市，宗像市，太宰府市，古賀市，福津市，宮若市，朝倉市，那珂川市，宇美町，
篠栗町，志免町，須恵町，新宮町，久山町，粕屋町，芦屋町，水巻町，岡垣町，遠賀町，小竹町，鞍手町，桂川町，筑前町，大刀洗町，大木町，広川町，糸田町，川崎町，福智町，吉富町

佐賀県

佐賀市，鳥栖市，伊万里市，小城市，吉野ヶ里町，基山町，上峰町，みやき町，玄海町，大町町，江北町

長崎県

長崎市，島原市，諫早市，大村市，長与町，時津町，
川棚町，佐々町

大分県

別府市，津久見市

熊本県

熊本市，荒尾市，玉名市，宇土市，合志市，南関町，長洲町，大津町，菊陽町，嘉島町，益城町

宮崎県

宮崎市，日向市，国富町，高鍋町，新富町

鹿児島県

鹿児島市

ロ

受電電圧が標準電圧6,000ボルト以下の場合の系統設備効率化割引
単価
22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化割引単価が，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引区分Ａ−
２およびＢ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引
区分Ａ−２およびＢ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化
割引単価といたします。
ハ 受電電圧が標準電圧6,000ボルトをこえる場合の系統設備効率化割
引単価
託送供給等約款 新旧対比表−附則−46−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化割引単価が，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引区分Ａ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の割引区分Ａ−２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価といたします。
18

2025年３月31日までの給電指令の実施等についての特別措置
この約款の実施期日から2025年３月31日までの期間における需要者の電気の使用または予備送電サービスの使用を制限または中止した場合の料金については，39（給電指令の実施等）(９)または(10)にかかわらず，次のとおりといたします。
(１) 当社は，39（給電指令の実施等）(２)イ，ロ，ハ，トまたは(３)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービ
ス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満のとき。
(イ) 割 引 の 対 象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，
電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービ
スについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本
料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセン
トといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した
日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(イ) 割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまた託送供給等約款 新旧対比表−附則−47−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
は臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，33（料金の算定）(１)イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割
引
率
１月中 の制限 し， または 中止 した延 べ時間 数１ 時間ご とに0.2
パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式により修正したうえで合計いたします。
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｄ−ｄＨ′＝ Ｈ×――――――
ＤＨ′＝ 修正時間（10分未満となる場合も延べ時間に算入いたします。）
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力
ｄ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値
ｂ 接続供給電力量を制限した場合
Ａ−Ｂ
Ｈ′＝ Ｈ×――――――
ＡＨ′＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量（需要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定接続供給電力量といたします。）
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
(２) (１)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までに託送供給等約款 新旧対比表−附則−48−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
お知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。
(３) 予備送電サービスの使用を制限し，または中止した場合には，(１)および(２)に準じて割引を行ない料金を算定いたします。
19

託送供給等約款 新旧対比表

料金についての切替措置
2024年４月１日を含む料金の算定期間の料金の算定にあたっては，当社
は，33（料金の算定）に準じて日割計算を行ない，料金を算定いたします。
なお，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の電力量
料金は，料金の算定期間における2024年４月１日の前後それぞれの期間の接続供給電力量により算定いたします。

−附則−49−現 行（2023年12月27日実施）

別１

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

表

別

契約設備電力の算定(１) 契約設備電力は，原則として，電流制限器等または主開閉器の定格電流にもとづき次により算定いたします。この場合，１キロボルトアンペ
アを１キロワットとみなします。
イ 電流制限器等による場合
入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）＝制限される電流（ｱﾝﾍﾟｱ）または電流制限器
１等の定格電流（ｱﾝﾍﾟｱ）×100ﾎﾞﾙﾄ× ―――1,000
ロ 主開閉器による場合
別表３（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定いたします。
(２) (１)によりがたい場合は，負荷設備の容量等を基準として定めるものといたします。

２(１)

近接性評価地域および近接性評価割引額の算定
近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。

表

１ 契約設備電力の算定(１) 契約設備電力は，原則として，電流制限器等または主開閉器の定格電流にもとづき次により算定いたします。この場合，１キロボルトアンペ
アを１キロワットとみなします。
イ 電流制限器等による場合
入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）＝制限される電流（ｱﾝﾍﾟｱ）または電流制限器
１等の定格電流（ｱﾝﾍﾟｱ）×100ﾎﾞﾙﾄ× ―――1,000
ロ 主開閉器による場合
別表３（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定いたします。
(２) (１)によりがたい場合は，負荷設備の容量等を基準として定めるものといたします。
２ 近接性評価地域および近接性評価割引額の算定(１) 近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。

市町村

市町村

福岡県

福岡市，大牟田市，久留米市，直方市，飯塚市，田川市，柳川市，筑後市，大川市，行橋市，中間市，小郡市，筑紫野市，春日市，大野城市，宗像市，太宰府市，古賀市，福津市，宮若市，朝倉市，那珂川市，宇美町，
篠栗町，志免町，須恵町，新宮町，久山町，粕屋町，芦屋町，水巻町，岡垣町，遠賀町，小竹町，鞍手町，桂川町，筑前町，大刀洗町，大木町，広川町，糸田町，川崎町，福智町，吉富町

福岡県

福岡市，大牟田市，久留米市，直方市，飯塚市，田川市，柳川市，筑後市，大川市，行橋市，中間市，小郡市，筑紫野市，春日市，大野城市，宗像市，太宰府市，古賀市，福津市，宮若市，朝倉市，那珂川市，宇美町，
篠栗町，志免町，須恵町，新宮町，久山町，粕屋町，芦屋町，水巻町，岡垣町，遠賀町，小竹町，鞍手町，桂川町，筑前町，大刀洗町，大木町，広川町，糸田町，川崎町，福智町，吉富町

佐賀県

佐賀市，鳥栖市，伊万里市，小城市，吉野ヶ里町，基山町，上峰町，みやき町，玄海町，大町町，江北町

佐賀県

佐賀市，鳥栖市，伊万里市，小城市，吉野ヶ里町，基山町，上峰町，みやき町，玄海町，大町町，江北町

長崎県

長崎市，島原市，諫早市，大村市，長与町，時津町，
川棚町，佐々町

長崎県

長崎市，島原市，諫早市，大村市，長与町，時津町，
川棚町，佐々町

大分県

別府市，津久見市

大分県

別府市，津久見市

熊本県

熊本市，荒尾市，玉名市，宇土市，合志市，南関町，長洲町，大津町，菊陽町，嘉島町，益城町

熊本県

熊本市，荒尾市，玉名市，宇土市，合志市，南関町，長洲町，大津町，菊陽町，嘉島町，益城町

宮崎県

宮崎市，日向市，国富町，高鍋町，新富町

宮崎県

宮崎市，日向市，国富町，高鍋町，新富町

鹿児島県

鹿児島市

鹿児島県

鹿児島市

託送供給等約款 新旧対比表−別表−1−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，2016年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，次の地域（以下「旧近接性評価地域」といいます。）に立地し，かつ，受電電圧が標準電圧6,000ボルト以上の発電場所については，当分の間，近接性評価地域に含めるものといたします。

なお，2016年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，次の地域（以下「旧近接性評価地域」といいます。）に立地し，かつ，受電電圧が標準電圧6,000ボルト以上の発電場所については，当分の間，近接性評価地域に含めるものといたします。
市町村

市町村
福岡県

北九州市，八女市，豊前市，うきは市，嘉麻市，みやま市，糸島市，東峰村，香春町，添田町，大任町，赤村，苅田町，みやこ町，上毛町，築上町

熊本県

八代市，人吉市，水俣市，山鹿市，菊池市，上天草市，
宇城市，阿蘇市，天草市，美里町，玉東町，和水町，
南小国町，小国町，産山村，高森町，西原村，南阿蘇村，
御船町，甲佐町，山都町，氷川町，芦北町，津奈木町，錦町，多良木町，湯前町，水上村，相良村，五木村，
山江村，球磨村，あさぎり町，苓北町

宮崎県

都城市，延岡市，日南市，小林市，串間市，西都市，えびの市，三股町，高原町，綾町，西米良村，木城町，
川南町，都農町，門川町，諸塚村，椎葉村，美郷町，
高千穂町，日之影町，五ヶ瀬町

福岡県

北九州市，八女市，豊前市，うきは市，嘉麻市，みやま市，糸島市，東峰村，香春町，添田町，大任町，赤村，苅田町，みやこ町，上毛町，築上町

熊本県

八代市，人吉市，水俣市，山鹿市，菊池市，上天草市，
宇城市，阿蘇市，天草市，美里町，玉東町，和水町，
南小国町，小国町，産山村，高森町，西原村，南阿蘇村，
御船町，甲佐町，山都町，氷川町，芦北町，津奈木町，錦町，多良木町，湯前町，水上村，相良村，五木村，
山江村，球磨村，あさぎり町，苓北町

宮崎県

都城市，延岡市，日南市，小林市，串間市，西都市，えびの市，三股町，高原町，綾町，西米良村，木城町，
川南町，都農町，門川町，諸塚村，椎葉村，美郷町，
高千穂町，日之影町，五ヶ瀬町

また，近接性評価地域および近接性評価割引単価については，原則として，国において検討を実施している系統に係る費用の一部を発電者から回収する制度における割引地域設定等にともない見直しを行なうもの
といたします。
(２) 近接性評価割引額の算定
イ 近接性評価割引単価
近接性評価割引単価は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。

また，近接性評価地域および近接性評価割引単価については，原則として，国において検討を実施している系統に係る費用の一部を発電者から回収する制度における割引地域設定等にともない見直しを行なうもの
といたします。
(２) 近接性評価割引額の算定
イ 近接性評価割引単価
近接性評価割引単価は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。

受電電圧が標準電圧6,000ボルト以下
の場合

３７銭

受電電圧が標準電圧6,000ボルト以下
の場合

３７銭

受電電圧が標準電圧6,000ボルトをこえ100,000ボルト以下の場合

２９銭

受電電圧が標準電圧6,000ボルトをこえ100,000ボルト以下の場合

２９銭

受電電圧が標準電圧100,000 ボルトを
こえる場合

１４銭

受電電圧が標準電圧100,000 ボルトを
こえる場合

１４銭

１ キロ ワ ッ ト
時につき

１ キロ ワ ッ ト
時につき

ただし，2016年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，旧近接性評価地域に立地し，かつ，受電電圧が標
準電圧6,000ボルト以上の発電場所に係る近接性評価割引単価は，受電電圧が標準電圧100,000ボルトをこえる場合の単価を適用いたします。
託送供給等約款 新旧対比表−別表−2−

ただし，2016年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，旧近接性評価地域に立地し，かつ，受電電圧が標
準電圧6,000ボルト以上の発電場所に係る近接性評価割引単価は，受電電圧が標準電圧100,000ボルトをこえる場合の単価を適用いたします。

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ロ 近接性評価割引電力量(イ) 近接性評価割引電力量は，次のａおよびｂにもとづき算定した発電バランシンググループごとの電力量を30分ごとに合計したものとし，近接性評価割引単価の区分ごとに算定いたします。
ａ 発電バランシンググループごとの電力量は，30分ごとに次の算式により算定いたします。

ロ

近接性評価割引電力量(イ) 近接性評価割引電力量は，次のａおよびｂにもとづき算定した発電バランシンググループごとの電力量を30分ごとに合計したものとし，近接性評価割引単価の区分ごとに算定いたします。
ａ 発電バランシンググループごとの電力量は，30分ごとに次の算式により算定いたします。
当該発電バランシンググループ
当社が近接性評価対象に係る発電契約者から調達する発電設備から受電した電力量の計画値
近接性評価割引単価の × ――――――――――――――――――
当該発電バランシンググループ
区分ごとの電力量に係る発電契約者が販売する電力量の計画値の合計値
ｂ 発電バランシンググループの発電量調整受電電力量が，当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量を上回る場
合，当該発電バランシンググループに係るａの電力量の算定上，その30分の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評
価割引単価の区分ごとの電力量は，次の算式により算定された値
といたします。

当該発電バランシンググループ
当社が近接性評価対象に係る発電契約者から調達する発電設備から受電した電力量の計画値
近接性評価割引単価の × ――――――――――――――――――
当該発電バランシンググループ
区分ごとの電力量に係る発電契約者が販売する電ｂ

力量の計画値の合計値
発電バランシンググループの発電量調整受電電力量が，当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量を上回る場
合，当該発電バランシンググループに係るａの電力量の算定上，その30分の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評
価割引単価の区分ごとの電力量は，次の算式により算定された値
といたします。
当社が近接性評価対象
当該発電バランシンググループ
発電設備から受電したの発電量調整受電計画電力量
近接性評価割引単価の × ――――――――――――――――――
当該発電バランシンググループ
区分ごとの電力量の実の発電量調整受電電力量
績値

当社が近接性評価対象
当該発電バランシンググループ
発電設備から受電したの発電量調整受電計画電力量
近接性評価割引単価の × ――――――――――――――――――
当該発電バランシンググループ
区分ごとの電力量の実の発電量調整受電電力量
績値(ロ) 契約者が調達する電力量が接続対象計画電力量を上回る場合，その30分の近接性評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(イ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。

(ロ) 契約者が調達する電力量が接続対象計画電力量を上回る場合，その30分の近接性評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(イ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。

(イ)によって近接性評価
接続対象計画電力量
割引電力量として算定 × ――――――――――――――
契約者が調達する電力量
された値(イ)によって近接性評価
接続対象計画電力量
割引電力量として算定 × ――――――――――――――
契約者が調達する電力量
された値(ハ) 接続対象電力量が接続対象計画電力量を下回る場合は，その30分の近接性評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(イ)および(ロ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。

(ハ) 接続対象電力量が接続対象計画電力量を下回る場合は，その30分の近接性評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(イ)および(ロ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。

(イ)および(ロ)によって近接続対象電力量
接性評価割引電力量と × ―――――――――――――
接続対象計画電力量
して算定された値
ハ

近接性評価割引額
近接性評価割引額は，近接性評価割引単価の区分ごとに30分ごとの近接性評価割引電力量のその１月（毎月１日から当該月の末日までといたします。）の合計値にイに定める単価を適用して算定された金額の合計といたします。

託送供給等約款 新旧対比表

ハ(イ)および (ロ)によっ て
接続対象電力量
近 接 性 評 価割 引 電 力 × ―――――――――――――
接続対象計画電力量
量として算定された値
近接性評価割引額−別表−3−

近接性評価割引額は，近接性評価割引単価の区分ごとに30分ごとの近接性評価割引電力量のその１月（毎月１日から当該月の末日までといたします。）の合計値にイに定める単価を適用して算定された金額の合計といたします。

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
２ 系統設備効率化割引の対象変電所等(１) 系統設備効率化割引の対象変電所等
次の変電所等を系統設備効率化割引の対象変電所等といたします。
割引区分

Ａ−１

Ａ−２

Ａ−３

Ｂ−１

託送供給等約款 新旧対比表−別表−4−

割引対象変電所等
槻田系統開閉所，西谷変電所，北九州変電所，
到津変電所，上津役変電所，住吉変電所，赤坂変電所，久留米変電所，南福岡変電所，古賀変電所，
東福岡変電所，長崎変電所，諫早変電所
門司変電所，若松変電所，西福岡変電所，脊振変電所，
三池変電所，筑豊変電所，山家変電所，伊都変電所，
中央変電所，木佐木変電所，苅田変電所，
南苅田系統開閉所，北佐賀変電所，鳥栖変電所，
武雄変電所，東佐世保変電所，北熊本変電所
東豊前変電所，豊前変電所，唐津変電所，
西九州変電所，西佐世保変電所，北長崎変電所，
南熊本変電所，緑川変電所，弓削変電所，
中九州変電所，熊本変電所
砂津変電所，堺町変電所，三郎丸変電所，小倉変電所，
旦過変電所，徳力変電所，横代変電所，前田変電所，
黒崎変電所，穴生変電所，上津役変電所，藤田変電所，香椎変電所，箱崎変電所，多の津変電所，
アイランドシティ変電所，前松原変電所，東浜変電所，
中洲変電所，板付変電所，土居町変電所，住吉変電所，
簑島変電所，竹下変電所，西春変電所，千代変電所，
堅粕変電所，古門戸変電所，須崎変電所，天神変電所，
大濠変電所，那の川変電所，今泉変電所，
渡辺通変電所，荒戸変電所，中尾変電所，
西福岡変電所，井尻変電所，野間変電所，姪浜変電所，
七隈変電所，長尾変電所，福陵変電所，西新変電所，重留変電所，京町変電所，千本杉変電所，久留米変電所，東町変電所，原古賀変電所，
原田変電所，白木原変電所，太宰府変電所，
篠栗変電所，志免変電所，亀山変電所，東福岡変電所，長者原変電所，神辺変電所，丸山変電所，宮ノ下変電所，新地変電所，厳原変電所，佐須奈発電所，芦辺発電所，郷ノ浦変電所，
大分変電所，上野変電所，金池変電所，寒田変電所，
大江変電所，銀座橋変電所，慶徳変電所，保田窪変電所，神水変電所，江津変電所，御領変電所，
新住用川発電所，名瀬発電所，中種子変電所，古仁屋変電所現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

Ｂ−２

錦町変電所，大里変電所，めかり変電所，原町変電所，
洞海変電所，東畑変電所，戸畑変電所，大門変電所，
金鶏町変電所，港町変電所，井堀変電所，三萩野変電所，曽根変電所，貫変電所，香月変電所，折尾変電所，浅川変電所，塩屋変電所，和白変電所，
箱崎浜変電所，壱岐変電所，今宿変電所，浜田変電所，嘉穂変電所，大渕変電所，通谷変電所，二日市変電所，上白水変電所，平田台変電所，古賀変電所，
久保変電所，新宮変電所，若久変電所，神野変電所，
大財変電所，高木瀬変電所，松原変電所，鍋島変電所，
元石変電所，銭座変電所，賑橋変電所，浦上変電所，富士見変電所，花丘変電所，矢上変電所，大野変電所，
大久保変電所，佐世保変電所，熊野変電所，
日宇変電所，諫早変電所，豊玉発電所，久賀変電所，
長与変電所，川棚変電所，小値賀変電所，
阿瀬津変電所，奈良尾変電所，王子変電所，
鶴崎変電所，中島変電所，日岡変電所，岡川変電所，
寿町変電所，別府変電所，田の湯変電所，石垣変電所，
下筌変電所，大山変電所，臼杵変電所，津久見変電所，
大岳変電所，日吉変電所，新町変電所，坪井変電所，
花畑変電所，健軍変電所，池田変電所，近見変電所，
弓削変電所，八代変電所，田迎変電所，清水変電所，
青葉変電所，旭変電所，恒富変電所，城山変電所，
田上変電所，鹿児島変電所，清滝変電所，名山変電所，
谷山変電所，鴨池変電所，永田変電所，天文館変電所，
紫原変電所，新種子島発電所，竜郷変電所

なお，系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引
単価については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
(２) 系統設備効率化割引の割引区分の適用
イ (１)の割引区分は，10（契約の成立および契約期間）(１)により系統連系受電契約が成立したときの連系変電所等により適用いたします。
なお，連系変電所等については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
また，2024年３月31日までに発電量調整供給契約を締結している発電場所については，原則としてこの約款の実施期日までに当社が選定し，発電者にお知らせした連系変電所等により適用いたします。
ロ (１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間に利用する変電所等に変更があった場合
託送供給等約款 新旧対比表−別表−5−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）であっても，(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系
統設備効率化割引単価の見直しまでの間に適用される割引区分は継続されるものといたします。
ハ (１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直し後に発電量調整供給を開始した場合であっても，(１)の割引区分は，イにより適用するものといたします。ただし，適用される22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価
は見直し後のものといたします。
ニ 2024年４月１日以降，受電地点を新たに設定する発電場所（発電設備等を新たに使用する場合に限ります。）または同一地点で発電設備等のすべての変更を行なう発電場所について，発電量調整供給の開始
または変更以降，(１)に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しを行なった場合における見直し後に適用する割引区分は，その次の(１)に定める系統設備効率化割引の対
象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間１回に限り，次のとおりといたします。ただし，適用される22（系統連系受電サービス）(３)ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価は見直し後のものといた
します。
見直し前の
割引区分

見直し後の割引区分

適用される
割引区分

Ａ−１

Ａ−１，Ａ−２，Ａ−３または割引対象外

Ａ−１

Ａ−１

Ａ−１

Ａ−２，Ａ−３または割引対象外

Ａ−２

Ａ−１

Ａ−１

Ａ−２

Ａ−２

Ａ−３または割引対象外

Ａ−３

Ｂ−１，Ｂ−２または割引対象外

Ｂ−１

Ｂ−１

Ｂ−１

Ｂ−２または割引対象外

Ｂ−２

Ａ−２

Ａ−３

Ｂ−１

Ｂ−２

託送供給等約款 新旧対比表−別表−6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

３

契約電力および契約容量の算定方法
19（接続送電サービス）(２)イ(ロ)ｂもしくは(ハ)または20（臨時接続送電サービス）(２)イ(イ)ｂ(ｂ)もしくは(ロ)ｂの場合の契約電力または契約容量は，
次 によ り 算 定い た し ます 。 た だ し， 契 約 電力 を 算 定す る 場 合 は， 力 率（100パーセントといたします。）を乗じます。
(１) 供給電気方式および供給電圧が交流単相２線式標準電圧100ボルトも
しくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボ
ルトの場合
１
契約主開閉器の定格電流（ｱﾝﾍﾟｱ）×電圧（ﾎﾞﾙﾄ）× ――――
1,000
なお，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトの場合の電圧は，200ボルトといたします。
(２) 供給電気方式および供給電圧が交流３相３線式標準電圧200ボルトの場合
１
契約主開閉器の定格電流(ｱﾝﾍﾟｱ)×電圧(ﾎﾞﾙﾄ)×1.732× ――――
1,000

４
(１)

負荷設備の入力換算容量
照明用電気機器
照明用電気機器の換算容量は，次のイ，ロ，ハおよびニによります。
イ け い 光 灯

換

算

入力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）
高

力

率

型

低

力

率

型

管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×150ﾊﾟｰｾﾝﾄ
管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×200ﾊﾟｰｾﾝﾄ

託送供給等約款 新旧対比表

容３

契約電力および契約容量の算定方法
19（接続送電サービス）(２)イ(ロ)ｂもしくは(ハ)または20（臨時接続送電サービス）(２)イ(イ)ｂ(ｂ)もしくは(ロ)ｂの場合の契約電力または契約容量は，
次 によ り 算 定い た し ます 。 た だ し， 契 約 電力 を 算 定す る 場 合 は， 力 率（100パーセントといたします。）を乗じます。
(１) 供給電気方式および供給電圧が交流単相２線式標準電圧100ボルトも
しくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボ
ルトの場合
１
契約主開閉器の定格電流（ｱﾝﾍﾟｱ）×電圧（ﾎﾞﾙﾄ）× ――――
1,000
なお，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトの場合の電圧は，200ボルトといたします。
(２) 供給電気方式および供給電圧が交流３相３線式標準電圧200ボルトの場合
１
契約主開閉器の定格電流(ｱﾝﾍﾟｱ)×電圧(ﾎﾞﾙﾄ)×1.732× ――――
1,000

４ 負荷設備の入力換算容量(１) 照明用電気機器
照明用電気機器の換算容量は，次のイ，ロ，ハおよびニによります。
イ け い 光 灯

量換

入力（ﾜｯﾄ）算

入力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×125ﾊﾟｰｾﾝﾄ

−別表−7−

高

力

率

型

低

力

率

型

管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×150ﾊﾟｰｾﾝﾄ
管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×200ﾊﾟｰｾﾝﾄ

容量
入力（ﾜｯﾄ）管灯の定格消費電力(ﾜｯﾄ)×125ﾊﾟｰｾﾝﾄ

現 行（2023年12月27日実施）
ロ

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ネ オ ン 管 灯

ロ

換
入

２次電圧（ﾎﾞﾙﾄ）算容ネ オ ン 管 灯量

換力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

２次電圧（ﾎﾞﾙﾄ）

入

算

容

量

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

入力（ﾜｯﾄ）ハ

高 力 率 型

低 力 率 型

３,０００

３０

８０

３０

６,０００

６０

１５０

９,０００

１００

１２,０００
１５,０００

入力（ﾜｯﾄ）
高 力 率 型

低 力 率 型

３,０００

３０

８０

３０

６０

６,０００

６０

１５０

６０

２２０

１００

９,０００

１００

２２０

１００

１４０

３００

１４０

１２,０００

１４０

３００

１４０

１８０

３５０

１８０

１５,０００

１８０

３５０

１８０

スリームラインランプ

ハ
換

算

容

スリームラインランプ量

管の長さ（ﾐﾘﾒｰﾄﾙ）

換

算

容

量

管の長さ（ﾐﾘﾒｰﾄﾙ）
入力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

入力（ﾜｯﾄ）

入力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

入力（ﾜｯﾄ）

９９９以下

４０

４０

９９９以下

４０

４０

１,１４９以下

６０

６０

１,１４９以下

６０

６０

１,５５６以下

７０

７０

１,５５６以下

７０

７０

１,７５９以下

８０

８０

１,７５９以下

８０

８０

２,３６８以下

１００

１００

２,３６８以下

１００

１００

託送供給等約款 新旧対比表−別表−8−

現 行（2023年12月27日実施）
ニ

水

銀

灯

ニ
換

出力（ﾜｯﾄ）変 更 後（2024年４月１日実施予定）

入

算

容

水

銀

灯

量

換

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

出力（ﾜｯﾄ）入算容力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

入力（ﾜｯﾄ）
高 力 率 型

低 力 率 型

４０以下

６０

１３０

５０

６０以下

８０

１７０

８０以下

１００

１００以下

量

入力（ﾜｯﾄ）
高 力 率 型

低 力 率 型

４０以下

６０

１３０

５０

７０

６０以下

８０

１７０

７０

１９０

９０

８０以下

１００

１９０

９０

１５０

２００

１３０

１００以下

１５０

２００

１３０

１２５以下

１６０

２９０

１４５

１２５以下

１６０

２９０

１４５

２００以下

２５０

４００

２３０

２００以下

２５０

４００

２３０

２５０以下

３００

５００

２７０

２５０以下

３００

５００

２７０

３００以下

３５０

５５０

３２５

３００以下

３５０

５５０

３２５

４００以下

５００

７５０

４３５

４００以下

５００

７５０

４３５

７００以下

８００

１,２００

７３５

７００以下

８００

１,２００

７３５

１,０００以下

１,２００

１,７５０

１,００５

１,０００以下

１,２００

１,７５０

１,００５

託送供給等約款 新旧対比表−別表−9−

現 行（2023年12月27日実施）(２)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

誘 導 電 動 機
イ 単相誘導電動機(イ) 出力が馬力表示の単相誘導電動機の換算容量（入力〔キロワット〕）は，換算率100.0パーセントを乗じたものといたします。
(ロ) 出力がワット表示のものは，次のとおりといたします。

換
出力（ﾜｯﾄ）

入

算

容

(２)

量

換

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

出力（ﾜｯﾄ）入

高力率型

誘 導 電 動 機
イ 単相誘導電動機(イ) 出力が馬力表示の単相誘導電動機の換算容量（入力〔キロワット〕）は，換算率100.0パーセントを乗じたものといたします。
(ロ) 出力がワット表示のものは，次のとおりといたします。

入

低力率型

高力率型

１６０

３５以下

――

１６０

４５以下

――

１８０

４５以下

――

１８０

６５以下

――

２３０

６５以下

――

２３０

１００以下

２５０

３５０

１００以下

２５０

３５０

２００以下

４００

５５０

２００以下

４００

５５０

４００以下

６００

８５０

４００以下

６００

８５０

５５０以下

９００

１,２００

５５０以下

９００

１,２００

７５０以下

１,０００

１,４００

７５０以下

１,０００

１,４００

出力（ﾜｯﾄ）×133.0ﾊﾟｰｾﾝﾄ

３相誘導電動機ロ

力（ﾜｯﾄ）

出力（ﾜｯﾄ）×133.0ﾊﾟｰｾﾝﾄ

３相誘導電動機

換算容量（入力〔キロワット〕）

換算容量（入力〔キロワット〕）
９３．３パーセント

出力（馬力） ×

出力（ｷﾛﾜｯﾄ）×１２５．０パーセント

９３．３パーセント

出力（ｷﾛﾜｯﾄ）×１２５．０パーセント

レントゲン装置
レントゲン装置の換算容量は，次によります。
なお，レントゲン装置が２以上の装置種別を兼ねる場合は，いずれか大きい換算容量といたします。

託送供給等約款 新旧対比表

量

低力率型

――

出力（馬力） ×容

力（ﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

力（ﾜｯﾄ）

３５以下

ロ

(３)

入

算

(３)

レントゲン装置
レントゲン装置の換算容量は，次によります。
なお，レントゲン装置が２以上の装置種別を兼ねる場合は，いずれか大きい換算容量といたします。

−別表−10−現 行（2023年12月27日実施）
装置種別
携帯型および
移動型を含みます。

最高定格管電圧(ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ)

管電流(短時間定格電流)（ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ）

装置種別

換算容量(入力)（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

携帯型および
移動型を含みます。

定格１次最大入力(ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ)の値といたします。

治療用装置
20ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

95ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
以下

診察用装置

20ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
30ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
30ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
50ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
50ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
100ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
100ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

95ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
超過
100ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
以下

蓄電器放電式
診察用装置

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

100ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
超過
125ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
125ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
超過
150ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
コンデンサ容量
0.75ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
0.75ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
1.5ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
1.5ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
３ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下

託送供給等約款 新旧対比表

最高定格管電圧(ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ)

20ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

1.5
2
3

95ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
以下

4
5
7.5
10
診察用装置

20ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
30ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
30ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
50ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
50ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
100ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
100ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

5
95ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
超過
100ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
以下

6
8
13.5
9.5
16
11
19.5
1
蓄電器放電式
診察用装置

3−別表−11−

換算容量(入力)（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）
定格１次最大入力(ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ)の値といたします。

治療用装置

1

2

管
電
流
(短時間定格電流)（ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ）

200ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
300ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

100ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
超過
125ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
125ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ
500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
超過
150ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ 500ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
以下
1,000ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
コンデンサ容量
0.75ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
0.75ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
1.5ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
1.5ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
３ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下

1
1.5
2
3
4
5
7.5
10
5
6
8
13.5
9.5
16
11
19.5
1
2
3

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(４)

電 気 溶 接 機
電気溶接機の換算容量は，次の算式によって算定された値といたします。
イ 日本産業規格に適合した機器（コンデンサ内蔵型を除きます。）の場合
入力（ｷﾛﾜｯﾄ）＝最大定格１次入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）×70パーセント
ロ イ以外の場合
入力（ｷﾛﾜｯﾄ）＝実測した１次入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）×70パーセント
(５) そ
の
他
イ (１)，(２)，(３)および(４)によることが不適当と認められる電気機器の換
算容量（入力）は，実測した値を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，特別の事情がある場合は，定格消費電力を換算容量（入力）とすることがあります。
ロ 動力と一体をなし，かつ，動力を使用するために直接必要であって欠くことができない表示灯は，動力とあわせて１契約負荷設備として契約負荷設備の容量（入力）を算定いたします。
ハ 予備設備であることが明らかな電気機器については，契約負荷設備の容量の算定の対象といたしません。
５(１)

離島ユニバーサルサービス調整
離島ユニバーサルサービス調整額の算定
イ 離島平均燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島平均燃料価格は，貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島平均燃料価格は，100円単位とし，100円未満の端数は，10円の位で四捨五入いたします。
離島平均燃料価格＝Ａ×α＋Ｂ×β＋Ｃ×γ
Ａ＝各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当た
りの平均原油価格
Ｂ＝各離島平均燃料価格算定期間における１トン当たりの平均
液化天然ガス価格
Ｃ＝各離島平均燃料価格算定期間における１トン当たりの平均
石炭価格
α＝1.0000β＝0.0000γ＝0.0000
なお，各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当たりの平均原油価格，１トン当たりの平均液化天然ガス価格および１トン
当たりの平均石炭価格の単位は，１円とし，その端数は，小数点以下

託送供給等約款 新旧対比表(４)

電 気 溶 接 機
電気溶接機の換算容量は，次の算式によって算定された値といたします。
イ 日本産業規格に適合した機器（コンデンサ内蔵型を除きます。）の場合
入力（ｷﾛﾜｯﾄ）＝最大定格１次入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）×70パーセント
ロ イ以外の場合
入力（ｷﾛﾜｯﾄ）＝実測した１次入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）×70パーセント
(５) そ
の
他
イ (１)，(２)，(３)および(４)によることが不適当と認められる電気機器の換
算容量（入力）は，実測した値を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，特別の事情がある場合は，定格消費電力を換算容量（入力）とすることがあります。
ロ 動力と一体をなし，かつ，動力を使用するために直接必要であって欠くことができない表示灯は，動力とあわせて１契約負荷設備として契約負荷設備の容量（入力）を算定いたします。
ハ 予備設備であることが明らかな電気機器については，契約負荷設備の容量の算定の対象といたしません。
５ 離島ユニバーサルサービス調整(１) 離島ユニバーサルサービス調整額の算定
イ 離島平均燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島平均燃料価格は，貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島平均燃料価格は，100円単位とし，100円未満の端数は，10円の位で四捨五入いたします。
離島平均燃料価格＝Ａ×α＋Ｂ×β＋Ｃ×γ
Ａ＝各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当た
りの平均原油価格
Ｂ＝各離島平均燃料価格算定期間における１トン当たりの平均
液化天然ガス価格
Ｃ＝各離島平均燃料価格算定期間における１トン当たりの平均
石炭価格
α＝1.0000β＝0.0000γ＝0.0000
なお，各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当たりの平均原油価格，１トン当たりの平均液化天然ガス価格および１トン
当たりの平均石炭価格の単位は，１円とし，その端数は，小数点以下−別表−12−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

第１位で四捨五入いたします。
離島基準燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島基準燃料価格は，79,300円
といたします。
ハ 離島調整上限燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島調整上限燃料価格は，119,000円といたします。
ニ 離島ユニバーサルサービス調整単価
離島ユニバーサルサービス調整単価は，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島ユニバーサルサービス調整単価の単位は，１銭とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(イ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を下回る場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝ロ

第１位で四捨五入いたします。
離島基準燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島基準燃料価格は，79,300円
といたします。
ハ 離島調整上限燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島調整上限燃料価格は，119,000円といたします。
ニ 離島ユニバーサルサービス調整単価
離島ユニバーサルサービス調整単価は，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島ユニバーサルサービス調整単価の単位は，１銭とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(イ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を下回る場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝ロ(２)の離島基準単価（離島基準燃料価格−離島平均燃料価格）× ――――――――――――
1,000(２)の離島基準単価（離島基準燃料価格−離島平均燃料価格）× ―――――――――――――
1,000(ロ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を上回り，かつ，離島調整上限燃料価格以下の場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(ロ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を上回り，かつ，離島調整上限燃料価格以下の場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(２)の離島基準単価（離島平均燃料価格−離島基準燃料価格）× ―――――――――――――
1,000(２)の離島基準単価（離島平均燃料価格−離島基準燃料価格）× ―――――――――――――
1,000(ハ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島調整上限燃料価
格を上回る場合
離島平均燃料価格は，離島調整上限燃料価格といたします。
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(ハ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島調整上限燃料価
格を上回る場合
離島平均燃料価格は，離島調整上限燃料価格といたします。
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(２)の離島基準単価（離島調整上限燃料価格−離島基準燃料価格）× ―――――――――――――
1,000
ホ

離島ユニバーサルサービス調整単価の適用
各離島平均燃料価格算定期間の離島平均燃料価格によって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価は，その離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間に使用される接続供給に係る電気に適用いたします。
(イ) 各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービ
ス調整単価適用期間は，(ロ)，(ハ)および(ニ)の場合を除き，次のとおり
といたします。

託送供給等約款 新旧対比表(２)の離島基準単価（離島調整上限燃料価格−離島基準燃料価格）× ―――――――――――――
1,000
ホ−別表−13−

離島ユニバーサルサービス調整単価の適用
各離島平均燃料価格算定期間の離島平均燃料価格によって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価は，その離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間に使用される接続供給に係る電気に適用いたします。
(イ) 各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービ
ス調整単価適用期間は，(ロ)，(ハ)および(ニ)の場合を除き，次のとおり
といたします。

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

毎年１月１日か ら３月31日までの期間

離島ユニバーサルサービス
調 整 単 価 適 用 期 間
その年の５月の検針日から６月の検針日の前日までの期間

毎年１月１日か ら３月31日までの期間

離島ユニバーサルサービス
調 整 単 価 適 用 期 間
その年の５月の検針日から６月の検針日の前日までの期間

毎年２月１日か ら４月30日までの期間その年の６月の検針日から７月の検針日の前日までの期間

毎年２月１日か ら４月30日までの期間その年の６月の検針日から７月の検針日の前日までの期間

毎年３月１日か ら５月31日までの期間その年の７月の検針日から８月の検針日の前日までの期間

毎年３月１日か ら５月31日までの期間その年の７月の検針日から８月の検針日の前日までの期間

毎年４月１日か ら６月30日までの期間

その年の８月の検針日から９月の検針日の前日までの期間

毎年４月１日か ら６月30日までの期間

その年の８月の検針日から９月の検針日の前日までの期間

毎年５月１日か ら７月31日までの期間

その年の９月の検針日から10月の検針日の前日までの期間

毎年５月１日か ら７月31日までの期間

その年の９月の検針日から10月の検針日の前日までの期間

毎年６月１日か ら８月31日までの期間

その年の10月の検針日から11月の検針日の前日までの期間

毎年６月１日か ら８月31日までの期間

その年の10月の検針日から11月の検針日の前日までの期間

毎年７月１日か ら９月30日までの期間

その年の11月の検針日から12月の検針日の前日までの期間

毎年７月１日か ら９月30日までの期間

その年の11月の検針日から12月の検針日の前日までの期間

毎年８月１日か ら10月31日までの期間

その年の12月の検針日から翌年の１月の検針日の前日までの期間

毎年８月１日か ら10月31日までの期間

その年の12月の検針日から翌年の１月の検針日の前日までの期間

毎年９月１日か ら11月30日までの期間

翌年の１月の検針日から２月の検針日の前日までの期間

毎年９月１日か ら11月30日までの期間

翌年の１月の検針日から２月の検針日の前日までの期間

毎年10月１日か ら12月31日までの期間

翌年の２月の検針日から３月の検針日の前日までの期間

毎年10月１日か ら12月31日までの期間

翌年の２月の検針日から３月の検針日の前日までの期間

毎年11月１日か ら翌年の１月31日までの期間
毎年12月１日か ら翌年の２月28日までの 期間（翌年が閏年となる 場合は，翌年の２月29日 までの期間）

翌年の３月の検針日から４月の検針日の前日までの期間

毎年11月１日か ら翌年の１月31日までの期間
毎年12月１日か ら翌年の２月28日までの 期間（翌年が閏年となる 場合は，翌年の２月29日 までの期間）

翌年の３月の検針日から４月の検針日の前日までの期間

離島平均燃料価格算定期間

翌年の４月の検針日から５月の検針日の前日までの期間

離島平均燃料価格算定期間(ロ) 記録型等計量器により計量する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日をお知らせしたときは，(ニ)の場合を除き，その供給地点の各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス
調整単価適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう検針日は，計量日といたします。
(ハ) 定額接続送電サービスの場合は，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの適用を受け，料金の算定期間を契約使用開始日から翌月の応当日の前日までの期
託送供給等約款 新旧対比表−別表−14−

翌年の４月の検針日から５月の検針日の前日までの期間(ロ) 記録型等計量器により計量する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日をお知らせしたときは，(ニ)の場合を除き，その供給地点の各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス
調整単価適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう検針日は，計量日といたします。
(ハ) 定額接続送電サービスの場合は，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの適用を受け，料金の算定期間を契約使用開始日から翌月の応当日の前日までの期

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とする
場合は，(イ)にいう検針日は，応当日といたします。
(ニ) 検針日が毎月初日の需要者に係る供給地点については，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価
適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう各月の検針日は，その月の翌月の初日といたします。
ヘ 離島ユニバーサルサービス調整額(イ) 定額制供給の場合
ａ 電灯定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各契約負荷設備ごとの離島ユニバーサルサービス調整単価の合計といたします。
ｂ 電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各臨時接続送電サービスごとの離島ユニバーサルサービス調整単価
といたします。
(ロ) 従量制供給の場合
離島ユニバーサルサービス調整額は，その１月の接続供給電力量にニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価を適用して算定いたします。
(２) 離 島 基 準 単 価
離島基準単価は，離島平均燃料価格が1,000円変動した場合の値といたします。
イ 定額制供給の場合(イ) 電灯定額接続送電サービス
離島基準単価は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりといたします。

間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とする
場合は，(イ)にいう検針日は，応当日といたします。
(ニ) 検針日が毎月初日の需要者に係る供給地点については，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価
適用期間は，(イ)に準ずるものといたします。この場合，(イ)にいう各月の検針日は，その月の翌月の初日といたします。
ヘ 離島ユニバーサルサービス調整額(イ) 定額制供給の場合
ａ 電灯定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各契約負荷設備ごとの離島ユニバーサルサービス調整単価の合計といたします。
ｂ 電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各臨時接続送電サービスごとの離島ユニバーサルサービス調整単価
といたします。
(ロ) 従量制供給の場合
離島ユニバーサルサービス調整額は，その１月の接続供給電力量にニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価を適用して算定いたします。
(２) 離 島 基 準 単 価
離島基準単価は，離島平均燃料価格が1,000円変動した場合の値といたします。
イ 定額制供給の場合(イ) 電灯定額接続送電サービス
離島基準単価は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりといたします。

託送供給等約款 新旧対比表−別表−15−

現 行（2023年12月27日実施）

電

灯

小
型
機
器

(ロ)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

10ワットまでの１灯につき１銭３厘

10ワットまでの１灯につき１銭３厘

10ワットをこえ20ワットまでの１灯に
つき

２銭５厘

10ワットをこえ20ワットまでの１灯に
つき

２銭５厘

電

20ワットをこえ40ワットまでの１灯に
つき

５銭２厘

20ワットをこえ40ワットまでの１灯に
つき

５銭２厘

40ワットをこえ60ワットまでの１灯に
つき

７銭７厘

40ワットをこえ60ワットまでの１灯に
つき

７銭７厘

60ワットをこえ100ワットまでの１灯に
つき

１２銭９厘

60ワットをこえ100ワットまでの１灯に
つき

１２銭９厘

100ワッ トをこ える １灯に つき 100ワ ッ
トまでごとに

１２銭９厘

100ワッ トをこ える １灯に つき 100ワ ッ
トまでごとに

１２銭９厘

50ボルトアンペアまでの１機器につき３銭９厘

50ボルトアンペアまでの１機器につき３銭９厘

50ボルトアンペアをこえ100ボルトアン
ペアまでの１機器につき７銭７厘

50ボルトアンペアをこえ100ボルトアン
ペアまでの１機器につき７銭７厘

100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え る １ 機 器 につき50ボルトアンペアまでごとに３銭９厘

100 ボ ル ト ア ン ペ ア を こ え る １ 機 器 につき50ボルトアンペアまでごとに

３銭９厘

灯

小
型
機
器

電灯臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，契約負荷設備の総容量（入力）によって，１日につき次のとおりといたします。

(ロ) 電灯臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，契約負荷設備の総容量（入力）によって，１日につき次のとおりといたします。

総容量が50ボルトアンペアまでの場合

１厘

総容量が50ボルトアンペアまでの場合

１厘

総容量が50ボルトアンペアをこえ100ボルト
アンペアまでの場合

２厘

総容量が50ボルトアンペアをこえ100ボルト
アンペアまでの場合

２厘

総容量が100ボルトアンペアをこえ500ボルトアン
ペアまでの場合100ボルトアンペアまでごとに２厘

総容量が100ボルトアンペアをこえ500ボルトアン
ペアまでの場合100ボルトアンペアまでごとに２厘

総容量が500ボルトアンペアをこえ１キロボ
ルトアンペアまでの場合

２銭１厘

総容量が500ボルトアンペアをこえ１キロボ
ルトアンペアまでの場合

２銭１厘

総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに２銭１厘

総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに

２銭１厘

(ハ)

動力臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の離島基準単価は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の離島基準単価の半額といたします。

臨時接続送電サービス契約電力１キロワット
１日につき託送供給等約款 新旧対比表

２銭２厘(ハ) 動力臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の離島基準単価は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の離島基準単価の半額といたします。
臨時接続送電サービス契約電力１キロワット
１日につき−別表−16−２銭２厘

現 行（2023年12月27日実施）
ロ

ロ

従量制供給の場合
離島基準単価は，次のとおりといたします。

１キロワット時につき(３)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

３厘

離島ユニバーサルサービス調整単価等のお知らせ
当社は，(１)イの各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル
当たりの平均原油価格，１トン当たりの平均液化天然ガス価格，１トン当たりの平均石炭価格および(１)ニによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整単価をインターネットを利用する方法等によりお知らせいたします。

託送供給等約款 新旧対比表

従量制供給の場合
離島基準単価は，次のとおりといたします。

１キロワット時につき

(３)

３厘

離島ユニバーサルサービス調整単価等のお知らせ
当社は，(１)イの各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル
当たりの平均原油価格，１トン当たりの平均液化天然ガス価格，１トン当たりの平均石炭価格および(１)ニによって算定された離島ユニバーサル
サービス調整単価をインターネットを利用する方法等によりお知らせいたします。

−別表−17−

６

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

平均力率の算定(１) 平均力率は，無効電力量を有効電力量で除してえた値（端数は，小数点以下第５位で四捨五入いたします。）に応じて，次のとおりといたします。ただし，有効電力量の値が零となる場合の平均力率は，85パーセ
ントとみなします。

６ 平均力率の算定(１) 平均力率は，無効電力量を有効電力量で除してえた値（端数は，小数点以下第５位で四捨五入いたします。）に応じて，次のとおりといたします。ただし，有効電力量の値が零となる場合の平均力率は，85パーセ
ントとみなします。

無効電力量／
有効電力量の値
からまで
0.00000.10040.10050.17520.17530.22790.22800.27180.27190.31060.31070.34610.34620.37930.37940.41080.41090.44090.44100.47010.4702
0.49840.49850.5261
0.5262
0.55330.55340.58010.58020.6066
0.6067
0.63290.63300.65900.65910.68500.6851
0.71100.71110.73700.7371
0.76300.76310.78920.78930.81540.81550.84190.84200.86850.86860.89540.89550.92250.92260.95000.95010.97780.97791.0060

託送供給等約款 新旧対比表

平均力率(パーセント)
１００
９９
９８
９７
９６
９５
９４
９３
９２
９１
９０
８９
８８
８７
８６
８５
８４
８３
８２
８１
８０
７９
７８
７７
７６
７５
７４
７３
７２
７１

無効電力量／
有効電力量の値
まで
から1.03451.0061
1.06361.0346
1.0931
1.0637
1.1231
1.0932
1.1536
1.1232
1.1848
1.1537
1.2166
1.18491.24901.21671.2822
1.24911.31611.28231.35081.3162
1.38641.35091.42291.38651.46031.42301.49881.4604
1.5384
1.49891.5792
1.53851.6211
1.5793
1.66441.6212
1.70911.66451.75541.70921.80311.75551.85261.80321.90391.8527
1.95711.90402.0124
1.95722.07002.01252.12992.07012.19232.13002.2576
2.1924

平均力率(パーセント)
７０
６９
６８
６７
６６
６５
６４
６３
６２
６１
６０
５９
５８
５７
５６
５５
５４
５３
５２
５１
５０
４９
４８
４７
４６
４５
４４
４３
４２
４１

−別表−18−

無効電力量／
有効電力量の値
まで
から0.10040.00000.17520.10050.22790.17530.27180.22800.3106
0.27190.34610.31070.3793
0.34620.41080.37940.44090.41090.47010.44100.49840.4702
0.52610.49850.55330.52620.58010.55340.60660.5802
0.63290.60670.65900.63300.68500.6591
0.71100.68510.73700.7111
0.76300.73710.78920.76310.81540.78930.84190.81550.86850.84200.89540.86860.92250.89550.95000.9226
0.97780.95011.00600.9779平均力率(パーセント)
１００
９９
９８
９７
９６
９５
９４
９３
９２
９１
９０
８９
８８
８７
８６
８５
８４
８３
８２
８１
８０
７９
７８
７７
７６
７５
７４
７３
７２
７１

無効電力量／
有効電力量の値
まで
から1.03451.0061
1.06361.0346
1.0931
1.0637
1.1231
1.0932
1.1536
1.1232
1.1848
1.1537
1.2166
1.18491.24901.21671.2822
1.24911.31611.28231.35081.3162
1.38641.35091.42291.38651.46031.42301.49881.4604
1.5384
1.49891.5792
1.53851.6211
1.5793
1.66441.6212
1.70911.66451.75541.70921.80311.75551.85261.80321.90391.8527
1.95711.90402.0124
1.95722.07002.01252.12992.07012.19232.13002.2576
2.1924

平均力率(パーセント)
７０
６９
６８
６７
６６
６５
６４
６３
６２
６１
６０
５９
５８
５７
５６
５５
５４
５３
５２
５１
５０
４９
４８
４７
４６
４５
４４
４３
４２
４１

現 行（2023年12月27日実施）
無効電力量／
有効電力量の値
まで
から2.32582.25772.39722.32592.47212.39732.55072.47222.63342.55082.72062.63352.81262.72072.90992.81273.01302.91003.12253.0131
3.23903.12263.36333.2391
3.4962
3.3634
3.63893.49633.79193.63903.9572
3.79204.1362
3.95734.33054.13634.54244.33064.77444.54255.02984.7745７

平均力率(パーセント)
４０
３９
３８
３７
３６
３５
３４
３３
３２
３１
３０
２９
２８
２７
２６
２５
２４
２３
２２
２１
２０

無効電力量／
有効電力量の値
まで
から5.31215.02995.6261
5.3122
5.97755.6262
6.3736
5.97766.8237
6.37377.33966.82387.9373
7.33978.63807.93749.47128.638110.4787
9.471311.722110.4788
13.2958
11.722215.352113.2959
18.1543
15.352222.199718.1544
28.5539
22.1998
39.9875
28.5540
66.6667
39.9876
199.9975
66.6668∞
199.9976

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
平均力率(パーセント)

無効電力量／
有効電力量の値
まで
から2.32582.25772.39722.32592.47212.39732.55072.47222.63342.55082.72062.63352.81262.72072.90992.81273.01302.91003.12253.0131
3.23903.12263.36333.2391
3.4962
3.3634
3.63893.49633.79193.63903.9572
3.79204.1362
3.95734.33054.13634.54244.33064.77444.54255.02984.7745

１９
１８
１７
１６
１５
１４
１３
１２
１１
１０
９
８
７
６
５
４
３
２
１

平均力率
(パーセント)
４０
３９
３８
３７
３６
３５
３４
３３
３２
３１
３０
２９
２８
２７
２６
２５
２４
２３
２２
２１
２０

無効電力量／
有効電力量の値
まで
から5.31215.02995.6261
5.3122
5.97755.6262
6.3736
5.97766.8237
6.37377.33966.82387.9373
7.33978.63807.93749.47128.638110.4787
9.471311.722110.4788
13.2958
11.722215.352113.2959
18.1543
15.352222.199718.1544
28.5539
22.1998
39.9875
28.5540
66.6667
39.9876
199.9975
66.6668∞
199.9976

平均力率(パーセント)
１９
１８
１７
１６
１５
１４
１３
１２
１１
１０
９
８
７
６
５
４
３
２
１

なお，平均力率は，次の算式によって算定された値によるものといたします。

なお，平均力率は，次の算式によって算定された値によるものといた
します。

有効電力量
平均力率（ﾊﾟｰｾﾝﾄ）＝―――――――――――――――――――――― ×100
(有効電力量)2 ＋ (無効電力量)2

有効電力量
平均力率（ﾊﾟｰｾﾝﾄ）＝―――――――――――――――――――――― ×100
(有効電力量)2 ＋ (無効電力量)2(２) 有効電力量および無効電力量の計量については，29（計量）に準ずるものといたします。ただし，有効電力量または無効電力量は，29（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，有効電力量または無効電力量は，計量された有効電力量または無効電力量を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの損失補正率によって修正したものといたします。

(２) 有効電力量および無効電力量の計量については，2930（計量）に準ずるものといたします。ただし，有効電力量または無効電力量は，2930（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，有効電力量
または無効電力量は，計量された有効電力量または無効電力量を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの損失補正率によって修正したものといたします。

契約負荷設備の総容量の算定(１) 差込口の数と電気機器の数が異なる場合は，次によって算定された値にもとづき，契約負荷設備の総容量を算定いたします。
イ 電気機器の数が差込口の数を上回る場合７ 契約負荷設備の総容量の算定(１) 差込口の数と電気機器の数が異なる場合は，次によって算定された値にもとづき，契約負荷設備の総容量を算定いたします。
イ 電気機器の数が差込口の数を上回る場合

託送供給等約款 新旧対比表−別表−19−８

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

差込口の数に応じた電気機器の総容量（入力）といたします。この場合，最大の入力の電気機器から順次対象といたします。
ロ 電気機器の数が差込口の数を下回る場合
電気機器の総容量（入力）に，電気機器の数を上回る差込口の数に応じて次の(２)によって算定した値を加えたものといたします。
(２) 差込口に接続される電気機器の容量が確定していない場合は，次によって算定された値を，契約負荷設備の総容量といたします。
イ 住宅，アパート，寮，病院，学校および寺院
１差込口につき50ボルトアンペア
ロ イ以外の場合
１差込口につき100ボルトアンペア

差込口の数に応じた電気機器の総容量（入力）といたします。この場合，最大の入力の電気機器から順次対象といたします。
ロ 電気機器の数が差込口の数を下回る場合
電気機器の総容量（入力）に，電気機器の数を上回る差込口の数に応じて次の(２)によって算定した値を加えたものといたします。
(２) 差込口に接続される電気機器の容量が確定していない場合は，次によって算定された値を，契約負荷設備の総容量といたします。
イ 住宅，アパート，寮，病院，学校および寺院
１差込口につき50ボルトアンペア
ロ イ以外の場合
１差込口につき100ボルトアンペア

発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整
受電計画電力量に関する取扱い(１) 発電量調整受電計画電力量の取扱い
発電量調整受電計画電力量は，原則として，別表11（発電計画・調達
計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における発電計画といたします。
ただし，発電契約者が通知した販売計画または調達計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ 発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，卸電力取引
所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場
約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ 発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，イ以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
発電契約者の販売計画または調達計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において発電契約者が通知した発電計画と調達計画の合計値が販売計画と一致しない場合は，販売計画から調達計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における発電計画とみなします（以下「みなし発電計画」といいます。）。
この場合の発電バランシンググループごとの発電計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値とみなします。

８ 発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整
受電計画電力量に関する取扱い(１) 発電量調整受電計画電力量の取扱い
発電量調整受電計画電力量は，原則として，別表11（発電計画・調達
計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における発電計画といたします。
ただし，発電契約者が通知した販売計画または調達計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ 発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，卸電力取引
所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場
約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ 発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，イ以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
発電契約者の販売計画または調達計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において発電契約者が通知した発電計画と調達計画の合計値が販売計画と一致しない場合は，販売計画から調達計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における発電計画とみなします（以下「みなし発電計画」といいます。）。
この場合の発電バランシンググループごとの発電計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値とみなします。

託送供給等約款 新旧対比表−別表−20−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

発電バランシンググループごとの発電計画＝みなし発電計画の値
当日計画の通知の期限における発電
ﾊﾞﾗﾝｼﾝｸﾞｸﾞﾙｰﾌﾟごとの発電計画の値
× ―――――――――――――――――――――――――
当日計画の通知の期限における発電計画の値(２)

発電バランシンググループごとの発電計画＝みなし発電計画の値
当日計画の通知の期限における発電
ﾊﾞﾗﾝｼﾝｸﾞｸﾞﾙｰﾌﾟごとの発電計画の値
× ―――――――――――――――――――――――――
当日計画の通知の期限における発電計画の値

接続対象計画電力量の取扱い
接続対象計画電力量は，原則として，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における需要想定値といたします。
ただし，契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ 契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場
約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ 契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，イ以外の分が取
引相手の対応する計画と一致しない場合
契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において契約者が通知した需要想定値と需要想定値に対する取引計画が一致しない場合は，調達計画から販売計
画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における需要想定値とみなします。
(３) 需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い
イ 需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表12（需要抑制
計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
(イ) 需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市
場約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたしま
す。また，約定がない場合は零とみなします。）
託送供給等約款 新旧対比表(２)

接続対象計画電力量の取扱い
接続対象計画電力量は，原則として，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における需要想定値といたします。
ただし，契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ 契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場
約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ 契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，イ以外の分が取
引相手の対応する計画と一致しない場合
契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において契約者が通知した需要想定値と需要想定値に対する取引計画が一致しない場合は，調達計画から販売計
画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における需要想定値とみなします。
(３) 需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い
イ 需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表12（需要抑制
計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
(イ) 需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市
場約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたしま
す。また，約定がない場合は零とみなします。）−別表−21−

９

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(ロ) 需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，(イ)以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場
合は零とみなします。）
ロ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力量の算定上，次の(イ)または(ロ)に該当する場合は，次に定める値を需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この場合，みなし需要抑制計画が負となるときの30（電力および電力量の算定）(14)イ(ロ)および(ハ)の需要抑制量調整受電
計画電力量は，当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
なお，需要抑制契約者が複数の需要抑制バランシンググループを設定される場合の需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制
計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値といたします。
需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画＝みなし需要抑制計画の値(ロ) 需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，(イ)以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場
合は零とみなします。）
ロ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力量の算定上，次の(イ)または(ロ)に該当する場合は，次に定める値を需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この場合，みなし需要抑制計画が負となるときの3031（電力および電力量の算定）(14)イ(ロ)および(ハ)の需要抑制量調整
受電計画電力量は，当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
なお，需要抑制契約者が複数の需要抑制バランシンググループを設定される場合の需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制
計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値といたします。
需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画＝みなし需要抑制計画の値

当日計画の通知の期限における需要抑制
ﾊﾞﾗﾝｼﾝｸﾞｸﾞﾙｰﾌﾟごとの需要抑制計画の値
× ―――――――――――――――――――――――――――――
当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値

当日計画の通知の期限における需要抑制
ﾊﾞﾗﾝｼﾝｸﾞｸﾞﾙｰﾌﾟごとの需要抑制計画の値
× ―――――――――――――――――――――――――――――
当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値(イ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を上回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ロ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を下回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から差し引いた値(イ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を上回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ロ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を下回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から差し引いた値

電力量の協定電力量を協議によって定める場合の基準は，原則として次によります。
(１) 定額制供給の場合の接続供給電力量
イ 接続供給電力量の算定式
その１月の接続供給電力量は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定いたします。ただし，32（料金の算定）(１)イ，ロ，ハまたはニの場合は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定した値を当月の料金の算定期間の日数で除し，協定の対象となる期間（以下「協定期間」といいます。）の日数を乗じた値といたします。

託送供給等約款 新旧対比表

９

電力量の協定電力量を協議によって定める場合の基準は，原則として次によります。
(１) 定額制供給の場合の接続供給電力量
イ 接続供給電力量の算定式
その１月の接続供給電力量は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定いたします。ただし，3233（料金の算定）(１)イ，ロ，ハニまたはニホの場合は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定した値を当月の料金の算
定期間の日数で除し，協定の対象となる期間（以下「協定期間」といいます。）の日数を乗じた値といたします。

−別表−22−

現 行（2023年12月27日実施）
10ワットまでの１灯につき電灯定額接続送電サービス

10ワットをこえ20
ワットまでの１灯につき20ワットをこえ40
ワットまでの１灯電 灯 で あ る につき
契 約 負 荷 設 40ワットをこえ60
備
ワットまでの１灯につき60 ワ ッ ト を こ え
100 ワ ッ ト ま で の１灯につき100 ワ ッ ト を こ え
る １ 灯 に つ き 100
ワットまでごとに小型機器である契約負荷設備１
機器につき変 更 後（2024年４月１日実施予定）
10 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間

10ワットまでの１灯につき20 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
40 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
60 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間

電灯定額接続送電サービス

100ﾜｯﾄ×ロに定める月別使用時間
100ﾜｯﾄ×ロに定める月別使用時間
20ｷﾛﾜｯﾄ時

10ワットをこえ20
ワットまでの１灯につき20ワットをこえ40
ワットまでの１灯電 灯 で あ る につき
契 約 負 荷 設 40ワットをこえ60
備
ワットまでの１灯につき60 ワ ッ ト を こ え
100 ワ ッ ト ま で の１灯につき100 ワ ッ ト を こ え
る １ 灯 に つ き 100
ワットまでごとに小型機器である契約負荷設備１
機器につき10 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
20 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
40 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
60 ﾜ ｯ ﾄ × ロ に 定 める月別使用時間
100ﾜｯﾄ×ロに定める月別使用時間
100ﾜｯﾄ×ロに定める月別使用時間
20ｷﾛﾜｯﾄ時

電灯臨時定額接続送電サービス

契約灯個数×40ｷﾛ
ﾜｯﾄ時

電灯臨時定額接続送電サービス

契約灯個数×40ｷﾛ
ﾜｯﾄ時

動力臨時定額接続送電サービス

契約電力×200時間

動力臨時定額接続送電サービス

契約電力×200時間

ロ

月別使用時間
月別使用時間は，計算月ごとに下表のとおりといたします。

計算月

１月

２月

３月

４月

月別
使用
時間

472

469

401

410

計算月

７月

８月

９月

10月

月別
使用
時間

312

326

348

368

５月

ロ

６月

計算月

１月

２月

３月

４月

５月

６月

362

342

月別
使用
時間

472

469

401

410

362

342

11月

12月

計算月

７月

８月

９月

10月

11月

12月

435

月別
使用
時間

312

326

348

368

416

435

416

ただし，閏年となる場合における３月の月別使用時間は，上表にかかわらず，415時間といたします。
(２) 従量制供給の場合の接続供給電力量
イ 過去の接続供給電力量による場合
次のいずれかによって算定いたします。ただし，協定期間または過去の電力量が計量された料金の算定期間に契約電力，契約電流または託送供給等約款 新旧対比表

月別使用時間
月別使用時間は，計算月ごとに下表のとおりといたします。

ただし，閏年となる場合における３月の月別使用時間は，上表にかかわらず，415時間といたします。
(２) 従量制供給の場合の接続供給電力量
イ 過去の接続供給電力量による場合
次のいずれかによって算定いたします。ただし，協定期間または過去の電力量が計量された料金の算定期間に契約電力，契約電流または−別表−23−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

契約容量の変更があった場合は，料金の計算上区分すべき期間の日数にそれぞれの契約電力，契約電流または契約容量を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。
(イ) 前月または前年同月の接続供給電力量による場合(ロ)

契約容量の変更があった場合は，料金の計算上区分すべき期間の日数にそれぞれの契約電力，契約電流または契約容量を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。
(イ) 前月または前年同月の接続供給電力量による場合

前月または前年同月の接続供給電力量―――――――――――――― × 協定期間の日数
前月または前年同月の料金の算定期間の日数
前３月間の接続供給電力量による場合

前月または前年同月の接続供給電力量―――――――――――――― × 協定期間の日数
前月または前年同月の料金の算定期間の日数(ロ) 前３月間の接続供給電力量による場合

前３月間の接続供給電力量――――――――――――――――――― × 協定期間の日数
前３月間の料金の算定期間の日数

前３月間の接続供給電力量――――――――――――――――――― × 協定期間の日数
前３月間の料金の算定期間の日数ロ使用された負荷設備の容量と使用時間による場合使用された負荷設備の容量（入力）にそれぞれの使用時間を乗じてえた値を合計した値といたします。
ハ 取替後の計量器によって計量された期間の日数が10日以上である場
合で，取替後の計量器によって計量された接続供給電力量によるとき。
取替後の計量器によって計量された接続供給電力量―――――――――――――――― × 協定期間の日数
取替後の計量器によって計量された期間の日数
ニ 参考のために取り付けた計量器の計量による場合
参考のために取り付けた計量器によって計量された接続供給電力量
といたします。
なお，この場合の計量器の取付けは，62（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。
ホ 公差をこえる誤差により修正する場合

ロ使用された負荷設備の容量と使用時間による場合使用された負荷設備の容量（入力）にそれぞれの使用時間を乗じてえた値を合計した値といたします。
ハ 取替後の計量器によって計量された期間の日数が10日以上である場
合で，取替後の計量器によって計量された接続供給電力量によるとき。
取替後の計量器によって計量された接続供給電力量―――――――――――――――― × 協定期間の日数
取替後の計量器によって計量された期間の日数
ニ 参考のために取り付けた計量器の計量による場合
参考のために取り付けた計量器によって計量された接続供給電力量
といたします。
なお，この場合の計量器の取付けは，6263（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。
ホ 公差をこえる誤差により修正する場合

計 量 電 力 量―――――――――――――――――
100パーセント＋（±誤差率）

計 量 電 力 量―――――――――――――――――
100パーセント＋（±誤差率）

なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量を対象として協定いたします。
(イ) 契約者の申出により測定したときは，申出の日の属する月(ロ) 当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月(３) (１)または(２)によって接続供給電力量を定める場合，協定期間の30分ごとの接続供給電力量は，協定期間の接続供給電力量を協定期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，(２)によって接続供給電力量を定める場合で，協定期間の接続
供給電力量を計量器の時間帯区分ごとに定めるときは，協定期間における各時間帯区分ごとの接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
(４) 発電量調整受電電力量の協定については，(２)および(３)に準ずるものと託送供給等約款 新旧対比表

なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量を対象として協定いたします。
(イ) 契約者の申出により測定したときは，申出の日の属する月(ロ) 当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月(３) (１)または(２)によって接続供給電力量を定める場合，協定期間の30分ごとの接続供給電力量は，協定期間の接続供給電力量を協定期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，(２)によって接続供給電力量を定める場合で，協定期間の接続
供給電力量を計量器の時間帯区分ごとに定めるときは，協定期間における各時間帯区分ごとの接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
(４) 発電量調整受電電力量の協定については，(２)および(３)に準ずるものと−別表−24−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
いたします。

いたします。
10需要計画・調達計画・販売計画
需要計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

対象期間

通知の期限

需要
想定値

通
知
の
内
容

需要想
定値に
対する
調達計
画・販
売計画

年間計画
（第１年度,
第２年度）
毎年10月31日

月間計画
（翌月，
翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

毎月１日

毎週
水曜日
午前10時

電力広域的
運営推進機
関が指定す
る時刻の日
ごとの接続
対象電力
電力広域的
各 月の 平日 各週 の 平 日
運営推進機
お よび 休日 およ び 休 日
関が指定すの 接続 対象 の接 続 対 象る時刻の日
電 力の 最大 電力 の 最 大ごとの接続
値 およ び最 値お よ び 最対象電力に
小 値に 対す 小値 に 対 す
対する発電
る 発電 契約 る発 電 契 約契約者，契者 ，契 約者 者， 契 約 者
約者またはま たは 需要 また は 需 要
需要抑制契
抑 制契 約者 抑制 契 約 者
約者毎の調
毎 の調 達分 毎の 調 達 分
達分および
お よび 販売 およ び 販 売
販売分の計
分の計画値
分の計画値
画値
供給力未調達分の計画値（自己等への電気の供給を行なう場合を除きます。）
各 月の 平日
お よび 休日の 接続 対象
電 力の 最大値 およ び最小値

各週 の 平 日
およ び 休 日の接 続 対 象
電力 の 最 大
値お よ び 最
小値

翌日
計画

当日
計画

毎日
午前12時

30 分 ご と
の実需給
の開始時
刻の１時
間前

10

需要計画・調達計画・販売計画
需要計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

対象期間

通知の期限

30 分 ご と の 接 続 対 象
電力量

30 分 ご と の 接 続 対 象
電力量に対する発電契約者，契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売
分の計画値

需要
想定値

通
知
の
内
容

―

（注１）需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出してい

需要想定
値に対す
る調達計
画・販売
計画

年間計画
(第１年度,
第２年度）

毎年10月31日

月間計画
（翌月，
翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

毎月１日

毎週
水曜日
午前10時

翌々日
計画

毎日
午前10時

電力広域
的運営推
週間計画
進機関が
と同一の
指定する
時刻の接
時刻の日
続対象電
ごとの接
力
続対象電
力
各月の平 各週の平 電力広域日および 日および 的運営推
週間計画
休日の接 休日の接 進機関がと同一の続対象電 続対象電 指定する
時刻の接力の最大 力の最大 時刻の日
続対象電値および 値および ごとの接力に対す最小値に 最小値に 続対象電る発電契
対する発 対する発 力に対す約者，契電 契 約 電 契 約 る発電契
約者また者，契約 者，契約 約者，契は需要抑者または 者または 約者また制契約者
需要抑制 需要抑制 は需要抑毎の調達
契約者毎 契約者毎 制契約者
分およびの調達分 の調達分 毎の調達
販売分のおよび販 および販 分および計画値
売分の計 売分の計 販売分の
計画値
画値
画値
供給力未調達分の計画値（自己等への電気の供給を行なう場合を除きます。）
各月の平
日および
休日の接
続対象電
力の最大
値および
最小値

各週の平
日および
休日の接
続対象電
力の最大
値および
最小値

翌日
計画

当日
計画

毎日
午前12時

30 分 ご と
の実需給
の開始時
刻の１時
間前

30 分 ご と の 接 続 対 象
電力量

30 分 ご と の 接 続 対 象
電力量に対する発電契約者，契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売
分の計画値―（注１）需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。

ただきます。
（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。

（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。

（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。

詳細な断面を提出していただく場合があります。
（注４）週間計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画（注４）週間翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係託送供給等約款 新旧対比表−別表−25−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

11

発電計画・調達計画・販売計画
発電計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

対象期間

通知の期限

発電
計画

通
知
の
内

調達計
画・販
売計画

容

発電設
備等の
停止計
画

年間計画
（第１年度,
第２年度）

月間計画
（翌月，
翌々月）

毎年
10月31日

毎月１日

各月の平日
および休日
の発電量調
整受電電力
の最大値お
よび最小値

各週の平日
および休日
の発電量調
整受電電力
の最大値お
よび最小値

各月の平日 各週の平日
および休日 および休日の発電量調 の発電量調整受電電力 整受電電力の最大値お の最大値および最小値 よび最小値に対する契 に対する契約者，発電 約者，発電契約者また 契約者または需要抑制 は需要抑制
契約者毎の 契約者毎の調達分およ 調達分および販売分の び販売分の計画値
計画値
作業の開始日時，作業の終了日時，停止内容，その他必要な項目
―

―

週間計画
（翌週，
翌々週）
毎週
水曜日
午前10時
電力広域的
運営推進機
関が指定す
る時刻の日
ごとの発電
量調整受電
電力
電力広域的
運営推進機
関が指定す
る時刻の日
ごとの発電
量調整受電
電力に対す
る契約者，
発電契約者
または需要
抑制契約者
毎の調達分
および販売
分の計画値

翌日
計画

当日
計画

毎日
午前12時

原則とし
て 30 分 ご
との実需
給の開始
時刻の１
時間前

11

発電計画・調達計画・販売計画
発電計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

対象期間

毎年10月31日

毎月１日

発電
計画

各月の平
日および
休日の発
電量調整
受電電力
の最大値
および最
小値

各週の平
日および
休日の発
電量調整
受電電力
の最大値
および最
小値

調達計
画・販
売計画

各月の平
日および
休日の発
電量調整
受電電力
の最大値
および最
小値に対
する契約
者，発電
契約者ま
たは需要
抑制契約
者毎の調
達分およ
び販売分
の計画値

各週の平
日および
休日の発
電量調整
受電電力
の最大値
および最
小値に対
する契約
者，発電
契約者ま
たは需要
抑制契約
者毎の調
達分およ
び販売分
の計画値

通
知
の
内
容

―

―
計画外作業
計画作業の変更分
発電設
備等の
停止計
画

託送供給等約款 新旧対比表

月間計画
（翌月，
翌々月）

通知の期限

30 分 ご と の 発 電 量
調整受電電力量

30 分 ご と の 発 電 量
調整受電電力量に対する契約者，発電契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売
分の計画値

年間計画
(第１年度,第２年度）−別表−26−

作業の開始日時，作業の終了日時，停止
内容，その他必要な
項目
―

―

週間計画
（翌週，
翌々週）

毎週
水曜日
午前10時

電力広域
的運営推
進機関が
指定する
時刻の日
ごとの発
電量調整
受電電力
電力広域
的運営推
進機関が
指定する
時刻の日
ごとの発
電量調整
受電電力
に対する
契約者，
発電契約
者または
需要抑制
契約者毎
の調達分
および販
売分の計
画値

―

翌々日
計画

翌日
計画

当日
計画

毎日
午前10時

毎日
午前12時

原則とし
て 30 分 ご
との実需
給の開始
時刻の１
時間前

週間計画
と同一の
時刻の発
電量調整
受電電力

30 分 ご と の 発 電 量
調整受電電力量

週間計画
と同一の
時刻の発
電量調整
受電電力
に対する
契約者，
発電契約
者または
需要抑制
契約者毎
の調達分
および販
売分の計
画値

30 分 ご と の 発 電 量
調整受電電力量に対する契約者，発電契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売
分の計画値

―

―

計画外作業
計画作業の変更分

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）（注１）発電計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出してい（注１）発電計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。

ただきます。
（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。

（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。

（注３）当社が系統運用上必要な場合および料金の算定上必要な場合は，発電（注３）当社が系統運用上必要な場合および料金の算定上必要な場合は，発電
所別の発電計画もあわせて提出していただきます。

所別の発電計画もあわせて提出していただきます。
（注４）計画外作業及び計画作業の変更分については，発生の都度，速やかに（注４）計画外作業及びおよび計画作業の変更分については，発生の都度つど，速やか提出していただきます。

すみやかに提出していただきます。

（注５）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より（注５）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。

詳細な断面を提出していただく場合があります。

（注６）週間計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画（注６）週間翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表−別表−27−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

12

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

対象期間

年間計画
（第１年度,第
２年度）

月間計画
（翌月，
翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

翌日
計画

当日
計画

毎年
10月31日

毎月１日

毎週
水曜日
午前10時

毎日
午前12時

30 分 ご と
の実需給
の開始時
刻の１時
間前

通知の期限

需要
抑制
計画

各月の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値

各週の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値

調達計
画・販
売計画

各月の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値に対す
る契約者，
発電契約者
または需要
抑制契約者
毎の調達分
および販売
分の計画値

各週の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値に対す
る契約者，
発電契約者
または需要
抑制契約者
毎の調達分
および販売
分の計画値

―

―

通
知
の
内
容

ベース
ライン

電力広域的
運営推進機
関が指定す
る時刻の日
ごとの需要
抑制量調整
受電電力
電力広域的
運営推進機
関が指定す
る時刻の日
ごとの需要
抑制量調整
受電電力に
対する契約
者，発電契
約者または
需要抑制契
約者毎の調
達分および
販売分の計
画値
―

12

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

対象期間

年間計画
(第１年度,第
２年度）

月間計画
（翌月，
翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

翌々日
計画

翌日
計画

当日
計画

通知の期限

毎年
10月31日

毎月１日

毎週
水曜日
午前10時

毎日
午前10時

毎日
午前12時

30 分 ご と
の実需給
の開始時
刻の１時
間前

需要
抑制
計画

各月の平
日および
休日の需
要抑制量
調整受電
電力の最
大値およ
び最小値

各週の平
日および
休日の需
要抑制量
調整受電
電力の最
大値およ
び最小値

週間計画
と同一の
時刻の需
要抑制量
調整受電
電力

30 分 ご と の 需 要 抑 制
量調整受電電力量

調達計
画・販
売計画

各月の平
日および
休日の需
要抑制量
調整受電
電力の最
大値およ
び最小値
に対する
契約者，
発電契約
者または
需要抑制
契約者毎
の調達分
および販
売分の計
画値

各週の平
日および
休日の需
要抑制量
調整受電
電力の最
大値およ
び最小値
に対する
契約者，
発電契約
者または
需要抑制
契約者毎
の調達分
および販
売分の計
画値

電力広域
的運営推
進機関が
指定する
時刻の日
ごとの需
要抑制量
調整受電
電力
電力広域
的運営推
進機関が
指定する
時刻の日
ごとの需
要抑制量
調整受電
電力に対
する契約
者，発電
契約者ま
たは需要
抑制契約
者毎の調
達分およ
び販売分
の計画値

週間計画
と同一の
時刻の需
要抑制量
調整受電
電力に対
する契約
者，発電
契約者ま
たは需要
抑制契約
者毎の調
達分およ
び販売分
の計画値

30 分 ご と の 需 要 抑 制
量調整受電電力量に対する契約者，発電契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売分の計画
値

ベース
ライン

―

―

―

30 分 ご と の 需 要 抑 制
量調整受電電力量

通30 分 ご と の 需 要 抑 制
量調整受電電力量に対する契約者，発電契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売分の計画
値

―

知
の
内
容

30 分 ご との値（注１）需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインは，当社所定の様――30 分 ご との値（注１）需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインは，当社所定の様式により提出していただきます。

式により提出していただきます。
（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。

（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。

（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。

詳細な断面を提出していただく場合があります。
（注４）週間計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画（注４）週間翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表−別表−28−

現 行（2023年12月27日実施）
13

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

進相用コンデンサ取付容量基準
進相用コンデンサの容量は，次のとおりといたします。
(１) 照明用電気機器
イ け い 光 灯
進相用コンデンサをけい光灯に内蔵する場合の進相用コンデンサ取付容量は，次によります。
使 用 電 圧（ﾎﾞﾙﾄ）

ロ

管灯の定格消費電力
（ﾜｯﾄ）

１００

３．５
４．５
５．５
９
１４

２００

４０
６０
８０
１００

３．５
４．５
５．５
７

ネ オ ン 管 灯
次

電

水

銀

圧（ﾎﾞﾙﾄ）コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

４０以下
６０以下
８０以下
１００以下
１２５以下
２００以下
２５０以下
３００以下
４００以下
７００以下
１,０００以下
託送供給等約款 新旧対比表

１００

２００

４０
６０
８０
１００

３．５
４．５
５．５
７

ネ オ ン 管 灯

２０
３０
４０
５０
５０
７５
７５
１００
１５０
２５０
３５０

次

電

圧（ﾎﾞﾙﾄ）コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

３，０００
６，０００
９，０００
１２，０００
１５，０００コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

水

銀

出
力
（ﾜｯﾄ）

２００ﾎﾞﾙﾄ

４０以下
６０以下
８０以下
１００以下
１２５以下
２００以下
２５０以下
３００以下
４００以下
７００以下
１,０００以下

４．５
７
９
９
９
１１
１５
２０
３０
５０
７５
−別表−29−コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）
３．５
４．５
５．５
９
１４

２

ハ

１００ﾎﾞﾙﾄ

管灯の定格消費電力
（ﾜｯﾄ）
１０
１５
２０
３０
４０

２０
３０
５０
５０
７５

灯

出
力
（ﾜｯﾄ）

使 用 電 圧（ﾎﾞﾙﾄ）

ロ

３，０００
６，０００
９，０００
１２，０００
１５，０００ハ

進相用コンデンサ取付容量基準
進相用コンデンサの容量は，次のとおりといたします。
(１) 照明用電気機器
イ け い 光 灯
進相用コンデンサをけい光灯に内蔵する場合の進相用コンデンサ取付容量は，次によります。

コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

１０
１５
２０
３０
４０

２

13

２０
３０
５０
５０
７５

灯
コンデンサ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）
１００ﾎﾞﾙﾄ
２０
３０
４０
５０
５０
７５
７５
１００
１５０
２５０
３５０

２００ﾎﾞﾙﾄ
４．５
７
９
９
９
１１
１５
２０
３０
５０
７５

現 行（2023年12月27日実施）(２)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

誘 導 電 動 機
イ 個々にコンデンサを取り付ける場合(イ) 単相誘導電動機

電動機定格出力（ｷﾛﾜｯﾄ）
使用電圧100ﾎﾞﾙﾄ
使用電圧200ﾎﾞﾙﾄ

ｺﾝﾃﾞﾝｻ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

(ロ)

0.1

0.2

0.25

0.4

0.55

0.75

50

50

75

75

75

100

20

20

20

30

30

40

誘 導 電 動 機
イ 個々にコンデンサを取り付ける場合(イ) 単相誘導電動機

電動機定格出力（ｷﾛﾜｯﾄ）

馬力

1/4 1/2 １ｷﾛﾜｯﾄ

0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5 11
２極 −

−

20

２

30

３

15

20

25

30

40

50

15 18.5 22

30

37

75

100

20

20

20

30

30

40

電
動
機
定
格
出
力

馬力

1/4 1/2 １

２

３

５ 7.5 10

15

ｷﾛﾜｯﾄ

0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5 11

20

25

30

40

50

15 18.5 22

30

37

−

30

40

50

75 100 150 200 250 300 400 500 700

75 100 150 200 300 300 400 400 500 750

６極 −

−

30

50

75 100 150 200 300 300 400 400 500 750

２

３

５

50

ｂ

馬力

1/4 1/2

10

15

20

30

40

50

ｷﾛﾜｯﾄ

0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5

11

15 18.5 22

30

37

５

50

7.5

75

25

100 150 200 250 300 400 500

一括してコンデンサを取り付ける場合やむをえない事情によって２以上の電動機に対して一括してコンデンサを取り付ける場合のコンデンサの容量は，各電動機の定格出力に対応するイに定めるコンデンサの容量の合計といたします。

託送供給等約款 新旧対比表

75(ロ) ３相誘導電動機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
ａ トップランナーモータの基準を満たす電動機

その他の電動機

ロ

75

75 100 150 200 250 300 400 500 700

50

40

50

50

30

30

50

40

−

20

0.75

30

６極 −

15

0.55

20

50

コンデンサ
10
取付容量
(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)

0.4

−

40

３

0.25

２極 −

30

２

0.2

コンデンサ
取付容量
４極 −
(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)

−

１

0.1

75 100 150 150 200 250 300 400

40

コンデンサ
取付容量
４極 −
(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)ｂ

５ 7.5 10使用電圧
100ﾎﾞﾙﾄ
使用電圧200ﾎﾞﾙﾄ

ｺﾝﾃﾞﾝｻ取付容量（ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ）

３相誘導電動機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
ａ トップランナーモータの基準を満たす電動機

電
動
機
定
格
出
力

電
動
機
定
格
出
力

(２)

電
動
機
定
格
出
力

その他の電動機馬力

1/4 1/2

10

15

20

30

40

50

ｷﾛﾜｯﾄ

0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5

11

15 18.5 22

30

37

コンデンサ
取付容量
10
(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)ロ−別表−30−75 100 150 150 200 250 300 400

15

１

20

30

40

50

7.5

75

25

100 150 200 250 300 400 500

一括してコンデンサを取り付ける場合やむをえない事情によって２以上の電動機に対して一括してコンデンサを取り付ける場合のコンデンサの容量は，各電動機の定格出力に対応するイに定めるコンデンサの容量の合計といたします。

現 行（2023年12月27日実施）(３)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電気溶接機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
イ 交流アーク溶接機(３)

電気溶接機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
イ 交流アーク溶接機

溶接機
３ ５ 7.5 10
15
20
25
30
35
40 45以上
最大入力
以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 50未満
(ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ)

溶接機
３ ５ 7.5 10
15
20
25
30
35
40 45以上
最大入力
以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 50未満
(ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ)

コンデンサ
取付容量
(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)

コンデンサ
取付容量
(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)

100

150

ロ

200

250

300

400

500

600

700

800

900

交流抵抗溶接機
イの容量の50パーセントといたします。
(４) そ
の
他
(１)，(２)および(３)によることが不適当と認められる電気機器については，機器の特性に応じて契約者と当社との協議によって定めます。

託送供給等約款 新旧対比表

ロ

100

150

200

250

300

400

500

600

700

800

900

交流抵抗溶接機
イの容量の50パーセントといたします。
(４) そ
の
他
(１)，(２)および(３)によることが不適当と認められる電気機器については，機器の特性に応じて契約者と当社との協議によって定めます。

−別表−31−

託送供給等約款別冊標準設計基準
現現行（2023年12月27日実施） 行

新旧対比表
変変 更 後（2024年４月１日実施予定）
更後託送供給等約款別冊
標 準 設 計 基 準

託送供給等約款別冊
標 準 設 計 基 準

2023年12月27日 実施

20232024年12４月27１日 実施

九州電力送配電株式会社

九州電力送配電株式会社

託送供給等約款 新旧対比表

託送供給等約款別冊系統連系技術要件
現現行（2023年12月27日実施） 行

新旧対比表
変変 更 後（2024年４月１日実施予定）
更後託送供給等約款別冊
系 統 連 系 技 術 要 件

託送供給等約款別冊
系 統 連 系 技 術 要 件

2023年12月27日 実施

20232024年12４月27１日 実施

九州電力送配電株式会社

九州電力送配電株式会社

託送供給等約款 新旧対比表

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件
目
次

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件
目
次

Ⅰ 総
則
１ 目
的
２ 適 用 の 範 囲
３ 協
議

１
１
１
１

Ⅰ 総
則
１ 目
的
２ 適 用 の 範 囲
３ 協
議

１
１
１
１

Ⅱ 低圧系統連系
Ⅱ−１ 発電設備等の連系要件
４ 電 気 方 式
５ 運転可能周波数
６ 力
率
７ 高
調
波
８ 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
10 不要解列の防止
11 保護装置の設置場所
12 保護リレーの設置相数
13 保護装置の設置
14 解 列 箇 所
15 接 地 方 式
16 直流流出防止変圧器の設置
17 電 圧 変 動
18 短 絡 容 量
19 過電流引き外し素子を有するしゃ断器の設置
20 発電設備等の種類
21 発 電 機 諸 元
22 フ リ ッ カ
23 サイバーセキュリティ対策
Ⅱ−２ 需要設備の連系要件
24 電 気 方 式
25 力
率
26 高
調
波
27 フ リ ッ カ

３
３
３
３
４
４
４
５
５
11
11
11
13
13
13
14
15
15
15
15
16
17
19
19
19
19
19

Ⅱ 低圧系統連系
Ⅱ−１ 発電設備等の連系要件
４ 電 気 方 式
５ 運転可能周波数
６ 力
率
７ 高
調
波
８ 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
10 不要解列の防止
11 保護装置の設置場所
12 保護リレーの設置相数
13 保護装置の設置
14 解 列 箇 所
15 接 地 方 式
16 直流流出防止変圧器の設置
17 電 圧 変 動
18 短 絡 容 量
19 過電流引き外し素子を有するしゃ断器の設置
20 発電設備等の種類
21 発 電 機 諸 元
22 フ リ ッ カ
23 サイバーセキュリティ対策
Ⅱ−２ 需要設備の連系要件
24 電 気 方 式
25 力
率
26 高
調
波
27 フ リ ッ カ

３
３
３
３
４
４
４
５
５
11
11
11
13
13
13
14
15
15
15
15
16
17
19
19
19
19
19

託送供給等約款 新旧対比表

目−1

現 行（2023年12月27日実施）
Ⅲ 高圧系統連系
Ⅲ−１ 発電設備等の連系要件
28 電 気 方 式
29 運転可能周波数
30 力
率
31 高
調
波
32 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
33 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
34 不要解列の防止
35 保護装置の設置場所
36 保護リレーの設置相数
37 保護装置の設置
38 解 列 箇 所
39 自 動 負 荷 制 限
40 線路無電圧確認装置の設置
41 接 地 方 式
42 直流流出防止変圧器の設置
43 電 圧 変 動
44 短 絡 容 量
45 発電機定数・諸元
46 昇 圧 用 変 圧 器
47 連 絡 体 制
48 バンク逆潮流の制限
49 フ リ ッ カ
50 サイバーセキュリティ対策
Ⅲ−２ 需要設備の連系要件
51 電 気 方 式
52 力率
53 保護装置の設置
54 高調
波
55 フ リ ッ カ

託送供給等約款 新旧対比表

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
20
20
20
20
21
21
21
22
22
27
27
27
29
30
30
31
31
31
33
33
35
35
36
36
37
39
39
39
39
39
41

Ⅲ 高圧系統連系
Ⅲ−１ 発電設備等の連系要件
28 電 気 方 式
29 運転可能周波数
30 力
率
31 高
調
波
32 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
33 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
34 不要解列の防止
35 保護装置の設置場所
36 保護リレーの設置相数
37 保護装置の設置
38 解 列 箇 所
39 自 動 負 荷 制 限
40 線路無電圧確認装置の設置
41 接 地 方 式
42 直流流出防止変圧器の設置
43 電 圧 変 動
44 短 絡 容 量
45 発電機定数・諸元
46 昇 圧 用 変 圧 器
47 連 絡 体 制
48 バンク逆潮流の制限
49 フ リ ッ カ
50 サイバーセキュリティ対策
Ⅲ−２ 需要設備の連系要件
51 電 気 方 式
52 力率
53 保護装置の設置
54 高調
波
55 フ リ ッ カ
56 電 圧 変 動
57 サイバーセキュリティ対策

目−2

20
20
20
20
21
21
21
22
22
27
27
27
29
30
30
31
31
31
33
33
35
35
36
36
37
39
39
39
39
39
41
41
41

現 行（2023年12月27日実施）
Ⅳ 特別高圧系統連系
Ⅳ−１ 発電設備等の連系要件
56 電 気 方 式
57 運転可能周波数・並列時許容周波数
58 力
率
59 高
調
波
60 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
61 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
62 不要解列の防止
63 保護装置の設置
64 再 閉 路 方 式
65 保護装置の設置場所
66 解 列 箇 所
67 保護リレーの設置相数
68 自動負荷制限・発電抑制
69 線路無電圧確認装置の設置
70 発電機運転制御装置の付加
71 中性点接地装置の付加および電磁誘導障害防止対策の実施
72 直流流出防止変圧器の設置
73 電 圧 変 動
74 出 力 変 動 対 策
75 短絡・地絡電流対策
76 発電機定数・諸元
77 昇 圧 用 変 圧 器
78 連 絡 体 制
79 電気現象記録装置
80 サイバーセキュリティ対策
Ⅳ−２ 需要設備の連系要件
81 電 気 方 式
82 力率
83 保護装置の設置
84 線路無電圧確認装置の設置
85 連 絡 体 制
86 高調波87 フ リ ッ カ
88 電 圧 変 動

託送供給等約款 新旧対比表

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
42
42
42
42
43
43
43
44
44
47
51
51
51
52
52
53
54
56
57
57
59
60
60
63
64
65
66
67
67
67
67
67
68
68
70
70

Ⅳ 特別高圧系統連系
Ⅳ−１ 発電設備等の連系要件
5658 電 気 方 式
5759 運転可能周波数・並列時許容周波数5860 力率5961 高調
波6062 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
6163 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
6264 不要解列の防止
6365 保護装置の設置
6466 再 閉 路 方 式
6567 保護装置の設置場所
6668 解 列 箇 所
6769 保護リレーの設置相数
6870 自動負荷制限・発電抑制
6971 線路無電圧確認装置の設置
7072 発電機運転制御装置の付加
7173 中性点接地装置の付加および電磁誘導障害防止対策の実施
7274 直流流出防止変圧器の設置
7375 電 圧 変 動
7476 出 力 変 動 対 策
7577 短絡・地絡電流対策
7678 発電機定数・諸元
7779 昇 圧 用 変 圧 器
7880 連 絡 体 制
7981 電気現象記録装置
8082 サイバーセキュリティ対策
Ⅳ−２ 需要設備の連系要件
8183 電 気 方 式
8284 力率8385 保護装置の設置
8486 線路無電圧確認装置の設置
8587 連 絡 体 制8688 高調
波8789 フ リ ッ カ8890 電 圧 変 動
91 サイバーセキュリティ対策

目−3

42
42
42
42
43
43
43
44
44
47
51
51
51
52
52
53
54
56
57
57
59
60
60
63
64
65
66
67
67
67
67
67
68
68
70
70
71

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅰ総変 更 後（2024年４月１日実施予定）

則

Ⅰ

総

則

１ 目
的
この系統連系技術要件は，託送供給等約款８（契約の要件）(１)ニまたは(２)ハにもとづき，電気設備を当社電力系統（以下「系統」といいます。）に電気的に接続（以下「連系」といいます。）するにあたって，系統の安定運用維持および当社供給設備との技術的協調を図るうえで必要となる技
術要件を示したものです。

１ 目
的
この系統連系技術要件は，託送供給等約款８（契約の要件）(１)ニまたは，(２)ハまたは(３)ハにもとづき，電気設備を当社電力系統（以下「系統」といいます。）に電気的に接続（以下「連系」といいます。）するにあたって，系統の安定運用維持および当社供給設備との技術的協調を図るうえで必要となる技術要件を示したものです。

２

適 用 の 範 囲(１) この系統連系技術要件は，発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに需要設備または需要者の需要設備を系統に連系する場合に適用いたします。
なお，既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時，パワーコンディショナー等の装置切替時または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー整定値等の設定変更が必要となる場合等をいいます。）には，この系統連系技術要件を適用いたします。
また，需要者が需要場所内において発電設備等を系統に連系する場合
または契約者が事業場所内の発電設備等もしくは需要設備を系統に連系する場合についても，この系統連系技術要件を適用いたします。
(２) この系統連系技術要件において，契約者とは，事業場所内の発電設備
等または需要設備を系統に連系する者をいいます。

２ 適 用 の 範 囲(１) この系統連系技術要件は，発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに需要設備または需要者の需要設備を系統に連系する場合に適用いたします。
なお，既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時，パワーコンディショナー等の装置切替時または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー整定値等の設定変更が必要となる場合等をいいます。）には，この系統連系技術要件を適用いたします。
また，需要者が需要場所内において発電設備等を系統に連系する場合
または契約者が事業場所内の発電設備等もしくは需要設備を系統に連系する場合についても，この系統連系技術要件を適用いたします。
(２) この系統連系技術要件において，契約者とは，事業場所内の発電設備
等または需要設備を系統に連系する者をいいます。

３ 協議
この系統連系技術要件は，系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この系統連系技術要件に定めのない事項も含め，個別に協議させていただきます。

３ 協議
この系統連系技術要件は，系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この系統連系技術要件に定めのない事項も含め，個別に協議させていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表−系統-1−

現 行（2023年12月27日実施）

ⅡⅡ−１

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

低圧系統連系

Ⅱ

発電設備等の連系要件

Ⅱ−１

低圧系統連系
発電設備等の連系要件

４ 電 気 方 式発電設備等の電気方式は，次の場合を除き，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・３相３線式）と同一としていただきます。
(１) 最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合(２) 単相３線式の系統に単相２線式200ボルトの発電設備等を連系する場
合に，受電地点のしゃ断器を開放したとき等に負荷の不平衡により生じる過電圧に対して逆変換装置を停止する対策または発電設備等を解列す
る対策を行なう場合

４ 電 気 方 式発電設備等の電気方式は，次の場合を除き，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・３相３線式）と同一としていただきます。
(１) 最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合(２) 単相３線式の系統に単相２線式200ボルトの発電設備等を連系する場
合に，受電地点のしゃ断器を開放したとき等に負荷の不平衡により生じる過電圧に対して逆変換装置を停止する対策または発電設備等を解列す
る対策を行なう場合

５５

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
(１) 連続運転可能周波数
58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下(２) 運転可能周波数
57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，
57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，事故時運転継続要件（以下「ＦＲＴ要件」といいます。）の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0ヘルツ，それ以外は58.2ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒といたします。
(３) 逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備および交流発電設備のガスエンジンならびにガスタービンは，(２)の限り
ではありません。

６

力率
発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
(１) 連続運転可能周波数
58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下(２) 運転可能周波数
57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，
57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，事故時運転継続要件（以下「ＦＲＴ要件」といいます。）の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0ヘルツ，それ以外は58.2ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒といたします。
(３) 逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備および交流発電設備のガスエンジンならびにガスタービンは，(２)の限り
ではありません。

６

力率
発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

−系統-2−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

７

高
調
波
逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた
発 電設 備 等 を設 置 す る場 合 は ， 逆変 換 装 置本 体 （ フィ ル タ ー を含 み ます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
26（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

７

８

８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
トから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕に定める地域資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち10キロワット以上の設備には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

10(１)

不要解列の防止保 護 協 調発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづき，保護協調を図ることを目的に，適正な保護装置を設置していただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系

託送供給等約款 新旧対比表

高調
波
逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた
発 電設 備 等 を設 置 す る場 合 は ， 逆変 換 装 置本 体 （ フィ ル タ ー を含 み ます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
26（高調波）に準じた対策を実施していただきます。
需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
トから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕に定める地域資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち10キロワット以上の設備には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

10 不要解列の防止(１) 保 護 協 調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづき，保護協調を図ることを目的に，適正な保護装置を設置していただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系−系統-3−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ 発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。
ロ 連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。
ハ 上位系統事故時等の連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。
ニ 事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。
(２) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下，周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ 発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。
ロ 連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。
ハ 上位系統事故時等の連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。
ニ 事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。
(２) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下，周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

周波数変動（運転継続）

電圧低下

60ﾍﾙﾂ系統

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満(運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

太陽光・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.2
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

風力・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満(運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

太陽光・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.2
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

風力・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力
まで復帰

発電設備等

単
相

託送供給等約款 新旧対比表

周波数変動（運転継続）

電圧低下

発電設備等

単
相

−系統-4−

現 行（2023年12月27日実施）
周波数変動（運転継続）

電圧低下
発電設備等

残電圧20パーセ
ント未満(運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統

蓄電池

・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性 とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。)

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

燃料電池

・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

単機出力２ｷﾛﾜｯﾄ未満
単機出力２ｷﾛﾜｯﾄ
以上
10ｷﾛﾜｯﾄ未満※

託送供給等約款 新旧対比表

周波数変動（運転継続）

電圧低下
発電設備等

・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。)

単
相

ガ
ス
エ
ン
ジ
ン

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）−系統-5−

残電圧20パーセ
ント未満(運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統

蓄電池

・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性 とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。)

・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性 とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。)

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

燃料電池

・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

単
相

ガ
ス
エ
ン
ジ
ン

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

単機出力
２ｷﾛﾜｯﾄ未満
単機出力２ｷﾛﾜｯﾄ
以上
10ｷﾛﾜｯﾄ未満※現 行（2023年12月27日実施）
周波数変動（運転継続）

電圧低下
発電設備等

単
相

複
数
直
流
入
力
シ
ス
テ
ム

太陽光
＋蓄電池

燃料電池
＋蓄電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ＋蓄電池

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満(運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。
また，負荷追従制御〔構内の負荷電力に応じて出力制御〕状態にて復帰動作する
場合は，出力
復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池動
作の停止を防止するため，
0.4秒以内としてもよい。)

・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

発電設備等
60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。
また，負荷追従制御〔構内の負荷電力に応じて出力制御〕状態にて復帰動作する
場合は，出力
復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池動
作の停止を防止するため，
0.4秒以内としてもよい。)

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

単
相

太陽光
蓄電池
燃料電池

風力

複
数
直
流
入
力
シ
ス
テ
ム

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満(運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止)

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。
また，負荷追従制御〔構内の負荷電力に応じて出力制御〕状態にて復帰動作する
場合は，出力
復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池動
作の停止を防止するため，
0.4秒以内としてもよい。)

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

太陽光＋蓄電池・電圧低下継続
時間1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4 秒以内の復帰としてもよい。
また，負荷追従制御〔構内の負荷電力に応じて出力制御〕状態にて復帰動作する
場合は，出力
復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池動
作の停止を防止するため，
0.4秒以内としてもよい。)

燃料電池＋蓄電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ＋蓄電池

・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0ﾍﾙﾂ，３ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

太陽光
蓄電池
燃料電池

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ
三相

周波数変動（運転継続）

電圧低下

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ※発電機能を備えたガスエンジン（空調を主目的としたもの）を除きます。
託送供給等約款 新旧対比表

三相
風力※発電機能を備えたガスエンジン（空調を主目的としたもの）を除きます。

−系統-6−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ＦＲＴ要件のイメージ（太陽光発電設備の例）

ＦＲＴ要件のイメージ（太陽光発電設備の例）

電圧低下耐量

電圧低下耐量

(％)

(％)

100
残
電
圧

100

ＵVＲ
整定値

※１ 運転継続52

残電
圧※２ 運転継続20※３ 運 転 継続 ま たは ゲー ト
ブロックによる出力停止

0.0
（電圧低下
開始)

ＵVＲ
整定値

52
20

※１ 運転継続※２ 運転継続※３ 運 転 継続 または ゲー ト
ブロックによる出力停止

1.0

(秒)

0.0
（電圧低下
開始)

1.0

(秒)

※１ 残電圧が52パーセント以上の場合は電圧低下中に41度位相変化を考慮すること。
※２ 残電圧が20パーセント以上52パーセント未満の場合は位相変化がないものといたします。
※３ 位相変化をともなわない電圧低下時に限ります。
（位相変化がある場合は解列可）※１ 残電圧が52パーセント以上の場合は電圧低下中に41度位相変化を考慮すること。
※２ 残電圧が20パーセント以上52パーセント未満の場合は位相変化がないものといたします。
※３ 位相変化をともなわない電圧低下時に限ります。
（位相変化がある場合は解列可）

出力復帰動作（残電圧20パーセント以上の場合）

出力復帰動作（残電圧20パーセント以上の場合）

電 (％)
電圧復帰後，0.1秒以内に圧
電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
80
前
の
出
力
に
対
１秒以内
す
る
0.0
0.1
(秒)
電圧低下
比
率
開始 （電圧復帰)

電(％)
電圧復帰後，0.1秒以内に圧
電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
80
前
の
出
力
に
対
１秒以内
す
る
0.0
0.1
(秒)
電圧低下
比
率
開始 （電圧復帰)

託送供給等約款 新旧対比表−系統-7−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

出力復帰動作（残電圧20パーセント未満の場合）

出力復帰動作（残電圧20パーセント未満の場合）

電(％)
電圧復帰後，0.2秒以内に圧電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
80
前
の
出
力
に
対
１秒以内
す
る
0.0
0.2
(秒)
電圧低下
比
率
開始 （電圧復帰)

電(％)
電圧復帰後，0.2秒以内に圧電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
80
前
の
出
力
に
対
１秒以内
す
る
0.0
0.2
(秒)
電圧低下
比
率
開始 （電圧復帰)

周波数変動耐量（ステップ上昇）

周波数変動耐量（ステップ上昇）

(Hz)

(Hz)

61.0

61.0
運転継続

周
波
数

0
（周波数
上昇開始)

3

(ｻｲｸﾙ)

0
（周波数
上昇開始)

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）(Hz)(ｻｲｸﾙ)(Hz)
OFR整定値

運転継続変化率±２Hz/秒

周 60.0波数

UFR整定値

0.0（周波数変動開始)

託送供給等約款 新旧対比表

3

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）

OFR整定値

周 60.0
波
数

運転継続

周
波
数

運転継続

変化率±２Hz/秒

UFR整定値(秒)

0.0（周波数変動開始)−系統-8−(秒)

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

11

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

12

13

11

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１) 過電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および３相３線式については２相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。
(２) 不足電圧リレーおよび短絡方向リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，３相３線式については３相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。
(３) 周波数上昇リレー，周波数低下リレーおよび逆電力リレーは，単相２線式，単相３線式および３相３線式について１相に設置すること。
(４) 逆充電検出の場合は，次のとおりとすること。
イ 不足電力リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，３相３線式については３相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間，３相３線式では単相負荷がなければ３相電力の合計とできることといたします。
ロ 不足電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および３相３線式については２相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

12

保護装置の設置
発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次により保護装置を設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場
合は省略できることといたします。
イ 発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。
ロ 発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。
(２) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ 同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。ただし，発電設備の故障対策用不足電圧リレーまたは過電流リレーにより，連系する系統の短絡事故が検出できる場合は，これにより代用することができます。

13 保護装置の設置(１) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次により保護装置を設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場
合は省略できることといたします。
イ 発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。
ロ 発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。
(２) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ 同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。ただし，発電設備の故障対策用不足電圧リレーまたは過電流リレーにより，連系する系統の短絡事故が検出できる場合は，これにより代用することが
できます。

(１)

託送供給等約款 新旧対比表

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１) 過電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および３相３線式については２相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。
(２) 不足電圧リレーおよび短絡方向リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，３相３線式については３相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。
(３) 周波数上昇リレー，周波数低下リレーおよび逆電力リレーは，単相２線式，単相３線式および３相３線式について１相に設置すること。
(４) 逆充電検出の場合は，次のとおりとすること。
イ 不足電力リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，３相３線式については３相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間，３相３線式では単相負荷がなければ３相電力の合計とできることといたします。
ロ 不足電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および３相３線式については２相に設置すること。
なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

−系統-9−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。
(３) 高低圧混触事故対策
連系する系統の高低圧混触事故を検出し，発電設備等を解列するための受動的方式等の単独運転検出機能を有する装置等を設置していただきます。
(４) 単独運転防止対策
単独運転防止のため，過電圧リレー，不足電圧リレー，周波数上昇リ
レー，周波数低下リレーおよび次のすべての条件を満たす受動的方式および能動的方式を組み合わせた単独運転検出機能を有する装置を設置していただきます。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ 連系する系統のインピーダンス，負荷状況等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。
ロ 頻繁な不要解列を生じさせないこと。
ハ 能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。
14

解 列 箇 所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１) 機械的な開閉箇所２箇所(２) 機械的な解列箇所１箇所および逆変換装置のゲートブロック(３) 発電設備等連絡用しゃ断器

1516

接 地 方 式
接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。
(３) 高低圧混触事故対策
連系する系統の高低圧混触事故を検出し，発電設備等を解列するための受動的方式等の単独運転検出機能を有する装置等を設置していただきます。
(４) 単独運転防止対策
単独運転防止のため，過電圧リレー，不足電圧リレー，周波数上昇リ
レー，周波数低下リレーおよび次のすべての条件を満たす受動的方式および能動的方式を組み合わせた単独運転検出機能を有する装置を設置していただきます。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ 連系する系統のインピーダンス，負荷状況等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。
ロ 頻繁な不要解列を生じさせないこと。
ハ 能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。
14

解 列 箇 所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１) 機械的な開閉箇所２箇所(２) 機械的な解列箇所１箇所および逆変換装置のゲートブロック(３) 発電設備等連絡用しゃ断器

15

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(２) 逆変換装置の直流回路が非接地であることまたは逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

託送供給等約款 新旧対比表ロ

接 地 方 式
接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

16

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(２) 逆変換装置の直流回路が非接地であることまたは逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

−系統-10−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

電 圧 変 動
常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧100ボル
トに対しては101±６ボルト，標準電圧200ボルトに対しては202±20ボ
ルトといたします。）以内に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときは，進相無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整す
る対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合は，配電線増強等の対策を行ないます。
(２) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ 自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。
ロ 他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す
るおそれがあるときには，限流リアクトル等を設置すること。
ハ 同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。
ニ 二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。
ホ 誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行なうこと。
ヘ 発電設備等の出力変動または頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

17 電 圧 変 動(１) 常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧100ボル
トに対しては101±６ボルト，標準電圧200ボルトに対しては202±20ボ
ルトといたします。）以内に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときは，進相無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整す
る対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合は，配電線増強等の対策を行ないます。
(２) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ 自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。
ロ 他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す
るおそれがあるときには，限流リアクトル等を設置すること。
ハ 同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。
ニ 二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。
ホ 誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行なうこと。
ヘ 発電設備等の出力変動または頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

短 絡 容 量発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者のしゃ断器のしゃ断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクト
ル等）を設置していただきます。

18

17

(１)

18

19

過電流引き外し素子を有するしゃ断器の設置
単相３線式の電気方式で連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流により中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等および負荷設備等の並列点よりも系統側に，３極に過電託送供給等約款 新旧対比表

短 絡 容 量発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者のしゃ断器のしゃ断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクト
ル等）を設置していただきます。

19

過電流引き外し素子を有するしゃ断器の設置
単相３線式の電気方式で連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流により中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等および負荷設備等の並列点よりも系統側に，３極に過電−系統-11−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
流引き外し素子を有するしゃ断器を設置していただきます。

流引き外し素子を有するしゃ断器を設置していただきます。
20

発電設備等の種類
連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を用いない発電設備等の連系は，逆潮流がない場合に限
ります。

20

21

発 電 機 諸 元
当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
なお，第３者認証機関発行の認証証明書による提供もできるものといた
します。

21

電源種

設備

発電設備等の種類
連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を用いない発電設備等の連系は，逆潮流がない場合，または逆潮流がある場合で，逆変換装置を用いた連系の場合と同等の単独運
転検出および解列ができ，他の需要家へ影響を及ぼすおそれがないときに限ります。
発 電 機 諸 元
当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
なお，第３者認証機関発行の認証証明書による提供もできるものといた
します。
電源種

諸元

設備

定格（定格容量，定格出力，台数，定格
電圧）発電プラント

構内設備
共

保護装置

逆変換装置

発電プラント制御装置

定格（定格容量，定格出力，台数，定格
電圧）発電プラント

力率（定格，運転可能範囲）

単線結線図，系統並解列箇所

高調波発生機器，高調波対策資料

高調波発生機器，高調波対策資料

構内設備

電圧フリッカの発生源，対策設備資料
共

通

設置場所

設置場所

設置相数

設置相数

解列箇所

保護装置

解列箇所

整定範囲

整定範囲

整定値

整定値

シーケンスブロック

シーケンスブロック

メーカ，型式

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値

逆変換装置

逆変換装置の容量発電プラント制御装置

単独運転検出方式，整定値

蓄電池，ウィンドファームコントローラ
の有無
蓄電容量

ＦＲＴ要件の適用有無

逆変換装置の容量
ＦＲＴ要件の適用有無

力

蓄電池，ウィンドファームコントローラ
の有無

風

力

発電プラント
制御装置

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

蓄電池

発電プラント

また，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供し託送供給等約款 新旧対比表

電圧フリッカの発生源，対策設備資料
設置要素

発電プラント制御装置

風力率（定格，運転可能範囲）

単線結線図，系統並解列箇所

設置要素

通

諸元

また，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供し−系統-12−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）ていただくことがあります。

ていただくことがあります。
22

フ リ ッ カ発電設備等を設置する場合で，発電設備等の頻繁な並解列，出力変動または単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧フリッカ対策等を行なっていただきます。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23
ボルト以下）に維持することといたします。
イ 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下「ＳＶＣ」といいます。）の設置，サイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ロ 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ハ 単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるとき（新型能動的方式を具備する場合等）は，無効電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置等の対策を行なうこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲
で，周波数フィードバックゲイン，無効電力の注入量の上下限値の変更
等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じること。ただし，ソフトウェアの改修ができない場合等で，対策を講じることができないときは，機器取り替え，対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

23

サイバーセキュリティ対策

託送供給等約款 新旧対比表

22

フ リ ッ カ発電設備等を設置する場合で，発電設備等の頻繁な並解列，出力変動または単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧フリッカ対策等を行なっていただきます。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23
ボルト以下）に維持することといたします。
イ 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下「ＳＶＣ」といいます。）の設置，サイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ロ 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ハ 単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるとき（新型能動的方式を具備する場合等）は，無効電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置等の対策を行なうこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲
で，周波数フィードバックゲイン，無効電力の注入量の上下限値の変更
等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じること。ただし，ソフトウェアの改修ができない場合等で，対策を講じることができないときは，機器取り替え，対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

23

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

−系統-13−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１) 外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(２) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(３) 発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講じる必要があるため，発電設備に関し，セキュリティ管理
責任者を設置するとともに，氏名および一般加入電話番号または携帯電
話番号を通知すること。

なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１) 外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(２) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(３) 発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講じる必要があるため，発電設備に関し，セキュリティ管理
責任者を設置するとともに，氏名および一般加入電話番号または携帯電
話番号を通知すること。

託送供給等約款 新旧対比表−系統-14−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅱ−２

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要設備の連系要件

Ⅱ−２

電 気 方 式
需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・３相３線式）と同一としていただきます。

需要設備の連系要件

24

24

25 力
率
(１) 需要場所において，電灯または小型機器を使用する場合の力率は，原則として，90パーセント以上，その他の機器を使用する場合については
85パーセント以上に保持していただきます。
(２) 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。

25 力率(１) 需要場所において，電灯または小型機器を使用する場合の力率は，原則として，90パーセント以上，その他の機器を使用する場合については
85パーセント以上に保持していただきます。
(２) 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。

26

26

高
調
波
系統内に著しい高調波を発生するおそれのある場合は，抑制装置を設置していただく等の対策を講じていただきます。

27

フ リ ッ カ
電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

電 気 方 式
需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・３相３線式）と同一としていただきます。

高調
波
系統内に著しい高調波を発生するおそれのある場合は，抑制装置を設置していただく等の対策を講じていただきます。

27

フ リ ッ カ
電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

−系統-15−

現 行（2023年12月27日実施）

ⅢⅢ−１

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

高圧系統連系

Ⅲ

発電設備等の連系要件

Ⅲ−１

28

電 気 方 式発電設備等の電気方式は，最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

28

29

29

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
(１) 連続運転可能周波数
58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下(２) 運転可能周波数
57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，
57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，ＦＲＴ要件の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0ヘルツ，それ以外は58.2ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒といたします。
(３) 逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備および交流発電設備のガスエンジンならびにガスタービンは，(２)の限り
ではありません。

30

力率
発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

31

高
調
波
逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた
発 電設 備 等 を設 置 す る場 合 は ， 逆変 換 装 置本 体 （ フィ ル タ ー を含 み ます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

高圧系統連系
発電設備等の連系要件

電 気 方 式発電設備等の電気方式は，最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
(１) 連続運転可能周波数
58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下(２) 運転可能周波数
57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，
57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，ＦＲＴ要件の適用を受ける発電設備等の検出レベルは57.0ヘルツ，それ以外は58.2ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒といたします。
(３) 逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備および交流発電設備のガスエンジンならびにガスタービンは，(２)の限り
ではありません。

30

力率
発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

31

高
調
波
逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた
発 電設 備 等 を設 置 す る場 合 は ， 逆変 換 装 置本 体 （ フィ ル タ ー を含 み ます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。

−系統-16−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
54（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
54（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

32

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
トから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める地域
資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

32

33

33

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

34(１)

不要解列の防止保 護 協 調発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづき，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系
統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ 発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。
ロ 連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

託送供給等約款 新旧対比表

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
トから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める地域
資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。
送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

34 不要解列の防止(１) 保 護 協 調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづき，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系
統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ 発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。
ロ 連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

−系統-17−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ハ

上位系統事故時等の連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。
ニ 事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。
(２) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。
電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）

二相短絡を想定
残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続)

ハ

上位系統事故時等の連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。
ニ 事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。
(２) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。
電圧低下

周波数変動
（運転継続）

三相短絡を想定
発電設備等

60ﾍﾙﾂ系統

太陽光蓄電池

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

単相

残電圧20パーセ
ント未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続)

60ﾍﾙﾂ系統

蓄電池

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.2
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

燃料電池

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.2
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力
まで復帰

三
相

風力

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

風力
低圧単相に準ず
る

燃料電池

太陽光

周波数変動
（運転継続）

太陽光

風力
単
相

二相短絡を想定

残電圧０パーセント・継続時間0.15秒と残電圧90パー
セント・継続時間1.5秒を結ぶ直線以上の残電圧がある電圧低下に対しては運転を継続し,電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰託送供給等約款 新旧対比表

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

太陽光

三相−系統-18−

風力残電圧０パーセント・継続時間0.15秒と残電圧90パー
セント・継続時間1.5秒を結ぶ直線以上の残電圧がある電圧低下に対しては運転を継続し,電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

現 行（2023年12月27日実施）
電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

蓄電池

三
相
燃料電池※

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ( 単機出力35ｷﾛﾜｯﾄ以下)

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）

二相短絡を想定
残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続)

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

三相短絡を想定
発電設備等

60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4秒以内の復帰としてもよい。）

・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4秒以内の復帰としてもよい。）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2ﾍﾙ
ﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続時
間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ※燃料電池にマイクロガスタービンを組み合わせた発電設備は除きます。

託送供給等約款 新旧対比表

電圧低下

周波数変動
（運転継続）

蓄電池

三
相
燃料電池※

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ( 単機出力35ｷﾛﾜｯﾄ以下)

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）

二相短絡を想定
残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続)

周波数変動（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4秒以内の復帰としてもよい。）

・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため，0.4秒以内の復帰としてもよい。）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2ﾍﾙ
ﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセン
ト以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続時
間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0
秒以内に電圧低下前の出力の80パーセント以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に＋1.0
ﾍﾙﾂ，３ｻｲｸﾙ間
継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±２ﾍﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0ﾍﾙﾂ※燃料電池にマイクロガスタービンを組み合わせた発電設備は除きます。

−系統-19−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ＦＲＴ要件のイメージ（太陽光発電設備の例）

ＦＲＴ要件のイメージ（太陽光発電設備の例）

電圧低下耐量

電圧低下耐量

(％)

(％)

100
残
電
圧

100

ＵVＲ
整定値

運転継続
20

※ 運転継続またはゲート
ブロックによる出力停止

0.0
（電圧低下
開始)

※

残
電
圧
0.3

(秒)

ＵVＲ
整定値

運転継続
20

※ 運転継続またはゲート
ブロックによる出力停止

0.0
（電圧低下
開始)

三相短絡事故にともなう平衡した電圧低下時に限ります。

※

0.3

(秒)

三相短絡事故にともなう平衡した電圧低下時に限ります。

出力復帰動作（残電圧20パーセント以上の場合）

出力復帰動作（残電圧20パーセント以上の場合）

電 (％)
電圧復帰後，0.1秒以内に圧
電圧低下前の出力の80％以上であること
低
100
下
前 80
の
出
力
に
対
0.3秒以下
す
る
0.0
0.1
(秒)
電圧低下
比
率
開始 （電圧復帰)

電(％)
電圧復帰後，0.1秒以内に圧
電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
前 80
の
出
力
に
対
0.3秒以下
す
る
0.0
0.1
(秒)
電圧低下
比
率
開始 （電圧復帰)

託送供給等約款 新旧対比表−系統-20−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

出力復帰動作（残電圧20パーセント未満の場合）

出力復帰動作（残電圧20パーセント未満の場合）

電(％)
電圧復帰後，0.2秒以内に圧電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
80
前
の
出
力
に
対
0.3秒以下
す
る
0.0
電圧低下
0.2
(秒)
比
率
開始 （電圧復帰)

電(％)
電圧復帰後，0.2秒以内に圧電圧低下前の出力の80％以上であること
低 100
下
80
前
の
出
力
に
対
0.3秒以下
す
る
0.0
電圧低下
0.2
(秒)
比
率
開始 （電圧復帰)

周波数変動耐量（ステップ上昇）

周波数変動耐量（ステップ上昇）

(Hz)

(Hz)

61.0

61.0
運転継続

周
波
数

0
（周波数
上昇開始)

3

(ｻｲｸﾙ)

0
（周波数
上昇開始)

(Hz)

(ｻｲｸﾙ)(Hz)

OFR整定値

OFR整定値

運転継続変化率±２Hz/秒

周 60.0波数

UFR整定値

0.0（周波数変動開始)

託送供給等約款 新旧対比表

3

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）

周 60.0
波
数

運転継続

周
波
数

運転継続

変化率±２Hz/秒

UFR整定値(秒)

0.0（周波数変動開始)−系統-21−(秒)

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

35

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

36

37

35

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１) 地絡過電圧リレーは零相回路に設置すること。
(２) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リ
レーは，１相設置とすること。
(３) 短絡方向リレーは，３相設置とすること。ただし，連系する系統と協調を図ることができる場合は，２相設置とすることができることといたします。
(４) 不足電圧リレーは，３相設置とすること。ただし，短絡方向リレーと協調を図ることができる場合は，１相設置とすることができることといたします。
(５) 不足電力リレーは，２相設置とすること。

36

保護装置の設置
発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護装置を設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場
合は省略できることといたします。
イ 発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置していただきます。
ロ 発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置していただきます。
(２) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ 同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。
ロ 誘導発電機，二次励磁発電機および逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。
(３) 系統側地絡事故対策
連系する系統における地絡事故時の保護のため，地絡過電圧リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過
電圧リレーを省略できるものといたします。
イ 発電設備等の引出口にある地絡過電圧リレーにより系統側地絡事故が検知できる場合

37 保護装置の設置(１) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護装置を設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場
合は省略できることといたします。
イ 発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置していただきます。
ロ 発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置していただきます。
(２) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ 同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。
ロ 誘導発電機，二次励磁発電機および逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。
(３) 系統側地絡事故対策
連系する系統における地絡事故時の保護のため，地絡過電圧リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過
電圧リレーを省略できるものといたします。
イ 発電設備等の引出口にある地絡過電圧リレーにより系統側地絡事故が検知できる場合(１)

託送供給等約款 新旧対比表

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１) 地絡過電圧リレーは零相回路に設置すること。
(２) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リ
レーは，１相設置とすること。
(３) 短絡方向リレーは，３相設置とすること。ただし，連系する系統と協調を図ることができる場合は，２相設置とすることができることといたします。
(４) 不足電圧リレーは，３相設置とすること。ただし，短絡方向リレーと協調を図ることができる場合は，１相設置とすることができることといたします。
(５) 不足電力リレーは，２相設置とすること。

−系統-22−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さいとき。
ハ 逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が10キロワット以下のとき。
(４) 逆潮流がある場合の単独運転防止対策
逆潮流がある場合，単独運転防止のため，発電設備等故障対策用の過電圧リレーおよび不足電圧リレーに加えて，周波数上昇リレーおよび周
波数低下リレーを設置するとともに，転送しゃ断装置または次のすべての 条 件 を 満 た す 単 独 運 転 検 出 機 能 （ 能 動 的 方 式 １ 方 式 以 上 を 含 みます。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用線の場合は，周波数上昇リレーは省略できるものといたします。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ 連系する系統のインピーダンス，負荷状態等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。
ロ 頻繁な不要解列を生じさせないこと。
ハ 能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。
(５) 逆潮流がない場合の単独運転防止対策
逆潮流がない場合，単独運転防止のため，逆電力リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，専用線の場合であって，逆電力リレーまたは不足電力リレーで単独運転を高速に検出できるとき
は，周波数低下リレーを省略できるものといたします。
なお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受
電電力の容量に比べて極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式および能動的方式のそれぞれ１方式以上を含むものに限ります。）を有す
る装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合は，逆電力リレーを省略できるものといたします。
また，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

ロ 逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さいとき。
ハ 逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が10キロワット以下のとき。
(４) 逆潮流がある場合の単独運転防止対策
逆潮流がある場合，単独運転防止のため，発電設備等故障対策用の過電圧リレーおよび不足電圧リレーに加えて，周波数上昇リレーおよび周
波数低下リレーを設置するとともに，転送しゃ断装置または次のすべての 条 件 を 満 た す 単 独 運 転 検 出 機 能 （ 能 動 的 方 式 １ 方 式 以 上 を 含 みます。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用線の場合は，周波数上昇リレーは省略できるものといたします。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ 連系する系統のインピーダンス，負荷状態等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。
ロ 頻繁な不要解列を生じさせないこと。
ハ 能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。
(５) 逆潮流がない場合の単独運転防止対策
逆潮流がない場合，単独運転防止のため，逆電力リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，専用線の場合であって，逆電力リレーまたは不足電力リレーで単独運転を高速に検出できるとき
は，周波数低下リレーを省略できるものといたします。
なお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受
電電力の容量に比べて極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式および能動的方式のそれぞれ１方式以上を含むものに限ります。）を有す
る装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合は，逆電力リレーを省略できるものといたします。
また，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

ロ

38

解 列 箇 所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１) 受電用しゃ断器(２) 発電設備等出力端しゃ断器またはこれと同等の機能を有する装置(３) 発電設備等連絡用しゃ断器(４) 母線連絡用しゃ断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，
原則として，半導体のみで構成された電子スイッチをしゃ断装置として適用することはできません。

託送供給等約款 新旧対比表

38

解 列 箇 所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１) 受電用しゃ断器(２) 発電設備等出力端しゃ断器またはこれと同等の機能を有する装置(３) 発電設備等連絡用しゃ断器(４) 母線連絡用しゃ断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，
原則として，半導体のみで構成された電子スイッチをしゃ断装置として適用することはできません。

−系統-23−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

39

自動負荷制限発電設備等の脱落時等に連系する配電線，配電用変圧器等が過負荷となるおそれがある場合には，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただ
きます。

39

40

40

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する系統の再閉路時の事故防止のため，当該系統の配電用変電所の配電線引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるもの
といたします。
(１) 専用線による連系であって，連系する系統の自動再閉路を必要としない場合(２) 転送しゃ断装置および単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）
を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(３) ２方式以上の単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含むものに限ります。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(４) 単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）を有する装置および整定値が発電設備等の運転中における配電線の最低負荷より小さい逆電力リレーを設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(５) 逆潮流がない場合で，系統との連系に係わる保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，しゃ断器および制御用電源配線が２系列化されており，これらが互いにバックアップ可能となっているとき。ただし，２系
列目の上記装置については，次のうちいずれか１方式以上を用いて簡素化することができます。
イ 保護リレーの２系列目は，不足電力リレーのみとすることができます。
ロ 計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置した
場合，１系列目と２系列目を兼用できます。
ハ 計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置した
場合，１系列目と２系列目を兼用できます。

41

接 地 方 式
接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

42

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する系統の再閉路時の事故防止のため，当該系統の配電用変電所の配電線引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるもの
といたします。
(１) 専用線による連系であって，連系する系統の自動再閉路を必要としない場合(２) 転送しゃ断装置および単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）
を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(３) ２方式以上の単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含むものに限ります。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(４) 単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）を有する装置および整定値が発電設備等の運転中における配電線の最低負荷より小さい逆電力リレーを設置し，かつ，それぞれが別のしゃ断器により連系をしゃ断できる場合(５) 逆潮流がない場合で，系統との連系に係わる保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，しゃ断器および制御用電源配線が２系列化されており，これらが互いにバックアップ可能となっているとき。ただし，２系
列目の上記装置については，次のうちいずれか１方式以上を用いて簡素化することができます。
イ 保護リレーの２系列目は，不足電力リレーのみとすることができます。
ロ 計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置した
場合，１系列目と２系列目を兼用できます。
ハ 計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置した
場合，１系列目と２系列目を兼用できます。

41

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に託送供給等約款 新旧対比表

自動負荷制限発電設備等の脱落時等に連系する配電線，配電用変圧器等が過負荷となるおそれがある場合には，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただ
きます。

42

接 地 方 式
接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に−系統-24−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(２) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(２) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

43

電 圧 変 動
常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧100ボル
トに対しては101±６ボルト，標準電圧200ボルトに対しては202±20ボ
ルトといたします。）以内に維持する必要があるため，発電設備等の解列による電圧低下，逆潮流による系統の電圧上昇等により適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧変動対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合には，配電線新設による負荷分割等の配電線増強，専用線による連系を行なう等の対策を行ないます。
イ 発電設備等の脱落等により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に負荷を制限すること。
ロ 発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に電圧を調整すること。
(２) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ 同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。
ロ 二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。
ハ 誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行なうこと。
ニ 自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。
ホ 他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す(１)

託送供給等約款 新旧対比表

43 電 圧 変 動(１) 常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧100ボル
トに対しては101±６ボルト，標準電圧200ボルトに対しては202±20ボ
ルトといたします。）以内に維持する必要があるため，発電設備等の解列による電圧低下，逆潮流による系統の電圧上昇等により適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧変動対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合には，配電線新設による負荷分割等の配電線増強，専用線による連系を行なう等の対策を行ないます。
イ 発電設備等の脱落等により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に負荷を制限すること。
ロ 発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に電圧を調整すること。
(２) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ 同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。
ロ 二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。
ハ 誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行なうこと。
ニ 自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。
ホ 他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す−系統-25−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

るおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
発電設備等の出力変動または頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
ト 連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系
統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，その抑制対策を実施すること。

るおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
ヘ 発電設備等の出力変動または頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
ト 連系用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなうによる瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱す
るおそれがある場合ときは，その抑制対策を実施すること。

ヘ44

短 絡 容 量発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者のしゃ断器のしゃ断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクト
ル等）を設置していただきます。

44

45 発電機定数・諸元(１) 発電機並列時の短絡電流抑制対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。
(２) 当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
なお，第３者認証機関発行の認証証明書による提供もできるものといたします。

45 発電機定数・諸元(１) 発電機並列時の短絡電流抑制対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。
(２) 当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
なお，第３者認証機関発行の認証証明書による提供もできるものとい
たします。

電源種

設備

諸元

短 絡 容 量発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者のしゃ断器のしゃ断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクト
ル等）を設置していただきます。

電源種

設備

定格（定格容量，定格出力，台数，定格
電圧）定格（定格容量，定格出力，台数，定格
電圧）

最低出力
発電プラント

最低出力

所内負荷（定格，最低）発電プラント

力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲

共通

運転可能周波数の範囲

共通

単線結線図，系統並解列箇所

自家消費電力の最大値，最小値

自家消費電力の最大値，最小値

総合負荷力率

総合負荷力率

構内設備

高調波発生機器，高調波対策資料
電圧フリッカの発生源，対策設備資料

託送供給等約款 新旧対比表

所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）

単線結線図，系統並解列箇所

構内設備

諸元

高調波発生機器，高調波対策資料
電圧フリッカの発生源，対策設備資料−系統-26−

現 行（2023年12月27日実施）
電源種

設備

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

諸元

電源種

設備

定格（定格容量，定格電圧）
受電用変圧器，
連系用変圧器

受電用変圧器，
連系用変圧器

インピーダンス（変圧器定格容量ベース）
制御方式，整定値

調相設備
遮断器

保護装置

誘導機

発電プラント発電プラント

制御装置

逆変換装置

調相設備

定格（遮断電流，遮断時間）

遮断器

自動同期検定装置の有無

発電プラント制御装置

自動同期検定装置の有無
設置要素

共通

設置場所

設置相数

設置相数

解列箇所

保護装置

整定範囲

解列箇所
整定範囲

整定値

整定値

ＣＴ比，ＶＴ比

ＣＴ比，ＶＴ比シーケンスブロック

シーケンスブロック

拘束リアクタンス

誘導機

限流リアクトル容量発電プラント

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量

各種内部リアクタンス

各種内部リアクタンス

各種短絡時定数・開路時定数

各種短絡時定数・開路時定数

発電プラント慣性定数（発電機＋タービン）
ガバナ系ブロック（調定率，ＧＦ幅，ＣＶ，ＩＣＶモデルを含む）

制御装置

励磁系ブロック（ＡＶＲ，ＰＳＳ，ＰＳＶＲ）

慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無

同期機

ガバナ系ブロック（調定率，ＧＦ幅，ＣＶ，ＩＣＶモデルを含む）
励磁系ブロック（ＡＶＲ，ＰＳＳ，ＰＳＶＲ）

ＦＲＴ要件の適用有無

ＦＲＴ要件の適用有無

メーカ，型式

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量

逆変換装置

通電電流制限値

発電プラント
制御装置

ＦＲＴ要件の適用有無

単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
通電電流制限値
ＦＲＴ要件の適用有無
発電機の出力特性

発電機の出力特性
風力発電プラント制御装置

出力変動対策の方法

蓄電容量

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

拘束リアクタンス

二次励磁機

発電プラント

拘束リアクタンス

風力発電プラント制御装置

出力変動対策の方法

蓄電池

発電プラント

二次励磁機

発電プラント

託送供給等約款 新旧対比表

定格（容量，台数）
定格（遮断電流，遮断時間）

設置場所

制動巻線の有無

同期機

インピーダンス（変圧器定格容量ベース）
制御方式，整定値

定格（容量，台数）

設置要素

共通

諸元
定格（定格容量，定格電圧）

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無−系統-27−蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

また，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

また，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

46

昇圧用変圧器
短絡電流抑制対策，発電機並列時の電圧低下対策等の面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。

46

47

連 絡 体 制発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の構内事故および系統側の事故等により，連系用しゃ断器が動作した場合等（サイバー攻
撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，発電者，発電設備等を系統連系する需要者
または契約者の技術員駐在箇所等と当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は次のうちのいず
れかを用いることができます。
(１) 専用保安通信用電話設備(２) 電気通信事業者の専用回線電話(３) 次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話
イ 発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号
方式ではなく，直接技術員所在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されているものとすること。
ロ 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。
ハ 停電時においても通話可能なものであること。
ニ 災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間，発電設備等の解列または運転を停止すること。
また，その旨が保安規程上明記されていること。

47

48

バンク逆潮流の制限
配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面および保護協調面で問題が生じるおそれがあることから，原則として逆潮流が生じないよう発電者で発電・放電出力を抑制していただきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面および保護協
調面で問題が生じないよう対策を行なう場合はこの限りではありません。

48

託送供給等約款 新旧対比表

昇圧用変圧器
短絡電流抑制対策，発電機並列時の電圧低下対策等の面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。

連 絡 体 制発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の構内事故および系統側の事故等により，連系用しゃ断器が動作した場合等（サイバー攻
撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，発電者，発電設備等を系統連系する需要者
または契約者の技術員駐在箇所等と当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は次のうちのいず
れかを用いることができます。
(１) 専用保安通信用電話設備(２) 電気通信事業者の専用回線電話(３) 次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話
イ 発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号
方式ではなく，直接技術員所在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されているものとすること。
ロ 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。
ハ 停電時においても通話可能なものであること。
ニ 災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間，発電設備等の解列または運転を停止すること。
また，その旨が保安規程上明記されていること。
バンク逆潮流の制限
配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面および保護協調面で問題が生じるおそれがあることから，原則として逆潮流が生じないよう発電者で発電・放電出力を抑制していただきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面および保護協
調面で問題が生じないよう対策を行なう場合はこの限りではありません。

−系統-28−

現 行（2023年12月27日実施）
49

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

フ リ ッ カ発電設備等を設置する場合で，発電設備等の頻繁な並解列，出力変動または単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧フリッカ対策等を行なっていただきます。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23
ボルト以下）に維持することといたします。
イ 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，ＳＶＣの設置，サイリスタ等によるソフトス
タート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピー
ダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ロ 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ハ 単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，系統および当該発電設備等設置者以外の者への悪影響がない範囲の能動信号の変動量ならびに正帰還ゲインの大きさとすること。
なお，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状況の変化，発電設備等の連系量増加等によって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため，能動信号の変動量および正帰還ゲインの大きさを変更できる機構としておくこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲
で，能動信号の変動量，正帰還ゲインの大きさの変更等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じること。ただし，
ソフトウェアの改修ができない場合等で，対策を講じることができない
ときについては，機器取り替え，対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

49

フ リ ッ カ発電設備等を設置する場合で，発電設備等の頻繁な並解列，出力変動または単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧フリッカ対策等を行なっていただきます。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23
ボルト以下）に維持することといたします。
イ 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，ＳＶＣの設置，サイリスタ等によるソフトス
タート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピー
ダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ロ 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等の設置，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強等の実施または専用線により連系するものといたします。
ハ 単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，系統および当該発電設備等設置者以外の者への悪影響がない範囲の能動信号の変動量ならびに正帰還ゲインの大きさとすること。
なお，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状況の変化，発電設備等の連系量増加等によって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため，能動信号の変動量および正帰還ゲインの大きさを変更できる機構としておくこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲
で，能動信号の変動量，正帰還ゲインの大きさの変更等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じること。ただし，
ソフトウェアの改修ができない場合等で，対策を講じることができない
ときについては，機器取り替え，対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

−系統-29−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

50

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，電力制御システムセキュリティガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

また，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１) 外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(２) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(３) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

託送供給等約款 新旧対比表

50

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，電力制御システムセキュリティガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。ただし，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュ
リティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。
またなお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場
合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(１) 外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(２) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(３) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

−系統-30−現 行（2023年12月27日実施）

Ⅲ−２

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要設備の連系要件

Ⅲ−２51

電 気 方 式
需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

需要設備の連系要件

51

電 気 方 式
需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

力率(１) 供給地点の力率は，原則として，85パーセント以上に保持していただ
きます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。
(２) 当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。

52 力
率(１) 供給地点の力率は，原則として，85パーセント以上に保持していただ
きます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。
(２) 当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。

保護装置の設置
発電者，需要者または契約者の電気設備の故障および需要場所または事業場所に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。

53

52

53

54

高
調
波
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波
電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
(１) 対象者は6,600ボルトの系統に連系する場合で，使用する高調波発生
機器の容量を６パルス変換器容量に換算し，それぞれの機器の換算容量を総和したもの（以下，この項において「等価容量」といいます。）が50キロボルトアンペアをこえる発電者，需要者または契約者といたします。
なお，上記の等価容量を算出する場合に対象となる高調波発生機器は，
300ボルト以下の系統に接続して使用する定格電流20アンペア／相以下の電気および電子機器（家電および汎用品）以外の機器といたします。
また，設備の新増設等により，新たに該当することになる場合においても適用するものといたします。
(２) 対象者においては，系統に流出する高調波流出電流の算出を次のとおり実施していただきます。
イ 高調波流出電流は，高調波発生機器ごとの定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

保護装置の設置
発電者，需要者または契約者の電気設備の故障および需要場所または事業場所に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。

54

高
調
波
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波
電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
(１) 対象者は6,600ボルトの系統に連系する場合で，使用する高調波発生
機器の容量を６パルス変換器容量に換算し，それぞれの機器の換算容量を総和したもの（以下，この項において「等価容量」といいます。）が50キロボルトアンペアをこえる発電者，需要者または契約者といたします。
なお，上記の等価容量を算出する場合に対象となる高調波発生機器は，
300ボルト以下の系統に接続して使用する定格電流20アンペア／相以下の電気および電子機器（家電および汎用品）以外の機器といたします。
また，設備の新増設等により，新たに該当することになる場合においても適用するものといたします。
(２) 対象者においては，系統に流出する高調波流出電流の算出を次のとおり実施していただきます。
イ 高調波流出電流は，高調波発生機器ごとの定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

−系統-31−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

ロ
ハニ

高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計するものといたします。
対象とする高調波の次数は40次以下といたします。
構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。
(３) 系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数ごとに，次表に示す契約受電電力１キロワットあたりの高調波流出電流の上限値に当該契約受電電力（キロワットを単位といたします。）を乗じた値といたします。
(４) (２)の高調波流出電流が，(３)の高調波流出電流の上限値をこえる場合には，発電者，需要者または契約者において高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。
契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア／キロワット）
23次
受電電圧
５次 ７次 11次 13次 17次 19次 23次
超過
6,600ボルト

3.5

2.5

55

1.6

1.3

1.0

0.90

0.76

ロ
ハ
ニ

高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計するものといたします。
対象とする高調波の次数は40次以下といたします。
構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。
(３) 系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数ごとに，次表に示す契約受電電力１キロワットあたりの高調波流出電流の上限値に当該契約受電電力（キロワットを単位といたします。）を乗じた値といたします。
(４) (２)の高調波流出電流が，(３)の高調波流出電流の上限値をこえる場合には，発電者，需要者または契約者において高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。
契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア／キロワット）
23次
受電電圧
５次 ７次 11次 13次 17次 19次 23次
超過

0.70

6,600ボルト

フ リ ッ カ
電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

55（新規追加）

56（新規追加）

57

託送供給等約款 新旧対比表

3.5

2.5

1.6

1.3

1.0

0.90

0.76

0.70

フ リ ッ カ
電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。
電 圧 変 動受電用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場
合は，その抑制対策を実施していただきます。
サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

−系統-32−

現 行（2023年12月27日実施）

ⅣⅣ−１

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

特別高圧系統連系

Ⅳ

発電設備等の連系要件

Ⅳ−１

56

特別高圧系統連系
発電設備等の連系要件

電 気 方 式発電設備等の電気方式は最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

5658

運転可能周波数・並列時許容周波数
運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
イ 連続運転可能周波数
58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下
ロ 運転可能周波数
57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以
上，57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを
57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒以上といたします。
(２) 並列時許容周波数
系統周波数を適正値に維持する必要があるため，並列時の周波数は並列時許容周波数以内としていただきます。
なお，並列時許容周波数は，標準周波数＋0.1ヘルツ以下（設定可能範囲は，標準周波数＋0.1ヘルツから＋1.0ヘルツまでといたします。）
といたします。ただし，離島等，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

5759 運転可能周波数・並列時許容周波数(１) 運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
イ 連続運転可能周波数
58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下
ロ 運転可能周波数
57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以
上，57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを
57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。ただし，協調が取れる範囲の最大値は，２秒以上といたします。
(２) 並列時許容周波数
系統周波数を適正値に維持する必要があるため，並列時の周波数は並列時許容周波数以内としていただきます。
なお，並列時許容周波数は，標準周波数＋0.1ヘルツ以下（設定可能範囲は，標準周波数＋0.1ヘルツから＋1.0ヘルツまでといたします。）
といたします。ただし，離島等，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

力率
発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持できるように定めるものとし，必要な場合は当社からの求めに応じて，力率を変更できるものとしていただきます。
なお，発電設備等の安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90パーセントから進み力率95パーセントとしていただき
ます。

5860

57

(１)

58

託送供給等約款 新旧対比表

電 気 方 式発電設備等の電気方式は最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

力率
発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持できるように定めるものとし，必要な場合は当社からの求めに応じて，力率を変更できるものとしていただきます。
なお，発電設備等の安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90パーセントから進み力率95パーセントとしていただきます。

−系統-33−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

また，逆潮流がない場合は，原則として受電地点における力率を系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，系統側からみて進み力率にならないようにしていただきます。

また，逆潮流がない場合は，原則として受電地点における力率を系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，系統側からみて進み力率にならないようにしていただきます。

59

高
調
波
逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた
発 電設 備 等 を設 置 す る場 合 は ， 逆変 換 装 置本 体 （ フィ ル タ ー を含 み ます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，
86（高調波）に準じた対策を実施していただきます。

5961

60

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
トから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める地域
資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

6062

61

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

高調
波
逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた
発 電設 備 等 を設 置 す る場 合 は ， 逆変 換 装 置本 体 （ フィ ル タ ー を含 み ます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント，各次電流歪率３パーセント以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，8688（高調波）に準じた対策を実施していただきます。
需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備，風力発電設備および蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により０パーセン
トから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くこともできるものといたします。）の抑制ができる機能を有する逆変換装置またはその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。ただし，ウィンドファームとしての運用がない風力発
電設備またはウィンドファームコントローラがない風力発電設備については，技術的制約を踏まえ個別に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある発電設備等のうち，火力発電設備およびバイオマス
発電設備（ただし，再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める地域
資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵または技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能といたします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

6163

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置，その他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

−系統-34−

62

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

不要解列の防止保 護 協 調発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保等を行なうために，次の考え方にもとづき保護協調を図っていただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系
統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ 発電設備等の異常および故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電設備等を当該系統から解列すること。
ロ 連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もあります。
ハ 上位系統事故，連系する系統の事故等により当該系統の電源が喪失した場合であって，単独運転が認められないときには，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。
ニ 連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。
ヘ 連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，
不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要なしゃ断を回避できる時限で行なうこと。
(２) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下，周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

6264 不要解列の防止(１) 保 護 協 調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保等を行なうために，次の考え方にもとづき保護協調を図っていただきます。
なお，構内設備の故障に対しては，これにともなう影響を連系する系
統へ波及させないため，構内設備を当該系統からしゃ断していただきます。
イ 発電設備等の異常および故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電設備等を当該系統から解列すること。
ロ 連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もあります。
ハ 上位系統事故，連系する系統の事故等により当該系統の電源が喪失した場合であって，単独運転が認められないときには，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。
ニ 連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。
ヘ 連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，
不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要なしゃ断を回避できる時限で行なうこと。
(２) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下，周波数変動等により，発電設備等の一斉解列，出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別ごとに定められるＦＲＴ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

(１)

託送供給等約款 新旧対比表−系統-35−

現 行（2023年12月27日実施）
電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）

二相短絡を想定
残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
電圧低下

周波数変動
（運転継続）

三相短絡を想定
発電設備等

60ﾍﾙﾂ系統

太陽光蓄電池

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ず
る

単
相

(３)

蓄電池

燃料電池

燃料電池

ガスエンジン

ガスエンジン

太陽光

太陽光

蓄電池

残電圧20パーセ
ント以上（運転継続）

残電圧20パーセ
ント未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸによる出力停止）

残電圧52パーセ
ント以上・位相変化41度以下（運転継続）

60ﾍﾙﾂ系統

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

風力
低圧単相に準ず
る

風力
三
相

周波数変動
（運転継続）

太陽光

風力
単
相

二相短絡を想定

風力高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ず
る

三
相

蓄電池

燃料電池

燃料電池

ガスエンジン

ガスエンジン

電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止，需要増加等にともない，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧および周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行なわないものとしていただきます。
なお，これを超える端子電圧および周波数変動においても，設備に支障がない範囲で運転を継続していただきます。
また，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備または構内設備（発電用所
内電源を除きます。）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表(３)電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止，需要増加等にともない，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧および周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行なわないものとしていただきます。
なお，これを超える端子電圧および周波数変動においても，設備に支障がない範囲で運転を継続していただきます。
また，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備または構内設備（発電用所
内電源を除きます。）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。

−系統-36−

現 行（2023年12月27日実施）
同期発電機・誘導発電機

電圧 pu

1.03
1.02
1.01
周波数pu
0.99

1.01

0.98
0.97
0.96
0.95

63

1.02

0.97 0.98

0.99

0.99
0.98
0.97
0.96
0.95
0.94
0.93
0.92

逆変換装置
電圧 pu

電圧pu
1.05

1.08
1.07
1.06
1.05
1.04
1.03
1.02
1.01

1.04

0.99

同期発電機・誘導発電機

逆変換装置

電圧pu
1.05

0.98

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

1.08
1.07
1.06
1.05
1.04
1.03
1.02
1.01

1.04
1.03
1.02
1.01
周波数 pu
1.01

周波数pu

1.02

0.98

0.99

0.99
0.98
0.97
0.96
0.95

1.01

1.02

0.97 0.98

0.99

0.99
0.98
0.97
0.96
0.95
0.94
0.93
0.92

周波数 pu1.01

1.02

ただし，周波数変動範囲に対しては，57（運転可能周波数・並列時許容周波数）(１)に定める運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。

ただし，周波数変動範囲に対しては，5759（運転可能周波数・並列時
許容周波数）(１)に定める運転可能周波数に準じた対策を実施していただ
きます。

保護装置の設置
発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため過電圧リレーおよび不足電圧リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により検出・保護できる場合は省略することができます。
(２) 系統側事故対策
イ 短 絡 保 護系統の短絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきます。
(イ) 同期発電機を用いる場合
連系する系統の短絡事故を検出し，発電設備を解列することのできる短絡方向リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ) 誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いる場合
連系する系統の短絡事故時に，発電電圧の異常低下を検出し解列することのできる不足電圧リレーを設置していただきます。
なお，この不足電圧リレーは発電設備等事故対策用の不足電圧リ
レーと兼用することができることといたします。
ロ 地 絡 保 護系統の地絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきます。

6365 保護装置の設置(１) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため過電圧リレーおよび不足電圧リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により検出・保護できる場合は省略することができます。
(２) 系統側事故対策
イ 短 絡 保 護系統の短絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきます。
(イ) 同期発電機を用いる場合
連系する系統の短絡事故を検出し，発電設備を解列することのできる短絡方向リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ) 誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いる場合
連系する系統の短絡事故時に，発電電圧の異常低下を検出し解列することのできる不足電圧リレーを設置していただきます。
なお，この不足電圧リレーは発電設備等事故対策用の不足電圧リ
レーと兼用することができることといたします。
ロ 地 絡 保 護系統の地絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていた
だきます。

(１)

託送供給等約款 新旧対比表−系統-37−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(イ) 中性点直接接地方式の系統に連系する場合は，電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ) 中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略することができます。
ａ 発電機引出口にある地絡過電圧リレーにより連系する系統の地絡事故を検出できる場合
ｂ 発電設備等の出力が構内の負荷より小さく周波数低下リレーに
より高速に単独運転を検出し解列することができる場合
ｃ 逆電力リレー，不足電力リレーまたは受動的方式の単独運転防止機能を有する装置により高速に単独運転を検出し解列することができる場合なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であっても，その後構内の負荷状況の変更，電力系統の変更等によって，地絡過電圧リレーの省略要件を満たさなくなったときには，発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の責任において，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
ハ 保護装置の系列数
当社の標準的な方式に合わせた保護装置の多重化等を図っていただ
く場合があります。
(イ) 保護装置の二系列化(ロ) 後備保護との組合せ(３) 単独運転防止対策
イ 逆潮流がある場合
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上
昇リレーおよび周波数低下リレーまたは転送しゃ断装置を設置していただきます。この場合，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーは，
単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40パーセント程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。
ただし，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系
統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リ
レーと組み合わせて補完しながら使用していただきます。
なお，必要により周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転送しゃ断装置を設置していただく場合があります。
また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，電圧および位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独系統から解列(イ) 中性点直接接地方式の系統に連系する場合は，電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ) 中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略することができます。
ａ 発電機引出口にある地絡過電圧リレーにより連系する系統の地絡事故を検出できる場合
ｂ 発電設備等の出力が構内の負荷より小さく周波数低下リレーに
より高速に単独運転を検出し解列することができる場合
ｃ 逆電力リレー，不足電力リレーまたは受動的方式の単独運転防止機能を有する装置により高速に単独運転を検出し解列することができる場合なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であっても，その後構内の負荷状況の変更，電力系統の変更等によって，地絡過電圧リレーの省略要件を満たさなくなったときには，発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の責任において，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
ハ 保護装置の系列数
当社の標準的な方式に合わせた保護装置の多重化等を図っていただ
く場合があります。
(イ) 保護装置の二系列化(ロ) 後備保護との組合せ(３) 単独運転防止対策
イ 逆潮流がある場合
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上
昇リレーおよび周波数低下リレーまたは転送しゃ断装置を設置していただきます。この場合，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーは，
単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40パーセント程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。
ただし，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系
統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リ
レーと組み合わせて補完しながら使用していただきます。
なお，必要により周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転送しゃ断装置を設置していただく場合があります。
また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，電圧および位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独系統から解列託送供給等約款 新旧対比表−系統-38−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

していただきます。
逆潮流がない場合単独運転防止のため，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまたは周波数低下リレーにより検出・保護できないおそれがあるときは，逆電力リレーを設置していただきます。
(４) 事故波及防止対策
系統事故等による発電設備等の脱調，周波数異常，設備過負荷，電圧異常等を防止するため，必要により次の事故波及防止リレーを設置していただく場合があります。
イ 系統安定化装置
ロ 脱調分離リレー
ハ 周波数リレー
ニ 過負荷保護リレー
ホ 不足電圧リレー
ヘ 転送しゃ断装置(５) 構内設備事故対策
構内設備事故対策として，発電者，需要者または契約者の需要場所または事業場所における構内設備の短絡事故時または地絡事故時に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。
(６) 事 故 除 去 時 間
中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影
響および電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系
点および同一電圧階級設備の遮断器ならびに保護リレーの動作時間を次のとおりとしていただきます。
イ 遮
断器
２サイクル以内
ロ 保護リレー（短絡・地絡事故除去用）
２サイクル以内
なお，上記を基本として，中性点直接接地系統以外を含めて，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

していただきます。
逆潮流がない場合単独運転防止のため，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまたは周波数低下リレーにより検出・保護できないおそれがあるときは，逆電力リレーを設置していただきます。
(４) 事故波及防止対策
系統事故等による発電設備等の脱調，周波数異常，設備過負荷，電圧異常等を防止するため，必要により次の事故波及防止リレーを設置していただく場合があります。
イ 系統安定化装置
ロ 脱調分離リレー
ハ 周波数リレー
ニ 過負荷保護リレー
ホ 不足電圧リレー
ヘ 転送しゃ断装置(５) 構内設備事故対策
構内設備事故対策として，発電者，需要者または契約者の需要場所または事業場所における構内設備の短絡事故時または地絡事故時に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。
(６) 事 故 除 去 時 間
中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影
響および電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系
点および同一電圧階級設備の遮断器ならびに保護リレーの動作時間を次のとおりとしていただきます。
イ 遮
断器
２サイクル以内
ロ 保護リレー（短絡・地絡事故除去用）
２サイクル以内
なお，上記を基本として，中性点直接接地系統以外を含めて，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

ロ64

再 閉 路 方 式
自動再閉路を実施している送電線へ連系する場合で，自動再閉路方式を採用するときは，連系送電線の再閉路方式と協調を図っていただき，必要な設備を設置していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

ロ

6466

再 閉 路 方 式
自動再閉路を実施している送電線へ連系する場合で，自動再閉路方式を採用するときは，連系送電線の再閉路方式と協調を図っていただき，必要な設備を設置していただきます。

−系統-39−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

65

保護装置の設置場所
保護装置は，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

6567

66

解 列 箇 所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１) 受電用しゃ断器(２) 発電設備等出力端しゃ断器(３) 発電設備等連絡用しゃ断器(４) 母線連絡用しゃ断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，
原則として，半導体のみで構成された電子スイッチをしゃ断装置として適用することはできません。
ただし，母線保護リレー装置が動作した場合には，同一母線に接続された送電線および連系用変圧器等をすべてしゃ断していただきます。

6668

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１) 地絡過電圧リレー，地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレーおよび地絡検出用回線選択リレーは零相回路に設置すること。
(２) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リ
レーは１相設置とすること。
(３) 不足電力リレーは２相設置とすること。
(４) 短絡方向リレー，不足電圧リレー，短絡検出・地絡検出兼用電流差動
リレー，短絡検出用電流差動リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用
回線選択リレーおよび地絡方向距離リレーは３相設置とすること。

6769

67

68
(１)

自動負荷制限・発電抑制
自動負荷制限・発電抑制
イ 発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線，変圧器等が過負荷になるおそれがある場合は，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただきます。
また，系統事故等により他の送電線，変圧器等が過負荷になるおそれがある場合，または系統の安定度，周波数等が維持できないおそれがある場合には，自動で発電抑制または発電しゃ断もしくは発電増出力（揚水しゃ断および蓄電池の充電停止を含みます。）を行なっていただくことがあります。この場合，発電場所に必要な装置を設置して託送供給等約款 新旧対比表

解 列 箇 所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備
等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。
なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(１) 受電用しゃ断器(２) 発電設備等出力端しゃ断器(３) 発電設備等連絡用しゃ断器(４) 母線連絡用しゃ断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，
原則として，半導体のみで構成された電子スイッチをしゃ断装置として適用することはできません。
ただし，母線保護リレー装置が動作した場合には，同一母線に接続された送電線および連系用変圧器等をすべてしゃ断していただきます。
保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(１) 地絡過電圧リレー，地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレーおよび地絡検出用回線選択リレーは零相回路に設置すること。
(２) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リ
レーは１相設置とすること。
(３) 不足電力リレーは２相設置とすること。
(４) 短絡方向リレー，不足電圧リレー，短絡検出・地絡検出兼用電流差動
リレー，短絡検出用電流差動リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用
回線選択リレーおよび地絡方向距離リレーは３相設置とすること。

6870 自動負荷制限・発電抑制(１) 自動負荷制限・発電抑制
イ 発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線，変圧器等が過負荷になるおそれがある場合は，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただきます。
また，系統事故等により他の送電線，変圧器等が過負荷になるおそれがある場合，または系統の安定度，周波数等が維持できないおそれがある場合には，自動で発電抑制または発電しゃ断もしくは発電増出力（揚水しゃ断および蓄電池の充電停止を含みます。）を行なっていただくことがあります。この場合，発電場所に必要な装置を設置して−系統-40−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

いただきます。
出力変動緩和対策として設置していただく蓄電池は，充電を停止す
ることにより，出力変動緩和の機能を喪失することになるため，イは適用いたしません。
(２) Ｎ − １ 電 制
あらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設
備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制
または発電遮断（以下「Ｎ−１電制」といいます。）を実施することで，運用容量を拡大することが効率的な設備形成に資すると当社が判断した
場合，Ｎ−１電制を実施するために発電設備等に施設する制御装置等（以下「Ｎ−１電制装置」といいます。）を施設することが適当であると判断した発電設備等を指定して，当該発電設備等を維持および運用する発電者または新規に送電系統への連系を行なう発電者に対して，Ｎ−
１電制装置の施設を求めることがあります。この場合，発電者は，正当な理由がない限り，発電場所へのＮ−１電制装置の施設その他Ｎ−１電制の実施に必要な対応をしていただきます。

いただきます。
出力変動緩和対策として設置していただく蓄電池は，充電を停止す
ることにより，出力変動緩和の機能を喪失することになるため，イは適用いたしません。
(２) Ｎ − １ 電 制
あらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設
備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制
または発電遮断（以下「Ｎ−１電制」といいます。）を実施することで，運用容量を拡大することが効率的な設備形成に資すると当社が判断した
場合，Ｎ−１電制を実施するために発電設備等に施設する制御装置等（以下「Ｎ−１電制装置」といいます。）を施設することが適当であると判断した発電設備等を指定して，当該発電設備等を維持および運用する発電者または新規に送電系統への連系を行なう発電者に対して，Ｎ−
１電制装置の施設を求めることがあります。この場合，発電者は，正当な理由がない限り，発電場所へのＮ−１電制装置の施設その他Ｎ−１電制の実施に必要な対応をしていただきます。

ロ69

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されていない場合には，再閉路時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。
なお，22,000ボルトの系統に連系する場合は，必要に応じて設置いたします。
ただし，逆潮流がない場合であって，電力系統との連系に係る保護リ
レー，計器用変流器，計器用変圧器，しゃ断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化することができます。
(１) ２系列の保護リレーのうちの１系列は，不足電力リレーのみとすることができます。
(２) 計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できます。
(３) 計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できます。

70(１)

発電機運転制御装置の付加
系統安定化，潮流制御のための機能
系統安定化，潮流制御等の理由により運転制御が必要な場合には，以下の機能を具備した運転制御装置を設置していただきます。
なお，設置については個別に協議させていただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

ロ

6971

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されていない場合には，再閉路時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。
なお，22,000ボルトの系統に連系する場合は，必要に応じて設置いたします。
ただし，逆潮流がない場合であって，電力系統との連系に係る保護リ
レー，計器用変流器，計器用変圧器，しゃ断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化することができます。
(１) ２系列の保護リレーのうちの１系列は，不足電力リレーのみとすることができます。
(２) 計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できます。
(３) 計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できます。

7072 発電機運転制御装置の付加(１) 系統安定化，潮流制御のための機能
系統安定化，潮流制御等の理由により運転制御が必要な場合には，以下の機能を具備した運転制御装置を設置していただきます。
なお，設置については個別に協議させていただきます。

−系統-41−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

イ PSS（Power System Stabilizer）
ロ 超速応励磁自動電圧調整機能(２) 周波数調整のための機能
火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（地域資源バイオマス発電設備を除きます。）については，以下の周波数調整機能を具備していただきます。
なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ ガバナフリー運転
タービンの調速機（以下「ガバナ」といいます。）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転（ガバナフリー運
転）する機能を具備すること。
ロ LFC（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からのLFC信号に追従し，発電機出力を変動させる機能を具備すること。
ハ 周波数変動補償機能
標準周波数±0.2ヘルツを超えた場合，系統の周波数変動により，ガバナで調整した出力を発電所の自動出力制御装置が，出力指令値に引き戻すことがないように，ガバナによる出力変動相当を出力指令値に加算する機能を具備すること。
ニ EDC（Economic load Dispatching Control：経済負荷配分制御）機
能
当社からの出力指令値に発電機出力を自動追従制御する機能を具備すること。
ホ 出力低下防止機能
100,000キロワット以上の火力発電設備は，周波数58.8ヘルツまで
は発電機出力を低下せず，周波数58.8ヘルツ以下については，1.2ヘルツ低下するごとに５パーセント以内の出力低下に抑えること，もしくは，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。
なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりといたします。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議を行なうことがあります。

イ PSS（Power System Stabilizer）
ロ 超速応励磁自動電圧調整機能(２) 周波数調整のための機能
火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（地域資源バイオマス発電設備を除きます。）については，以下の周波数調整機能を具備していただきます。
なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ ガバナフリー運転
タービンの調速機（以下「ガバナ」といいます。）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転（ガバナフリー運
転）する機能を具備すること。
ロ LFC（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からのLFC信号に追従し，発電機出力を変動させる機能を具備すること。
ハ 周波数変動補償機能
標準周波数±0.2ヘルツを超えた場合，系統の周波数変動により，ガバナで調整した出力を発電所の自動出力制御装置が，出力指令値に引き戻すことがないように，ガバナによる出力変動相当を出力指令値に加算する機能を具備すること。
ニ EDC（Economic load Dispatching Control：経済負荷配分制御）機
能
当社からの出力指令値に発電機出力を自動追従制御する機能を具備すること。
ホ 出力低下防止機能
100,000キロワット以上の火力発電設備は，周波数58.8ヘルツまで
は発電機出力を低下せず，周波数58.8ヘルツ以下については，1.2ヘルツ低下するごとに５パーセント以内の出力低下に抑えること，もしくは，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。
なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりといたします。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議を行なうことがあります。

託送供給等約款 新旧対比表−系統-42−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
100,000キロワット以上

100,000キロワット以上
発電機定格出力

GF調定率
GF幅※１
GF制御応答性
LFC幅
機
能
・
仕
様
等

LFC変化速度※２
LFC制御応答性
EDC変化速度※２
EDC制御応答性
EDC+LFC変化速度
最低出力※３※４（定格出力基準）※１

ガスタービン発電設備（GT）およびガスター
ビンコンバインドサイ
クル発電設備（GTCC）

その他の火力発電
設備および混焼バイオマス発電設備※６５パーセント以下

５パーセント以下

発電機定格出力GF調定率

５パーセント以上
３パーセント以上（定格出力基準）（定格出力基準）
２秒以内に出力変化開始，
10秒以内にGF幅の出力変化完了※７±５パーセント以上±５パーセント以上（定格出力基準）（定格出力基準）
５パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
60秒以内に出力変化20秒以内に出力変化
開始※７
開始※７
５パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
20秒以内に出力変化60秒以内に出力変化
開始※７
開始※７
10パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
50パーセント以下
30パーセント以下
DSS 機能具備※５

GF幅※１
GF制御応答性
LFC幅
機
能
・
仕
様
等

EDC変化速度※２

EDC+LFC変化速度
最低出力※３※４（定格出力基準）

GTおよびGTCCについては負荷制限設定値までの上げ余裕値が定格出力５パーセ※１

その他の火力発電
設備および混焼バイオマス発電設備※６５パーセント以下

５パーセント以下

５パーセント以上
３パーセント以上（定格出力基準）（定格出力基準）
２秒以内に出力変化開始，
10秒以内にGF幅の出力変化完了※７±５パーセント以上±５パーセント以上（定格出力基準）（定格出力基準）
５パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
60秒以内に出力変化20秒以内に出力変化
開始※７
開始※７
５パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
20秒以内に出力変化60秒以内に出力変化
開始※７
開始※７
10パーセント/分以上 １パーセント/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）
50パーセント以下
30パーセント以下
DSS 機能具備※５GTおよびGTCCについては負荷制限設定値までの上げ余裕値が定格出力５パーセ

ント以上，その他の発電機については定格出力の３パーセント以上を確保。定格
出力付近等の要件を満たせない出力帯について別途協議。

出力付近等の要件を満たせない出力帯について別途協議。

※２

定格出力付近のオーバーシュート防止または低出力帯での安定運転により要件

定格出力付近のオーバーシュート防止または低出力帯での安定運転により要件を満たせない場合には別途協議。

を満たせない場合には別途協議。
※３

気化ガス（BOG）処理等により最低出力を満たせない場合には別途協議。

※３

気化ガス（BOG）処理等により最低出力を満たせない場合には別途協議。

※４

EDC/LFC指令で制御可能な最低出力。

※４

EDC/LFC指令で制御可能な最低出力。

※５

日間起動停止運転（DSS）は，発電機解列から並列まで８時間以内で可能なこと。

※５

日間起動停止運転（DSS）は，発電機解列から並列まで８時間以内で可能なこと。

※６

地域資源バイオマス発電設備を除きます。

※６

地域資源バイオマス発電設備を除きます。

記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期に出力変化開始し，出力変化完了す※７※７

また，周波数調整機能に必要な受信信号（EDC・LFC指令値，LFC増/
減指令，運転可能出力帯〔バンド〕指令）を受信する機能および必要な送信信号（現在出力，可能最大発電出力〔GTおよびGTCCのみ〕，
EDC・LFC使用/除外，周波数調整機能故障，運転可能出力帯〔バンド〕状態）を送信する機能を具備していただきます。
早期再並列のための機能

託送供給等約款 新旧対比表

記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期に出力変化開始し，出力変化完了す

ること。

ること。

(３)

LFC制御応答性

EDC制御応答性

ント以上，その他の発電機については定格出力の３パーセント以上を確保。定格※２

LFC変化速度※２

ガスタービン発電設備（GT）およびガスター
ビンコンバインドサイ
クル発電設備（GTCC）(３)

また，周波数調整機能に必要な受信信号（EDC・LFC指令値，LFC増/
減指令，運転可能出力帯〔バンド〕指令）を受信する機能および必要な送信信号（現在出力，可能最大発電出力〔GTおよびGTCCのみ〕，
EDC・LFC使用/除外，周波数調整機能故障，運転可能出力帯〔バンド〕状態）を送信する機能を具備していただきます。
早期再並列のための機能−系統-43−

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

定格出力の合計が400,000キロワット以上の火力（GTCC）発電設備については，送電系統の停電解消後，早期に再並列するために必要な装置を設置，または機能を具備していただきます。
(４) 電圧調整のための機能
イ 220,000ボルト以上の系統に連系する発電設備等は，当社が指定する電圧，無効電力または力率に応じて運転可能な機能を具備し，有効電力に応じて出力可能な範囲で無効電力を調整できるようにしていただきます。
ロ 受電電圧が110,000ボルト以下の発電者の発電機でも，必要により，
イと同じ機能を具備していただくことがあります。

定格出力の合計が400,000キロワット以上の火力（GTCC）発電設備については，送電系統の停電解消後，早期に再並列するために必要な装置を設置，または機能を具備していただきます。
(４) 電圧調整のための機能
イ 220,000ボルト以上の系統に連系する発電設備等は，当社が指定する電圧，無効電力または力率に応じて運転可能な機能を具備し，有効電力に応じて出力可能な範囲で無効電力を調整できるようにしていただきます。
ロ 受電電圧が110,000ボルト以下の発電者の発電機でも，必要により，
イと同じ機能を具備していただくことがあります。

中性点接地装置の付加および電磁誘導障害防止対策の実施
中性点の接地が必要な場合は，昇圧変圧器の中性点に接地装置を設置していただきます。
また，中性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策および地中ケーブルの防護対策の強化等が必要となった場合には，適切な対策を講じていただきます。
(１) 110,000ボルト以下の系統に連系する場合は，必要に応じて昇圧用変圧器の中性点に中性点接地装置（抵抗接地方式）を設置すること。
(２) 220,000ボルト以上の系統に連系する場合は，昇圧用変圧器の中性点を直接接地すること。

7173

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(２) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

7274

71

72

現 行（2023年12月27日実施）

73(１)

電 圧 変 動
常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±１パーセントから２パーセント以内を適正値とし，この範囲を逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

中性点接地装置の付加および電磁誘導障害防止対策の実施
中性点の接地が必要な場合は，昇圧変圧器の中性点に接地装置を設置していただきます。
また，中性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策および地中ケーブルの防護対策の強化等が必要となった場合には，適切な対策を講じていただきます。
(１) 110,000ボルト以下の系統に連系する場合は，必要に応じて昇圧用変圧器の中性点に中性点接地装置（抵抗接地方式）を設置すること。
(２) 220,000ボルト以上の系統に連系する場合は，昇圧用変圧器の中性点を直接接地すること。
直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(１) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(２) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

7375 電 圧 変 動(１) 常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±１パーセントから２パーセント以内を適正値とし，この範囲を逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただきます。

−系統-44−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

なお，22,000ボルトの系統と連系する場合の電圧の適正値は，その系
統に連系されている低圧の需要において101±６ボルトまたは202±20ボ
ルトといたします。
(２) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±２パーセントを目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。
イ 同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。
ロ 二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いること。
ハ 誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から±２パーセント程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をしていただきます。
ニ 自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。
ホ 他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の２パーセントを目安といたします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，自励式の逆変換装置を用いていただきます。
へ 発電設備等の出力変動または頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及ぼすおそれがあるときまたは適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧
フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23ボルト以下）に維持することといたします。
(イ) 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣの設置，サイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置を用いること。
(ロ) 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，ＳＶＣ等を設置すること。
(３) そ
の
他
連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，他者

なお，22,000ボルトの系統と連系する場合の電圧の適正値は，その系
統に連系されている低圧の需要において101±６ボルトまたは202±20ボ
ルトといたします。
(２) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±２パーセントを目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。
イ 同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。
ロ 二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いること。
ハ 誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から±２パーセント程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をしていただきます。
ニ 自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。
ホ 他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の２パーセントを目安といたします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，自励式の逆変換装置を用いていただきます。
へ 発電設備等の出力変動または頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及ぼすおそれがあるときまたは適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制または並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
なお，電圧フリッカ対策要否の判定基準例は，受電点における電圧
フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45ボルト以下（当該設備のみの場合は，0.23ボルト以下）に維持することといたします。
(イ) 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣの設置，サイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置を用いること。
(ロ) 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，ＳＶＣ等を設置すること。
(３) そ
の
他
連系用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなうによる瞬時電圧低託送供給等約款 新旧対比表−系統-45−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合は，その抑制対策を実施していただきます。他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

74

出力変動対策
再生可能エネルギー発電設備（風力発電設備の場合に限ります。）を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。
(１) 発電に必要な自然エネルギーが得られる状況において，連系点での５分間の最大変動幅が発電所設備容量の10パーセント以下となるよう対策を行なうこと。
なお，ウィンドファームコントローラを有しない小規模な発電場所については，対策を別途協議することといたします。
(２) 高風速時にカットアウトが予想される場合は，即座に停止しないよう，
ストーム制御機能を具備する等の対策を行なうこと。
また，カットインが予想される場合は，徐々に出力を上昇するよう対策を行なうこと。
(３) 系統周波数が上昇し適正値を逸脱するおそれがある場合は，発電設備の出力を調定率に応じて自動的に抑制すること。
なお，調定率は，２パーセントから５パーセントまでの範囲で当社から指定する値とし，不感帯は0.2ヘルツ以下といたします。

7476

75

短絡・地絡電流対策
発電設備等の連系により系統の短絡・地絡電流が他者のしゃ断器の遮断
容量等を上回るおそれがある場合は，短絡・地絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

7577

76

発電機定数・諸元(１) 連系系統，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策，短絡・地絡
電流抑制対策，慣性低下対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。
(２) 当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。

託送供給等約款 新旧対比表

出力変動対策
再生可能エネルギー発電設備（風力発電設備の場合に限ります。）を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。
(１) 発電に必要な自然エネルギーが得られる状況において，連系点での５分間の最大変動幅が発電所設備容量の10パーセント以下となるよう対策を行なうこと。
なお，ウィンドファームコントローラを有しない小規模な発電場所については，対策を別途協議することといたします。
(２) 高風速時にカットアウトが予想される場合は，即座に停止しないよう，
ストーム制御機能を具備する等の対策を行なうこと。
また，カットインが予想される場合は，徐々に出力を上昇するよう対策を行なうこと。
(３) 系統周波数が上昇し適正値を逸脱するおそれがある場合は，発電設備の出力を調定率に応じて自動的に抑制すること。
なお，調定率は，２パーセントから５パーセントまでの範囲で当社から指定する値とし，不感帯は0.2ヘルツ以下といたします。
短絡・地絡電流対策
発電設備等の連系により系統の短絡・地絡電流が他者のしゃ断器の遮断
容量等を上回るおそれがある場合は，短絡・地絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

7678 発電機定数・諸元(１) 連系系統，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策，短絡・地絡
電流抑制対策，慣性低下対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。
(２) 当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。

−系統-46−

現 行（2023年12月27日実施）
電源種

設備

発電プラント変 更 後（2024年４月１日実施予定）

諸元

電源種

設備

諸元

定格容量，定格出力，台数，定格電圧

定格容量，定格出力，台数，定格電圧

最低出力

最低出力

所内負荷（定格，最低）

所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）

力率（定格，運転可能範囲）
発電プラント

運転可能周波数の範囲，運転継続時間

運転可能周波数の範囲，運転継続時間

単線結線図，系統並解列箇所

単線結線図，系統並解列箇所

発電プラントモデル（原動機の種類，発電機の種類）

発電プラントモデル（原動機の種類，発電機の種類）

電気所監視制御方式

電気所監視制御方式

自家消費電力の最大値，最小値

自家消費電力の最大値，最小値

共通

共通
総合負荷力率

総合負荷力率

電動機容量（高圧・低圧）

電動機容量（高圧・低圧）

構内設備

構内設備
電灯容量

電灯容量

高調波発生機器，高調波対策資料

高調波発生機器，高調波対策資料

電圧フリッカの発生源，対策設備資料

電圧フリッカの発生源，対策設備資料

定格（定格容量，定格電圧）

定格（定格容量，定格電圧）

インピーダンス（タップ電圧ごと，変圧
受電用変圧器， 器定格容量ベース）
連系用変圧器
励磁特性曲線

インピーダンス（タップ電圧ごと，変圧
受電用変圧器， 器定格容量ベース）
連系用変圧器
励磁特性曲線制御方式，整定値

託送供給等約款 新旧対比表

制御方式，整定値−系統-47−

現 行（2023年12月27日実施）
電源種

設備

諸元

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
電源種

設備

定格容量，台数

定格容量，台数

調相設備

調相設備
制御方式，整定値

アクセス線・
構内線路

制御方式，整定値
アクセス線・
構内線路

インピーダンス，アドミタンス
定格（遮断電流，遮断時間）

遮断器
自動同期検定装置の有無

自動同期検定装置の有無

設置要素

設置要素

仕様

仕様

設置場所

設置場所

共通

設置相数

設置相数

解列箇所

解列箇所

保護装置

記録

保護装置
整定範囲

整定範囲

整定値

整定値

ＣＴ比，ＶＴ比

ＣＴ比，ＶＴ比シーケンスブロック

シーケンスブロック

送電線再閉路方式

送電線再閉路方式

電気現象記録装置

記録

拘束リアクタンス

限流リアクトル容量

限流リアクトル容量発電プラント

託送供給等約款 新旧対比表

電気現象記録装置

拘束リアクタンス

限時リアクトルインピーダンス
誘導機

インピーダンス，アドミタンス
定格（遮断電流，遮断時間）

遮断器

共通

諸元

限時リアクトルインピーダンス
誘導機

発電プラント

慣性定数

慣性定数

定格すべり

定格すべり

等価回路定数等価回路定数−系統-48−

現 行（2023年12月27日実施）
電源種

設備

発電プラント変 更 後（2024年４月１日実施予定）

諸元

電源種

制御装置

託送供給等約款 新旧対比表

諸元

各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）

各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）

各種短絡時定数・開路時定数

各種短絡時定数・開路時定数

慣性定数（発電機＋タービン）

慣性定数（発電機＋タービン）

制動巻線の有無

制動巻線の有無

飽和特性

発電プラント

飽和特性

可能出力曲線可能出力曲線

発電機軸モデル

発電機軸モデル

発電機プラントモデル，モデル構築に必要なプラント，制御系の各種定数（ボイラ，タービン，水車等）

発電機プラントモデル，モデル構築に必要なプラント，制御系の各種定数（ボイラ，タービン，水車等）

並解列所要時間（平常時，事故時）並解列所要時間（平常時，事故時）

ガバナ系ブロック（調定率，ＧＦ幅，ＣＶ，ＩＣＶモデルを含む）

同期機

設備

ガバナ系ブロック（調定率，ＧＦ幅，ＣＶ，ＩＣＶモデルを含む）

同期機

ＬＦＣ・発電機出力制御ブロック

ＬＦＣ・発電機出力制御ブロック

ＥＤＣ変化速度（出力ごと）

ＥＤＣ変化速度（出力ごと）

ＬＦＣ幅・変化速度（出力ごと）

ＬＦＣ幅・変化速度（出力ごと）

出力キープタイム（出力ごと，上げ下げ）

出力キープタイム（出力ごと，上げ下げ）励磁装置の形式（直流・交流・サイリス
タ・他）
応答速度（超速応励磁か否か）

制御装置

励磁装置の形式（直流・交流・サイリス
タ・他）
応答速度（超速応励磁か否か）

励磁系ブロック（ＡＶＲ，ＰＳＳ，ＰＳ
ＶＲ）

励磁系ブロック（ＡＶＲ，ＰＳＳ，ＰＳ
ＶＲ）

ＦＲＴ要件の適用有無

ＦＲＴ要件の適用有無

過励磁保護59Ｖ／Ｆブロック

過励磁保護59Ｖ／Ｆブロック

ＯＥＬ，ＵＥＬブロック

ＯＥＬ，ＵＥＬブロック−系統-49−現 行（2023年12月27日実施）
電源種

設備

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
電源種

諸元

設備

揚水待機・開始所要時間
水力

発電プラント制御装置

揚水待機・開始所要時間

上ダム・下ダム運用可能水位

水力

発電プラント
制御装置

逆変換装置

風力

発電プラント制御装置

上ダム・下ダム運用可能水位

電水比（キロワット/{立方メートル/秒}）

電水比（キロワット/{立方メートル/秒}）

メーカ，型式

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値

単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量逆変換装置の容量

通電電流制限値

通電電流制限値

系統事故時の力率制御時間
発電プラント
制御装置

諸元

系統事故時の力率制御時間

三相事故時の事故電流（大きさ，供給時
間）

逆変換装置

発電プラント制御装置

三相事故時の事故電流（大きさ，供給時
間）

一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）

一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）

ＦＲＴ要件の適用有無

ＦＲＴ要件の適用有無

無効電力制御方式，整定値

無効電力制御方式，整定値

慣性力供給能力

慣性力供給能力

周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定
可能範囲

周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定
可能範囲

発電機の出力特性
風力
出力変動対策の方法

発電プラント
制御装置

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無

発電機の出力特性
出力変動対策の方法
蓄電池，ウィンドファームコントローラ
の有無

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

二次励磁機

発電プラント

拘束リアクタンス

二次励磁機

発電プラント

拘束リアクタンス

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。
託送供給等約款 新旧対比表

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

−系統-50−現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

7778

昇圧用変圧器連系系統および電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協調等の面から，昇圧用変圧器のインピーダ
ンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）等を指定させていただく場合があります。

7779

連 絡 体 制(１) 発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の構内事故および系統側の事故等により，連系用しゃ断器が動作した場合等（サイバー攻撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の技術員駐在箇所等との間には，保安通信用電話設備（専用保安通信用電話設備または電気通信事業者の専用
回線電話）を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は，
22,000ボルト以下の特別高圧電線路と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができます。
イ 専用保安通信用電話設備
ロ 電気通信事業者の専用回線電話
ハ 次の条件を全て満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話(イ) 発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員駐在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されていること。
(ロ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。
(ハ) 停電時においても通話可能なものであること。
(ニ) 災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間発電設備等の解列または運転を停止すること。
また，その旨が保安規程上明記されていること。
(２) 特別高圧電線路と連系する場合には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間に，系統運用上等必要な情報が相互に交換できるようスーパービジョンおよびテレメータを設置していただきます。この場合，収集する情報は，原則として次のとおりといたします。

7880 連 絡 体 制(１) 発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の構内事故および系統側の事故等により，連系用しゃ断器が動作した場合等（サイバー攻撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者の技術員駐在箇所等との間には，保安通信用電話設備（専用保安通信用電話設備または電気通信事業者の専用
回線電話）を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は，
22,000ボルト以下の特別高圧電線路と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができます。
イ 専用保安通信用電話設備
ロ 電気通信事業者の専用回線電話
ハ 次の条件を全て満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話(イ) 発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員駐在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されていること。
(ロ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。
(ハ) 停電時においても通話可能なものであること。
(ニ) 災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間発電設備等の解列または運転を停止すること。
また，その旨が保安規程上明記されていること。
(２) 特別高圧電線路と連系する場合には，当社と発電者，発電設備等を系統連系する需要者または契約者との間に，系統運用上等必要な情報が相互に交換できるようスーパービジョンおよびテレメータを設置していただきます。この場合，収集する情報は，原則として次のとおりといたします。

託送供給等約款 新旧対比表

昇圧用変圧器連系系統および電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協調等の面から，昇圧用変圧器のインピーダ
ンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）等を指定させていただく場合があります。

−系統-51−

現 行（2023年12月27日実施）
情報種別

情報内容
発電機並列用しゃ断器の開閉状態

スーパービジョン

変 更 後（2024年４月１日実施予定）
情報種別※１

発電機並列用しゃ断器の開閉状態※１

連系用しゃ断器の開閉状態

スーパービジョン

連系送電線用接地開閉器の開閉状態
電圧・無効電力の制御モード

情報種別

※２

情報内容

情報内容
引込口（受電地点）の有効電力

テレメータ

※３

発電最大能力値※４（風力発電設備の場合）※１

連系送電線用接地開閉器の開閉状態

情報種別

引込口（受電地点）の無効電力
代表風車地点の風向・風速

連系用しゃ断器の開閉状態

電圧・無効電力の制御モード※２

引込口（受電地点）の有効電力
テレメータ

情報内容

引込口（受電地点）の無効電力
代表風車地点の風向・風速※３
発電最大能力値※４（風力発電設備の場合）

慣性把握のため，系統に慣性を供給できる同期発電機は，最小単位の発電設※１

備１台ごとに設置していただきます。

慣性把握のため，系統に慣性を供給できる同期発電機は，最小単位の発電設
備１台ごとに設置していただきます。

※２

電圧無効電力制御を行なう場合は必要に応じて収集いたします。

※２

電圧無効電力制御を行なう場合は必要に応じて収集いたします。

※３

ナセルで計測する風向・風速※３

ナセルで計測する風向・風速※４

運転可能な発電設備の定格出力（出力制約がある場合は可能な範囲でそれを※４運転可能な発電設備の定格出力（出力制約がある場合は可能な範囲でそれを考慮いたします。）の合計。ただし，困難な場合は運転可能な発電設備の台数考慮いたします。）の合計。ただし，困難な場合は運転可能な発電設備の台数

といたします。

といたします。

79

電気現象記録装置
発電機の挙動等を正確に把握するため，短い周期で時刻同期のとれた電圧，電流，電力等の計測値を連続的に記録し，当社へ伝送する電気現象記
録装置（自動オシロ装置，高調波監視記録装置等を含みます。）を設置していただくことがあります。

80

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，電力制御システムセキュリティガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
託送供給等約款 新旧対比表

7981

電気現象記録装置
発電機の挙動等を正確に把握するため，短い周期で時刻同期のとれた電圧，電流，電力等の計測値を連続的に記録し，当社へ伝送する電気現象記
録装置（自動オシロ装置，高調波監視記録装置等を含みます。）を設置していただくことがあります。

8082

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，電力制御システムセキュリティガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。ただし，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュ
リティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備
等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

−系統-52−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）(１) 外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(２) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(３) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

(１) 外部ネットワークその他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(２) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(３) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

託送供給等約款 新旧対比表−系統-53−

現 行（2023年12月27日実施）

Ⅳ−２

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

需要設備の連系要件

Ⅳ−２81

需要設備の連系要件

電 気 方 式
需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

8183

82

力
率
(１) 供給地点の力率は，原則として，85パーセント以上に保持していただ
きます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。
(２) 当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。

8284 力率(１) 供給地点の力率は，原則として，85パーセント以上に保持していただ
きます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。
(２) 当社は，技術上必要がある場合には，進相用コンデンサの開閉をお願いすることおよび接続する進相用コンデンサ容量を協議させていただくことがあります。

83

保護装置の設置(１) 発電者，需要者または契約者の電気設備の故障および需要場所または事業場所に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。
(２) 連系された系統に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただくことがあります。この場合，接続する系統と同一の保護装置を設置していただきます。

8385 保護装置の設置(１) 発電者，需要者または契約者の電気設備の故障および需要場所または事業場所に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただきます。
(２) 連系された系統に短絡または地絡事故が生じた場合に自動的に事故を除去するための保護装置を設置していただくことがあります。この場合，接続する系統と同一の保護装置を設置していただきます。

84

85

線路無電圧確認装置の設置
69（線路無電圧確認装置の設置）に準じます。

8486

連 絡 体 制(１) 当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。ただし，22,000ボルトの系統と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができるものといたします。
イ 電力保安通信用電話設備
ロ 電気通信事業者の専用回線電話
ハ 次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電話(イ) 発電者，需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員所在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，変電設備等の保守監視場所に常時設置されているものとすること。
(ロ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）とするこ

託送供給等約款 新旧対比表

電 気 方 式
需要設備の電気方式は，連系する系統の電気方式（交流３相３線式）と同一としていただきます。

線路無電圧確認装置の設置
6971（線路無電圧確認装置の設置）に準じます。

8587 連 絡 体 制(１) 当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。ただし，22,000ボルトの系統と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができるものといたします。
イ 電力保安通信用電話設備
ロ 電気通信事業者の専用回線電話
ハ 次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電話(イ) 発電者，需要者または契約者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員所在箇所へつながる単番方式といたします。）とし，変電設備等の保守監視場所に常時設置されているものとすること。
(ロ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）とするこ−系統-54−

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）と。
(ハ) 停電時においても通話可能なものであること。
(２) 当社との間に，系統運用上等必要となる情報（開閉機器の開閉状態，
有効および無効電力等）を収集できるよう給電情報伝送装置（スーパービジョン，テレメータ等）を必要に応じて設置することといたします。

と。
(ハ) 停電時においても通話可能なものであること。
(２) 当社との間に，系統運用上等必要となる情報（開閉機器の開閉状態，
有効および無効電力等）を収集できるよう給電情報伝送装置（スーパービジョン，テレメータ等）を必要に応じて設置することといたします。

86

高
調
波
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波
電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
(１) 対象となる発電者，需要者または契約者
イ 対象となる発電者，需要者または契約者は，次のいずれかに該当す
る発電者，需要者または契約者（以下「対象者」といいます。）といたします。
(イ) 22,000ボルトの系統から受電する発電者，需要者または契約者であって，その施設する高調波発生機器の種類ごとの高調波発生率を考慮した容量（以下，この項において「等価容量」といいます。）の合計が300キロボルトアンペアを超える発電者，需要者または契約者(ロ) 66,000ボルト以上の系統から受電する発電者，需要者または契約者であって，等価容量の合計が2,000キロボルトアンペアを超える発電者，需要者または契約者
ロ イの等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300
ボルト以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流20アンペア／
相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。
ハ 対象者が，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する場合等に適用いたします。
なお，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等
によって対象者に該当することになる場合においても適用いたします。
(２) 高調波流出電流の算出
対象者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
イ 高調波流出電流は，高調波発生機器ごとの定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。
ロ 高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計するものといたします。
ハ 対象とする高調波の次数は40次以下といたします。
ニ 対象者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。
(３) 高調波流出電流の上限値

託送供給等約款 新旧対比表

8688

高
調
波
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波
電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
(１) 対象となる発電者，需要者または契約者
イ 対象となる発電者，需要者または契約者は，次のいずれかに該当す
る発電者，需要者または契約者（以下「対象者」といいます。）といたします。
(イ) 22,000ボルトの系統から受電する発電者，需要者または契約者であって，その施設する高調波発生機器の種類ごとの高調波発生率を考慮した容量（以下，この項において「等価容量」といいます。）の合計が300キロボルトアンペアを超える発電者，需要者または契約者(ロ) 66,000ボルト以上の系統から受電する発電者，需要者または契約者であって，等価容量の合計が2,000キロボルトアンペアを超える発電者，需要者または契約者
ロ イの等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300
ボルト以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流20アンペア／
相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。
ハ 対象者が，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する場合等に適用いたします。
なお，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等
によって対象者に該当することになる場合においても適用いたします。
(２) 高調波流出電流の算出
対象者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
イ 高調波流出電流は，高調波発生機器ごとの定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。
ロ 高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計するものといたします。
ハ 対象とする高調波の次数は40次以下といたします。
ニ 対象者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。
(３) 高調波流出電流の上限値−系統-55−

87

現 行（2023年12月27日実施）

変 更 後（2024年４月１日実施予定）

対象者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数ごとに，次表に示す需要者の契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該対象者の契約電力（キロワット単位といたします。）を乗じた値といたします。
(４) 高調波流出電流の抑制対策の実施
対象者は，(２)の高調波流出電流が，(３)の高調波流出電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよ
う必要な対策を講じていただきます。
契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア／キロワット）

対象者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数ごとに，次表に示す需要者の契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該対象者の契約電力（キロワット単位といたします。）を乗じた値といたします。
(４) 高調波流出電流の抑制対策の実施
対象者は，(２)の高調波流出電流が，(３)の高調波流出電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよ
う必要な対策を講じていただきます。
契約電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア／キロワット）

受電電圧

5次

7次

11次

13次

17次

19次

23次

23次
超過

受電電圧

5次

7次

11次

13次

17次

19次

23次

23次
超過

22,000ボルト

1.8

1.3

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

22,000ボルト

1.8

1.3

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

66,000ボルト

0.59

0.42

0.27

0.23

0.17

0.16

0.13

0.12

66,000ボルト

0.59

0.42

0.27

0.23

0.17

0.16

0.13

0.12

110,000ボルト

0.35

0.25

0.16

0.13

0.10

0.09

0.07

0.07

110,000ボルト

0.35

0.25

0.16

0.13

0.10

0.09

0.07

0.07

220,000ボルト

0.17

0.12

0.08

0.06

0.05

0.04

0.03

0.03

220,000ボルト

0.17

0.12

0.08

0.06

0.05

0.04

0.03

0.03

フ リ ッ カ
電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。
電 圧 変 動連系用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

8789

フ リ ッ カ
電気炉，溶接機等の特殊負荷等により，系統内の電圧に変動を与えるおそれのある場合は，負荷に応じた抑制装置を設置していただきます。

88

8890 電 圧 変 動
連系受電用変圧器加圧時の励磁突入電流発生にともなう瞬時電圧低下により，他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合には系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場
合は，その抑制対策を実施していただきます。

（新規追加）

91

託送供給等約款 新旧対比表

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドラインに準拠した対策を講じていただきます。

−系統-56−

３

電気事業法施行規則第17条の４第１項の規定により提出した書類の写し

電気供給約款

写

託送供給等に係る収入の見通しの変更承認申請書

2023年９月29日
九州電力送配電株式会社

託送供給等に係る収入の見通しの変更承認申請書

企 総 託 第 ４ 号
2023年 ９ 月 29日

経済産業大臣 西 村

康 稔 殿

福岡市中央区渡辺通二丁目１番82号
九州電力送配電株式会社
代表取締役社長

廣 渡

健

次 の と お り 収 入の 見通 し の変 更 の 承認 を受 け たい の で 、電 気事 業 法第 17条 の２第４項の規定により申請します。

変

更

の

内

容 別紙のとおりであります。

変

更

年

月

日 2024年４月１日

別 紙

電気事業法施行規則第17条の４第１項の規定に基づく添付書類１

変更を必要とする理由

２

一般送配電事業者による託送供給等に係る収入の見通しに関する省令の規定に基づいて作成した書類（様式第１）
第１表
収入の見通し総括表（様式第２）
第１表
第１区分費用明細表
第２表
第２区分費用明細表
第３表
第３区分費用明細表
第４表
離島等供給に係る費用明細表
第５表
離島等供給に係る収益明細表
第６表
制御不能費用明細表
第７表
事後検証費用明細表
第８表
次世代投資費用明細表
第９表
事業報酬明細表
第10表
追加事業報酬明細表
第11表
追加事業報酬対象額明細表
第12表
控除収益明細表

１

変更を必要とする理由

変更を必要とする理由
第１規制期間における託送供給等に係る収入の見通し（以下、収入の見通し）の申請・承認時点（2022年12月）では実績が確定していなかったことにより織り込むことができなかった2022年度のインバランス収支（追加供給力公募費用を含む）や最終保障供給に係る損益について実績が確定したこと、第62回電力・ガス基本政策小委員会において容量拠出金の負担見直しに係る託送負担のあり方が議論されたことなどに加えて、直近で承認を受けた収入の見通しにおける制御不能費用の想定値と規制期間における実績値に乖離が生じたことを踏まえ、収入の見通しを変更することといたしました。
つきましては、電気事業法第17条の２第４項の規定に基づき、ここに託送供給等に係る収入の見通しの変更を申請する次第であります。

２

一般送配電事業者による託送供給等に係る収入の見通しに関する省令の規定に基づいて作成した書類

様式第１（第３条から第１１条まで関係）
第１表
収入の見通し総括表（単位：千円）
2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

役

員

給

与

74,36673,99373,61973,24572,871

368,094

73,619給料

手当30,322,508

31,195,576

30,829,028

30,631,261

30,489,038

153,467,411

30,693,482▲ 660,009▲ 678,984▲ 671,038▲ 666,742▲ 663,647▲ 3,340,420▲ 668,084 ▲表示で記載

2,538,998

2,497,414

2,125,356

2,573,639

2,614,171

12,349,578

2,469,916

費6,430,377

6,377,402

6,306,494

6,261,125

6,229,178

31,604,576

6,320,915
890,995

給

料

手

退

当

振

替

職

額

（

給

厚

貸

方

与

）
金

生

※1

委

託

検

針

費

1,199,288

832,682

811,789

807,668

803,547

4,454,974

委

託

集

金

費

0

0

0

0

0

0

0

給

414,455

411,669

409,590

407,510405,4312,048,655

409,73140,319,983

40,709,752

39,884,838

40,087,706

39,950,589

200,952,868

40,190,574

3,553,183

3,568,130

3,450,780

3,422,863

3,405,890

17,400,846

3,480,169

雑
（

人

件

費

計

）
※2

修

繕

費

研

究

費

1,054,141

1,056,832

1,089,508

1,144,158

1,137,689

5,482,328

1,096,466
877,054

費876,815

893,577

871,215876,391

867,270

4,385,268

料

5,525

5,973

5,943

6,394

6,359

30,1946,039

費278,218

319,732

316,273

320,941

312,987

1,548,151

309,630

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）▲ 443,231▲ 319,174▲ 416,790▲ 422,822▲ 446,204▲ 2,048,221

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）▲ 3,618▲ 3,747▲ 3,871▲ 3,521▲ 3,488▲ 18,245※3

67,453,525

63,026,140

61,594,293

59,292,764

58,563,782

309,930,504

88,99288,452

87,94887,51187,506440,409

88,082費※49,436,284

9,374,828

9,462,230

9,143,780

9,134,826

46,551,948

9,310,390

※5

消

耗

損

品

害

保

養

険

成

委

託

普

及

開

費

発

関

係

費

諸
電
第

気

事

１

分

▲ 409,644 ▲表示で記載▲ 3,649 ▲表示で記載
61,986,101

雑

収

益

▲ 536,879▲ 528,509▲ 438,157▲ 435,932▲ 433,708▲ 2,373,185▲ 474,637 ▲表示で記載

費

用

計

122,082,938

118,191,986

115,904,210

113,520,233

112,583,498

582,282,865

116,456,573

業

区

修

繕

費 ※６

41,973,495

41,247,819

39,175,012

37,063,322

36,610,155

196,069,803

39,213,961

委

託

費 ※７

12,137,730

7,917,857

5,984,463

4,728,312

5,360,493

36,128,855

7,225,771

費 ※８

1,365

1,346

1,327

1,308

1,183

6,529

1,306

費 ※９

2,959,626

9,338,951

14,994,720

20,618,296

26,114,593

74,026,186

14,805,237

諸
減

価

固
第
次

償

定

却

資

２

区

分

世

代

投

産

税 ※10

費

用

資

費

計

0

1,251,377

2,751,608

4,231,779

5,252,927

13,487,691

2,697,538

57,072,216

59,757,350

62,907,130

66,643,017

73,339,351

319,719,064

63,943,813

用

5,287,625

8,937,170

12,375,434

21,734,683

22,777,163

71,112,075

14,222,415

修

繕

費 ※11

31,164,478

31,123,688

30,464,828

29,447,247

29,172,513

151,372,754

30,274,551

委

託

費 ※12

6,183,497

5,963,773

6,071,670

6,078,377

6,047,363

30,344,680

6,068,936

費18,671,906

17,540,651

19,499,483

19,515,115

18,072,290

93,299,445

18,659,889

固

定

資

産

除

却

賃

借

料 ※13

10,220,197

10,029,058

9,693,528

9,686,896

9,682,313

49,311,992

9,862,398

託

送

料 ※14

3,243,900

3,243,900

3,243,900

3,243,900

3,243,900

16,219,500

3,243,900

額

0

0

0

0

0

0

0

）

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

電

費

0

0

0

0

0

0

0

電

費

0

0

0

0

0

0

0

一 般 送 配 電 事 業 等 に 係 る 電 力 料 ※15

220,940

219,829

218,719

217,609

216,499

1,093,596

218,719

数

料 ※16

137,058

303,444

303,444

303,444

303,444

1,350,834

270,167

方

）

▲ 881

▲ 881

▲ 881

▲ 881

▲ 881

▲ 4,405▲ 881 ▲表示で記載

費

0

0

0

0

0

0

0

共
共

有
有

設
設

他

社

地

帯

需

給

電

力

備

備

費

費

等

分

購
間

購

調
費

振

等
担

分

額

入

担

（

貸

送
入

送

整

市

場

替

勘

定

開

手
（

方

貸

発

株

式

交

付

費

0

0

0

0

0

0

0

社

債

発

行

費

0

0

0

0

0

0

0

開

発

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

株

式

交

付

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

社

債

発

行

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

金

0

0

0

0

0

0

0

用 ※17

38,855,201

38,265,595

39,163,177

38,291,314

39,683,179

194,258,466

38,851,693

益 ※18

廃
離
離
自
第

炉
島

等

島
社

等
供

等

供

ン

シ

ア

３

負
給

に

給
ラ

区

リ

担
係

に

係

ー

サ

分

る

費

る
ー

費

収
ビ

ス

用

▲ 14,559,367▲ 14,428,904▲ 14,362,921▲ 14,297,966▲ 14,231,278▲ 71,880,436

費349,703

763,073

973,179

76,44002,162,395▲ 14,376,087 ▲表示で記載
432,479

計

94,486,632

93,023,226

95,268,126

92,561,495

92,189,342

467,528,821

93,505,764

地

帯

間

販

売

送

電

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

地

帯

間

販

売

電

源

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

他

社

販

売

送

電

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

他

社

販

売

電

源

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載▲ 140,449▲ 140,449▲ 140,449▲ 140,449▲ 140,449▲ 702,245▲ 140,449 ▲表示で記載

託

送

事

業

電

気

益 ※19

収

者

間
事

預

精

収

益

▲ 4,759,922▲ 4,759,922▲ 4,759,922▲ 4,759,922▲ 4,759,922▲ 23,799,610▲ 4,759,922 ▲表示で記載

収

益 ※20

▲ 12,423,630▲ 12,220,909▲ 12,614,416▲ 12,215,390▲ 12,249,835▲ 61,724,180▲ 12,344,836 ▲表示で記載

算

業

雑

金

控

息

0

0

0

0

0

0

益

計

▲ 17,324,001▲ 17,121,280▲ 17,514,787▲ 17,115,761▲ 17,150,206▲ 86,226,035▲ 17,245,207

利

除

収

0 ▲表示で記載

減

価

償

却

費 ※21

72,809,127

71,023,495

67,403,076

64,773,728

57,944,226

333,953,652

66,790,730

退

職

給

与

金 ※22

▲ 97,099▲ 825,868▲ 1,772,462▲ 86,9840▲ 2,782,413▲ 556,483

853,882

851,874

850,665

849,165

03,405,586

681,117料 ※23

10,650,576

10,650,570

10,650,558

10,650,557

10,650,556

53,252,817

10,650,563

費 ※24

1,431,919

ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用
賃

借

諸
貸

倒

振
イ

替
ン

バ

電

損
ラ

源

失

ン

ス

開

調
収

支

発

事

整
過

促

不

足

進

業

雑
法

人

賠
廃

償
炉

調
再

税

負
円

固

制

2023年度

滑

担
化

定
整
給
御

力

相

担

資

の

確

電

に

不

金
負

保

能

当
相

当

産
に

要

金

要

す

す

る

費

る

費
費

用

1,436,833

1,431,023

1,432,010

1,431,171

1,428,558

7,159,595

損

41,107

41,107

41,107

41,107

41,107

205,535

額▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 338,810

41,107 貸方の場合は▲表示で記載▲ 67,762

額 ※25

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,022

22,020,106

4,404,021 貸方の場合は▲表示で記載

税30,867,750

30,726,375

30,663,750

30,592,500

30,602,250

153,452,625

30,690,525

税

6,093,055

6,255,415

6,344,579

6,470,009

6,447,533

31,610,591

6,322,118

税

314,312314,312314,312314,312314,313

1,571,561

314,312

等

6,155,939

6,155,939

6,155,939

6,155,939

6,155,939

30,779,695

6,155,939
6,094,192

金

6,094,192

6,094,192

6,094,192

6,094,192

6,094,192

30,470,960

金

6,344,189

6,344,189

6,238,252

5,708,566

5,708,566

30,343,762

6,068,752

税 ※26

22,150,469

21,206,384

20,152,398

19,202,192

18,282,779

100,994,222

20,198,844

用 ※27▲ 144,606

13,555,732

15,114,169

12,677,572

13,455,082

54,657,949

10,931,590 貸方の場合は▲表示で記載

用 ※28

0

0

0

0

0

0

0

167,905,985

178,160,998

174,018,804

169,210,285

161,461,361

850,757,433

170,151,487

計

託

送

料 ※29

737,131

737,542655,642689,661

832,155

3,652,131

730,426

補償費801,844801,844801,844801,844801,843

4,009,219

801,844

218,015

218,015

218,015

218,015

218,015

1,090,075

218,015

震 災 、 風 水 害 、 火 災 そ の 他 の 災 害 の 復 旧 に 係 る 費 用 ※30

1,032,526

1,032,468

1,032,390

1,032,322

1,032,297

5,162,003

1,032,401

費

用 ※31

28,673,109

28,744,765

33,239,790

29,405,253

29,267,829

149,330,746

29,866,149

費

用 ※32

31,60033,46035,32037,17039,410176,960

35,392用

31,494,225

31,568,094

35,983,001

32,184,265

32,191,549

163,421,134

32,684,227

酬

26,994,639

27,545,870

27,967,895

28,325,367

28,635,932

139,469,703

27,893,941

酬

67,72762,467

57,63853,21749,147290,196

58,039計

488,067,986

500,125,881

506,967,451

507,116,801

506,077,137

2,508,355,256

501,671,051

事

事

業

調

整

発

電

力

収

の

抑

確
制

後

事
追

者

間

精

保

に

に

要

検

証

事

業

業
加
入

の

要
す

算

す

る
る
費

報

見

報
通

し

費

（記載注意）※1：第６条に規定するものを除く。
※2：発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備の巡視及び点検に係る費用に限る。
※3：第４条及び第５条に規定するものを除く。
※4：第４条及び第６条に規定するものを除く。
※5：会計規則附則第４項に規定する吸収分割会社又は吸収分割承継会社との間における役務の提供に係る取引収益のうち、主に人件費、消耗品費、委託費及び諸費の請求に係る収益に限る。
※6：取替修繕費及び修繕費であって配電設備及び業務設備の建設及び撤去に付随して発生するものに限る。
※7：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良の委託に係る費用に限る。
※8：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良に係る費用に限る。
※9：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外のものに限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※10：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外のものに限る。）に対する税額に限る。
※11：第３条及び第４条に規定するものを除く。
※12：支障木の伐採の委託に係る費用に限る。
※13：第６条に規定するものを除く。
※14：第７条に規定するもの及び電源線に係る費用を除く。
※15：一般送配電事業等を行うために当該一般送配電事業者が使用する電気に係る費用のことをいう。
※16：需給調整市場における取引に係る売買手数料をいう。
※17：送配電等業務に係る費用及び第９条に規定するものを除く。
※18：送配電等業務に係る収益を除く。
※19：接続供給託送収益及び電源線に係る収益を除く。
※20：第３条に規定するもの、災害等扶助交付金及び電源線に係る収益を除く。
※21：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※22：規制期間初年度の前々年度３月３１日時点で発生している数理計算上の差異に対する償却額に限る。
※23：道路占用料、水面使用料、線路使用料、共架料、電柱敷地料、線下補償料、河敷料、占用関係借地料その他の法令及び国のガイドラインに準じて単価が設定される費用に限る。
※24：受益者負担金、推進機関の会費（特別会費を含む。）、災害等扶助拠出金に限る。
※25：電気事業託送供給等収支計算規則第２条第１項の規定に基づき作成されたインバランス等収支計算書におけるインバランス等取引利益又はインバランス等取引損失をいう。
※26：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する税額に限る。
※27：法第２８条の４０第１項第５号に規定する推進機関の業務に応じて供給能力を確保するために要する費用（将来の一定期間における需要に対する供給力が不足することが明らかになった
後に推進機関が実施する入札等に係る費用を除く。）、その発電等設備以外の発電等設備の発電又は放電に係る電気を受電することなく発電し、又は放電することができる発電等設備等の調達に係る費用、電気の電圧の値の維持の用に供するための発電等設備等の調達に係る費用及び最終保障供給に係る利益又は損失をいう。
※28：一般送配電事業者の供給区域内の送電設備の送電容量等の制限により電力の受渡しができないと見込まれる場合に、当該一般送配電事業者が調整電源等の上げ調整指令及び下げ調整指令
により、当該制限を解消するのに要する費用をいう。
※29：連系線の増強等に係る費用に限る。
※30：災害等扶助交付金を含む。
※31：一般送配電事業者が、調整電源等を公募により調達するのに要する費用、一般送配電事業者が、調整電源等に対し上げ調整指令及び下げ調整指令を行うのに要する費用（第５条及び第６条に規定するものを除く。）、一般送配電事業者が、調整電源等（再生可能エネルギー電気特措法第２条第５項に規定する認定発電設備（同条第３項第１号に掲げる太陽光及び同項第２号に掲げる
風力を電気に変換するものに限る。）から供出される電力量について、翌日市場（一般社団法人日本卸電力取引所の業務規程に規定する翌日取引を行うための卸電力取引市場をいう。）の売買取引が行われる日の午前六時における一般送配電事業者による予測値と当該売買取引に係る電力の受渡しを行う一時間前における当該一般送配電事業者による予測値との差を調整するための調整電源等を除く。）を需給調整市場における売買取引により調達するのに要する費用等をいう。
※32：送配電線１回線、変圧器１台又は発電機１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護継電器により行われる速やかな発電抑制に要する費用をいう。

様式第２（第３条から第１１条まで関係）
第１表
第１区分費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

345,753

407,116

345,501

137,240

参照期間
5ヶ年計

150,254 1,385,864

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

277,173

74,36673,99373,61973,24572,871

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

368,094

備考

73,619

役

員

給

与

給

料

手

当

51,284,314 52,116,926 50,224,348 44,892,914 44,388,763 242,907,265 48,581,453 30,322,508 31,195,576 30,829,028 30,631,261 30,489,038 153,467,411 30,693,482）▲ 763,959 ▲ 692,302 ▲ 1,086,144 ▲ 1,048,026 ▲ 987,925 ▲ 4,578,356 ▲ 915,671 ▲ 660,009 ▲ 678,984 ▲ 671,038 ▲ 666,742 ▲ 663,647 ▲ 3,340,420 ▲ 668,084 ▲表示で記載

給

料

手

退

当
職

振

替

額

（

給

厚

貸
与

生

方

金 ※1

3,703,344

費10,116,875 10,056,102 9,768,032

4,896,599 4,812,376 4,077,579 3,729,078 21,218,976 4,243,795 2,538,998 2,497,414 2,125,356
8,978,050 9,197,546 48,116,605 9,623,321

6,430,377 6,377,402 6,306,494 6,261,125 6,229,178 31,604,576 6,320,915

2,573,639 2,614,171 12,349,578 2,469,916

4,098,951 3,354,741 3,013,928

2,623,449 2,106,306 15,197,375 3,039,475

委

託

検

針

費

1,199,288

832,682

811,789

807,668

803,547

4,454,974

委

託

集

金

費

831,226

826,667

768,38000 2,426,273

485,255

0

0

0

0

0

0

0

給

227,361

257,737

312,955

211,131

323,729 1,332,913

266,583

414,455

411,669

409,590

407,510405,4312,048,655

409,731

雑
修

繕

費 ※2

4,000,519

研究費

1,323,096 1,588,997 1,409,212

1,136,593 1,084,532 6,542,430 1,308,486

費1,455,985 1,388,449 1,397,075

1,446,860 1,504,395 7,192,764 1,438,553

消

耗

損

害

品
保

養

険

成

3,562,434 3,517,108 3,739,209 3,542,917 18,362,187 3,672,437 3,553,183 3,568,130 3,450,780

890,995

3,422,863 3,405,890 17,400,846 3,480,169

1,054,141 1,056,832 1,089,508 1,144,158 1,137,689

5,482,328 1,096,466

876,815

893,577

871,215876,391

867,270

4,385,268

877,054

料

2,439

2,386

5,802

28,06327,28465,974

13,195

5,525

5,973

5,943

6,394

6,359

30,1946,039

費233,498

296,966

228,009118,233

166,341 1,043,047

208,609278,218

319,732

316,273

320,941

312,987

1,548,151

309,630

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）▲ 637,228 ▲ 627,972 ▲ 928,791 ▲ 198,997 ▲ 178,916 ▲ 2,571,904 ▲ 514,381 ▲ 443,231 ▲ 319,174 ▲ 416,790 ▲ 422,822 ▲ 446,204 ▲ 2,048,221 ▲ 409,644 ▲表示で記載

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）▲ 65,638 ▲ 96,382 ▲ 95,609

委
普

及

開

発

▲ 4,745▲ 1,199 ▲ 263,573 ▲ 52,715▲ 3,618▲ 3,747▲ 3,871▲ 3,521▲ 3,488▲ 18,245▲ 3,649 ▲表示で記載

費 ※3 24,904,319 26,975,136 26,874,048 53,602,714 52,383,456 184,739,673 36,947,935 67,453,525 63,026,140 61,594,293 59,292,764 58,563,782 309,930,504 61,986,101

託
関

係

費

9,633

10,092

8,172

72,73379,016

179,646

35,92988,99288,452

87,948

費 ※4 12,548,296 10,099,437 9,923,785 10,504,795 13,479,912 56,556,225 11,311,245 9,436,284 9,374,828 9,462,230

諸
電

気

事

業

雑

収

益 ※5

第

１

区

分

費

用

計

0

0

87,51187,506440,409

88,082

9,143,780 9,134,826 46,551,948 9,310,390

0 ▲ 785,503 ▲ 799,613 ▲ 1,585,116 ▲ 317,023 ▲ 536,879 ▲ 528,509 ▲ 438,157 ▲ 435,932 ▲ 433,708 ▲ 2,373,185 ▲ 474,637 ▲表示で記載

113,618,784 114,423,129 110,498,187 129,532,292 130,195,876 598,268,268 119,653,654 122,082,938 118,191,986 115,904,210 113,520,233 112,583,498 582,282,865 116,456,573（記載注意）※1：第６条に規定するものを除く。
※2：発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備の巡視及び点検に係る費用に限る。
※3：第４条及び第５条に規定するものを除く。
※4：第４条及び第６条に規定するものを除く。
※5：会計規則附則第４項に規定する吸収分割会社又は吸収分割承継会社との間における役務の提供に係る取引収益のうち、主に人件費、消耗品費、委託費及び諸費の請求に係る収益に限る。

≪項目別明細表≫（１）第３条第３項関係[役員給与]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

社内取締役報酬

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

社外取締役報酬

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

社内監査役報酬

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

社外監査役報酬

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

345,753

407,116

345,501

137,240

150,254

1,385,864

277,173

74,36673,99373,61973,24572,871

368,094

73,619

役員数（人）

8

7

7

3

3

28

6

3

3

3

3

3

15

3

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

役員数（人）

1

1

1

0

0

3

1

0

0

0

0

0

0

0

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

役員数（人）

2

1

2

1

1

7

1

1

1

1

1

1

5

1

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

役員数（人）

2

2

2

1

1

8

2

1

1

1

1

1

5

1

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

合計
社内取締役

社外取締役

社内監査役

社外監査役

[給料手当]

基準賃金（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

6,366,575

5,482,146

3,321,243

3,297,599

3,257,585

3,234,045

3,217,621 16,328,093

3,265,619

諸給与金

15,043,140 15,162,316 14,651,525 13,086,474 13,201,962 71,145,417 14,229,083

8,157,216

9,172,470

9,053,454

9,012,484

8,980,058 44,375,682

8,875,136

控除口（貸方）▲ 2,617,676 ▲ 2,683,350 ▲ 2,701,593 ▲ 744,260

附帯事業振替額

平均経費人員（人）平均基準賃金（千円/月）

6,057,10005,315,890

005,047,470▲ 5,496

4,623,694 27,410,729▲ 617,266 ▲ 9,364,145 ▲ 1,872,829 ▲ 591,660 ▲ 589,693 ▲ 586,514 ▲ 583,497 ▲ 580,534 ▲ 2,931,898 ▲ 586,380▲ 1,565▲ 7,061▲ 1,412

0

0

0

0

0

0

0

51,284,314 52,116,926 50,224,348 44,892,914 44,388,763 242,907,265 48,581,453 30,322,508 31,195,576 30,829,028 30,631,261 30,489,038 153,467,411 30,693,482
6,414

6,457

6,351

5,348

5,345

29,915

5,983

3,929

3,916

3,892

3,884

3,884

19,505

3,901

422

433

432

429

424

2,140

428

412

411

409

407

405

2,044

409

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

2,792,129 18,572,431

3,714,486

2,665,328

2,584,862

2,166,968

2,562,686

2,539,352 12,519,196

112,250

106,650

104,257

88,185

105,185

417,059 ▲ 232,980 ▲ 191,705 ▲ 129,797▲ 94,232▲ 30,048 ▲ 678,762 ▲ 135,752

2,573,639

2,614,171 12,349,578[退職給与金]

引当金増加額（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

3,454,129

4,596,431

4,564,629

3,165,113

実払額

82,659109,801

147,254

110,231111,304

561,249

年金保険料

166,556

190,367

100,493

802,235

825,645

2,085,296

3,703,344

4,896,599

4,812,376

4,077,579

合計

備考

32,492,275 33,580,860 32,958,526 27,508,726 27,181,938 153,722,325 30,744,465 19,435,709 19,315,200 19,104,503 18,968,229 18,871,893 95,695,534 19,139,107

基準外賃金

合計

備考

3,729,078 21,218,976

4,243,795

2,538,998

2,497,414

2,125,356

104,867

規制期間
5ヶ年計

509,144

5ヶ年平均
2,503,839
101,8292,469,916

備考[厚生費]

法定厚生費（単位：千円）2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

健康保険料

2,884,900

2,788,799

2,636,504

2,343,696

2,331,839 12,985,738

介護保険料

273,824

292,335

309,828

320,990322,197

1,519,174

労災保険料

117,877

107,986

103,968

114,740

152,761

雇用保険料

334,552

303,685339,900

266,306

273,693

厚生年金保険料

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

2,597,148

1,657,820

1,644,267

1,626,130

1,614,446

1,606,208

8,148,871

1,629,774

303,835

219,886

218,089

215,684

214,133

213,040

1,080,832

216,166

597,332

119,466

96,857

96,06695,006

94,323

93,842

476,094

95,2191,518,136

303,627

192,432

190,860

188,754

187,398

186,442945,886

189,177

3,936,482 21,018,073

2,717,349 13,786,074

2,757,215

5ヶ年計

4,452,844

4,421,252

4,279,859

3,927,636

4,203,615

2,804,659

2,781,731

2,751,050

2,731,285

労災補償費

81

69

84

22

217

473

95

115

115

114

114

113

571

114

健康診断費

136,189

135,826

134,885

148,738

147,741

703,379

140,676

102,654

101,785

100,622

99,896

99,386504,343

100,869
108,481

子ども・子育て拠出金

一般厚生費

参照期間

2017年度

115,725

140,407

161,975

155,404

154,880

728,391

145,678

110,348

109,445

108,238

107,460

106,912542,403その他▲ 13,347▲ 17,110▲ 15,817▲ 1,624▲ 228▲ 48,126▲ 9,625

▲ 191

▲ 189

▲ 188

▲ 186

▲ 185

▲ 939

▲ 188

計

8,302,645

8,173,249

7,951,186

7,275,908

7,319,582 39,022,570

7,804,514

5,184,580

5,142,169

5,085,410

5,048,869

5,023,107 25,484,135

5,096,827

安全管理費

26,69037,787

25,83830,02935,156

155,500

31,10023,01622,821

22,56022,39722,282

113,076

22,615

衛生管理費

63,42561,63971,341

76,02680,462352,893

70,57955,24954,78054,15353,76253,488271,432

54,286

福利事業費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

499,602505,937

490,761

511,203

512,185

2,519,688

503,938

361,310358,247

354,143

351,582349,788

1,775,070

355,014
17,918

厚生施設運営費
文化体育費

012,065

8,792

2,954

2,218

26,0295,206

18,23618,081

17,873

17,745

17,65589,590

慶弔費

7,025

12,474

10,793

12,684

8,620

51,596

10,319

7,524

7,460

7,375

7,321

7,283

36,963

7,393

その他

1,217,488

1,252,951

1,209,321

1,069,246

1,239,323

5,988,329

1,197,666

780,462

773,844764,980

759,449755,575

3,834,310

766,862

1,814,230

計
合計

1,882,853

1,816,846

1,702,142

1,877,964

9,094,035

1,818,807

1,245,797

1,235,233

1,221,084

1,212,256

1,206,071

6,120,441

1,224,088

10,116,875 10,056,102

9,768,032

8,978,050

9,197,546 48,116,605

9,623,321

6,430,377

6,377,402

6,306,494

6,261,125

6,229,178 31,604,576

6,320,915

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

78,28968,549100,637

13,367

13,206

274,048

54,81012,986

12,92012,854

12,78912,72464,273

794

320

270

0

0

1,384

277

0

0

0

0

0

0

0

79,08368,869100,907

13,367

13,206

275,432

55,086

12,986

12,92012,854

12,78912,72464,273

12,855[雑給]（単位：千円）

一般嘱託
嘱託給

その他
計

嘱託員平均人員（人）

備考

参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均
12,855

14

11

11

2

2

40

8

2

2

2

2

2

10

2

臨時用給

2,385

3,203

2,009

1,271

1,030

9,898

1,980

868

864

859

855

851

4,297

859

その他

145,893

185,665

210,039

196,493309,493

1,047,583

209,517400,601

397,885

395,877

393,866

391,856

1,980,085

396,017

合計

227,361

257,737

312,955

211,131

323,729

1,332,913

266,583

414,455

411,669

409,590

407,510405,4312,048,655

409,731

備考[研究費]（単位：千円）

各部門に関する研究
社内研究費

委託研究費

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

148,419

157,047

186,141

29,16533,523554,295

110,859

75,95594,935

127,553

155,608

164,433

618,484

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

計

148,419

157,047

186,141

29,16533,523554,295

110,859

75,95594,935

127,553

155,608

164,433

618,484

123,697

電力中央研究所分担金785,202913,580

880,383

736,629

728,301

4,044,095

808,819679,296

675,132

672,714670,921667,713

3,365,776

673,155

送電に関する研究28,00537,51866,36169,75541,420243,059

48,612

54,76544,76644,53444,30844,083

232,456

46,491

配電に関する研究

208,986

284,660

109,247

154,457

136,666

894,016

178,803

67,45071,23575,577

103,876

88,309406,447

81,28988,043

その他

備考

123,697

販売に関する研究26,082

34,16949,777

8,948

78,711

197,687

39,53789,00987,96287,536

88,06987,638440,214

その他

126,402

162,023

117,303

137,639

65,911

609,278

121,856

87,66682,80281,594

81,37685,513418,951

83,7901,174,677

1,431,950

1,223,071

1,107,428

1,051,009

5,988,135

1,197,627

978,186

961,897

961,955

988,550

973,256

4,863,844

972,769

1,323,096

1,588,997

1,409,212

1,136,593

1,084,532

6,542,430

1,308,486

1,054,141

1,056,832

1,089,508

1,144,158

1,137,689

5,482,328

1,096,466

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

計
合計

2017年度

[養成費]（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

研修施設運営費

55,79264,00865,522

44,562

59,692289,576

57,91570,656

98,63897,994

97,79897,343

462,429

92,486

その他

177,706

232,958

162,487

73,671

106,649

753,471

150,694

207,562

221,094

218,279

223,143

215,644

1,085,722

217,144

合計

233,498

296,966

228,009118,233

166,341

1,043,047

208,609278,218

319,732

316,273

320,941

312,987

1,548,151

309,6302017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

送 電 関 係 委 託 費

5,118,264

5,142,368

4,777,744

4,636,903

4,585,104 24,260,383

4,852,077

4,710,860

4,569,751

4,733,077

4,701,028

4,660,482 23,375,198

4,675,040

変 電 関 係 委 託 費5,769,349

6,097,039

5,757,457

6,073,854

6,062,431 29,760,130

5,952,026

5,865,030

5,725,609

5,665,567

5,608,702

5,555,175 28,420,083

5,684,017

配 電 関 係 委 託 費

6,066,898

6,610,603

6,469,427

6,762,711

6,654,281 32,563,920

6,512,784 19,613,879 19,523,992 18,734,327 17,987,866 17,609,177 93,469,241 18,693,848

販 売 関 係 委 託 費

1,657,203

2,652,668

4,142,699

8,182,367

7,490,705 24,125,642

4,825,128

一 般 管 理 関 係委 託費

6,292,605

6,472,458

5,726,721 27,946,879 27,590,935 74,029,598 14,805,920 28,507,769 24,216,794 23,007,615 22,198,046 22,056,959 119,987,183 23,997,437

合計

24,904,319 26,975,136 26,874,048 53,602,714 52,383,456 184,739,673 36,947,935 67,453,525 63,026,140 61,594,293 59,292,764 58,563,782 309,930,504 61,986,101

[委託費]

備考

（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

8,755,987

8,989,994

9,453,707

8,797,122

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

8,681,989 44,678,799

備考

8,935,760[普及開発関係費]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

停電周知費用

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

その他

9,633

10,092

8,172

72,73379,016

179,646

35,92988,99288,452

87,94887,51187,506440,409

88,082

合計

9,633

10,092

8,172

72,73379,016

179,646

35,92988,99288,452

87,94887,51187,506440,409

88,0822017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

通信運搬費

6,024,478

6,345,721

6,344,187

4,290,653

4,506,544 27,511,583

5,502,317

6,375,565

6,523,161

6,798,792

6,730,319

6,757,134 33,184,971

6,636,994

旅費

1,255,119

1,261,253

1,235,762

1,019,540

1,000,939

5,772,613

1,154,523

1,190,792

1,180,795

1,185,009

1,173,948

1,166,476

5,897,020

1,179,404

団体費45,427

48,2762,496

041,030137,229

27,446

46,412

46,17545,942

45,68045,364

229,573

45,915その他

5,223,272

2,444,187

2,341,340

5,194,602

7,931,399 23,134,800

4,626,960

1,823,515

1,624,697

1,432,487

1,193,833

1,165,852

7,240,384

1,448,077

合計

12,548,296 10,099,437

9,923,785 10,504,795 13,479,912 56,556,225 11,311,245

9,436,284

9,374,828

9,462,230

9,143,780

9,134,826 46,551,948

9,310,390

[諸費]

備考

（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

第２表
第２区分費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

減

価

償

却

費

※1

0

0

0

0

0

0

0

473,415

1,375,654

2,735,745

4,125,898

5,291,589 14,002,301

連系線・基幹系統固

定

資

産

税

※2

0

0

0

0

0

0

0

0

306,236

677,338

1,326,666

1,596,708

3,906,948

781,390

0

0

0

0

0

0

0

473,415

1,681,890

3,413,083

5,452,564

6,888,297 17,909,249

3,581,850
3,000,637

計2,800,460

減

価

償

却

費

※3

0

0

0

0

0

0

0

576,540

1,856,029

2,977,202

4,159,863

5,433,553 15,003,187

ロ ー カ ル 系 統固

定

資

産

税

※4

0

0

0

0

0

0

0

0

419,485922,682

1,272,159

1,591,883

4,206,209

841,242

0

0

0

0

0

0

0

576,540

2,275,514

3,899,884

5,432,022

7,025,436 19,209,396

3,841,879

計
修
配

電

系

統

繕

費

※5

の

他

投

資

価

償

却

費

※6

0

0

0

0

0

0

0

546,834

1,638,241

2,727,044

3,813,197

4,900,856 13,626,172

固

定

資

産

税

※7

0

0

0

0

0

0

0

0

418,294

818,3111,202,624

1,570,030

２

区

修

繕

費

※8

0

0

0

0

委

託

費

※9

6,233,455

9,510,955

6,833,162

8,970,599

00

7,036,545 38,584,716

0

0

0

0

7,716,943 12,137,730

0

7,917,857

5,984,463

4,728,312

費 ※10

0

0

0

0

0

0

0

1,365

1,346

1,327

減

価

償

却

費 ※11

0

0

0

0

0

0

0

1,362,837

4,469,027

6,554,729

固

定

資

産

税 ※12

0

0

0

0

107,362333,277

諸分

費4,009,259

2,725,234
801,852

32,932,034 35,762,926 33,354,482 38,330,670 38,178,255 178,558,367 35,711,673 42,520,329 43,304,354 42,720,367 42,079,143 43,081,041 213,705,234 42,741,047

計
第32,932,034 35,762,926 33,354,482 38,330,670 38,178,255 178,558,367 35,711,673 41,973,495 41,247,819 39,175,012 37,063,322 36,610,155 196,069,803 39,213,961

減

計

そ

備考

用

計

0

0

0

0

6,233,455

9,510,955

6,833,162

8,970,599

7,036,545 38,584,716

1,308

0

0

5,360,493 36,128,855

0

7,225,771

6,529

1,306

8,519,338 10,488,595 31,394,526

6,278,905

430,3301,183

494,306

1,365,275

273,055

7,716,943 13,501,932 12,495,592 12,873,796 13,679,288 16,344,577 68,895,185 13,779,037

39,165,489 45,273,881 40,187,644 47,301,269 45,214,800 217,143,083 43,428,617 57,072,216 59,757,350 62,907,130 66,643,017 73,339,351 319,719,064 63,943,813（記載注意）※1：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（連系線及び基幹系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※2：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（連系線及び基幹系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する税額に限る。
※3：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（ローカル系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※4：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（ローカル系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する税額に限る。
※5：取替修繕費であって配電設備に係るもの及び修繕費であって配電設備の建設及び撤去に付随して発生するものに限る。
※6：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※7：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する税額に限る。
※8：取替修繕費であって業務設備に係るもの及び修繕費であって業務設備の建設及び撤去に付随して発生するものに限る。
※9：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良の委託に係る費用に限る。
※10：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良に係る費用に限る。
※11：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、一般送配電事業等の用に供する建物及びシステム等を含み、離島等供給に係る発電等設備を除く。）に対する減価償却費に限る。
※12：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、一般送配電事業等の用に供する建物及びシステム等を含み、離島等供給に係る発電等設備を除く。）に対する税額に限る。

≪項目別明細表≫（１）第４条第３項から第５項まで関係[設備投資（竣工額）]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

0 21,460,376

893,268

6,656,278 37,542,928

7,508,586

0

7,848,447 20,383,642

4,076,728

5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

発電等設備
連
基

拡

充

投

系
幹

線
系

・ 送 電 設 備
統 変 電 設 備

690,267

94,790465,480

1,707,013

1,231,025

4,188,575

837,715

8,533,006

17,973

61,917

1,583,092

2,255,932

3,829,894

7,748,808

1,549,762

3,050,173

計708,240

156,7072,048,572

3,962,945

5,060,919 11,937,383

送 電 設 備 4,724,164

8,121,875

6,516,722 12,986,312 13,201,008 45,550,081

9,110,016 13,991,296 17,308,694

5,924,461 12,833,605

9,424,585 59,482,641 11,896,528

変 電 設 備 1,931,428

3,131,867

5,163,948

3,642,600

2,373,611

3,792,765 17,333,732

2,387,477 11,583,179

4,480,617

5,004,405

4,480,617 26,464,781

893,268 14,504,725 57,926,570 11,585,314

発電等設備

資
ローカル系統

電

拡

充

系
投

3,258,448 18,213,000

3,728,356

4,310,435

6,655,592 11,253,742 11,680,670 17,713,621 16,459,456 63,763,081 12,752,616 17,719,652 21,619,129

計
配4,727,309

3,128,565

3,466,746

8,298,072 15,962,170 13,217,350 76,816,373 15,363,275

統 39,174,357 35,684,136 36,042,658 37,538,755 35,491,392 183,931,298 36,786,260 35,024,256 33,856,403 33,452,654 32,816,390 32,741,336 167,891,039 33,578,208
資

計 46,538,189 47,094,585 49,771,900 59,215,321 57,011,767 259,631,762 51,926,352 64,327,087 59,956,149 68,215,507 49,671,828 60,463,411 302,633,982 60,526,796

発電等設備
連
基

系
幹

線
系

・ 送 電 設 備 4,682,413
統 変 電 設 備 1,983,963

新投

6,943,198 39,855,276

7,971,055 14,123,028 14,696,724 18,585,000 16,377,756 16,458,411 80,240,919 16,048,184

4,888,065

4,337,920 19,496,873

3,899,375

4,100,072

6,210,287

5,003,019

7,854,995 10,554,912 12,012,609 41,635,822

8,327,164

発電等設備

資
ローカル系統送 電 設 備 11,180,411

8,199,402

7,751,418

6,771,773

変 電 設 備 8,294,626

9,740,329

8,402,658

7,755,023 12,456,258 46,648,894

計
配

電

更

新

系
投

8,253,894 42,156,898

8,431,380 11,755,526 10,846,646
9,329,779 10,881,945

6,698,086

9,514,684 11,438,153 50,253,095 10,050,619

8,845,323 11,031,803 11,532,196 10,653,348 52,944,615 10,588,923

19,475,037 17,939,731 16,154,076 14,526,796 20,710,152 88,805,792 17,761,158 22,637,471 19,691,969 17,729,889 21,046,880 22,091,501 103,197,710 20,639,542
統 36,585,113 37,217,981 33,136,094 35,696,106 34,589,979 177,225,273 35,445,055 39,389,327 39,463,387 37,378,346 35,551,320 35,584,089 187,366,469 37,473,294

資

計 62,726,526 67,363,164 63,688,972 65,023,303 66,581,249 325,383,214 65,076,643 82,360,113 78,855,099 81,548,230 83,530,868 86,146,610 412,440,920 82,488,184

合修

9,510,737 10,700,329

4,186,853

6,666,376 12,205,452 14,398,802 14,800,401 11,281,118 59,352,149 11,870,430 20,333,315 19,699,743 26,439,995 26,932,668 28,471,020 121,876,741 24,375,348

計更

8,018,599

計 109,264,715 114,457,749 113,460,872 124,238,624 123,593,016 585,014,976 117,002,995 146,687,200 138,811,248 149,763,737 133,202,696 146,610,021 715,074,902 143,014,980
繕

費

振

替

額

(

配

電

) ▲ 38,874,482 ▲ 40,790,251 ▲ 38,317,939 ▲ 43,271,433 ▲ 42,730,181 ▲ 203,984,286 ▲ 40,796,857 ▲ 44,773,126 ▲ 44,189,406 ▲ 41,776,299 ▲ 39,551,444 ▲ 39,197,220 ▲ 209,487,495 ▲ 41,897,499 ▲表示で記載

≪項目別明細表≫（１）第４条第８項関係[その他の投資に係る設備投資（竣工額）]

通
シ

信
ス

テ

建
系

物
統

・

備

工

ム

開

発

関
給

及

連
電

ー

用

地

改

工

設

品

リ

び

備

工

取

ス

資
権

そ

産
利

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

事

5,046,367

9,743,197

8,402,567

7,324,673

良954,351

937,792

1,223,966

9,480,027

事

251,683

467,044

120,256

497,041

270,269

1,606,293

事

1,264,044

1,773,280

829,417

1,150,191

3,115,764

振替(

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

7,827,141 38,343,945

7,668,789

7,046,604 10,181,099

5,437,200

5,625,200 11,274,064 39,564,167

7,912,833

3,720,372 16,316,508

3,263,302

5,485,465

9,415,970

6,966,863

7,321,755

7,306,383

321,259

1,019,690

1,181,720

509,819560,086

8,132,696

1,626,539

8,936,758

3,403,367

3,015,657

1,543,128

5ヶ年計

5ヶ年計

5ヶ年平均

7,341,864 36,531,917
678,059

3,949,374

789,875

1,709,707 18,608,617

3,721,723

846,483

787,445787,320

343,484

809,105

3,573,837

714,767

890,811887,552

860,119875,275

823,063

4,336,820

867,364

672,136

836,191

487,166

2,073,638

382,052

4,451,183

890,237

139,300

138,600

137,900

137,200

136,500

689,500

137,900

設

定※ 1

1,009,986

928,679

602,406

323,911

529,934

3,394,916

678,983

125,045

124,416

123,788

123,160

122,531618,940

123,788

101,015

65,81079,18986,146

71,618403,778

80,756

93,901

93,42992,95792,486

92,014

464,787

92,957

他額

2025年度得計
費

2024年度

得

の

繕

規制期間

2023年度取合修（単位：千円）
参照期間

2017年度通信

備考

10,146,065 15,539,438 12,532,287 21,279,111 16,726,255 76,223,156 15,244,631 23,737,574 25,426,153 17,144,303 16,278,290 22,177,802 104,764,122 20,952,824

)

0

0

0

0

（参考）離島等供給に係る設備投資

1,212,687

4,805,799

5,812,874

1,311,395

002,515,107 15,657,862

0

3,131,572（記載注意）※1 規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に関して設定された地役権等をいう。

0

0

0

7,026,980 10,727,375

0

6,549,040

3,485,192

007,581,059 35,369,646

0 ▲表示で記載
7,073,929

第３表
第３区分費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

修

繕

費 ※1 24,630,780 30,034,683 23,198,223 27,955,755 30,546,227 136,365,668 27,273,134 31,164,478 31,123,688 30,464,828 29,447,247 29,172,513 151,372,754 30,274,551

委

託

費 ※2

6,051,502 6,991,075 4,709,967 5,097,140 5,982,743 28,832,427 5,766,485 6,183,497 5,963,773 6,071,670 6,078,377 6,047,363 30,344,680 6,068,936

固費

12,749,864 11,861,370 11,541,991 12,357,675 15,100,457 63,611,357 12,722,271 18,671,906 17,540,651 19,499,483 19,515,115 18,072,290 93,299,445 18,659,889

賃

借

料 ※3

9,076,893 9,343,626 9,167,111 10,264,760 10,171,980 48,024,370 9,604,874 10,220,197 10,029,058 9,693,528 9,686,896 9,682,313 49,311,992 9,862,398

託

送

料 ※4

2,542,737 3,201,799 3,206,061 3,343,964 3,389,508 15,684,069 3,136,814 3,243,900 3,243,900 3,243,900 3,243,900 3,243,900 16,219,500 3,243,900

共

定

有

資

設

産

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載
0

社

地

帯

費

購
間

等

却

額

他

備

除

入
購

分

送
入

担

備考

電

費

533,870

0

0

0

0

533,870

106,774

0

0

0

0

0

0

電

費

15

4

106

221

2

348

70

0

0

0

0

0

0

0

553,576

653,018

599,064

165,111

278,849 2,249,618

449,924

220,940

219,829

218,719

217,609

216,499 1,093,596

218,719

0

0

0

0

79,196

15,839137,058

303,444

303,444

303,444

303,444 1,350,834

270,167▲ 42,237 ▲ 98,148 ▲ 151,039▲ 963▲ 1,234 ▲ 293,621 ▲ 58,724

▲ 881

▲ 881

▲ 881

▲ 881

▲ 881

▲ 4,405▲ 881 ▲表示で記載

0

0

0

0

0

0

0

0

送

一 般 送 配 電 事 業 等 に 係 る 電 力 料 ※5
需

給

調

整

市

場

手

数

料 ※6

電 力 費 振 替 勘 定 （ 貸 方 ）
開

発

費

0

0

0

79,196000027,388

5,478

0

0

0

0

0

0

0

0 1,474,263

294,853

0

0

0

0

0

0

0

株

式

交

付

費

0

0

27,388

0

社

債

発

行

費

401,596

465,870531,071

75,726

開

発

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

株

式

交

付

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

社

債

発

行

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

廃

炉

担

金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

等

負

離

島

等

供

給

に

係

る

費

用 ※7 22,885,731 26,198,181 24,580,113 22,546,172 28,336,989 124,547,186 24,909,437 38,855,201 38,265,595 39,163,177 38,291,314 39,683,179 194,258,466 38,851,693

離

島

等

供

給

に

係

る

収

益 ※8

自 社 ア ン シ ラ リ ー サ ー ビ ス 費
第

３

区

分

費

用

計

▲ 12,254,222 ▲ 12,597,134 ▲ 12,436,627 ▲ 11,871,822 ▲ 12,630,756 ▲ 61,790,561 ▲ 12,358,112 ▲ 14,559,367 ▲ 14,428,904 ▲ 14,362,921 ▲ 14,297,966 ▲ 14,231,278 ▲ 71,880,436 ▲ 14,376,087 ▲表示で記載

0

0

0

360,917

678,814 1,039,731

207,946

349,703

763,073

973,179

76,4400 2,162,395

432,479

67,130,105 76,054,344 64,973,429 70,294,656 81,932,775 360,385,309 72,077,062 94,486,632 93,023,226 95,268,126 92,561,495 92,189,342 467,528,821 93,505,764（記載注意）※1：第３条及び第４条に規定するものを除く。
※2：支障木の伐採の委託に係る費用に限る。
※3：第６条に規定するものを除く。
※4：第７条に規定するもの及び電源線に係る費用を除く。
※5：一般送配電事業等を行うために当該一般送配電事業者が使用する電気に係る費用のことをいう。
※6：需給調整市場における取引に係る売買手数料をいう。
※7：送配電等業務に係る費用及び第９条に規定するものを除く。
※8：送配電等業務に係る収益を除く。

≪項目別明細表≫（１）第５条第３項関係
[修繕費]

送電設備

変電設備

配電設備

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2,400,243 2,758,774 1,845,090

2,567,568 2,702,213 12,273,888 2,454,778

2,462,352 2,576,579 2,308,137 2,296,420 2,284,704 11,928,192 2,385,638

塗装

2,723,000 4,435,000 2,090,998

3,724,494 3,521,963 16,495,455 3,299,091

5,531,873 5,504,074 5,476,276 5,448,478 5,420,679 27,381,380 5,476,276

保安対策

1,264,692 1,546,121 1,352,143

1,800,313 1,931,109 7,894,378 1,578,876

1,538,872 1,532,672 1,540,672 1,532,851 1,525,031

第三者要請対応

32,351

39,22825,73870,885

その他

983,882 1,083,003

815,497

1,076,972

19,18337,47736,78336,59836,41336,22936,044

182,067

36,413992,284 4,951,638

990,328

994,310 1,028,568

921,967

902,031

890,453

4,737,329

947,466

7,404,168 9,862,126 6,129,466

9,240,232 9,166,752 41,802,744 8,360,549 10,564,190 10,678,491 10,283,465 10,216,009 10,156,911 51,899,066 10,379,813

設備取替・補修

1,159,444 1,918,296 1,461,324

2,213,150 1,942,287 8,694,501 1,738,900

塗装

101,084

124,077

24,623

176,081

保安対策

887,099 1,554,158

595,766

1,117,146

31,493

17,843

第三者要請対応

32,365

15,558

197,633

623,498

124,700

948,836 5,103,005 1,020,601
8,732

105,991

21,1981,850,124 1,840,827 1,831,530 1,822,233 1,812,935
120,110

119,507

118,903

118,300

117,698

1,610,486 1,602,393 1,594,300 1,586,207 1,578,116
27,01018,19618,104

19,91017,921

9,157,649 1,831,530
594,518

118,904

7,971,502 1,594,300
101,141

20,228

その他

1,093,513 1,261,858 1,081,773

1,130,400 1,317,436 5,884,980 1,176,996

1,662,195 1,656,693 1,647,466 1,658,973 1,666,906

計

3,272,633 4,890,754 3,181,329

4,652,335 4,414,924 20,411,975 4,082,395

5,269,925 5,237,616 5,210,303 5,205,623 5,193,576 26,117,043 5,223,409

第三者要請対応

4,250,513 4,036,175 3,790,173

3,873,310 4,321,732 20,271,903 4,054,381

3,136,999 3,121,235 3,105,472 3,089,708 3,073,944 15,527,358 3,105,472

その他

6,888,404 8,373,435 7,334,798

7,409,239 9,976,948 39,982,824 7,996,565

9,218,977 9,292,404 9,280,754 8,513,381 8,389,698 44,695,214 8,939,043

計

11,138,917 12,409,610 11,124,971 11,282,549 14,298,680 60,254,727 12,050,945 12,355,976 12,413,639 12,386,226 11,603,089 11,463,642 60,222,572 12,044,514

その他

394,095

374,328

435,344409,827

395,878 2,009,472

401,894

395,736

393,139

390,341

387,654385,411

8,292,233 1,658,447

1,952,281

390,456

2,420,967 2,497,865 2,327,113

2,370,812 2,269,993 11,886,750 2,377,350

2,578,651 2,400,803 2,194,493 2,034,872 1,972,973 11,181,792 2,236,358

2,815,062 2,872,193 2,762,457

2,780,639 2,665,871 13,896,222 2,779,244

2,974,387 2,793,942 2,584,834 2,422,526 2,358,384 13,134,073 2,626,815

24,630,780 30,034,683 23,198,223 27,955,755 30,546,227 136,365,668 27,273,134 31,164,478 31,123,688 30,464,828 29,447,247 29,172,513 151,372,754 30,274,551

[委託費]

送電設備
変電設備
配電設備
業務設備
合計

備考

7,670,098 1,534,020

187,385計

計
合計

2018年度

設備取替・補修

第三者要請対応
業務設備（単位：千円）2017年度（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

2,927,502 3,545,075 2,821,743
000

3,124,000 3,446,000 1,888,224
000

6,051,502 6,991,075 4,709,967

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

3,199,634 3,782,246 16,276,200 3,255,240
0

0

0

0

1,897,506 2,200,497 12,556,227 2,511,245
0

0

0

0

5,097,140 5,982,743 28,832,427 5,766,485

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

4,002,464 3,793,700 3,912,557 3,930,224 3,910,171 19,549,116 3,909,823
0

0

0

0

0

0

0

2,181,033 2,170,073 2,159,113 2,148,153 2,137,192 10,795,564 2,159,113
0

0

0

0

0

0

0

6,183,497 5,963,773 6,071,670 6,078,377 6,047,363 30,344,680 6,068,936

備考

[固定資産除却費]

送電設備

変電設備

配電設備

業務設備

合計

（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

除却損

2,306,545 1,585,109 1,205,470

1,458,825 1,488,606 8,044,555 1,608,911

2,430,382 2,353,122 2,095,719 2,087,740 1,666,405 10,633,368 2,126,674

除却費用

5,800,641 5,363,588 4,967,881

5,275,754 7,017,396 28,425,260 5,685,052

8,484,154 7,766,337 9,270,769 9,523,898 8,780,432 43,825,590 8,765,118

除却損

405,732

除却費用

790,874 1,213,352 1,452,199

1,317,494 1,435,245 6,209,164 1,241,833

1,807,264 1,719,221 2,027,838 2,172,173 2,280,508 10,007,004 2,001,401

939,726

1,027,263

1,300,691 1,290,372 1,446,839 1,491,780 1,471,672

除却損
除却費用

371,372

923,936420,253914,574

1,781,677 1,699,581 1,921,619

483,917 1,462,982 3,144,256

804,992 4,610,491

628,851

922,098

1,997,425 2,047,182 9,447,484 1,889,497

571,294495,884 1,162,882

706,840

446,167

3,383,067

676,6137,001,354 1,400,271

2,759,875 2,869,392 2,855,012 2,808,654 2,785,571 14,078,504 2,815,701

除却損

344,989

245,980

275,959

392,754

313,576 1,573,258

314,652

674,209563,504

276,699

365,431254,582

2,134,425

426,885

除却費用

379,680

458,452

384,036404,243

530,478 2,156,889

431,378

644,037

482,819

363,725

358,599

386,953

2,236,133

447,227

除却損

3,996,992 3,126,397 2,816,256

3,362,759 4,070,156 17,372,560 3,474,512

除却費用

8,752,872 8,734,973 8,725,735

8,994,916 11,030,301 46,238,797 9,247,759 13,695,330 12,837,769 14,517,344 14,863,324 14,233,464 70,147,231 14,029,446

4,976,576 4,702,882 4,982,139 4,651,791 3,838,826 23,152,214 4,630,443

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

[賃借料]

（単位：千円）

借地借家料

5,848,367 6,039,050 6,065,204

機械賃借料

1,352,964 1,405,207 1,222,610

車両リース料

1,098,573 1,035,657 1,029,482

その他
合計

備考

776,989863,712849,815

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

7,750,576 7,756,800 33,459,997 6,691,999
375,315

390,931 4,747,027

949,405

1,039,046 1,111,278 5,314,036 1,062,807
1,099,823

912,971 4,503,310

900,6622023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

7,707,160 7,645,654 7,580,579 7,531,809 7,492,679 37,957,881 7,591,576
293,929

224,439

173,393

190,844

161,343

1,238,259 1,243,055 1,233,212 1,263,875 1,331,560
980,849

915,910706,344

700,368

696,7311,043,948

208,7906,309,961 1,261,992
4,000,202

800,040

9,076,893 9,343,626 9,167,111 10,264,760 10,171,980 48,024,370 9,604,874 10,220,197 10,029,058 9,693,528 9,686,896 9,682,313 49,311,992 9,862,398[託送料]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

託送料（連系線の増強等に係る費用を除く）

2,542,737 3,201,799 3,206,061 3,343,964

合計

2,542,737 3,201,799 3,206,061

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

3,389,508 15,684,069 3,136,814 3,243,900

3,343,964 3,389,508 15,684,069 3,136,814

規制期間
5ヶ年計

3,243,900 3,243,900 3,243,900 3,243,900 16,219,500

5ヶ年平均
3,243,900

3,243,900 3,243,900 3,243,900 3,243,900 3,243,900 16,219,500 3,243,900

備考

第４表
離島等供給に係る費用明細表（単位：千円）

役
員
給
与
給
料
手
当
給 料 手 当 振 替 額 （ 貸 方 ）
退
職
給
与
金
厚
生
費
委
託
検
針
費
委
託
集
金
費
雑
給
燃
料
費
廃
棄
物
処
理
費
消
耗
品
費
修
繕
費
水
利
使
用
料
補
償
費
賃
借
料
託
送
料
事
業
者
間
精
算
費
委
託
費
損
害
保
険
料
普
及
開
発
関
係
費
養
成
費
研
究
費
諸
費
貸
倒
損
減
価
償
却
費
固
定
資
産
税
雑
税
固
定
資
産
除
却
費
共
有
設
備
費
等
分
担
額
共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）
他
社
購
入
電
源
費
他
社
購
入
送
電
費
地
帯
間
購
入
送
電
費
非
化
石
証
書
購
入
費
建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）
開
発
費
株
式
交
付
費
社
債
発
行
費
開
発
費
償
却
株
式
交
付
費
償
却
社
債
発
行
費
償
却
法
人
税
等
離 島 等 供 給 に 係 る 費 用 計
（
参
考
）
事
業
報
酬

参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

11,4991,772,524▲ 8,098
214,774
357,1960
69,564
8,052
11,060,321
26,021
366,141
4,069,710
4,994
1,304
83,427001,294,649
5,816
1,652
17,04433,008245,873
4,036
1,815,411
246,869
9,196
64,99700549,338000▲ 16,863▲ 5,527
0
0
4,578
0
0
0
578,225
22,885,731
454,700

13,291
1,760,243▲ 6,726
291,111355,234
070,556
9,276
13,071,438
34,614
346,740
3,767,861
4,994
1,138
90,850001,884,846
2,644
1,562
15,20027,681
244,866
4,361
2,158,761
238,548
9,238
282,47200824,02600
0▲ 16,635▲ 6,628
0
0
5,687
0
0
0
710,932
26,198,181
454,700

11,2701,640,163▲ 5,228
319,301
341,191
066,255
13,315
12,160,306
61,947341,247
3,338,378
4,994
1,023
94,950001,412,384
2,718
1,211
10,66339,607
255,699
2,416
2,538,075
276,952
9,969
127,82300852,78900
0▲ 25,126▲ 6,702
0
392
7,599
0
0
0
684,532
24,580,113
454,700

4,376
1,548,881▲ 9,125
217,574
316,8230
100,084
12,407
8,593,348
65,488365,224
4,773,026
4,994
34
289,842002,508,007
12,176
2,722
8,014
1,332
288,464
7,169
1,778,384
309,103
14,877
137,92300912,2330
0
1,064▲ 5,386
▲ 279
0
0
1,116
0
0
0
286,277
22,546,172
454,700

4,846
45,282
1,521,076
8,242,887▲ 12,861▲ 42,038
103,254
1,146,014
326,040
1,696,484
0090,963
397,422
19,20362,253
13,244,962 58,130,375
92,898
280,968
386,516
1,805,868
4,782,060 20,731,035
4,994
24,97003,499
300,720859,78900002,275,020
9,374,906
11,82735,181
3,078
10,225
9,049
59,97011,680113,308
320,212
1,355,114
0
17,982
1,912,335 10,202,966
300,917
1,372,389
2,353
45,633342,019955,23400002,287,680
5,426,066
0
0
0
0
1,043
2,107
▲ 4,808▲ 68,818▲ 87▲ 19,223
0
0
0
392
0
18,980
0
0
0
0
0
0
0
2,259,966
28,336,989 124,547,186
454,700
2,273,500

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

9,056
1,648,577▲ 8,408229,203339,2970
79,484
12,451
11,626,075
56,194361,174
4,146,207
4,994
700
171,958001,874,981
7,036
2,045
11,994
22,662271,0233,596
2,040,593
274,478
9,127
191,047001,085,213
00421▲ 13,764▲ 3,845
0
78
3,796
0
0
0
451,993
24,909,437
454,700

3,116
1,688,284▲ 36,554
106,126
347,7380
106,261
22,40919,593,744
62,164349,968
5,307,784
4,994
53
320,686003,012,654
41,745
7,315
18,17955,800524,178816
2,348,774
329,157
9,850
1,124,439
002,973,901
003,247▲ 11,539
▲ 331
0
0
0
0
0
0
540,243
38,855,201
702,832

3,101
1,679,800▲ 36,371
105,110
345,9900109,410
22,297
19,236,806
60,913
348,210
5,092,621
4,994
53
319,120002,997,618
41,535
7,278
18,08755,519521,967816
2,670,076
377,969
9,850
483,641003,256,786
004,026▲ 11,539
▲ 331
0
0
0
0
0
0
540,243
38,265,595
702,832

3,085
1,671,316▲ 36,187
98,589344,243
0
110,689
22,184
19,138,050
60,442
346,451
4,855,959
4,994
53
317,554002,982,589
41,326
7,242
17,99655,239519,758816
3,072,158
467,0179,850
1,286,826003,232,260
004,305▲ 11,539
▲ 331
0
0
0
0
0
0
540,243
39,163,177
702,832

3,069
1,662,833▲ 36,003
104,475
342,495
0108,305
22,072
19,012,674
59,758344,692
4,782,075
4,994
53
315,987002,967,572
41,116
7,205
17,90554,958517,572816
3,326,502
512,140
9,850
347,896003,227,546
004,384▲ 11,539
▲ 331
0
0
0
0
0
0
540,243
38,291,314
702,832

3,053
15,424
1,654,348
8,356,581▲ 35,818 ▲ 180,933
104,011518,311
340,749
1,721,215
00107,752
542,417
21,958110,920
18,941,825 95,923,099
57,758301,035
342,936
1,732,257
4,816,776 24,855,215
4,994
24,97054
266
314,420
1,587,767
00002,952,017 14,912,450
40,908
206,630
7,166
36,206
17,811
89,97854,680276,196
514,898
2,598,373
816
4,080
3,826,946 15,244,456
523,474
2,209,757
9,849
49,2491,306,025
4,548,82700003,220,904 15,911,397
0
0
0
0
4,496
20,458▲ 11,540▲ 57,696▲ 330▲ 1,654
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
540,2432,701,215
39,683,179 194,258,466
702,832
3,514,160

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

3,085
1,671,316▲ 36,187 ▲表示で記載
103,662344,243
0108,483
22,184
19,184,620
60,207
346,451
4,971,043
4,994
53
317,553002,982,490
41,326
7,241
17,99655,239519,675816
3,048,891
441,951
9,850
909,76500 ▲表示で記載
3,182,279
004,092▲ 11,539 ▲表示で記載▲ 331 ▲表示で記載
0
0
0
0
0
0
540,243
38,851,693
702,832

第５表
離島等供給に係る収益明細表

電
電
離

島

等

供

給

灯
力
に

係

備考

5ヶ年平均

（単位：千円）

る

収

益

料
料
計

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

▲ 6,116,601 ▲ 6,207,520 ▲ 6,112,280 ▲ 5,880,261 ▲ 6,328,366 ▲ 30,645,028 ▲ 6,129,006 ▲ 6,881,165 ▲ 6,813,246 ▲ 6,757,042 ▲ 6,712,399 ▲ 6,666,732 ▲ 33,830,584 ▲ 6,766,117 ▲表示で記載▲ 6,137,621 ▲ 6,389,614 ▲ 6,324,347 ▲ 5,991,561 ▲ 6,302,390 ▲ 31,145,533 ▲ 6,229,107 ▲ 7,678,202 ▲ 7,615,658 ▲ 7,605,879 ▲ 7,585,567 ▲ 7,564,546 ▲ 38,049,852 ▲ 7,609,970 ▲表示で記載▲ 12,254,222 ▲ 12,597,134 ▲ 12,436,627 ▲ 11,871,822 ▲ 12,630,756 ▲ 61,790,561 ▲ 12,358,112 ▲ 14,559,367 ▲ 14,428,904 ▲ 14,362,921 ▲ 14,297,966 ▲ 14,231,278 ▲ 71,880,436 ▲ 14,376,087 ▲表示で記載

第６表
制御不能費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

参照期間

2021年度

2024年度

2025年度

2026年度

規制期間

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

価

償

却

費 ※1

87,747,290

85,735,538

85,319,231

64,162,381

67,770,878 390,735,318

78,147,064

72,809,127

71,023,495

67,403,076

64,773,728

57,944,226 333,953,652

66,790,730

退

職

給

与

金 ※2

1,916,143

2,782,926

3,874,445

2,744,195▲ 529,574

2,157,627▲ 97,099▲ 825,868 ▲ 1,772,462▲ 86,984

0 ▲ 2,782,413▲ 556,483

諸
貸

倒

振
イ

替
ン

損

バ

電

ラ

源

失

ン

ス

開

調

収

支

発

事

整
過

促

不

足

進

業

雑
法

人

賠
廃

償
炉

調
再
制

負

担

滑

化

円

固

税

定
整

力

給

相

担

金

資

の

確

電

に

御

金
負

不

保

当
相

当

産
に

要
能

要

す

す

る

費

る

費
費

用

5ヶ年平均

407,616▲ 642,065

1,194,589

1,061,146

913,727

2,935,013

587,003853,882

851,874

850,665

849,165

03,405,586

681,117料 ※3

10,667,685

10,493,936

10,588,943

10,744,174

10,758,966

53,253,704

10,650,741

10,650,576

10,650,570

10,650,558

10,650,557

10,650,556

53,252,817

10,650,563

費 ※4

1,431,919

ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用
借10,788,135

5ヶ年計

備考

減

賃

5ヶ年計

2023年度

621,614

636,805

372,506

830,161

986,817

3,447,903

689,581

1,436,833

1,431,023

1,432,010

1,431,171

1,428,558

7,159,595

損

40

8,191

19,691

2,335,271

02,363,193

472,639

41,107

41,107

41,107

41,107

41,107

205,535

額▲ 230,426▲ 128,999▲ 11,192▲ 34,712▲ 67,762▲ 473,091▲ 94,618▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 338,810
22,020,106

額 ※5 ▲ 2,200,367 ▲ 2,800,801 ▲ 2,453,694

41,107 貸方の場合は▲表示で記載▲ 67,762

11,333,223 ▲ 9,208,410 ▲ 5,330,049 ▲ 1,066,010

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,022

税

32,081,491

31,391,503

30,546,716

30,360,953

31,208,687 155,589,350

31,117,870

30,867,750

30,726,375

30,663,750

30,592,500

30,602,250 153,452,625

30,690,525

税

4,941,537

4,843,460

4,684,591

5,125,277

5,050,937

24,645,802

4,929,160

6,093,055

6,255,415

6,344,579

6,470,009

6,447,533

31,610,591

6,322,118

税

297,809

275,655

270,570

321,243

409,900

1,575,177

315,035

314,312314,312314,312314,312314,313

1,571,561

314,312等

6,010,894

3,335,396

7,211,113

8,122,415

4,983,672

29,663,490

5,932,698

6,155,939

6,155,939

6,155,939

6,155,939

6,155,939

30,779,695

6,155,939

金

0

0

0

2,672,046

5,786,574

8,458,620

1,691,724

6,094,192

6,094,192

6,094,192

6,094,192

6,094,192

30,470,960

6,094,192

金

0

0

0

641,006

3,513,403

4,154,409

830,882

6,344,189

6,344,189

6,238,252

5,708,566

5,708,566

30,343,762

6,068,752

税 ※6

19,993,240

19,799,109

19,609,308

19,646,973

19,840,425

98,889,055

19,777,811

22,150,469

21,206,384

20,152,398

19,202,192

18,282,779 100,994,222

20,198,844

用 ※739,53639,53630,008

115,616

82,902

307,598

61,520▲ 144,606

13,555,732

15,114,169

12,677,572

13,455,082

54,657,949

10,931,590 貸方の場合は▲表示で記載

用 ※8

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

計

4,404,021 貸方の場合は▲表示で記載

0

162,294,102 155,770,190 161,256,825 160,181,368 141,501,142 781,003,627 156,200,725 167,905,985 178,160,998 174,018,804 169,210,285 161,461,361 850,757,433 170,151,487（記載注意）※1：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※2：規制期間初年度の前々年度３月３１日時点で発生している数理計算上の差異に対する償却額に限る。
※3：道路占用料、水面使用料、線路使用料、共架料、電柱敷地料、線下補償料、河敷料、占用関係借地料その他の法令及び国のガイドラインに準じて単価が設定される費用に限る。
※4：受益者負担金、推進機関の会費（特別会費を含む。）、災害等扶助拠出金に限る。
※5：電気事業託送供給等収支計算規則第２条第１項の規定に基づき作成されたインバランス等収支計算書におけるインバランス等取引利益又はインバランス等取引損失をいう。
※6：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する税額に限る。
※7：法第２８条の４０第１項第５号に規定する推進機関の業務に応じて供給能力を確保するために要する費用（将来の一定期間における需要に対する供給力が不足することが明らかになった後に推進機関が実施する入札等に係る費用を除く。）、
その発電等設備以外の発電等設備の発電又は放電に係る電気を受電することなく発電し、又は放電することができる発電等設備等の調達に係る費用、電気の電圧の値の維持の用に供するための発電等設備等の調達に係る費用及び最終保障供給に係る利益又は損失をいう。
※8：一般送配電事業者の供給区域内の送電設備の送電容量等の制限により電力の受渡しができないと見込まれる場合に、当該一般送配電事業者が調整電源等の上げ調整指令及び下げ調整指令により、当該制限を解消するのに要する費用をいう。

≪項目別明細表≫（１）第６条第３項第１号関係[減価償却費]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

送電設備

37,064,296 36,125,879 35,231,925 27,163,637 27,784,966 163,370,703 32,674,141 30,980,075 30,708,245 30,378,741 29,944,789 27,153,098 149,164,948 29,832,990

変電設備

19,156,570 18,019,234 17,878,851 14,061,945 14,469,239 83,585,839 16,717,168 15,360,334 15,005,353 14,528,477 14,274,152 12,873,101 72,041,417 14,408,283

配電設備

22,777,016 22,750,556 22,664,043 14,681,426 15,550,641 98,423,682 19,684,736 15,860,104 15,191,038 14,646,723 14,086,280 13,159,683 72,943,828 14,588,766

業務設備

8,749,408

合計

87,747,290 85,735,538 85,319,231 64,162,381 67,770,878 390,735,318 78,147,064 72,809,127 71,023,495 67,403,076 64,773,728 57,944,226 333,953,652 66,790,730

8,839,869

9,544,412

8,255,373

9,966,032 45,355,094

9,071,019 10,608,614 10,118,859

7,849,135

6,468,507

4,758,344 39,803,459

7,960,692（２）第６条第３項第２号関係[退職給与金]（単位：千円）

数理計算上の差異（2016年度以前発生分）

参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

3,874,445

1,184,532▲ 40,168

9,717,878

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

1,916,143

2,782,926

1,943,576

0

0

0

0

0

0

0

数理計算上の差異（2017年度発生分）

0

0

0 ▲ 479,242 ▲ 479,073 ▲ 958,315 ▲ 191,663

0

0

0

0

0

0

0

数理計算上の差異（2018年度発生分）

0

0

0

751,027

750,762

1,501,789

300,358

743,354

0

0

0

0

743,354

148,671

数理計算上の差異（2019年度発生分）

0

0

0

1,287,878

1,287,422

2,575,300

515,060

1,274,720

1,252,599

0002,527,319

505,464

数理計算上の差異（2020年度発生分）

0

0

0

0 ▲ 2,048,517 ▲ 2,048,517 ▲ 409,703 ▲ 2,028,305 ▲ 1,993,107 ▲ 1,699,669

00 ▲ 5,721,081 ▲ 1,144,216

数理計算上の差異（2021年度発生分）
合計
数理計算上の差異の償却年数（年）

0

0

0

0

0

1,916,143

2,782,926

3,874,445

2,744,195 ▲ 529,574 10,788,135002,157,627▲ 86,868▲ 72,793▲ 86,984

0 ▲ 332,005▲ 97,099 ▲ 825,868 ▲ 1,772,462▲ 85,360▲ 86,984

0 ▲ 2,782,413 ▲ 556,483

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

運搬・処理

0

0

0

0

0

0

0

0

0

407,616 ▲ 642,065

1,194,589

1,061,146

913,727

2,935,013

587,003853,882

851,874

0

0

0

0

0

850,665

849,165

03,405,586

681,117

その他
合計

5（単位：千円）

0

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

407,616 ▲ 642,065

1,194,589

1,061,146

913,727

2,935,013

587,003853,882

851,874

850,665

849,165

03,405,586

681,1172023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

2,063,918 10,319,597

[賃借料]
規制期間

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

道路占用料

2,202,746

1,983,656

2,009,657

2,080,084

2,043,641 10,319,784

2,063,957

2,063,922

2,063,921

2,063,918

2,063,918

水面使用料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

線路使用料

1,547,403

1,555,794

1,562,753

1,572,824

1,578,600

7,817,374

1,563,475

1,563,451

1,563,450

1,563,448

1,563,448

1,563,448

7,817,245

1,563,449

電柱敷地料

6,545,368

6,580,771

6,626,450

6,703,720

6,748,733 33,205,042

6,641,008

6,640,908

6,640,904

6,640,897

6,640,896

6,640,895 33,204,500

6,640,900

線下補償料

166,989

172,559

183,498

177,349

175,370875,765

175,153

175,151

175,150

175,150

175,150

175,150

875,751

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

205,179

201,156

206,585

210,197

212,622

1,035,739

207,148

207,144

207,145

207,145

207,145

207,145

1,035,724

207,145

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

占用関係借地料
その他
合計

備考（単位：千円）
参照期間

2017年度河敷料

備考▲ 66,401（３）第６条第３項第３号関係[ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用]分析（採油含む）

備考

5ヶ年計

5ヶ年計

5ヶ年平均
2,063,919

175,150

10,667,685 10,493,936 10,588,943 10,744,174 10,758,966 53,253,704 10,650,741 10,650,576 10,650,570 10,650,558 10,650,557 10,650,556 53,252,817 10,650,563

備考

[諸費]

（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

受益者負担金59,45749,671

47,61836,04454,046

246,836

49,36749,36249,36249,36249,36249,362

246,81049,362推進機関の会費（特別会費を含む）

562,157

587,134

324,888794,117

838,728

3,107,024

621,405

804,332

804,254804,270

803,750

802,283

4,018,889

803,778

災害等扶助拠出金

0

0

0

0

94,043

94,04318,809583,139

577,407578,378

578,059

576,913

2,893,896

578,779

621,614

636,805

372,506

830,161

986,817

3,447,903

689,581

1,436,833

1,431,023

1,432,010

1,431,171

1,428,558

7,159,595

1,431,919

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

貸倒損引当額▲ 3▲ 3,350▲ 11,189

2,331,672▲ 29,609

2,287,521

457,504

23,474

23,474

23,474

23,474

23,474

117,370

貸倒損発生額43

11,54130,8803,599

29,60975,672

15,134

17,633

17,633

17,633

17,633

17,633

88,165

17,633

合計

40

8,191

19,691

2,335,271

02,363,193

472,639

41,107

41,107

41,107

41,107

41,107

205,535

41,1072017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

振替損失電力量（千kWh）▲ 35,012▲ 19,343▲ 2,228▲ 9,865▲ 11,821▲ 78,269▲ 15,654▲ 11,821▲ 11,821▲ 11,821▲ 11,821▲ 11,821▲ 59,105▲ 11,821

振替損失調整額▲ 230,426 ▲ 128,999▲ 11,192▲ 34,712▲ 67,762 ▲ 473,091▲ 94,618▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762▲ 67,762 ▲ 338,810▲ 67,762

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

▲ 2,200,367 ▲ 2,800,801 ▲ 2,453,694 11,333,223 ▲ 9,208,410 ▲ 5,330,049 ▲ 1,066,010

0

0

0

0

0

「参照期間の最終年度までに発生した累積収支額のうち、規制期間の前年度に繰り越すことが妥当とされた金額」に係る回収・還元調整額

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,022 22,020,106

4,404,021

合計

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,021

4,404,022 22,020,106

4,404,021

合計

[貸倒損]

備考

（単位：千円）
参照期間
5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

23,474 貸方の場合は▲表示で記載[振替損失調整額]（単位：千円）
参照期間

規制期間

備考

[インバランス収支過不足額]
参照期間の最終年度までに発生した累積収支額のうち、規制期間の前年度に繰り越すことが妥当とされた金額（千円）

4,012,020（単位：千円）インバランス収支過不足額

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均
0

備考

0 貸方の場合は▲表示で記載
貸方の場合は▲表示で記載
規制期間には2022年度の収支過不足額に伴う調整額18,008,086千円
が含まれる

（４）第６条第３項第８号関係[調整力の確保に要する費用]（単位：千円）
参照期間

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

法第二十八条の四十第一項第五号に規定する推進機関の業務に応じて供給能力を確保するために要する費用（将来の一定期間における需要に対する供給力が不足することが明らかになった後に推進機関が実施する入札等に係る費用を除く。）

0

0

0

0

0

0

0

その発電等設備以外の発電等設備の発電又は放電に係る電気を受電することなく発電し、又は放電することができる発電等設備等の調達に係る費用

10,230

10,230

10,2309,359

10,30950,358

10,072

10,318電気の電圧の値の維持の用に供するための発電等
設備等の調達に係る費用

29,30629,306

18,59353,16953,091

183,465

36,69353,091

0

0

1,185

53,08819,50273,775

14,755 ▲ 208,015 ▲ 208,015 ▲ 208,015 ▲ 208,015 ▲ 208,010 ▲ 1,040,070 ▲ 208,014

39,53639,53630,008

115,616

82,902

307,598

61,520

最終保障供給に係る利益又は損失

合計

5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間

2017年度

0 12,906,516▲ 144,606

5ヶ年計

5ヶ年平均

7,528,289 10,589,570 11,304,366 42,328,741

8,465,748

804,140

7,740,804

2,242,926

2,620,765

53,09153,09153,091

13,555,732

15,114,169

12,677,572

2,305,635 13,103,823

53,091

13,455,082

265,455

54,657,949

備考

53,091

10,931,590

貸方の場合は▲表示で記載
規制期間には2022年3月〜2023年3月までの調整額として▲966,295
千円が含まれる

第７表
事後検証費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

託

送

料 ※1

30,44930,03430,255

108,724

993,937

1,193,399

238,680

737,131

737,542655,642689,661

832,155

3,652,131

730,426補償費848,310

871,493805,021797,740

683,420

4,005,984

801,197

801,844801,844801,844801,844801,843

4,009,219

801,844費1,290,004

574,904

101,985

185,407

218,0152,370,315

474,063

218,015

218,015

218,015

218,015

218,015

1,090,075

218,015

震 災 、 風 水 害 、 火 災 そ の 他 の 災 害 の 復 旧 に 係 る 費 用 ※2

1,663,427

2,105,871

889,9022,758,112 ▲ 1,634,016

5,783,296

1,156,659

1,032,526

1,032,468

1,032,390

1,032,322

1,032,297

5,162,003

1,032,401

調

整22,993,156 13,698,709 14,822,355 21,246,953 19,968,620 92,729,793 18,545,959 28,673,109 28,744,765 33,239,790 29,405,253 29,267,829 149,330,746 29,866,149

発

電

事

事

業

者

力
抑
後

の

確
制
検

間

精

保

に

に

要
証

要
す
費

算

す

る
る
用

費

用 ※3

費

用 ※4
計

0

0

0

0

0

0

0

31,60033,46035,32037,17039,410176,960

35,392

26,825,346 17,281,011 16,649,518 25,096,936 20,229,976 106,082,787 21,216,557 31,494,225 31,568,094 35,983,001 32,184,265 32,191,549 163,421,134 32,684,227（記載注意）※1：連系線の増強等に係る費用に限る。
※2：災害等扶助交付金を含む。
※3：一般送配電事業者が、調整電源等を公募により調達するのに要する費用、一般送配電事業者が、調整電源等に対し上げ調整指令及び下げ調整指令を行うのに要する費用（第５条及び第６条に規定するものを除く。）、
一般送配電事業者が、調整電源等を需給調整市場における売買取引により調達するのに要する費用等をいう。
※4：送配電線１回線、変圧器１台又は発電機１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護継電器により行われる速やかな発電抑制に要する費用をいう。

≪項目別明細表≫（１）第７条第３項第１号関係[託送料]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

連系線の増強等に係る費用

30,44930,03430,255

108,724

993,937

1,193,399

238,680

737,131

737,542655,642689,661

832,155

3,652,131

730,426

合計

30,44930,03430,255

108,724

993,937

1,193,399

238,680

737,131

737,542655,642689,661

832,155

3,652,131

730,426[事業者間精算費]

北海道電力ネットワーク

東北電力ネットワーク

東京電力パワーグリッド

中部電力パワーグリッド

北陸電力送配電（単位：千円）

四国電力送配電

九州電力送配電合計

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

2,168

193

857

4,373

7,218

14,809

2,962

7,218

7,218

7,218

7,218

7,218

36,090

電力量料金

3,360

300

1,313

5,826

6,073

16,872

3,374

6,073

6,073

6,073

6,073

6,073

30,3656,073

電力量（千kWh）

7,594

2,869

10,466

12,83918,12951,897

10,37918,12918,12918,12918,12918,12990,645

18,129

7,218

電力量料金

2,734

1,033

3,768

4,622

6,526

18,683

3,737

6,526

6,526

6,526

6,526

6,526

32,6306,526

電力量（千kWh）

13,906

10,568

13,95541,90848,608

128,945

25,78948,60848,60848,60848,60848,608243,040

48,608

電力量料金

16,966

12,89317,025

51,12859,301

157,313

31,46359,30159,30159,30159,30159,301

296,505

59,301

電力量（千kWh）

31,02724,01760,956

86,771

85,394

288,165

57,63385,39485,39485,39485,39485,394426,970

85,394

電力量料金

5,113

4,078

10,26014,587

13,99748,035

9,607

13,997

13,997

13,997

13,997

13,997

69,985

13,997

電力量（千kWh）

1,045

7,331

17,042

12,415

12,35350,186

10,037

12,353

12,353

12,353

12,353

12,353

61,765

12,353

292

2,053

4,772

3,476

3,459

14,052

2,810

3,459

3,459

3,459

3,459

3,459

17,295

3,459

66,385

118,215

81,94399,781

100,502466,826

93,365100,502100,502100,502100,502100,502502,510

100,502

電力量（千kWh）

15,26827,466

18,847

22,95023,115

107,646

21,52923,115

23,115

23,115

23,115

23,115

115,575

23,115

1,821,381

907,581

109,057

238,201

329,246

3,405,466

681,093329,246

329,246

329,246

329,246

329,246

1,646,230

329,246

電力量料金

546,414272,274

32,717

71,46098,774

1,021,639

204,328

98,774

98,774

98,774

98,774

98,774

493,870

98,774

電力量（千kWh）

920,905

335,273

17,48914,9448,920

1,297,531

259,506

8,921

8,921

8,921

8,921

8,921

44,605

8,921

電力量料金

699,857

254,80713,283

11,3586,770

986,075

197,215

6,770

6,770

6,770

6,770

6,770

33,8506,770

電力量（千kWh）

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

電力量料金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

電力量（千kWh）

2,864,411

1,406,047

311,765

511,232

610,3705,703,825

1,140,765

610,371

610,371

610,371

610,371

610,371

3,051,855

610,371

電力量料金

1,290,004

574,904

101,985

185,407

218,0152,370,315

474,063

218,015

218,015

218,015

218,015

218,015

1,090,075

218,015

電力量料金
中国電力ネットワーク

2018年度

電力量（千kWh）

電力量料金
関西電力送配電2017年度

電力量（千kWh）（２）第７条第３項第２号関係[補償費]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

定期的補償費

483

497

469

14

377

1,840

368

369

369

369

369

369

1,845

369

臨時的補償費692,863669,632

605,258

598,651

576,410

3,142,814

628,563

629,068

629,068

629,068

629,068

629,068

3,145,340

629,068

損害賠償費

154,964

201,364

199,294

199,075

106,633

861,330

172,266

172,407

172,407

172,407

172,407

172,406

862,034

172,407

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

848,310

871,493805,021797,740

683,420

4,005,984

801,197

801,844801,844801,844801,844801,843

4,009,219

801,844

その他
合計

（３）第７条第３項第３号関係[震災、風水害、火災その他の災害の復旧に係る費用]（単位：千円）2017年度

2018年度（実績）

2019年度（実績）

2020年度（実績）

参照期間

2021年度

（実績）

（実績）

5ヶ年計

2023年度

5ヶ年平均

2024年度（想定）

2025年度（想定）

2026年度（想定）

規制期間

2027年度

（想定）

（想定）

5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

委託費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

修繕費

1,663,427

2,105,871

889,9022,758,112

116,8997,534,211

1,506,842

1,749,623

1,749,565

1,749,487

1,749,419

1,749,394

8,747,488

1,749,498

固定資産除却費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

災害等扶助交付金00

0

0 ▲ 1,750,915 ▲ 1,750,915▲ 350,183▲ 717,097▲ 717,097▲ 717,097▲ 717,097

その他
合計

0

0

0

1,663,427

2,105,871

889,9020▲ 717,097 ▲ 3,585,485

0▲ 717,097 ▲表示で記載

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2,758,112 ▲ 1,634,016

5,783,296

1,156,659

1,032,526

1,032,468

1,032,390

1,032,322

1,032,297

5,162,003

1,032,401

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

[震災、風水害、火災その他の災害の復旧に係る費用]過去10年間の実績額（単位：千円）

2012年度

2013年度

2014年度

2015年度

2016年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

参照期間
10ヶ年計

備考

10ヶ年平均

委託費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

修繕費

1,027,655

581,606

707,506

2,369,047

5,380,305

1,663,427

2,105,871

889,9022,758,112

116,899

17,600,330

1,760,033

固定資産除却費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

災害等扶助交付金

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲ 1,750,915 ▲ 1,750,915

その他
合計

0

0

0

0

0

0

0

0

1,027,655

581,606

707,506

2,369,047

5,380,305

1,663,427

2,105,871

889,9020

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

0
▲ 175,092 ▲表示で記載

0

0

0

2,758,112 ▲ 1,634,016

15,849,415

1,584,942（４）第７条第３項第４号関係[調整力の確保に要する費用]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

参照期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

一般送配電事業者が、電気の周波数の値の維持及びインバランスを調整するための指令をすることができる調整電源等を公募により調達するのに要する費
用

19,622,573

12,102,071

13,251,547

17,817,351

16,084,054

78,877,596

15,775,519

17,766,479

0

0

0

一般送配電事業者が、調整電源等に対し上げ調整指
令及び下げ調整指令を行うのに要する費用

2,874,674

1,478,697

815,5822,360,893

2,831,236

10,361,082

2,072,216

2,133,898000

一般送配電事業者が、調整電源等を需給調整市場における売買取引により調達するのに要する費用

0

0

0

0

0

0

0

8,158,445

28,130,478

32,625,503

28,790,966

その他
合計

495,909

117,941755,226

1,068,709

1,053,330

3,491,115

698,223

614,287

614,287

614,287

614,287

22,993,156

13,698,709

14,822,355

21,246,953

19,968,620

92,729,793

18,545,959

28,673,109

28,744,765

33,239,790

29,405,253

規制期間

備考

5ヶ年計

5ヶ年平均

0

17,766,479

3,553,296

02,133,898

426,780

28,653,542 126,358,934

25,271,787

3,071,435

614,287

29,267,829 149,330,746

614,287

29,866,149

第８表
次世代投資費用明細表（単位：千円）

減

価

償

却

費

固

定

資

産

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

6,387

18,98628,99264,943

179,377

参照期間
5ヶ年計
298,685

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

59,737757,947

1,131,502

1,706,306

2,752,421

2,979,207

9,327,383

1,865,477
138,071

税

0

1,210

2,098

3,684

13,12820,1204,024

57,50578,733111,071

187,640

255,405

690,354

研究費16,47024,37018,50027,05091,449177,839

35,568405,122357,672

459,339

255,681305,681

1,783,495

356,699

委託

費15,30013,80013,80016,80044,800104,500

20,9003,404,894

5,642,118

4,909,807

5,905,982

4,381,333 24,244,134

4,848,827

費

0

0

4,661

6,739

29,11040,5108,102

451,098

872,753

1,267,944

1,500,222

1,890,457

5,982,474

1,196,495

費

3,829

0

33,07496,996

121,041

254,940

50,988210,338

464,697

3,363,701 10,985,903 12,793,234 27,817,873

5,563,575

費

0

0

0

0

0

0

0

320

287,644

409,000

9,211

320

706,495

141,299

102,051

148,266

137,623

171,526

559,867

111,973

諸
修

繕

消

耗

品

賃
次

借
世

代

投

資

費

用

料

0

0

0

0

0

0

0

401

計

41,98658,366

101,125

216,212478,905

896,594

179,319

5,287,625

8,937,170 12,375,434 21,734,683 22,777,163 71,112,075 14,222,415

備考

第９表
事業報酬明細表

特

定

建

設

（単位：千円）

特

固

定

中

の

定

転

資

資
投

営
運

資

業

資

本貯

蔵

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

産

1,691,477,032

1,727,733,678

1,758,112,675

1,784,515,254

1,805,827,161

8,767,665,800

1,753,533,160

産

46,693,323

46,852,565

44,944,905

43,154,417

43,109,568

224,754,778

44,950,956

延

レ

償

ー

却

ト

ベ

報

資
ー

ス

酬

事

業

報

酬

備考

資

9,030,247

8,328,924

7,685,050

7,095,622

6,552,971

38,692,814

7,738,563

本36,690,374

37,622,472

37,803,257

37,498,969

37,334,811

186,949,883

37,389,977

品

15,751,645

15,853,724

15,980,464

16,093,531

16,237,614

79,916,978

15,983,396

52,442,019

53,476,196

53,783,721

53,592,500

53,572,425

266,866,861

53,373,372

産

0

0

0

0

0

0

0

計

1,799,642,621

1,836,391,363

1,864,526,351

1,888,357,793

1,909,062,125

9,297,980,253

1,859,596,051

率

0

0

0

0

0

0

0

計

26,994,639

27,545,870

27,967,895

28,325,367

28,635,932

139,469,703

27,893,941

計
繰

規制期間

2023年度

第１０表
追加事業報酬明細表（単位：千円）
2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

追

加

事

業

報

酬

額

67,72762,467

57,63853,21749,147290,196

58,039

追

加

事

業

報

酬

計

67,72762,467

57,63853,21749,147290,196

58,039第１１表
追加事業報酬対象額明細表（単位：千円）
設備名称

区間

特

定

固

定

資

産 飛騨信濃周波 東 京 〜 中 部
数 変 換 設 備

建

設

中

の

資

合

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

9,030,247

8,328,924

7,685,050

7,095,622

6,552,971

38,692,814

7,738,563

産

0

0

0

0

0

0

0

計

9,030,247

8,328,924

7,685,050

7,095,622

6,552,971

38,692,814

7,738,563

第１２表
控除収益明細表（単位：千円）
備考

5ヶ年平均

料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

電源

電

益 ※1 ▲ 1,403,205 ▲ 1,523,514 ▲ 1,352,473 ▲ 974,929 ▲ 167,518 ▲ 5,421,639 ▲ 1,084,328 ▲ 140,449 ▲ 140,449 ▲ 140,449 ▲ 140,449 ▲ 140,449 ▲ 702,245 ▲ 140,449 ▲表示で記載

収
算
雑
利
収

5ヶ年計

源

売

金

（想定）

電

販

除

（想定）

0 ▲表示で記載

社

控

（想定）

0

他

預

（想定）

0

送

業

（想定）

0

売

事

5ヶ年平均

規制期間

0

販

気

5ヶ年計

2027年度

0

販

電

（実績）

2026年度

0

間

精

（実績）

2025年度

0

社

間

（実績）

2024年度

▲ 2

帯

者

（実績）

2023年度

0

他

業

（実績）

参照期間

0

地

事

2021年度▲ 2

販

送2020年度

0間

電

2019年度

0帯

売送

2018年度料

地

託売

2017年度益収

益 ※2 ▲ 4,387,279 ▲ 4,373,436 ▲ 4,425,370 ▲ 13,361,033 ▲ 11,763,682 ▲ 38,310,800 ▲ 7,662,160 ▲ 12,423,630 ▲ 12,220,909 ▲ 12,614,416 ▲ 12,215,390 ▲ 12,249,835 ▲ 61,724,180 ▲ 12,344,836 ▲表示で記載
息益▲ 4,707,355 ▲ 4,737,723 ▲ 4,491,918 ▲ 4,393,814 ▲ 4,759,922 ▲ 23,090,732 ▲ 4,618,146 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 23,799,610 ▲ 4,759,922 ▲表示で記載

収計▲ 1,166

▲ 429

▲ 396

0

0

▲ 1,991

▲ 398

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載▲ 10,499,005 ▲ 10,635,102 ▲ 10,270,159 ▲ 18,729,776 ▲ 16,691,122 ▲ 66,825,164 ▲ 13,365,033 ▲ 17,324,001 ▲ 17,121,280 ▲ 17,514,787 ▲ 17,115,761 ▲ 17,150,206 ▲ 86,226,035 ▲ 17,245,207（記載注意）※1：接続供給託送収益及び電源線に係る収益を除く。
※2：第３条に規定するもの、災害等扶助交付金及び電源線に係る収益を除く。

≪項目別明細表≫（１）第１１条第３項関係[託送収益]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

▲ 126,186▲ 126,186▲ 126,186▲ 126,186▲ 126,186▲ 630,930▲ 126,186 ▲表示で記載▲ 11,114▲ 11,114▲ 11,114▲ 11,114▲ 11,114▲ 55,570▲ 11,114 ▲表示で記載

0 ▲ 4,230,302▲ 846,060▲ 3,149▲ 3,149▲ 3,149▲ 3,149▲ 3,149▲ 15,745▲ 974,929▲ 167,518 ▲ 5,421,639 ▲ 1,084,328▲ 140,449▲ 140,449▲ 140,449▲ 140,449▲ 140,449▲ 702,245

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

▲ 9,390▲ 946,580▲ 156,404 ▲ 1,151,567

▲ 133

▲ 174

▲ 28,349▲ 11,114▲ 1,381,474 ▲ 1,505,919 ▲ 1,342,909

0▲ 1,403,205 ▲ 1,523,514 ▲ 1,352,473

合計

2026年度▲ 7,954▲ 17,462

0他

2025年度▲ 230,313▲ 21,731

全国融通等振替収益の2024年度▲ 39,770

接続供給契約超過金

そ規制期間

2023年度▲ 3,149 ▲表示で記載▲ 140,449[事業者間精算収益]

北海道電力ネットワーク（単位：千円）

電力量（千kWh）
電力量料金

東北電力ネットワーク

電力量（千kWh）

中部電力パワーグリッド

北陸電力送配電

関西電力送配電

四国電力送配電

合計

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

▲ 3,236▲ 553▲ 3,094▲ 3,719▲ 6,933▲ 17,535▲ 3,507▲ 6,933▲ 6,933▲ 6,933▲ 6,933▲ 6,933▲ 34,665

▲ 906

▲ 155

▲ 866

▲ 1,041▲ 1,941▲ 4,909▲ 982▲ 1,941▲ 1,941▲ 1,941▲ 1,941▲ 1,941▲ 9,705▲ 6,933 ▲表示で記載▲ 1,941 ▲表示で記載▲ 7,451▲ 2,995▲ 4,038▲ 15,303▲ 23,533▲ 53,320▲ 10,664▲ 23,533▲ 23,533▲ 23,533▲ 23,533▲ 23,533▲ 117,665▲ 23,533 ▲表示で記載▲ 2,086▲ 6,589▲ 6,589▲ 839▲ 1,131▲ 4,285▲ 14,930▲ 2,986▲ 6,589▲ 6,589▲ 6,589▲ 6,589▲ 32,945▲ 6,589 ▲表示で記載▲ 918,880▲ 571,862▲ 526,041 ▲ 4,081,601▲ 816,320▲ 526,041▲ 526,041▲ 526,041▲ 526,041▲ 526,041 ▲ 2,630,205▲ 526,041 ▲表示で記載

電力量料金▲ 223,821▲ 354,328▲ 257,287▲ 160,121▲ 147,291 ▲ 1,142,848▲ 228,570▲ 147,291▲ 147,291▲ 147,291▲ 147,291▲ 147,291▲ 147,291 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 250,324▲ 861,388▲ 884,802 ▲ 1,499,738 ▲ 2,558,199 ▲ 6,054,451 ▲ 1,210,890 ▲ 2,558,199 ▲ 2,558,199 ▲ 2,558,199 ▲ 2,558,199 ▲ 2,558,199 ▲ 12,790,995 ▲ 2,558,199 ▲表示で記載▲ 736,455

電力量料金▲ 70,091▲ 241,189▲ 247,744▲ 419,927▲ 716,296 ▲ 1,695,247▲ 339,049▲ 716,296▲ 716,296▲ 716,296▲ 716,296▲ 716,296 ▲ 3,581,480▲ 716,296 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 46,438▲ 264,903▲ 82,741▲ 73,312▲ 69,155▲ 536,549▲ 107,310▲ 69,155▲ 69,155▲ 69,155▲ 69,155▲ 69,155▲ 345,775▲ 69,155 ▲表示で記載

電力量料金▲ 13,003▲ 74,173▲ 23,168▲ 20,527▲ 19,363▲ 150,234▲ 30,047▲ 19,363▲ 19,363▲ 19,363▲ 19,363▲ 19,363▲ 96,815▲ 19,363 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 2,807,953 ▲ 2,398,522 ▲ 3,692,140 ▲ 8,104,502 ▲ 9,136,481 ▲ 26,139,598 ▲ 5,227,920 ▲ 9,136,481 ▲ 9,136,481 ▲ 9,136,481 ▲ 9,136,481 ▲ 9,136,481 ▲ 45,682,405 ▲ 9,136,481 ▲表示で記載▲ 786,227▲ 671,753 ▲ 1,033,799 ▲ 2,269,261 ▲ 2,558,215 ▲ 7,319,255 ▲ 1,463,851 ▲ 2,558,215 ▲ 2,558,215 ▲ 2,558,215 ▲ 2,558,215 ▲ 2,558,215 ▲ 12,791,075 ▲ 2,558,215 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 9,819,067 ▲ 10,507,002 ▲ 10,434,337 ▲ 5,357,742 ▲ 4,653,053 ▲ 40,771,201 ▲ 8,154,240 ▲ 4,653,053 ▲ 4,653,053 ▲ 4,653,053 ▲ 4,653,053 ▲ 4,653,053 ▲ 23,265,265 ▲ 4,653,053 ▲表示で記載

電力量料金▲ 2,749,339 ▲ 2,942,053 ▲ 2,921,614 ▲ 1,500,168 ▲ 1,302,855 ▲ 11,416,029 ▲ 2,283,206 ▲ 1,302,855 ▲ 1,302,855 ▲ 1,302,855 ▲ 1,302,855 ▲ 1,302,855 ▲ 6,514,275 ▲ 1,302,855 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 3,078,152 ▲ 1,618,694▲ 22,533▲ 66,014▲ 26,326 ▲ 4,811,719▲ 962,344▲ 26,326▲ 26,326▲ 26,326▲ 26,326▲ 26,326▲ 131,630▲ 26,326 ▲表示で記載▲ 861,882▲ 453,233▲ 6,309▲ 18,484▲ 7,372 ▲ 1,347,280▲ 269,456▲ 7,372▲ 7,372▲ 7,372▲ 7,372▲ 7,372▲ 36,860▲ 7,372 ▲表示で記載

電力量（千kWh）

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

電力量料金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

電力量料金
九州電力送配電2019年度▲ 799,360 ▲ 1,265,458

電力量料金
中国電力ネットワーク

2018年度

電力量（千kWh）

電力量料金
東京電力パワーグリッド

2017年度

電力量（千kWh）▲ 16,811,981 ▲ 16,919,515 ▲ 16,042,565 ▲ 15,692,192 ▲ 16,999,721 ▲ 82,465,974 ▲ 16,493,195 ▲ 16,999,721 ▲ 16,999,721 ▲ 16,999,721 ▲ 16,999,721 ▲ 16,999,721 ▲ 84,998,605 ▲ 16,999,721 ▲表示で記載

電力量料金▲ 4,707,355 ▲ 4,737,723 ▲ 4,491,918 ▲ 4,393,814 ▲ 4,759,922 ▲ 23,090,732 ▲ 4,618,146 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 4,759,922 ▲ 23,799,610 ▲ 4,759,922 ▲表示で記載

[電気事業雑収益]

契約超過金
違約金
諸貸付料
受託運転益

（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

備考

5ヶ年平均

▲ 1,319

▲ 378

▲ 615

▲ 623

▲ 667

▲ 3,602

▲ 720

▲ 645

▲ 645

▲ 645

▲ 645

▲ 645

▲ 3,225▲ 645 ▲表示で記載

▲ 13

▲ 124

0

0

▲ 2

▲ 139

▲ 28

▲ 1

▲ 1

▲ 1

▲ 1

▲ 1

▲ 5

▲ 1 ▲表示で記載

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載▲ 1,894▲ 1,106▲ 1,157▲ 5,252▲ 4,240▲ 13,649▲ 2,730▲ 4,746▲ 4,746▲ 4,746▲ 4,746▲ 4,746▲ 23,730▲ 4,746 ▲表示で記載

器具販売益

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

受託工事益▲ 7,824▲ 6,322▲ 4,200▲ 34,957▲ 38,048▲ 91,351▲ 18,270▲ 82,074▲ 82,074▲ 82,074▲ 82,074▲ 82,074▲ 410,370▲ 82,074 ▲表示で記載▲ 7,627▲ 7,258▲ 20,803▲ 4,161▲ 7,443▲ 7,443▲ 7,443▲ 7,443▲ 7,443▲ 37,215▲ 7,443 ▲表示で記載

広告料▲ 2,090▲ 1,953▲ 1,875

供給雑収▲ 62,477▲ 65,307▲ 71,562 ▲ 1,762,269

系統設置交付金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

広域系統整備交付金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載▲ 821,805 ▲ 2,783,420▲ 556,684 ▲ 1,292,037 ▲ 1,292,037 ▲ 1,292,037 ▲ 1,292,037 ▲ 1,292,037 ▲ 6,460,185 ▲ 1,292,037 ▲表示で記載

雑口▲ 4,311,662 ▲ 4,298,246 ▲ 4,345,961 ▲ 11,550,305 ▲ 10,891,662 ▲ 35,397,836 ▲ 7,079,567 ▲ 11,036,684 ▲ 10,833,963 ▲ 11,227,470 ▲ 10,828,444 ▲ 10,862,889 ▲ 54,789,450 ▲ 10,957,890 ▲表示で記載

合計▲ 4,387,279 ▲ 4,373,436 ▲ 4,425,370 ▲ 13,361,033 ▲ 11,763,682 ▲ 38,310,800 ▲ 7,662,160 ▲ 12,423,630 ▲ 12,220,909 ▲ 12,614,416 ▲ 12,215,390 ▲ 12,249,835 ▲ 61,724,180 ▲ 12,344,836 ▲表示で記載（再掲）共架料▲ 1,300,054 ▲ 1,274,192 ▲ 1,235,348 ▲ 5,150,707 ▲ 5,103,140 ▲ 14,063,441 ▲ 2,812,688 ▲ 5,245,142 ▲ 5,302,069 ▲ 5,359,741 ▲ 5,418,169 ▲ 5,477,367 ▲ 26,802,488 ▲ 5,360,498 ▲表示で記載（参考）災害等扶助交付金

0

0

0

0 ▲ 1,750,915 ▲ 1,750,915▲ 350,183▲ 717,097▲ 717,097▲ 717,097▲ 717,097▲ 717,097 ▲ 3,585,485▲ 717,097 ▲表示で記載

４

一般送 配電事業 託送供給 等約款料金算定規則の規定に基づいて作成した書類

電気供給約款

様式第３（第８条関係）
７部門整理表（１）
水力発電費
計

新エネルギー等発電等費

計
固有（単位：千円）

火力発電費
計

い。
火力に係るものは，汽力及び内燃力に係るものをいう。

固有

一般
11,769857,547▲ 18,567
408,572
176,6320011,3830022,936281,150001,410,092
00
3,076,052
139,650
34,832
84,869506,747
1,295,698
0
0
7,716
0
0
0
0
▲ 55,915▲ 1,5640000002,553,790
3,320,650
14,124,039

計

固有
一般
役員給与
0
0
0
11,769000038,9890
38,989給料手当
000
6,588,087
5,730,540
00021,803,428
18,977,352
2,826,076
給料手当振替額(貸方)000▲ 142,642▲ 124,075000▲ 474,576▲ 413,066▲ 61,510
退職給与金
0
0
0
408,57200001,358,795
0
1,358,795
厚生費
0001,356,927
1,180,2950004,489,919
3,907,935
581,984
委託検針費
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
委託集金費
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
雑給
0
0
0
87,44676,063000291,646
253,936
37,710燃料費
00095,923,099
95,923,099
0
0
0
0
0
0
廃棄物処理費00
0301,035
301,035
0
0
0
0
0
0
消耗品費
0
0
0
1,677,885
1,654,949
000249,279
173,128
76,151
修繕費
450,887
450,887
024,254,949
23,973,799
25,117
25,117
063,937,484
62,234,712
1,702,772
水利使用料
24,97024,970
0
0
0
0
0
0
0
0
0
補償費
0
0
0
0
0
0
0
0
3,176,255
3,008,465
167,790
賃借料
7,762
7,487
275
1,516,787
106,6955
5
0
15,170,950
7,027,330
8,143,620
託送料
0
0
0
0
0
0
0
0
19,871,631
19,871,631
0
事業者間精算費
0
0
0
0
0
0
0
0
1,090,075
1,090,0750
委託費
347,609
239,062
108,547
8,365,572
5,289,520
15,577
10,745
4,832
66,142,434
43,117,918
23,024,516
損害保険料
0
0
0
206,630
66,98000
00
00
普及開発関係費
3210
32134,832010
0
10108,711
0
108,711
養成費
00084,8690000142,8960
142,896
研究費
000506,74700001,102,763
0
1,102,763
諸費
3,299
3,299
0
1,998,348
702,6500005,617,751
1,287,087
4,330,664
貸倒損
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
固定資産税
100,191
100,19102,025,368
2,025,368
45,13145,131040,872,596
40,872,596
0
雑税
1,744
1,140
604
22,261
14,545000257,848
168,475
89,373
減価償却費
426,618
426,618
0
13,633,720
13,633,720
78,777
78,7770
165,323,413
165,323,4130
固定資産除却費
37,33637,33604,430,710
4,430,71000054,458,958
54,458,9580
共有設備費等分担額
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
共有設備費等分担額(貸方)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
建設分担関連費振替額(貸方)▲ 1,7310▲ 1,731▲ 55,915
0
▲ 50
0
▲ 50
▲ 843,935
0▲ 843,935
附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)
▲ 14
0
▲ 14
▲ 1,5640000▲ 4,8090▲ 4,809
開発費
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
開発費償却
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
株式交付費
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
株式交付費償却
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
社債発行費
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
社債発行費償却
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
法人税等
23,537
0
23,5372,553,790
0
703
0
703
8,111,51208,111,512
電気事業報酬
125,5130
125,513
3,320,650
0
4,106
0
4,106
55,329,112
0
55,329,112
合計
1,548,042
1,290,990
257,052
169,109,932
154,985,893
169,376
159,775
9,601
527,623,125
421,359,945
106,263,180（記載注意）
１ 固有の欄には第８条第２項で整理された金額（一般管理費等を除く。）を，一般の欄には第８条第３項又は第５項で整理された金額を記載すること。
２ 帰属方法別の欄には，各項目ごとに，別表第２において定める「直課」，「活動帰属基準」，「配賦基準」を基に合計の「直課」，「活動帰属基準」，「配賦基準」を基に合計の「直課」，「活動帰属基準」，「配賦基準」による整理の比率をそれぞれ記載すること。
注 １ 該当すべき事項がないときは，表の作成又は記載を省略することができる。
２ 記載すべき金額は千円単位をもって表示することができる。ただし，営業費，事業報酬，追加事業報酬及び控除収益の合計額が千億円を超える事業者は，「千円」を「百万円」に読み替え，百万円単位をもって表示することを妨げな
３

一般

送電費

固有

一般

様式第３

（第８条関係）
７部門整理表（２）
変電費
計
固有

役員給与
給料手当
給料手当振替額(貸方)
退職給与金
厚生費
委託検針費
委託集金費
雑給
燃料費
廃棄物処理費
消耗品費
修繕費
水利使用料
補償費
賃借料
託送料
事業者間精算費
委託費
損害保険料
普及開発関係費
養成費
研究費
諸費
貸倒損
固定資産税
雑税
減価償却費
固定資産除却費
共有設備費等分担額
共有設備費等分担額(貸方)
建設分担関連費振替額(貸方)附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)
開発費
開発費償却
株式交付費
株式交付費償却
社債発行費
社債発行費償却
法人税等
電気事業報酬
合計

26,285
14,597,079▲ 317,722
909,691
3,005,936
00194,78600
322,073
33,917,390
090
9,778,036
0045,457,608
3,582
52,855
179,058
1,236,020
5,276,845
0
17,810,385
560,034
85,696,078
13,390,071
00▲ 497,716▲ 2,3380000003,943,795
20,988,627
256,528,548

0
12,691,858▲ 276,254
02,613,587
00169,36300270,735
32,201,455
085
1,949,221
0029,946,575
1,161
0
0
0
2,357,295
0
17,810,385
365,920
85,696,078
13,390,071
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
199,187,535

配電費
計
一般
26,285219,387
1,905,221
76,896,931▲ 41,468 ▲ 1,673,747
909,691
4,791,328
392,349
15,835,827
0
4,454,974
0025,423
1,026,146
000051,3383,321,460
1,715,935
301,372,824
005
1,003,660
7,828,815
69,429,460
000015,511,033
207,319,529
2,421
26,61252,855
212,592
179,058
1,109,607
1,236,020
2,567,797
2,919,550
33,875,085
00055,330,555
194,114
166,9140
156,370,001
024,914,139
0000▲ 497,716▲ 683,661▲ 2,338▲ 9,404
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3,943,795
15,862,634
20,988,627
58,064,031
57,341,013 1,031,804,681

販売費
計

固有
0
60,994,768▲ 1,327,633
0
12,561,035
4,454,974
0813,952002,892,964
293,652,046
0
950,640
53,470,741
00133,473,082
8,626
0
0
0
9,506,680
050,620,041
109,060
87,965,240
21,079,858
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
731,226,074

一般
219,387
15,902,163▲ 346,114
4,791,328
3,274,792
00212,19400428,496
7,720,778
053,02015,958,719
00
73,846,447
17,986
212,592
1,109,607
2,567,797
24,368,405
0
4,710,514
57,854
68,404,761
3,834,281
00▲ 683,661▲ 9,404000
0
00
15,862,634
58,064,031
300,578,607

固有
87,08841,938,467▲ 912,666
2,617,090
8,637,182
0542,417559,551001,253,323
2,305,328
06,4408,809,443
0089,484,084
0
67,294
121,699
2,128,692
18,712,841
209,615758,072
612,009
11,008,505
617,058
00▲ 22,909▲ 1,7700000002,984,939
1,637,664
194,161,456

0
35,625,868▲ 775,271
0
7,337,204
0542,417475,318001,083,225
006,100
742,5620057,367,599
0
27,290009,039,439
209,6150399,880
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
112,081,246

合計
一般
87,088383,518
6,312,599
161,823,992▲ 137,395 ▲ 3,521,353
2,617,090
10,085,476
1,299,97833,325,791
0
4,454,974
0542,417
84,233
2,159,575
0
95,923,099
0
301,035
170,098
6,824,020
2,305,328
426,263,979
0
24,970340
4,186,445
8,066,881
104,712,443
0
19,871,631
0
1,090,075
32,116,485
417,132,413
0236,824
40,004
476,615
121,699
1,638,129
2,128,692
7,542,019
9,673,402
65,484,169
0
209,615758,072
116,942,298
212,129
1,620,810
11,008,505
432,537,112
617,058
97,848,272
0000▲ 22,909 ▲ 2,105,917▲ 1,770▲ 19,899
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,984,939
33,480,910
1,637,664
139,469,703
82,080,210 2,180,945,160（単位：千円）
帰属方法別（％）
直課
活動帰
配賦
属基準
基準
3%
97%
0%
3%
97%
0%
3%
97%
0%
83%
17%
0%
3%
97%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
3%
97%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
3%
97%
0%
2%
98%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
4%
94%
2%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
3%
13%
84%
87%
0%
13%
8%
0%
92%
68%
32%
0%
23%
0%
77%
3%
0%
97%
0%
0%
0%
0%
100%
0%
1%
0%
99%
0%
100%
0%
0%
100%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
3%
97%
0%
8%
0%
92%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
8%
0%
92%
94%
2%
4%
27%
35%
38%

様式第４

（第10条関係）
送配電関連費整理表（１）
総離島等供給費
水力発電費分
火力発電費分

新エネルギー等
発電等費分

総アンシラリー
サービス費

総送電費

役員給与
11,7690
11,7690
38,989
給料手当
6,588,087
0
6,588,087
021,803,428
給料手当振替額(貸方)▲ 142,6420▲ 142,642
0▲ 474,576
退職給与金
408,5720408,5720
1,358,795
厚生費
1,356,927
0
1,356,927
0
4,489,919
委託検針費
0
0
0
0
0
委託集金費
0
0
0
0
0
雑給
87,446087,446
0291,646
燃料費
95,923,099
0
95,923,09900
廃棄物処理費301,0350
301,03500
消耗品費
1,677,885
0
1,677,885
0249,279
修繕費
24,730,953
450,887
24,254,949
25,11763,937,484
水利使用料
24,97024,970
0
0
0
補償費
0
0
0
0
3,176,255
賃借料
1,524,554
7,762
1,516,787
5
15,170,950
託送料
0
0
0
0
19,871,631
事業者間精算費
00001,090,075
委託費
8,728,758
347,6098,365,572
15,577
66,142,434
損害保険料
206,630
0206,63000
普及開発関係費35,163
321
34,832
10
108,711
養成費
84,869084,8690
142,896
研究費
506,7470506,74701,102,763
諸費
2,001,647
3,299
1,998,348
05,617,751
貸倒損
0
0
0
0
0
固定資産税
2,170,690
100,191
2,025,368
45,13140,872,596
雑税
24,005
1,744
22,261
0257,848
減価償却費
14,139,115
426,618
13,633,720
78,777
165,323,413
固定資産除却費
4,468,046
37,3364,430,710
054,458,958
共有設備費等分担額
00000
共有設備費等分担額(貸方)
0
0
0
0
0
地帯間購入電源費
0
0
0
0
0
0
地帯間購入送電費
0
0
0
0
0
0
他社購入電源費15,911,397
294,750015,616,647
225,772,0230
他社購入送電費000000
非化石証書購入費
20,4580
20,458
建設分担関連費振替額(貸方)▲ 57,696▲ 1,731▲ 55,915▲ 50▲ 843,935
附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)▲ 1,578▲ 14▲ 1,5640▲ 4,809
開発費
0
0
0
0
0
開発費償却
0
0
0
0
0
株式交付費
0
0
0
0
0
株式交付費償却
0
0
0
0
0
社債発行費
0
0
0
0
0
社債発行費償却
0
0
0
0
0
法人税等
2,578,030
23,5372,553,790
703
8,111,512
電気事業報酬
3,450,269
125,513
3,320,650
4,106
55,329,112
自社アンシラリーサービス費
2,616,686
地帯間販売電源料
0
0
0
0
0
0
地帯間販売送電料
0
0
0
0
0
0
他社販売電源料
000000
他社販売送電料
0
0
0
0
0
0
合計
186,759,205
1,842,792
169,109,932
15,806,481
228,388,709
527,623,125（記載注意）
１ 帰属方法別の欄には，各項目ごとに，別表第２において定める「直課」，「活動帰属基準」，「配賦基準」を基に合計の「直課」，「活動帰属基準」，「配賦基準」による整理の比率をそれぞれ記載すること。
２ 自社アンシラリーサービス費の欄には，第８項第１項で自社アンシラリーサービス費に整理された金額を記載すること。
３ その他は，様式第３の注１から３までと同様とすること。

受電用変電
サービス費

（単位：千円）
配電用変電
サービス費

17,4899,712,502▲ 211,404
605,284
2,000,069
00129,60500
214,299
24,526,682
0
16
7,070,791
0032,871,760
624
35,168
119,140
822,414
3,511,070
0
10,425,665
372,632
50,163,913
7,838,146
0
0
0
0
0
0

8,796
4,884,577▲ 106,318
304,407
1,005,867
0065,1810
0107,774
9,390,708
074
2,707,245
0012,585,848
2,958
17,68759,918413,606
1,765,775
0
7,384,720
187,40235,532,165
5,551,925
0
0
0
0
0
0

▲ 331,167▲ 1,5560000002,624,095
13,965,266▲ 166,549
▲ 782
0
0
0
0
0
0
1,319,700
7,023,3610000166,482,503

000090,046,045

様式第４（第10条関係）
送配電関連費整理表（２）
低圧配電費

役員給与
給料手当
給料手当振替額(貸方)
退職給与金
厚生費
委託検針費
委託集金費
雑給
燃料費
廃棄物処理費
消耗品費
修繕費
水利使用料
補償費
賃借料
託送料
事業者間精算費
委託費
損害保険料
普及開発関係費
養成費
研究費
諸費
貸倒損
固定資産税
雑税
減価償却費
固定資産除却費
共有設備費等分担額
共有設備費等分担額(貸方)地帯間購入電源費
地帯間購入送電費
他社購入電源費
他社購入送電費
非化石証書購入費
建設分担関連費振替額(貸方)附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)
開発費
開発費償却
株式交付費
株式交付費償却
社債発行費
社債発行費償却
法人税等
電気事業報酬
自社アンシラリーサービス費
地帯間販売電源料
地帯間販売送電料
他社販売電源料
他社販売送電料
合計

高圧配電費

需要家費

（単位：千円）

給電費

一般販売費

64,447
22,589,096▲ 491,677
1,407,491
4,651,902
00301,4390
0
767,805
53,395,390
0353,725
24,468,987
0052,773,623
9,379
62,451
325,956
754,311
9,948,749
0
17,551,044
49,032
49,575,087
7,904,801
0
0
0
0
0
0

118,41441,505,265▲ 903,408
2,586,129
8,547,418
00553,864001,410,766
98,108,830
0649,935
44,959,380
00
96,966,394
17,233
114,747
598,913
1,385,973
18,279,858
0
32,248,334
90,092
91,089,395
14,524,302
0
0
0
0
0
0

75,09031,375,584▲ 682,804
1,956,582
6,461,615
4,454,974
542,417418,621001,673,349
151,028,956
0
2,851
2,268,225
0099,733,136
035,394
238,629
1,166,124
13,512,540
06,223,817
298,699
25,769,270
3,048,570
0
0
0
0
0
0

40,546
19,522,821▲ 424,916
1,218,476
4,020,683
00260,51500557,727
956,693
0
2,999
5,554,720
0024,956,508
0056,6601,238,173
8,826,18400285,071
0
0
0
0
0
0
0
0

7,978
3,842,632▲ 83,608
239,740
791,3910051,25800165,136
188,2830
590
987,5910022,373,952
0
67,294
11,148151,9082,020,595
209,615
65,43256,029944,754
53,524000000▲ 240,946▲ 3,3140000005,032,924
18,422,656▲ 442,715▲ 6,0900000009,247,507
33,849,836▲ 9,928
▲ 784
0
0
0
0
0
0
2,903,519
6,516,461▲ 10,962
▲ 824
0
0
0
0
0
0
1,390,349
762,815▲ 2,019
▲ 162
0
0
0
0
0
0
273,274
149,9270000269,674,358

0000495,500,372

0000359,010,907

000069,214,238

0000
32,566,262

合計

383,518
161,823,992▲ 3,521,353
10,085,476
33,325,791
4,454,974
542,417
2,159,575
95,923,099
301,035
6,824,020
426,263,979
24,9704,186,445
104,712,443
19,871,631
1,090,075
417,132,413
236,824476,615
1,638,129
7,542,019
65,484,169
209,615
116,942,298
1,620,810
432,537,112
97,848,272
0000241,683,420
020,458▲ 2,105,917▲ 19,899
0
0
0
0
0
0
33,480,910
139,469,703
2,616,68600002,425,265,724

帰属方法別（％）
直課
活動帰
属基準
14%
22%
19%
25%
19%
25%
19%
25%
19%
25%
0%
0%
100%
0%
19%
25%
100%
0%
100%
0%
30%
17%
21%
8%
100%
0%
76%
0%
16%
8%
100%
0%
100%
0%
28%
0%
87%
0%
44%
0%
14%
7%
28%
0%
24%
0%
100%
0%
37%
16%
19%
0%
42%
22%
60%
14%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
0%
0%
0%

配賦
基準
64%
57%
57%
57%
57%
100%
0%
57%
0%
0%
53%
71%
0%
24%
76%
0%
0%
72%
13%
56%
79%
72%
76%
0%
47%
81%
36%
25%
0%
0%
0%
0%
0%
0%

43%
32%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
32%
42%

24%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%

34%
68%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
68%
58%

0%
0%
0%
0%
41%

0%
0%
0%
0%
9%

0%
0%
0%
0%
50%

様式第５

（第11条関係）
送配電関連費明細表（１）
水力発電費分
計

新エネルギー等発電等費分

計
固定

役員給与
給料手当
給料手当振替額(貸方)
退職給与金
厚生費
委託検針費
委託集金費
雑給
燃料費
廃棄物処理費
消耗品費
修繕費
水利使用料
補償費
賃借料
託送料
事業者間精算費
委託費
損害保険料
普及開発関係費
養成費
研究費
諸費
貸倒損
固定資産税
雑税
減価償却費
固定資産除却費
共有設備費等分担額
共有設備費等分担額(貸方)地帯間購入電源費
地帯間購入送電費
他社購入電源費
他社購入送電費
非化石証書購入費
建設分担関連費振替額(貸方)附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)
開発費
開発費償却
株式交付費
株式交付費償却
社債発行費
社債発行費償却
法人税等
電気事業報酬
自社アンシラリーサービス費
地帯間販売電源料
地帯間販売送電料
他社販売電源料
他社販売送電料合計（記載注意）
様式第３の注１から３までと同様とすること。

（単位：千円）

総離島等供給費
火力発電費分
可変

計

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450,887
24,97007,762
00347,609
0
321
0
0
3,299
0
100,191
1,744
426,618
37,3360000294,75000▲ 1,731
▲ 14
0
0
0
0
0
0
23,537
125,513

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450,887
24,97007,762
00347,609
0
321
0
0
3,299
0
100,191
1,744
426,618
37,33600
0
048,00000▲ 1,731
▲ 14
0
0
0
0
0
0
23,537
125,513

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
246,750
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

11,7696,588,087▲ 142,642
408,572
1,356,927
0087,44695,923,099
301,035
1,677,885
24,254,949
00
1,516,787
008,365,572
206,630
34,832
84,869506,747
1,998,348
02,025,368
22,261
13,633,720
4,430,710
0
0
0
0
0
0
0
▲ 55,915▲ 1,5640000002,553,790
3,320,650

固定
11,7696,588,087▲ 142,642
408,572
1,356,927
0087,446001,677,885
24,254,949
00
1,516,787
008,365,572
206,630
34,832
84,869506,747
1,998,348
02,025,368
22,261
13,633,720
4,430,710
0
0
0
0
0
0
0
▲ 55,915▲ 1,5640000002,553,790
3,320,650

可変
0
0
0
0
0
0
0
0
95,923,099
301,035
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
25,11700
500
15,577010
00
0045,131078,77700000
15,616,647
0
20,458
▲ 50
0
0
0
0
0
0
0
703
4,106

固定
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
25,11700
500
15,577010
00
0045,131078,777
0
0
0
0
0
0
0
0
▲ 50
0
0
0
0
0
0
0
703
4,106

可変
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15,616,647
0
20,458
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

0
0
0
0
1,842,792

00001,596,042

0000246,7500000169,109,932

000072,885,798

000096,224,134000015,806,481

0000
169,376000
015,637,105

様式第５（第11条関係）
送配電関連費明細表（２）
総送電費

総アンシラリーサービス費
計

計
固定

役員給与
給料手当
給料手当振替額(貸方)
退職給与金
厚生費
委託検針費
委託集金費
雑給
燃料費
廃棄物処理費
消耗品費
修繕費
水利使用料
補償費
賃借料
託送料
事業者間精算費
委託費
損害保険料
普及開発関係費
養成費
研究費
諸費
貸倒損
固定資産税
雑税
減価償却費
固定資産除却費
共有設備費等分担額
共有設備費等分担額(貸方)地帯間購入電源費
地帯間購入送電費
他社購入電源費
他社購入送電費
非化石証書購入費
建設分担関連費振替額(貸方)附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)
開発費
開発費償却
株式交付費
株式交付費償却
社債発行費
社債発行費償却
法人税等
電気事業報酬
自社アンシラリーサービス費
地帯間販売電源料
地帯間販売送電料
他社販売電源料
他社販売送電料
合計

00225,772,023
00

2,616,6860000228,388,709

00
202,894,867
00

2,608,380
0000205,503,247

可変

00
22,877,156
0
0

8,306
0
0
0
0
22,885,462（単位：千円）配電用変電サービス費

受電用変電サービス費
計

38,98921,803,428▲ 474,576
1,358,795
4,489,919
00291,64600249,279
63,937,484
0
3,176,255
15,170,950
19,871,631
1,090,075
66,142,434
0
108,711
142,896
1,102,763
5,617,751
040,872,596
257,848
165,323,413
54,458,958
0
0
0
0
0
0

固定
38,98921,803,428▲ 474,576
1,358,795
4,489,919
00291,64600249,279
63,937,484
0
3,176,255
15,170,950
18,803,481
0
66,142,434
0
108,711
142,896
1,102,763
5,617,751
040,872,596
257,848
165,323,413
54,458,958
0
0
0
0
0
0

▲ 843,935▲ 4,809000000
8,111,512
55,329,112
0000527,623,125

可変

計

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,068,150
1,090,075
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

17,4899,712,502▲ 211,404
605,284
2,000,069
00129,60500
214,299
24,526,682
0
16
7,070,791
0032,871,760
624
35,168
119,140
822,414
3,511,070
0
10,425,665
372,632
50,163,913
7,838,146
0
0
0
0
0
0

固定
17,4899,712,502▲ 211,404
605,284
2,000,069
00129,60500
214,299
24,526,682
0
16
7,070,791
0032,871,760
624
35,168
119,140
822,414
3,511,070
0
10,425,665
372,632
50,163,913
7,838,146
0
0
0
0
0
0

▲ 843,935▲ 4,809000000
8,111,512
55,329,112

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 331,167▲ 1,5560000002,624,095
13,965,266

0000525,464,900

00002,158,225

0000
166,482,503

可変

固定

可変

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

8,796
4,884,577▲ 106,318
304,407
1,005,867
0065,1810
0107,774
9,390,708
074
2,707,245
0012,585,848
2,958
17,68759,918413,606
1,765,775
0
7,384,720
187,40235,532,165
5,551,925
0
0
0
0
0
0

8,796
4,884,577▲ 106,318
304,407
1,005,867
0065,1810
0107,774
9,390,708
074
2,707,245
0012,585,848
2,958
17,68759,918413,606
1,765,775
0
7,384,720
187,40235,532,165
5,551,925
0
0
0
0
0
0

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 331,167▲ 1,5560000002,624,095
13,965,266

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 166,549
▲ 782
0
0
0
0
0
0
1,319,700
7,023,361▲ 166,549
▲ 782
0
0
0
0
0
0
1,319,700
7,023,361

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

0
0
0
0
166,482,503

0
0
0
0
0

0
0
0
0
90,046,045

0000
90,046,045

0
0
0
0
0

様式第５

（第11条関係）
送配電関連費明細表（３）
低圧配電費

高圧配電費

計
役員給与
給料手当
給料手当振替額(貸方)
退職給与金
厚生費
委託検針費
委託集金費
雑給
燃料費
廃棄物処理費
消耗品費
修繕費
水利使用料
補償費
賃借料
託送料
事業者間精算費
委託費
損害保険料
普及開発関係費
養成費
研究費
諸費
貸倒損
固定資産税
雑税
減価償却費
固定資産除却費
共有設備費等分担額
共有設備費等分担額(貸方)地帯間購入電源費
地帯間購入送電費
他社購入電源費
他社購入送電費
非化石証書購入費
建設分担関連費振替額(貸方)附帯事業営業費用分担関連費振替額(貸方)
開発費
開発費償却
株式交付費
株式交付費償却
社債発行費
社債発行費償却
法人税等
電気事業報酬
自社アンシラリーサービス費
地帯間販売電源料
地帯間販売送電料
他社販売電源料
他社販売送電料
合計

給電費

計

64,447
22,589,096▲ 491,677
1,407,491
4,651,902
00301,4390
0
767,805
53,395,390
0353,725
24,468,987
0052,773,623
9,379
62,451
325,956
754,311
9,948,749
0
17,551,044
49,032
49,575,087
7,904,801
0
0
0
0
0
0

固定
64,447
22,589,096▲ 491,677
1,407,491
4,651,902
00301,4390
0
767,805
53,395,390
0353,725
24,468,987
0052,773,623
9,379
62,451
325,956
754,311
9,948,749
0
17,551,044
49,032
49,575,087
7,904,801
0
0
0
0
0
0

▲ 240,946▲ 3,3140000005,032,924
18,422,656
0000269,674,358

可変

需要家費

（単位：千円）
合計

計

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

118,41441,505,265▲ 903,408
2,586,129
8,547,418
00553,864001,410,766
98,108,830
0649,935
44,959,380
00
96,966,394
17,233
114,747
598,913
1,385,973
18,279,858
0
32,248,334
90,092
91,089,395
14,524,302
0
0
0
0
0
0

固定
118,41441,505,265▲ 903,408
2,586,129
8,547,418
00553,864001,410,766
98,108,830
0649,935
44,959,380
00
96,966,394
17,233
114,747
598,913
1,385,973
18,279,858
0
32,248,334
90,092
91,089,395
14,524,302
0
0
0
0
0
0

▲ 240,946▲ 3,3140000005,032,924
18,422,656

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 442,715▲ 6,0900000009,247,507
33,849,836

0000269,674,358

0
0
0
0
0

0
0
0
0
495,500,372

可変
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

40,546
19,522,821▲ 424,916
1,218,476
4,020,683
00260,51500557,727
956,693
0
2,999
5,554,720
0024,956,508
0056,6601,238,173
8,826,18400285,071
0
0
0
0
0
0
0
0

固定
40,546
19,522,821▲ 424,916
1,218,476
4,020,683
00260,51500557,727
956,693
0
2,999
5,554,720
0024,956,508
0056,6601,238,173
8,826,18400285,071
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 442,715▲ 6,0900000009,247,507
33,849,836

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 10,962
▲ 824
0
0
0
0
0
0
1,390,349
762,8150000495,500,372

0
0
0
0
0

0
0
0
0
69,214,238

可変
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

75,09031,375,584▲ 682,804
1,956,582
6,461,615
4,454,974
542,417418,621001,673,349
151,028,956
0
2,851
2,268,225
0099,733,136
035,394
238,629
1,166,124
13,512,540
06,223,817
298,699
25,769,270
3,048,570
0
0
0
0
0
0

▲ 10,962
▲ 824
0
0
0
0
0
0
1,390,349
762,815

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

▲ 9,928
▲ 784
0
0
0
0
0
0
2,903,519
6,516,461

000069,214,238

0
0
0
0
0

0
0
0
0
359,010,907

375,540
157,981,360▲ 3,437,745
9,845,736
32,534,400
4,454,974
542,417
2,108,317
95,923,099
301,035
6,658,884
426,075,696
24,9704,185,855
103,724,852
19,871,631
1,090,075
394,758,461
236,824
409,321
1,626,981
7,390,111
63,463,574
0
116,876,866
1,564,781
431,592,358
97,794,748
0000241,683,420
020,458▲ 2,103,898▲ 19,737
0
0
0
0
0
0
33,207,636
139,319,776
2,616,68600002,392,699,462

様式第５の２（第11条の２関係）
発電側比率整理表
発電側の延契約電力①（１０3kW）

需要側の延契約電力

発電側比率（１０3kW）（％）②（１０3kW）
245,660

393,275

598,004（記載注意）
１

発電側の延契約電力①に関しては，第11条の２第１項第１号の規定により算定された値から同項第２号及び第３号の規定により算定された値を合計して得た値を差し引いた値を，同②に関しては，同項第１号の規定により算定された値から同項第３号の規定により算定された値を差し引いた値を記載すること。

２

需要側の延契約電力に関しては，第11条の２第１項第４号の値を記載すること。

24.8%

様式第５の３（第11条の３関係）
送配電関連固定費整理表（単位：千円）発電側送配電関連固定費
総送電費

需要側送配電関連固定費

受電用変電サービス費

104,252,337

33,002,325

総送電費

受電用変電サービス費

421,212,563（記載注意）
１

様式第３の注１及び２と同様とすること。

２

その他に関しては，需要側送配電関連固定費のうち，総送電費及び受電用変電サービス費以外の合計した値を記載すること。

133,480,178

その他
1,204,589,476

様式第６（第12条関係）
送配電関連需要明細表
最大電力

延契約電力

3

3

（10 kW）
特 別 高 圧 需 要

3,015

高

圧

需

要

6,895

低

圧

需

要
計

合
（注）

（10 kW）―

尖頭時責任電力3（10 kW）
夏

期

冬

期

発受電等量

口数

販売電力量

6

（口）

（10 kWh）（10 kWh）

6

2,903

2,317

20,901

11,312

20,629128,189

6,895

4,420

30,115

1,025,643

29,1826,469

501,006

5,534

7,847

34,769112,599,058

31,91816,379629,195

15,332

14,58485,785

113,636,013

81,729

上記はいずれも規制期間における各年度の平均値。なお，販売電力量について，規制期間の合計値は，特別高圧需要103,147百万kWh，高圧需要145,909百万kWh，
低圧需要159,591百万kWh。

様式第７ （第24条関係）
送配電関連費発電及び三需要種別計算表（単位：千円）
固定費
需

要

種

別

等

計

160,961,315

需要家費

計
固有

特別高圧需要可変費

177,627,282

追加▲ 16,665,967

80,613,643

合計

計
固有

追加

33,416,182

47,197,461

計
固有

追加

固有

追加

3,952,168

3,902,867

49,301

245,527,126

214,946,331

30,580,795

15,202,927

15,012,993

189,934

623,899,547

587,985,176

35,914,371

344,374,660

340,095,047

4,279,613

1,501,673,921

1,452,513,293

49,160,628

137,254,662

137,254,662

0<14,817,143>
需要側

高 圧 需 要493,559,228

524,824,812▲ 31,265,584

115,137,392

48,147,371

66,990,021<21,349,129>

低 圧 需 要1,027,692,555

1,056,830,123▲ 29,137,568

129,606,706

55,588,123

74,018,583<24,648,450>

発
（注）

電

側

137,254,662

137,254,6620

総追加可変費の内数として記載した賠償負担金相当金及び廃炉円滑化負担金相当金の合計額のうち，2023年４月１日〜2026年１月31日までの期間における金額は，特別高圧需要分が8,586,521千円，高圧需要分が12,371,803千円，
低圧需要分が14,283,756千円。また，2026年２月１日〜2028年３月31日の期間における金額は，特別高圧需要分が6,230,622千円，高圧需要分が8,977,326千円，低圧需要分が10,364,694千円。
なお，2023年４月１日〜2026年１月31日までの期間における販売電力量は，特別高圧需要分が58,579百万kWh，高圧需要分が82,863百万kWh，低圧需要分が90,634百万kWh。また，2026年２月１日〜2028年３月31日の期間における販売電力量は，特別高圧需要分が44,569百万kWh，高圧需要分が63,045百万kWh，低圧需要分が68,957百万kWh。
（記載注意）
１ 需要側の固有の欄には第13条第２項で整理された固有固定費，固有可変費及び固有需要家費を，追加の欄には，第23条で整理された総追加固定費，総追加可変費及び総追加需要家費を記載すること。
固定費に係る発電側の固有の欄には第11条の３第１項で抽出された発電側送配電関連固定費を，追加の欄には，第22条の２第２項で整理された追加発電側送配電関連固定費を記載すること。
２ 特別高圧需要，高圧需要及び低圧需要の＜ ＞内には，賠償負担金相当金，廃炉円滑化負担金相当として第15条第２項で整理された追加可変費を内数として記載すること。
３ その他は，様式第３の注２と同様とすること。

様式第７の２（第25条関係）
発電側託送供給料金割引額設定表
単位（千円，10 kW）
基幹系統の設備投資の効率化及び電気の潮流状況の改善に資するものである場合

発電側送配電関連原価等における基幹系統分のうち発電側送配電関連
原価等のうち，基幹系統分

当該基幹系統分のうち，半額

割引額（円/kW・月）

計

計の半額
減価償却費

67,592,251

33,796,126

35.05

27,815,278

21,051,774

割引額（円/kW・月）

電気事業報酬

6,763,504

13,907,639

14.42

特別高圧系統の設備投資の効率化に資するものである場合

発電側送配電関連原価等における特別高圧系統分のうち発電側送配電関連
原価等のうち，
特別高圧系統分

当該特別高圧系統分の半額

割引額（円/kW・月）

計

計の半額
減価償却費

69,662,411

34,831,206（記載注意）
様式第３の注１及び２と同様とすること。

36.13

28,679,669

21,701,242

割引額（円/kW・月）

電気事業報酬

6,978,427

14,339,835

14.87

割引額の半額（円/kW・月）

7.21

割引額の四半の額（円/kW・月）3.61

様式第８ （第25条関係）
送配電関連需要種別原価等と需要側託送供給料金収入の比較表及び発電側送配電関連原価等と発電側託送供給料金収入の比較表（単位：千円）
想定料金

販売電力量
需

要

種

別

等

固定費

可変費

需要家費

合計

又は発受電等量６(10 kWh)価

収入(円/kWh)

特別高圧需要160,961,315

80,613,643

3,952,168

245,527,126

103,147

2.38

245,505,373

需要側 高 圧 需 要

493,559,228

115,137,392

15,202,927

623,899,547

145,909

4.28

623,781,843

低 圧 需 要1,027,692,555

129,606,706

344,374,660

1,501,673,921

159,591

9.41

1,501,669,594

137,254,662

321,632

0.43

137,247,817

発
（注）

単

電

側

137,254,662

上記の三需要種別ごとの単価は，いずれも2023年度から2027年度の送配電関連需要種別原価等と販売電力量をもとに算定している。
なお，2024年度から2027年度の送配電関連需要種別原価等と販売電力量をもとに算定した三需要種別ごとの単価は，特別高圧需要分が2.32円/kWh，高圧需要分が4.19円/kWh，
低圧需要分が9.34円/kWh。
（記載注意）
様式第３の注１及び２と同様とすること。