平成２７年１１月２５日（水）に開催した「小売全面自由化に伴う再エネ特措法施行規則等の改正に関する説明会」の資料について、主な更新内容は以下のとおりです。

【平成２８年１０月２５日更新】※激変緩和措置のお問合せを多数いただいたため、以下について更新しました。
○Ｑ＆Ａ
・目次を追加しました。
・Ｑ２４－２ 平成２８年度末で特定契約の契約期限を迎える場合の取扱いを追加しました。
・Ｑ２４－３ 特定契約の契約内容を変更した場合の取扱いを追加しました。
【平成２７年１２月１８日更新】○Ｑ＆Ａ
・Ｑ８ 代表者契約制度により複数の小売電気事業者で需要 BG を形成している場合の取扱いを追加しました。
・Ｑ２９ バイオマス発電におけるインバランス精算の取扱いを追加しました。
【平成２７年１２月９日更新】○説明資料「小売全面自由化に向けた固定価格買取制度の運用見直しについて」
・７ページ 激変緩和措置の適用を受けられるケースについて、運転開始や売電開始等を記載して明確化するとともに、よくご質問いただくパターンについて追加しました。
○Ｑ＆Ａ・Ｑ３ 運転開始している発電設備について、接続契約の取扱いを追加しました。
・Ｑ２２、Ｑ２３ 回避可能費用の激変緩和措置の対象となる設備について、施行の際に運転開始している場合と運転開始していない場合が不明確であったため、修正しました。
Ｑ２３－２ 施行日（平成２８年４月１日）から供給を開始する場合の激変緩和措置の取扱いについて追加しました。
Ｑ２５－２ 発電事業者が変更になる場合の激変緩和措置の取扱いについて追加しました。

再エネ特措法施行規則及び回避可能費用単価等を定める告示の主な改正事項
１．背景及び改正の必要性
電力システム改革の一環として、平成２８年４月１日より、小売全面自由化を実施することになっており、関連する制度・ルール（同時同量制度、優先給電ルールなど）も見直されることになっている。いずれのルールも固定価格買取制度と密接に関係するものであり、電力システム改革における見直し事項を
電気事業者による再エネ可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法（平成２３年法律第１０８号、以下「法」という。）施行規則等に反映する必要がある。
このため、電気事業者による再エネ可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法施行規則（平成２４年経済産業省令第４６号、以下「施行規則」という。）
及び回避可能費用単価等を定める告示（平成２４年経済産業省告示第１４４号）の関連規定の整備を行う。
２．主な改正事項と概要○施行規則において以下の改正を行う。
（１）特定契約の応諾義務の例外（施行規則第４条）関係電気事業者は、特定供給者から再生可能エネルギー電気について特定契約の申込みがあったときは、その内容が法第４条第１項及び施行規則第４条で定める正当な理由がある場合を除き、特定契約の締結を拒んではならないと規定されているが、現在異なる扱いとなっている一般電気事業者と新電力につき、イコールフッティングを前提に以下の改正を行う。
① 振替補給費用の負担に同意しない場合（施行規則第４条第１項２号ホ）を削除② 変動範囲内発電料金等を追加的に負担する必要が生じることが見込まれること（施行規則第４条第１項３号）を削除③ 小売電気事業者の最大需要に着目した応諾義務の例外を全ての小売電気事業者に適用④ 全国における電気の供給量が年間５億ｋＷｈ未満の小売電気事業者を応諾義務の例外とする（２）接続契約の応諾義務の例外（施行規則第６条）関係
現行施行規則において、接続請求電気事業者が再生可能エネルギーの出力制
御の回避措置として、自ら所有する発電設備及び調達している電気の発電設備を出力制御することになっているが、優先給電ルールの見直しに伴い、旧特定1

規模電気事業者（新電力）が調達している電気の発電設備も出力制御の対象とする。
（３）交付金の額の算定方法（施行規則第１５条）関係現行の交付金の額の算定方法は、法第９条の規定とおり、特定契約ごとに買取総額から回避可能費用総額を減じた上で、施行規則第１５条の規定により、消費税及び地方消費税に相当する額を控除して得た額に事業税を加えることになっているが、ＦＩＴインバランス特例①、②において発生するインバランスリスク相当分を交付金に加える改正を行う。

○回避可能費用単価等を定める告示において以下の改正を行う。
（１）回避可能費用単価関係
現行告示において、一般電気事業者の総括原価をベースに、一般電気事業者及び特定規模電気事業者（新電力）の回避可能費用単価を異なる方法で規定しているが、平成２８年４月１日以降は、回避可能費用単価の算定方法を原則、市場価格連動に移行する。ただし、施行規則の公布日までに特定契約と接続契約の両方を締結済の案件については、５年間、現行の回避可能費用単価を適用する激変緩和措置を設ける。
なお、離島については、離島の需給調整に用いる実コストをもとに回避可能費用を定める。
（２）インバランスリスク関係
インバランスリスクの算定方法を新設する。なお、当分の間は、直近の平均値をもとにした額を変動性発電設備と非変動性発電設備で分けて定める。
３．施行期日等
公布：平成２８年１月（予定）施行：平成２８年４月１日
４．経過措置回避可能費用について、施行後５年間は激変緩和措置を設けるが、激変緩和措
置終了前に施行の状況等を踏まえ、必要な措置を検討する。

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小売全面自由化に向けた固定価格買取制度の運用
見直しについて平成２７年１１月（１２月９日更新）
資源エネルギー庁 新エネルギー対策課

１－１．現行の再エネ特措法施行規則の概要

施行規則（条文）

内容

第１条～第３条

定義、区分、期間等

第４条

特定契約の応諾義務（買取義務）の例外

第５条

接続に必要な費用

第６条

接続契約の応諾義務（接続義務）の例外

第７条～第１１条

認定手続関係

第１２条

年報の提出義務

第１３条

帳簿（バイオマス比率関係）

第１４条

交付金の交付頻度（１月ごと）

第１５条～第１９条

交付金、回避可能費用、納付金関係

第２０条

特定契約関係の帳簿第２１条

賦課金の減免関係第２２条～第２４条

事業所情報の公表、賦課金に係る特例認定の取消し、立入検査証明書2２－１．小売全面自由化後の回避可能費用の算定方法
 買取制度運用ワーキンググループ（第４回～６回会合）での議論において、小売全面自由化後の回避可能費
用については、下記のような背景を踏まえ、原則として小売全面自由化後の新規買取契約分は市場価格に連動する方式に移行すべきとの意見が多数であった。他方、既存買取契約分については、小売料金への影響の観点から一定の激変緩和措置を講ずることが適切との方向性が示された。
 なお、小売電気事業者はゲートクローズ（実需給１時間前）まで、スポット市場及び１時間前市場の両方を利用
して電気の調達を行うことが想定されることから、新たな回避可能費用単価としては、インバランス料金の考え方と同様に、スポット市場価格と１時間前市場価格の加重平均値を用いることとなった。
回避可能費用を市場価格連動に見直す背景
1. 電力システム改革を通じ、従来の一般電気事業者を中心としたシステムが改革され、総括原価方式が将来的に撤廃されることから、回避可能費用の価格指標として「一般電気事業者が支出を免れた平均
費用ベース」を採用できなくなり、新たな価格指標が必要になる。
2. 電力システム改革を通じ、卸電力市場の流動性が増大し、市場価格の指標としての役割が高まることが期待される。これを踏まえ、小売全面自由化後の「インバランス料金」も市場価格連動になる。
3. 特定規模電気事業者等の現行の回避可能費用は、一般電気事業者の回避可能費用を加重平均した値となっており、一部のエリアでは一般電気事業者との競争が阻害されている。
4. 市場価格と現行の回避可能費用の構造的な値差を利用して、小売電気事業者が転売益を得られる状
況は国民負担増加に繋がる問題であり、取引所に転売することで、再生可能エネルギー電気が安く調達できたメリットが需要家に還元されないといった事態を防ぐ必要がある。

3２－２．小売全面自由化後の回避可能費用の算定方法（詳細）１．回避可能費用として使用すべき市場価格指標
 スポット市場と１時間前市場の加重平均（３０分値をそのまま用いる）
２．回避可能費用を設定する上で考慮すべき事項
 スマートメーターによる３０分電力量が利用できない場合は、プロファイリングで対応
 通常時はシステムプライスを採用するが、市場分断が生じる場合はエリアプライスとする。
 離島の場合は、市場価格連動ではなく、一般送配電事業者のエリアごとに、離島の需給調整に用いる調整
力の実コストをもとに算出
 回避可能費用が買取価格を上回る場合、原則、買取義務者が費用負担調整機関に対し、回避可能費用と買取価格の差分を支払う（実際には、交付金の算定の際に相殺する）。ただし、離島の場合は、恒常的に回避可能費用が買取価格を上回る場合もあると考えられることから、そのような案件については、交付金の申請を行わないこととする。なお、これにより、回避可能費用と買取価格の差分だけ、離島供給コストとして託送料に上乗せされる費用が圧縮されることとなる。
 小売全面自由化後は、全ての小売電気事業者（現一般電気事業者と現新電力）で同様の扱いとする。
３．変動性電源と非変動性電源の扱い
 両者に差を設けない（ただし、将来において、容量市場が整備された場合には、必要に応じて、その価格を長期契約の回避可能費用に反映することを検討する）。

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２－３．小売全面自由化後の回避可能費用の算定方法（イメージ）
回避可能費用単価（エリア別）＝（スポットのエリア価格×スポット買約定量（エリア）＋Σ１時間前の取引ごとの約定価格（エリア）×１時間前の取引ごとの買約定量（エリア））／（スポット買約定量（エリア）＋ Σ １時間前の取引ごとの買約定量（エリア））＜計算例＞■１時間前（ザラバ）約定結果（約定が以下の３つと仮定）■スポット約定結果
エリアプライス（北海道）

１０円

買約定量

７，０００ＭＷｈ

売約定量

３，０００ＭＷｈ

エリアプライス（東京）

１３円

買約定量

１０，０００ＭＷｈ

売約定量

５，０００ＭＷｈ

約定価格

約定量

買エリア

売エリア

約
定
①

１１円

１００ＭＷｈ

北海道

北海道

約
定
②

１２円

２００ＭＷｈ

東京

北海道

約
定
③

１３円

３００ＭＷｈ北海道

東京＜計算結果＞
北海道の回避可能費用＝（１０×７，０００＋１１×１００＋１３×３００）／（７，０００＋１００＋３００）＝１０．１４円
東京の回避可能費用＝（１３×１０，０００＋１２×２００）／（１０，０００＋２００）＝１２．９８円※どのエリアの回避可能費用を適用すべきかについては、小売電気事業者の特定契約先である特定供給者の発電設備の立地するエリアによって決まる。

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２－４．回避可能費用の算定方法の見直しに係る激変緩和措置のイメージ
 回避可能費用の算定方法の見直しの経過措置について、既存小売契約への影響を鑑みて、小売事業者が回避可能費用の見直しに伴う採算性の変動分を電気料金に反映させる期間として、一定の激変緩和措置を講ずる。
 具体的には、運転開始済みの設備及び改正省令等の公布日までに接続契約と特定契約が締結済みの設備については、新制度施行後５年間、現状の回避可能費用単価を適用する。
 ただし、買取を行う小売電気事業者（再生可能エネルギー電気の販売先）を変更する等の場合は、契約関係がリセットされ、新たな買取事業者がその時点からの回避可能費用を織り込むことが可能となるため、新たな回避可能費用単価（市場価格連動の回避可能費用単価）を適用する。
ｋＷ（対象設備）

新規設備認定分β万ｋＷ
設備認定済だが、特定契約又は接続契約が未締結（４，２３１－α）万ｋＷ※平成２７年１月末時点の状況

新たな回避可能費用の算定ルールの公布までに接続契約（※）
かつ特定契約を締結済（α万ｋＷ）
２０１５年度運転開始見通し
１，３４３万ｋＷ
２０１４年度までに運転開始
１，９３３万ｋＷ（※２０１５年１～３月は推計値）
現在 ２０１６年度
・電力小売全面自由化

２０２０年度・電力システム改革第３弾施行（予定）（これ以降に料金規制廃止予定）

年
２０３５年度・2015年度運用開始案件の買取終了（10kW以上の非住宅用太陽光等）※接続申込みから２７０日を経過しても接続契約の締結に至っていない旨の電力会社からの証明があれば、当該期間が経過した時点をもって、接続契約を締結した案件と同じ扱いとする。

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２－５．激変緩和措置の適用を受けられるケース
 激変緩和措置の適用を受けられるケースは下記のとおり。
（１）改正省令等の施行の際、運転開始しており、特定契約に基づき売電を開始しているケース（２）改正省令等の施行の際、運転開始には至っていないが、公布日より前に特定契約と接続契約の両方を締結
したケース

公布日

施行日（４月１日）①（１）により激変緩和措置対象 特定契約

接続契約

運転開始
（小売Ａに売電）

（小売Ａ）

②
特定契約
（小売Ａ）

（１）により激変緩和措置対象

接続契約

運転開始
（小売Ａに売電）

特定契約´ 小売Ｂに売電
（小売Ｂ）

③
接続契約

（２）により激変緩和措置対象

特定契約
（小売Ａ）

運転開始
（小売Ａに売電）④
接続契約 特定契約 運転開始
（小売Ａ）（小売Ａに売電）（１）により激変緩和措置対象⑤
接続契約

小売Ｂは激変緩和措置対象外

小売Ａは、小売Ｂに売電するまでの間は、（１）により激変緩和措置対象

特定契約
運転開始
特定契約´
（小売Ａ） （小売Ａに売電） （小売Ｂ）

小売Ｂに売電7２－６．裁定取引防止策の詳細
 小売電気事業者の需要量とＦＩＴ発電ＢＧからの調達量を比較し、調達した電気が全て需要に使われる場合に関しては激変緩和措置の対象とし、逆に需要を超えて電気を調達した場合については、卸電力取引所あるいは相対での転売が行われたものと判断する（ＦＩＴ発電ＢＧの販売計画において、他の小売電気事業者に販売している量についても当然、激変緩和措置の対象外とする。）。具体的には、当面の間は、託送制度に則って小売電気事業者によって提出される発電販売計画及び需要調達計画に基づいて把握することとする。
【裁定取引に対する対応策（イメージ）】
ＦＩＴ発電ＢＧ（※）

ＪＥＰＸ

需要ＢＧ

激変緩和措置の対象

小売電気事業者

特定供給者
（再エネ）
小売電気事業者
特定供給者（再エネ）
他の小売電気事業者※小売ごとの発電ＢＧ組成のみ認める。
※運用上の観点から、インバランス料金単価や回避可能費用ごとに発電ＢＧを組成すること。
※裁定取引防止策を効率的に実施する観点から、小売は発電契約者の立場で直接転売した場合、激変緩和措置の対象外とする 。

【具体的な把握方法（イメージ）】○発電販売計画
発電計画（注） 激変緩和措置対象のＦＩＴ電源
販売計画○需要調達計画
１２０

需要計画

激変緩和措置対象外のＦＩＴ電源

１０

調達計画

小売電気事業者Ａ（の需要）１３０（注）ＦＩＴ電源は、原則として特定契約を締結する小売電気事業者が発電計画を提出。

１００
小売電気事業者Ａ（の発電計画）

１３０

発電事業者からの調達（火力電源など）

８０

別の小売電気事業者に転売（調達分からマイナス）

上記の場合は、激変緩和措置対象のＦＩＴ電源の発電量１２０のうち１００が激変緩和措置の適用となる。

▲１１０

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３－１．ＦＩＴインバランス特例①、②におけるインバランスリスクの精算プロセスの創設
 ＦＩＴインバランス特例①、②は、原則ケースと比較して、コストの負担主体が異なると考えられる。
 これらのコストについては、本来、特定供給者が負担すべきものを別の主体が負担していることから、固定価格買取制度によって発生するコストの一部として、原因者負担・受益者負担の観点から、ＦＩＴインバランス特例①、②における精算関係の中で処理することが適切と考えられる。
 具体的には、発電計画作成コスト、成形コスト、インバランスリスク（発電インバランスが発生した場合のコストであり、発電計画の作成主体が責任を負うべきリスク）が問題となり、下表の通り整理されると考えられる。
 これを踏まえ、原則ケースからの乖離が生じる発電計画作成コストとインバランスリスクについての負担の在り方を検討した。

＜ＦＩＴインバランスに係るコスト及び負担者の比較＞
原則
発電計画作成コスト
成形コスト ※
インバランスリスク

特例①

特例②

特定供給者

一般送配電事業者

小売電気事業者

一般送配電事業者

一般送配電事業者

一般送配電事業者

特定供給者

一般送配電事業者

小売電気事業者※ 発電に係るｋＷｈを計画値と一致（ｋＷの時間での積分値[面積]が一致）するよう調整するコストを指すため、ゲートクローズ後の対応となることから、一般送配電事業者以外負担し得ないと考えられる。なお、実際には個別の発電事業者ごとに調整を行うのではなく、系統全体の実需要と供給のバランスを取るための調整となる。

9３－２．ＦＩＴインバランス特例①、②におけるインバランスリスク等の精算方法（イメージ）
 原則ケースからの乖離が生じる発電計画作成コストとインバランスリスク（インバランスリスク等）について、回避可能費用以外で調整する負担スキーム案は下記の通り。
 具体的には、費用負担調整機関がインバランスリスク等に相当する額を含む交付金を一旦小売電気事業者に交付し、特例②においては小売電気事業者がインバランスリスク分もそのまま受領。特例①においては、小売電気事業者から一般送配電事業者に対しインバランスリスク等に相当する額を託送料金支払の際に併せて精算を行うスキームとする。
＜精算イメージ＞
平均的なインバランスリスク＝Ｚ円※一般送配電事業者は、特例①によるインバランスリスクの対価として、託送料金支払の際に併せて精算を行う。

特定
供給者

一般送配電
事業者

買取費用
＝Ｘ円

特例①の場合小売電気事業者

特例②の場合下記のように仮定。
（１）買取費用：Ｘ円（２）回避可能費用：Ｙ円（３）インバランスリスク（発電計画作成コストを含む）：Ｚ円＜一般送配電事業者及び小売電気事業者が受け取る費用イメージ＞
特例①

特例②

一般送配電事業者

Ｚ（なし）

小売電気事業者

Ｘ－Ｙ

Ｘ－Ｙ＋Ｚ

交付金＝Ｘ-Ｙ＋Ｚ円（平均的なインバランスリスク分を含む）

費用負担調整機関10

３－３．特例制度①②における電気の流れ、インバランスの精算
計画値同時同量制度とＦＩＴ制度との整合性を確保する観点から、２つの特例を設ける。
【ＦＩＴインバランス特例制度①】①計画発電量の設定・通知⑤20のｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ
供給

特定供給者
計画発電量：100
実績発電量： 80②不⾜ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ： 20③80の電気を供給（特定契約）④ＦＩＴ価格×80の料⾦で買取（特定契約）⑥回避可能費⽤×20の料⾦（負担のないｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ料⾦）を⽀払＜ＢＧ（バランシンググループ）＞【ＦＩＴインバランス特例制度②】

特定供給者①計画発電量の設定・通知

計画発電量：100
実績発電量： 80②不⾜ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ： 20⑤20のｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ
供給③80の電気を供給（特定契約）④ＦＩＴ価格×80の料⾦で買取（特定契約）

⼩売電気
事業者

⼀般送配電事業者（１）特定契約を締結した小売電気事業者は、特定契約を締結する特例制度②のＦＩＴ電源をインバランスの精算単位とする特別なＢＧを設定。
（２）ＢＧに組み込まれた特定供給者の計画
発電量は、小売電気事業者が設定。
（３）計画発電量と実発電量の差分は、インバランスの対象とするものの、特定供給者は実発電量を小売電気事業者にＦＩＴ価
格で引き渡し、インバランスは小売電気事
業者が精算。

＜ＢＧ（バランシンググループ）＞
⼩売電気
事業者

⼀般送配電事業者（１）特定契約を締結した小売電気事業者は、特定契約を締結するＦＩＴ電源全体をインバランスの精算単位とする特別なＢＧを設定。
（２）ＢＧに組み込まれた特定供給者の計画
発電量は、一般送配電事業者が設定。
（３）計画発電量と実発電量の差分は、インバランスの対象とするものの、特定供給者は実発電量を小売電気事業者にＦＩＴ価
格で引き渡し、インバランスは小売電気事
業者が精算。

⑥インバランス料⾦×20の料⾦を⽀払

出典：第８回、１０回制度設計ＷＧ資料等より作成

11３－４．インバランスリスクについての考え方
 ＦＩＴインバランス特例①、②においては、一般送配電事業者と小売電気事業者がそれぞれ発電計画作成コストとインバランスリスクを負うことになっている。
 インバランスリスクは、発電計画値と発電実績値が乖離した際に、一般送配電事業者（特例①）あるいは小売
電気事業者（特例②）が負担するリスクであることを踏まえれば、そのリスク単価はインバランス料金と回避可能費用の差と考えるべき（通常、インバランス料金が回避可能費用より高いと考えられる。） 。
※インバランス料金を予見しにくいことによるリスクも存在しているが、定量化が困難なため、ここでは勘案していない。
※インバランス「リスク」という用語を用いているがここでの定義上、インバランス発生率は勘案していない（インバランス発生率は別途勘案）。

 なお、発電計画作成コストは、一般送配電事業者（特例①）あるいは小売電気事業者（特例②）が、発電計画を作成するために、気象予測データなどを用いて実発電量を精緻に予測するためのコストである。他方、このコストは個別性が高く試算が困難である上、個別に発電量ベースでみた単価は小さいものと考えられる。したがって、発電計画作成コストについては、インバランスリスク等の内数と考えることとする。
 また、小売電気事業者がＦＩＴインバランス特例①、②のどちらかを選択した後に、他の方式への切り替えを行う
ことについて、少なくとも、「３０分ごとの選択」ではなく、一定期間はいずれかの方式で固定すべきと考える。
 なお、仮にインバランスリスクの総額（インバランスリスク単価（次ページ参照）×買取量）がマイナスとなる場合はゼロとみなすこととする。

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３－５．インバランスリスク単価の水準（試算）インバランスリスク単価＝（小売全面自由化後のインバランス料金単価（※１）－小売全面自由化後の回避可能費
用単価（市場価格連動））×全国大のインバランス発生率①小売全面自由化後のインバランス料金単価－小売全面自由化後の回避可能費用単価②全国大のインバランス発生率：全国大のＦＩＴ発電インバランス（ｋＷｈ）／全国大のＦＩＴ電源の実際の発電量（ｋＷｈ））※１：ここでいうインバランス料金は、通常のインバランス算定式（スポット市場価格と１時間前市場価格の３０分毎の加重平均値×α＋β）で算出されたインバラ
ンス料金を指しており、インバランス特例①におけるインバランス料金（小売全面自由化後の回避可能費用）ではない。

①小売全面自由化後のインバランス料金単価－小売全面自由化後の回避可能費用単価＝１．１３円：期間平均（平成２６年度）②卸電力市場におけるインバランス発生率（※２）※２：本来なら、計画値同時同量下におけるインバランス発生率を使用すべきだが、試算においては、卸電力取引所におけるインバランス発生率（販売量に対する実績量の未達成率）を使用。平成28年度においては30分毎の計算ができないため、直近の数値をもちいてインバランスリスク単価を設定する予定。

インバランス発生率（平成２６年度年間平均）

備考

太陽光・風力

１２．５％

風力については、卸電力取引所における取引が１件しかないため、試算においては、変動電源である太陽光のインバランス発生率（１２．５％）を適用。

地熱、バイオマス、水力

０．８％

太陽光・風力を除いた新電力の電源の平均インバランス
発生率を適用。

出所：日本卸電力取引所（平成２６年度）

インバランスリスク単価（※３、※４）
太陽光・風力１．１３円×１２．５％＝１４銭／kWh

地熱、バイオマス、水力

１．１３円×０．８％＝１銭／kWh※３：実際のインバランスリスク精算は３０分ごとに計算し、例えば、それを合計して月単位で精算することとする。なお、月単位でインバランスリスクの総額がマイナスになる場合はゼロとみなす。他方、平成２８年度当初時点では電力会社のシステム改修が間に合わないため、当面の間（システム改修が完了するまで）は、年間の平均インバランスリスク単価（①、②の部分を年間平均値とする）を用いて精算することを認めることとしてはどうか。
13※４：インバランス料金算定式に含まれるβ値が含まれていない。

４－１．特定契約の応諾義務の例外の見直し（１） 現行の再エネ特措法施行規則における特定契約の応諾義務の例外については、以下の表のとおり、６つの要件を規定。このうち、新電力の場合にのみ、⑤変動範囲内インバランス料金と、⑥小売需要との関係を理由としたものを規定しており、一般電気事業者と新電力で異なる扱いとなっている状況。
 このうち、まず理由⑤については、小売全面自由化後のインバランス料金は、市場価格連動となっており、変動範囲内発電料金の概念がなくなる上、いわゆるFITインバランス特例①を選択した場合、小売電気事業者は負担のないインバランス料金（回避可能費用）でインバランス精算が可能となる。したがって、特定契約締結にあたってインバランスの発生を考慮する必要はなくなる。

＜現行の再エネ特措法施行規則における特定契約の応諾義務の例外＞
一般電気事業者

新電力①電気事業者の利益を不当に害する（虚偽記載、法令 ①電気事業者の利益を不当に害する（虚偽記載、法令違反など）おそれ違反など）おそれがある場合がある場合②再生可能エネルギー電気の検針方法、代金の支払方法等に同意しない場合②再生可能エネルギー電気の検針方法、代金の支払方法等に同意しない場合③振替補給費用の負担に同意しない場合③振替補給費用の負担に同意しない場合④地理的条件（離島等）により電気の供給を受けること ④地理的条件（離島等）により電気の供給を受けることが不可能な場合が不可能な場合⑤変動範囲内発電料金等を追加的に負担する必要が生じることが見込
まれること⑥特定契約電気事業者が事業の用に供するための電気の量について、その需要に応ずる電気の供給のために必要な量を追加的に超えることが見込まれること

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４－２．特定契約の応諾義務の例外の見直し（２） 振替供給
 次に、１４ページの理由③に挙げられている振替補給は、地域をまたがって電気を送電する場合に、事前に通告のあった電力量に比べて実際の発電量に不足分があれば、一般電気事業者が不足分を補給した
上で会社間連系点に供給する制度。現状、このときの費用については、いったん買取義務者が負担し、その後、特定供給者に請求することとなっている。
 小売全面自由化後は、あらかじめ定めた計画値との過不足は、振替補給ではなく、発電インバランスにより調整されることとなるため、振替補給の概念がなくなる（※） 。
※一般送配電事業者と小売電気事業者の間で、発電量調整供給契約が締結されることとなる。

【振替補給のイメージ】 ※このケースで再エネ電気の買取りを行うのは、一般電気事業者Ｂ
一般電気事業者Ａが電気の引き渡しを受ける。
同時に、事前に通告を受けた電力量に不足する
場合は、不足分を一般電気事業者Ａが補給。

一般電気事業者
Ｂの系統

一般電気事業者
Ａの系統

電源等

需要家

一般電気事業者Ａは、通告を受けた
電力量を会社間連系点に供給。

15

４－３．特定契約の応諾義務の例外の見直し（３） （需要等の規模との関係）
 現行の再エネ特措法施行規則では、新電力に限って１４ページの理由⑥（需要等の規模に着目した特定契約の応諾義務の例外）があるが、小売全面自由化に伴う事業類型の見直しにより、現一般電気事業者の小売部
門及び新電力は、いずれも「小売電気事業者」として位置付けられることになる。特定契約の応諾義務の例外に関しては、原則として小売電気事業者間でイコールフッティングとする。
 その上で、特定供給者から再エネの買取義務を負う小売電気事業者の負担軽減と再エネの最大限の導入を両立させるために、需要等の規模（ｋＷ）に着目した特定契約の応諾義務の例外を設け、その上限の指標をエリアごとの当該小売電気事業者の年間最大需要実績とする。
 しかし、新規参入する小規模な事業者等については、参入当初は需要規模が明確ではないため特定契約の上限の設定が難しいことなどを踏まえ、新規参入の小規模な事業者等については、一定の配慮をする。具体的には、エネルギー供給構造高度化法における目標達成のための計画作成義務と同様に、前事業年度における電気の供給量が５億ｋＷｈ未満の小売電気事業者に関しては、特定契約の応諾義務の例外とする。

特定契約
を拒否

１日のロードカーブの例（イメージ）
小売電気事業者Ａ
最大

最大

平均

特定契約
を拒否

小売電気事業者Ｂ

特定契約
を拒否

需要等に
よる上限

特定契約
を拒否

特定契約の規模（例えば、契約出力の合計）

平均

上限が小さい場合には、新規の再エネ発電設備
について、全ての小売電気事業者から特定契約を拒否される可能性がある

最小

昼

夜

小売Ｄ

朝

小売Ｃ

夜

小売Ｂ

昼

小売Ａ

最小
朝

16

【参考】九州電力の需要と太陽光の運転開始量等の関係
 太陽光発電の導入が最も進んでいる九州電力において、需要と運転開始量等の関係は以下のとおり。

１，８３１万ｋＷ 設備認定量（※１）（設備認定を受けていても一定の割合は運転開始しない。）※１ 平成２７年３月末時点の九州７県の太陽光の設備認定量

１，５８３万ｋＷ 最大需要（※２）※２ 平成２５年度夏季の送電端最大3日平均値
九州電力公表資料より

仮に現在のペースで接続承諾が増加した場合、約１０年分に相当

１，３３７万ｋＷ 接続申込量（※３） （直近６か月ではほぼ横ばい。接続申込の増加と辞退がほぼ同量。）※３ 運転開始量＋接続承諾済＋接続申込の量
九州電力公表資料より

８４２万ｋＷ 接続承諾済量（※４） （直近６か月では平均約５万ｋＷ／月のペースで増加）※４ 運転開始量＋接続承諾済の量 九州電力公表資料より
８１７万ｋＷ 接続可能量（※５）※５ 系統ＷＧで検証した九州電力の接続可能量
７８８万ｋＷ 最小需要（※６）※６ 平成２５年度の九州電力（小売）の昼間最小需要（晴天日のうち、ＧＷを除く４、５月の日曜日13時（12～13時１時間
平均）の中で最も小さいもの）
系統ＷＧにおける九州電力提出資料より５０４万ｋＷ 運転開始量（※７） （直近６か月では平均約１７万ｋＷ／月のペースで増加）※７ 平成２７年５月末時点の太陽光の運転開始量（離島を除く。Ｆ
ＩＴ対象外を含む。）
九州電力公表資料より

17５－１．小売全面自由化後の発電事業者に関する制度・ルールの整理 小売電気事業者が特定契約を締結した再エネ発電設備について、小売全面自由化後は、関連する制度・ルールについて以下のような見直しが行われるため、再エネ特措法施行規則に規定されている出力制御のタイム
スケジュール等についてもそれらに基づき整理する必要がある。
（１）計画値同時同量制度
 発電事業者と小売電気事業者に対し、実需給の１時間前までに、発電計画と需要計画を確定させ、計画通りの発電・需要を求める制度。仮に、計画値と実績値に差が生じる場合は、その差をインバランスとして認識し、インバランス料金により精算を行う。

（２）ＦＩＴインバランス特例（①、②）
 固定価格買取制度においては、小売電気事業者が発電量の全量をＦＩＴ価格で買い取ることを前提としているが、計画値同時同量制度では、小売電気事業者は実発電量にかかわらず計画発電量を買い取ることとなる（差分は発電インバランスとして処理される）ため、全量買取との整合性を保つ必要がある。また、太陽光・風力等について、発電事業者（特に家庭の場合）による発電計画の作成が困難となる。したがって、固定価格買取制度と計画値同時同量制度の整合性を保つ観点から、以下の特例を措置。
• 特例①：特定供給者と特定契約を締結した小売電気事業者は特別な発電BGを設定。発電BGに組み込まれた特定供給者の発電計画は、FIT電源種の特性を踏まえ、一般送配電事業者が作成。インバランスが生じる際は、小売全面自由化後の回避可能費用により精算。
• 特例②：特定供給者と特定契約を締結した小売電気事業者は特別な発電BGを設定。発電BGに組み込まれた特定供給者の発電計画は、特定契約の締結相手である小売電気事業者が作成。インバランスが生じる際は、小売全面自由化後のインバランス料金により精算。

（３）小売全面自由化後の優先給電ルール
 優先給電ルールを適用するタイミング：ゲートクローズ後に発電機の出力抑制の指令を行うことを基本としつつ、急激な天候の変更などの場合には、ゲートクローズまでの断面であっても、発電計画の変更を指令する。
 優先給電指令の発動対象：原則として発電機ごととし、発動のタイミングや、発電機の特性に応じ細かく設定。
 優先給電指令の発動順位：基本的に、現行の一般電気事業者が所有又は調達した発電機と、新電力等が所有又は調達した発電機は同順位とする。
出典：第7回買取制度運用ＷＧ資料 18

５－２．出力制御等の順番の見直し【省令等の規定による出力制御等の順番】
一般電気事業者が所有又は調達した発電設備

出
力
制
御
等
の
順
番

 再生可能エネルギーの出力制御の回避措置
・火力発電設備（化石燃料混焼バイオマスを含む）について、安定供給上必要な限度まで出力制御
・揚水式水力発電設備の揚水運転の実施
 バイオマス専焼発電設備
 地域型バイオマス発電設備（出力制御が困難なものを除く）
 電気の取引の申込み
 太陽光発電設備（１０kW以上）
・30日ルール対象
・360時間ルール対象
・指定電気事業者ルール対象

 風力発電設備
・30日ルール対象
・720時間ルール対象
・指定電気事業者ルール対象

 太陽光発電設備（１０kW未満）
・360時間ルール対象
・指定電気事業者ルール対象※小売全面自由化後は、基本的に、現行の新電力等が調達している
電気の発電設備は、現行の一般電気事業者が所有する発電設備及び調達している電気の発電設備と同順位とする。

 特定規模電気事業（新電力）、特定電気事業または自己託送の用に供する発電者の発電機の出力制御
 地熱発電設備、水力発電設備
 平成２７年１月の省令改正前のルールが適用となる500kW未満の太陽光発電設備、風力発電設備
 地域型バイオマス発電設備（出力制御が困難な場合。但し、需給調整が困難な緊急時を除く。）

19【参考】タイムスケジュール（特例制度①）

広域機関

一般送配電事業者

FIT発電ＢＧ(特例①発電ＢＧ)
小売電気事業者（買取義務者）

特定契約

ＦＩＴ発電事業者

計画（～週間）を受信し、一般送
配電事業者へ送付
計画配分作成のために発電実績
等の諸元を入手

翌日計画を受信し一般送
配電事業者へ送付
各エリア・全国の需給計画の確認、必要時は下げ代不足時の指示を検討・実施
ＦＩＴ発電ＢＧへ計画値通知【太陽光・風力】天気予報を基に作成【水力・地熱・ﾊﾞｲｵ】ＦＩＴ事業者の計画を妥当性確認

翌日計画の提出様式を作成

エリア需給計画の確認。必要時は出力抑制等を検討

一般送配電事業者から
計画発電量を受領し、発電計画を作成。
スポット市場に参加し、発電計画に対する販売計
画、調達計画を調整し、翌日計画として策定・提出。

【水力・地熱・ﾊﾞｲｵ】一般送配電事業者に計画提出週間以前の計
画は小売電気事業者が自ら策
定・提出

需要ＢＧ

スポット市場に参加し、需要計画に対する販売計画、調達計画を調整し、翌日計画を策定・提出。

小売電気事業者

～週間

一般送配
電事業者
へ実績送
付（事後）

前々日

余剰電源があれ
ば追加の卸売先（自らの需要ＢＧ又は転売先への追加販売）を確保

発電計画等
を最終確定
（翌日計画の差替え）

需要予測の変更などに伴い、時間
前市場で供給力を調達／削減需要計画等
を最終確定（翌日計画の差替え）

当日

前日
ｽﾎﾟｯﾄ市場

必要時は給電指令で
出力抑制

12時

時間前
市場

実需給
１時間前
（ＧＣ）

出典：電力広域的運営推進機関の資料「ＦＩＴ特例制度を適用する場合の 計画値同時同量制度について」より作成

20

【参考】タイムスケジュール（特例制度②）

広域機関

計画（～週間）を受信し、一般送
配電事業者へ送付

翌日計画を受信し一般送
配電事業者へ送付
各エリア・全国の需給計画の確認、必要時は下げ代不足時の指示を検討・実施
エリア需給計画の確認。必要時は出力抑制等を検討

一般送配電事業者

翌日計画以降の発電計
画も自ら作成。
スポット市場に参加し、発電計画に対する販売計
画、調達計画を調整し、翌日計画として策定・提出。

FIT発電ＢＧ(特例②発電ＢＧ)
小売電気事業者（買取義務者）

特定契約

ＦＩＴ発電事業者

一般送配
電事業者
へ実績送
付（事後）

週間以前の計
画は小売電気事業者が自ら策
定・提出

需要ＢＧ

スポット市場に参加し、需要計画に対する販売計画、調達計画を調整し、翌日計画を策定・提出。

小売電気事業者～週間

前々日

余剰電源があれ
ば追加の卸売先（自らの需要ＢＧ又は転売先への追加販売）を確保

発電計画等
を最終確定
（翌日計画の差替え）

需要予測の変更などに伴い、時間
前市場で供給力を調達／削減需要計画等
を最終確定（翌日計画の差替え）

当日

前日
ｽﾎﾟｯﾄ市場

必要時は給電指令で
出力抑制

12時

時間前
市場

実需給
１時間前
（ＧＣ）

出典：電力広域的運営推進機関の資料「ＦＩＴ特例制度を適用する場合の 計画値同時同量制度について」より作成

21

小売全面自由化に向けた固定価格買取制度の運用見直しに関するＱ＆Ａ
平成２７年１１月（平成２８年１０月２５日更新）

目次
Ｑ1．既存契約案件について、回避可能費用算定方法の激変緩和措置の対象になるとのことです
が、具体的にどんな案件が対象になりますか。 ...................................................................... 4
Ｑ2．激変緩和措置の適用条件とされている「特定契約を締結済」とは、具体的に何を指していますか。 ..................................................................................................................................... 4
Ｑ3．激変緩和措置の適用条件とされている「接続契約を締結済」とは、具体的に何を指していますか。 ..................................................................................................................................... 4Ｑ4．激変緩和措置の適用を受けるには、どのようなプロセスを経る必要がありますか。 .................... 5
Ｑ5．施行の際、運転開始している案件ですが、平成２８年３月分の買取実績がない案件については、どのような証明書類を提出する必要がありますか。 ........................................................... 5Ｑ6．改正再エネ特措法施行規則等の施行の際、買取を行っている案件について、激変緩和措置の適用を受けず、市場価格連動の回避可能費用を適用することができますか。 ...................... 5
Ｑ7．激変緩和措置の適用期間中に、小売電気事業者が自ら激変緩和措置の適用を放棄できますか。 ................................................................................................................................. 5
Ｑ8．激変緩和措置の適用を受けた場合、裁定取引防止策が別途講じられるとのことですが、具体的にどのような方法で捕捉されますか。 ................................................................................. 6Ｑ9．小売電気事業者が小売供給を行う一般送配電事業者の供給区域外からＦＩＴ電源の調達を行う場合に激変緩和措置対象分はどのように判定されますか。 .............................................. 7
Ｑ10．激変緩和措置の回避可能費用単価は、2 種類の単価が存在するところ（平成 26 年 3 月末迄
に設備認定分に対して適用する回避可能費用と平成 26 年 4 月以降に設備認定分に対して適用される回避可能費用）、激変緩和措置の対象となる電源の発電計画が需要計画を上回り、激変緩和措置対象外となる場合にどちらの回避可能費用分から激変緩和措置対象外となりますか。 .............................................................................................................................. 7
Ｑ11．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した再エネ特措法施行規則等の公布日において、小売電気事業者は激変緩和措置の対象となるＦＩＴ電源に相当する需要を有している必要がありますか。 ......................................................................................................................... 7
Ｑ12．激変緩和措置分の判断は３０分コマ単位で判断されることになりますか。 .............................. 8
Ｑ13．最終需要家への販売を想定し、スポット市場を通じた持ち替え（スポット市場を通じたエリア
間自社売買）を行った場合、激変緩和措置の対象になりますか。 ........................................... 8
Ｑ14．小売電気事業者が連系線を利用して、他エリアの特定供給者から電気を調達し、その電気を最終需要家に販売する場合、激変緩和措置の対象になりますか。 ...................................... 8
Ｑ15．連系線を利用して他エリアの特定供給者から電気を購入して小売に充当する予定であった
ＦＩＴ電源について、連系線の分断等により送電できなくなった際に止む無く卸売（相対・市場
転売問わず）したという場合は、回避可能費用は市場価格連動になりますか。 ........................ 81

Ｑ16．一の認定発電設備に係る再エネ電気を複数の小売電気事業者が買取する（いわゆる部分買取）場合、一方で小売電気事業者が倒産などの原因により特定契約が解除となり、全量をもう一方の小売電気事業者へ販売することになったときは、激変緩和措置の対象になりますか。
.......................................................................................................................................... 8
Ｑ17．激変緩和措置の対象になった発電設備について、新ルールの公布後に、発電設備の増設を行った場合、特定契約先である小売電気事業者を変更しない限り、激変緩和措置の対象になりますか。 ..................................................................................................................... 9
Ｑ18．激変緩和措置の対象になっているＦＩＴ電源の買取先を官公庁等が入札にかけた場合であっても、特定契約の相手先が従来どおりに変更がなければ、引き続き激変緩和措置の対象になりますか。......................................................................................................................... 9Ｑ19．小売電気事業者が代理店を通じて特定供給者から電気を買取する場合は、激変緩和措置の適用を受けられますか。 ................................................................................................... 9Ｑ20．複数の認定発電設備（設備ＩＤ）をまとめて 1 つの契約書としている場合（基本契約（特定契約）と確認書（電源リスト）としている場合等を含む）において、激変緩和措置の適用はどのようになりますか。 ..................................................................................................................... 9
Ｑ21．小売電気事業者が会社分割や合併時に事業の承継が行われる場合、引き続き激変緩和措置が適用されますか。 ........................................................................................................ 10
Ｑ22．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に接続契約及び特定契約を締結しているが、特定契約による買取の開始が施行より後の場合（例：特定契約に基づく買取期間が平成２９年１月１日開始の場合）は、激変緩和措置の対象になりますか。 ............................................................................................................ 10
Ｑ23．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に接続契約及び特定契約を締結しているが、実際の買取先変更後の小売電気事業者への供給開始までに時間を要し、施行より後に買取先変更後の小売電気事業者への供給開始することになっても、激変緩和措置の対象となりますか。....................................................... 10
Ｑ23-2．施行の際（平成２８年４月１日０時）に、買取先を変更し、変更後の小売電気事業者に供給開始する場合は、激変緩和措置の対象となりますか。 .......................................................... 10
Ｑ24．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に接続契約及び特定契約を締結しているが、特定契約において契約期間は１年間としており、自動更新で買取を行う場合には、激変緩和措置終了時まで激変緩和措置の対象となりますか。 ............................................................................................................................ 11
Ｑ24-2．平成２８年度に激変緩和措置の対象になっており、平成２８年度末で特定契約の契約期限を迎える場合は、激変緩和措置の対象外となりますか。 ................................................... 11
Ｑ24-3．激変緩和措置の対象となっている場合に、特定契約の内容変更をしても引き続き激変緩
和措置の対象となりますか。 ............................................................................................... 11
Ｑ25．業務提携している場合に、複数の小売電気事業者で FIT 発電 BG を組んで激変緩和措置を受けることは可能ですか。 .................................................................................................. 11
Ｑ25-2．譲渡等により発電事業者名が変更になる場合は、引き続き激変緩和措置の対象となりますか。 ............................................................................................................................... 12
Ｑ26．激変緩和措置の制度はいつ終了することになりますか。 .................................................... 122

Ｑ27．ＦＩＴ発電ＢＧはどのような範囲で組成すればよいですか。 .................................................. 12Ｑ28．複数の小売電気事業者が一緒になってＦＩＴ発電ＢＧを形成し、発電ＢＧの中で電気の融通を行う場合については、激変緩和措置の対象となりますか。 ................................................. 13
Ｑ29．バイオマス混焼発電所はバイオマス比率に応じて、ＦＩＴ分と非ＦＩＴ分に分かれることになりま
すが、発電計画はどのように提出したらよいですか。 ............................................................ 13
Ｑ30．回避可能費用の見直し後は３０分単位で回避可能費用が変動することになるが混焼バイオマス電源におけるバイオマス比率の扱いはどうなりますか。 .................................................. 13
Ｑ31．１日４８コマのうち、特定の３０分コマのみを買い取る特定契約を締結することは可能ですか。 13
Ｑ32．１日４８コマのうち、特定の３０分コマのみを交付金を申請して、残りの３０分コマは交付金申請をしないといったことは可能ですか。 ................................................................................ 13
Ｑ33．月ごとに交付金申請をしたり、交付金申請をしなかったりといったことは可能ですか。 ........... 14
Ｑ33-2．ＦＩＴインバランス特例制度①、特例制度②の選択権は特定供給者、小売電気事業者のいずれにありますか。 ............................................................................................................ 14
Ｑ34．特例制度①または特例制度②の適用を受けた後に別の特例制度に変更することは可能ですか。 ............................................................................................................................... 14
Ｑ35．一の認定発電設備を複数の小売電気事業者が買取（いわゆる部分買取）する場合においてＦＩＴインバランス特例制度の適用やインバランスリスクの交付はどうなりますか。 ..................... 14
Ｑ36．部分買取の場合において、小売電気事業者が同一のＦＩＴインバランス特例制度を選択する必要があるのはなぜですか。.............................................................................................. 14
Ｑ37．部分買取の場合で、それぞれの小売電気事業者が希望する特例制度が異なり、いずれかの特例制度に統一する協議が整わない時はどうなりますか。 ................................................ 15
Ｑ38．スマートメーターが設置されていない場合など、実績発電量をプロファイリングによって３０分
電力量を確定する発電設備であっても、ＦＩＴインバランス特例制度①、特例制度②を選択可能ですか。 ........................................................................................................................ 15
Ｑ39．スマートメーターによる３０分値が利用できない場合、太陽光については昼間のみで割り付ける方法を採用することになっていますが、具体的にどの時間帯を利用しますか。.................... 15
Ｑ40．ＦＩＴ発電ＢＧを組成する際に、ＦＩＴ以外の電源を組み入れることは許容されますか。 ........... 15
Ｑ41．「インバランスリスク」とは何ですか。 ................................................................................... 15
Ｑ42．「インバランスリスク等に相当する額」はどのようにして支払われますか。............................... 16
Ｑ43．「インバランスリスク等に相当する額」は具体的にどのように算定されますか。 ....................... 17
Ｑ44．特定契約への応諾義務の拒否要件になっている「最大需要」は具体的に何を指しますか。 .. 17
Ｑ45．前事業年度の全国合計の電気供給量が５億キロワット時未満の小売電気事業者の場合、特定契約への応諾義務が免除されることになりますが、何に基づいて判断されますか。 ............ 17
Ｑ46.特定供給者は送配電事業者と発電量調整供給契約を締結する必要がありますか。 .............. 173

Ｑ1．既存契約案件について、回避可能費用算定方法の激変緩和措置の対象になるとのことですが、具体的にどんな案件が対象になりますか。
Ａ 回避可能費用算定方法の激変緩和措置の対象となる案件は、次のいずれかに該当する場合です。
① 新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の施行の際、運転開始しており、特定契約に基づき売電を開始している案件② 施行の際、運転開始には至っていないが、新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に、特定契約及び接続契約の双方を締結済の案件
Ｑ2．激変緩和措置の適用条件とされている「特定契約を締結済」とは、具体的に何を指していますか。
Ａ 「特定契約」とは、再エネ特措法第４条に規定されている契約であり、電気事業者と特定供給者の間で認定発電設備による再エネ電気の売買を約した内容を盛り込まれた契約が締結済であることを指しています。
Ｑ3．激変緩和措置の適用条件とされている「接続契約を締結済」とは、具体的に何を指していますか。
Ａ（特定規模電気事業者が買い取りする場合：）特定規模電気事業者からの接続供給契約の申込みに対して一般電気事業者が供給承諾済であることを指します。供給承諾済
みであることを示す書面については各一般電気事業者へお問い合わせください。
（一般電気事業者または特定電気事業者が買い取りする場合：）特定供給者からの接続契約の申込みに対して一般電気事業者または特定電気事業者が供給承諾済であることを指します。
買取先のみを変更する場合、接続契約は買取先を変更する前に当初契約した接続契約で締結したものとみなします。
なお、接続契約の申込みから２７０日を経過しても接続契約の締結に至っていない場
合、一般電気事業者からその旨の証明があれば、当該期間が経過した時点をもって接続契約を締結済の案件と同じ扱いとします。

4

Ｑ4．激変緩和措置の適用を受けるには、どのようなプロセスを経る必要がありますか。
Ａ 新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の施行の際、買取を行っている認定発電設備は、すべて激変緩和措置の対象とします。その上で、平成２８年３月に買取実績がない認定発電設備については、費用負担調整機関に対して激変緩和措置の対象となる認定発電設備のリストとともに、新たな回避可能費用の算定ルールを規定した再エネ特措法施行規則等の公布日より前に特定契約及び接続契約が締結済であったことを証明する書類を併せて提出してください（新たな回避
可能費用の算定ルールを規定した再エネ特措法施行規則等の公布の際、接続契約の申込みから２７０日を経過している場合は電力会社の証明書を提出することにより接続契約が締結済みであることを証明する書類に代えることが可能です。）。具体的な手続については、後日、準備ができ次第ご案内します。
Ｑ5．施行の際、運転開始している案件ですが、平成２８年３月分の買取実績がない案件については、どのような証明書類を提出する必要がありますか。
Ａ 特定契約が新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の施行の際、締結済であり、かつ売電を開始していることを証明する書類を提出しなければなりません。
Ｑ6．改正再エネ特措法施行規則等の施行の際、買取を行っている案件について、激変
緩和措置の適用を受けず、市場価格連動の回避可能費用を適用することができますか。
Ａ 新たな回避可能費用の算定ルールを規定した施行の際、買取を行っている案件については、すべて激変緩和措置の対象となります。
Ｑ7．激変緩和措置の適用期間中に、小売電気事業者が自ら激変緩和措置の適用を放棄できますか。
Ａ 事後的に小売電気事業者の事由により変更することは制度上適切ではなく、認めら
れません。

5

Ｑ8．激変緩和措置の適用を受けた場合、裁定取引防止策が別途講じられるとのことですが、具体的にどのような方法で捕捉されますか。
Ａ 激変緩和措置の対象となる予定のＦＩＴ電源については、当該ＦＩＴ電源と特定契約を締結する小売電気事業者が、他の（火力等の）電源と切り離してＦＩＴ発電ＢＧを形成する必要があります。複数の小売電気事業者間でＦＩＴ発電ＢＧを組むことは認められません。
その上で、小売電気事業者の需要調達計画の需要量と発電販売計画のＦＩＴ発電ＢＧの発電量（激変緩和措置対象分）を 30 分単位で比較（激変緩和措置を適用するためには、激変緩和措置対象のＦＩＴ電源を小売電気事業者に販売し、小売電気事業者の需要にあてている場合に限る。）し、当該発電計画の値が需要計画の値を上回る場合は超過した分を卸電力取引所あるいは相対での転売が行われたものと判断し、需要計画の値分を激変緩和措置対象とします。（販売計画において、他の電気事業者に販売しているものについても、激変緩和措置の対象外とします。）
具体的には、当面の間は、下記のように、託送制度に則って小売電気事業者によって提出される発電販売計画及び需要調達計画に基づいて把握することとします。
なお、代表契約者制度により複数の小売電気事業者で需要 BG を形成している場合でも、当該需要 BG において小売電気事業者ごとに需要調達計画を作成することとされており、下記と同じく、小売電気事業者ごとに発電販売計画及び当該小売電気事業者の需要調達計画に基づいて把握することとします。
＜イメージ＞【小売電気事業者Ａが提出する計画】○発電販売計画
発 電 計 画 激変緩和措置対象のＦＩＴ電源（注）
激変緩和措置対象外のＦＩＴ電源

１２０

販売計画

１３０

小売電気事業者Ａ（の需要）１０（注）ＦＩＴ電源は、原則として特定契約を締結する小売電気事業者が発電計画を提出○需要調達計画
需要計画
調達計画

１００
小売電気事業者Ａ（の発電計画）

１３０

発電事業者からの調達（火力電源など）

８０

別の小売電気事業者に転売（調達分からマイナス）

6

▲１１０

上記の場合は、激変緩和措置対象のＦＩＴ電源の発電量１２０のうち１００が激変緩和措置の適用となる。
【30 分コマ単位で判断するイメージ】
発電計画
需要計画

激変緩和措置の適用

激変緩和措置の適用

激変緩和措置の適用

激変緩和措置の適用

・・・

・・・

Ｑ9．小売電気事業者が小売供給を行う一般送配電事業者の供給区域外からＦＩＴ電源の調達を行う場合に激変緩和措置対象分はどのように判定されますか。
Ａ 一般送配電事業者の供給区域毎に当該供給区域における需要計画と当該需要への供給にかかる発電計画（供給区域外から振替供給を行う電源を含み、供給区域外へ振替供給を行う電源を除く）の比較で裁定取引の判定を行います。
Ｑ10．激変緩和措置の回避可能費用単価は、2 種類の単価が存在するところ（平成 26
年 3 月末迄に設備認定分に対して適用する回避可能費用と平成 26 年 4 月以降に設備認定分に対して適用される回避可能費用）、激変緩和措置の対象となる電源の発電計画が需要計画を上回り、激変緩和措置対象外となる場合にどちらの回避可能費
用分から激変緩和措置対象外となりますか。
Ａ 回避可能費用単価が高い方から優先的に激変緩和措置を解除します。（小売電気事業者が安価に調達した電源を優先的に自らの小売供給向けに確保することを念頭に回避可能費用単価が高い方から転売したものとみなします。）
Ｑ11．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した再エネ特措法施行規則等の公布日において、小売電気事業者は激変緩和措置の対象となるＦＩＴ電源に相当する需要を有している必要がありますか。
Ａ 必要ありません。激変緩和措置対象の判断は、新たな回避可能費用の算定ルールを規定した再エネ特措法施行規則等の施行以降に３０分単位で行います。

7

Ｑ12．激変緩和措置分の判断は３０分コマ単位で判断されることになりますか。
Ａ 需要計画及び発電計画は３０分コマ単位になっておりますので、激変緩和措置適用分の判断は３０分コマ単位で行います。
Ｑ13．最終需要家への販売を想定し、スポット市場を通じた持ち替え（スポット市場を通じたエリア間自社売買）を行った場合、激変緩和措置の対象になりますか。
Ａ スポット市場で売買された電気の価値はまさに約定されたスポット市場価格そのものであることから、回避可能費用もその価値をベースに評価すべきであり、激変緩和措置の対象にはなりません。
Ｑ14．小売電気事業者が連系線を利用して、他エリアの特定供給者から電気を調達し、その電気を最終需要家に販売する場合、激変緩和措置の対象になりますか。
Ａ 小売電気事業者が特定供給者から電気を調達し、それを直接最終需要家に販売する場合は激変緩和措置の対象になるため、連系線を利用して他エリアから調達する場合であっても、調達された電気が直接最終需要家に販売する場合については激変緩和措置の対象になります。
Ｑ15．連系線を利用して他エリアの特定供給者から電気を購入して小売に充当する予定であったＦＩＴ電源について、連系線の分断等により送電できなくなった際に止む無く卸売（相対・市場転売問わず）したという場合は、回避可能費用は市場価格連動になりますか。
Ａ 激変緩和措置の対象になるかどうかについては、あくまでも小売電気事業者が調達した電気を最終需要家に直接販売しているかどうかという行為に着目した整理であるため、原因にかかわらず結果的に小売電気事業者の FIT 発電 BG の発電計画（激変緩和措置適用分）の値が需要計画の値を上回る場合は、需要計画の値分に限り激変緩和措置の対象になります。
Ｑ16．一の認定発電設備に係る再エネ電気を複数の小売電気事業者が買取する（いわゆる部分買取）場合、一方で小売電気事業者が倒産などの原因により特定契約が解除となり、全量をもう一方の小売電気事業者へ販売することになったときは、激変緩和措置の対象になりますか。
Ａ 新規の特定契約には該当しないため、部分買取ではなく、全量の買取に変更する
8場合でも、激変緩和措置の対象となります。
Ｑ17．激変緩和措置の対象になった発電設備について、新ルールの公布後に、発電設備の増設を行った場合、特定契約先である小売電気事業者を変更しない限り、激変緩和措置の対象になりますか。
Ａ 一の発電場所において別の認定発電設備（設備 ID）として増設する場合は、当該増設分は激変緩和措置の対象外となります。ただし、既設の認定発電設備の出力を増加する場合は、小売電気事業者の意思にかかわらず発電した電力量を増設分と既設分に区別することが出来ないため、増設分を含めて激変緩和措置の対象とします。
Ｑ18．激変緩和措置の対象になっているＦＩＴ電源の買取先を官公庁等が入札にかけた場合であっても、特定契約の相手先が従来どおりに変更がなければ、引き続き激変緩
和措置の対象になりますか。
Ａ 特定契約に基づいて運転開始している発電設備について、新たな回避可能費用の算定ルールを規定した再エネ特措法施行規則等の施行より後に特定契約の相手方（小売電気事業者）が変わり、新たな契約関係が生じる場合には激変緩和措置がその時点で終了することとします。したがって、入札により特定契約（施行より後に買取を開始する場合）を締結する電源については、入札の結果、仮に同じ相手が落札したとしても、契約は新たに締結し直されると考えられるため、激変緩和措置の対象とはなりません。
Ｑ19．小売電気事業者が代理店を通じて特定供給者から電気を買取する場合は、激変緩和措置の適用を受けられますか。
Ａ 特定契約の締結主体が小売電気事業者と特定供給者であれば、代理店を通じて締結業務を行ったとしても、激変緩和措置の適用を受けられます。
Ｑ20．複数の認定発電設備（設備ＩＤ）をまとめて 1 つの契約書としている場合（基本契約（特定契約）と確認書（電源リスト）としている場合等を含む）において、激変緩和措置の適用はどのようになりますか。
Ａ 激変緩和措置の適用については、複数の認定発電設備（設備ＩＤ）をまとめて１つの契約書としている場合など、契約形態によらず、認定発電設備（設備ＩＤ）ごとに判断します。

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Ｑ21．小売電気事業者が会社分割や合併時に事業の承継が行われる場合、引き続き激変緩和措置が適用されますか。
Ａ 激変緩和措置が引き続き適用されますが、激変緩和措置の対象量については、新
たな会社の小売需要を基準に判断することになります。
Ｑ22．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に接続契約及び特定契約を締結しているが、特定契約による買取の開始が施行より後の場合（例：特定契約に基づく買取期間が平成２９年１月１日開始の場
合）は、激変緩和措置の対象になりますか。
Ａ 改正再エネ特措法施行規則等の施行の際に運転開始している発電設備で、買取先を変更する場合に激変緩和措置の対象となるためには、施行規則等の施行の際、特定契約を締結し売電していることが必要です。
改正再エネ特措法施行規則等の施行の際に運転開始していない発電設備で、改正
再エネ特措法施行規則等の公布日までに特定契約及び接続契約が締結できていた場
合（かつ、運転開始と同時に当該小売電気事業者に売電される場合）は、激変緩和措置の対象となります。
Ｑ23．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に接続契約及び特定契約を締結しているが、実際の買取先変更後の小売電気事業者への供給開始までに時間を要し、施行より後に買取先変更後の小売電気事業者への供給開始することになっても、激変緩和措置の対象となりますか。
Ａ 改正再エネ特措法施行規則等の施行の際に運転開始している発電設備について、買取先変更後の小売電気事業者へ供給開始するタイミングが施行より後になる場合は、激変緩和措置の対象になりません。なお、買取先変更前の小売電気事業者は、買取先変更までの間、激変緩和措置の対象になります。
改正再エネ特措法施行規則等の施行の際に運転開始していない発電設備で、改正
再エネ特措法施行規則等の公布日までに特定契約及び接続契約が締結できていた場
合（かつ、運転開始と同時に当該小売電気事業者に売電される場合）は、激変緩和措置の対象となります。
Ｑ23-2．施行の際（平成２８年４月１日０時）に、買取先を変更し、変更後の小売電気事業者に供給開始する場合は、激変緩和措置の対象となりますか。
Ａ 平成２８年４月 1 日０時に特定契約に基づいて買取先変更後の小売電気事業者へ

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供給開始する場合は、激変緩和措置の対象とします。ただし、施行の際（４月１日０時時点）に運転開始している発電設備で、施行より後に買取先の小売電気事業者が変更となる場合には、激変緩和措置の対象外となります。
Ｑ24．新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の公布日より前に接続契約及び特定契約を締結しているが、特定契約において契約期間は１年間としており、自動更新で買取を行う場合には、激変緩和措置終了時まで激変緩和措置の対象となりますか。
Ａ 激変緩和措置の終了時まで対象になります。
Ｑ24-2．平成２８年度に激変緩和措置の対象になっており、平成２８年度末で特定契約の契約期限を迎える場合は、激変緩和措置の対象外となりますか。
Ａ 平成２８年度に激変緩和措置を受けている場合に限り、平成２８年度中に特定契約の内容変更により契約期間の自動更新条項を追加することで、平成２９年度以降も激変
緩和措置の対象とすることを認めます。ただし、当該特定契約の変更に当たって、買取価格の変更や買取量の変更等、契約期間の自動更新条項の追加以外の変更が行われた場合には、実質的には特定契約の再締結に該当するとみなし、当該特定契約の変更
日をもって激変緩和措置の対象外とします。
なお、特定契約の変更に伴って引き続き激変緩和措置の適用を受けることを希望する
場合、変更前の特定契約書と変更後の特定契約書の双方を速やかに費用負担調整機
関に提出する必要があります。
Ｑ24-3．激変緩和措置の対象となっている場合に、特定契約の内容変更をしても引き続
き激変緩和措置の対象となりますか。
Ａ 原則として、新たな回避可能費用の算定ルールを規定した改正再エネ特措法施行規則等の施行の際（平成２８年４月１日０時）に締結されていた特定契約から契約内容を変更した場合には、激変緩和措置の対象外となります。ただし、Ｑ24-2 に記載しているとおり、平成２８年度内に契約期間の自動更新条項のみを追加する限りにおいては、引き続き激変緩和措置の対象となります。
Ｑ25．業務提携している場合に、複数の小売電気事業者で FIT 発電 BG を組んで激変
緩和措置を受けることは可能ですか。
Ａ 激変緩和措置を適用する場合は、複数の小売電気事業者で FIT 発電 BG を組むこ11

とはできません。
Ｑ25-2．譲渡等により発電事業者名が変更になる場合は、引き続き激変緩和措置の対象となりますか。
Ａ 同一の発電設備において、発電事業者名のみが変更となる場合は、引き続き、激変
緩和措置の対象となります。
Ｑ26．激変緩和措置の制度はいつ終了することになりますか。
Ａ 激変緩和措置は、当面の間（例えば５年程度。遅くとも経過措置料金の廃止まで）設けることとされており、現時点では２０２０年度末に終了予定です。なお、５年後にその時点の状況によりその後の在り方について検討します。
Ｑ27．ＦＩＴ発電ＢＧはどのような範囲で組成すればよいですか。
Ａ 発電ＢＧはインバランスを算定する単位で組成します。一義的には発電契約者（ＦＩＴ
特例制度においては小売電気事業者）が託送供給等約款の定めに従って任意で設定することになりますが、適用するインバランス料金単価の差異の観点に加え、FIT に係る発電 BG については、交付金（回避可能費用、インバランスリスク）を算定する観点及び裁定取引を防止する観点から、以下の表の区分に仕分けてＢＧを組成してください。
FIT インバランス特例制度①

FIT インバラ
ンス特例制
度②

（参考）
特例制度非
適用

変動電源
（太陽光・風力）非変動電源（水力・地熱・バ
イオマス）

激変緩和措置（２４，２５年度認定の単価）（２６年度
以降認定の単
価）

①

②

③

④

市場価格

⑤

⑥

⑦

⑧

回避可能費用

（２４・２５年度認定と２６年度以降認定で区分する必要はない。）

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Ｑ28．複数の小売電気事業者が一緒になってＦＩＴ発電ＢＧを形成し、発電ＢＧの中で電気の融通を行う場合については、激変緩和措置の対象となりますか。
Ａ 複数の小売電気事業者が一緒になってＦＩＴ発電ＢＧを形成することはできません。
Ｑ29．バイオマス混焼発電所はバイオマス比率に応じて、ＦＩＴ分と非ＦＩＴ分に分かれることになりますが、発電計画はどのように提出したらよいですか。
Ａ バイオマス混焼発電所については、ＦＩＴ分と非ＦＩＴ分に分けて発電 BG の発電計画を計上することが求められます。なお、FIT 分と非 FIT 分のインバランスの精算は月間のバイオマス発電実績比率を用いて按分することになりますので、計画時にはその比率を想定して計画を策定することになります。
Ｑ30．回避可能費用の見直し後は３０分単位で回避可能費用が変動することになるが混焼バイオマス電源におけるバイオマス比率の扱いはどうなりますか。
Ａ 月間のバイオマス発電実績比率を各３０分コマに一律適用します。
なお、バイオマス部分（ＦＩＴ扱い）と非バイオマス部分（非ＦＩＴ）の３０分単位の電力量を確定する必要があるため、小売電気事業者は、一般送配電事業者へバイオマス比率を提供する必要が生じます。このため発電事業者が小売電気事業者に対してバイオマ
ス比率を一定期日内に提供する必要があります。
Ｑ31．１日４８コマのうち、特定の３０分コマのみを買い取る特定契約を締結することは可能ですか。
Ａ １日４８コマのうち、特定の３０分コマのみ特定契約を締結することを認めた場合、小売電気事業者が、卸電力市場価格が安いと想定される時間帯に限って特定契約を締結
し、恣意的に自己に有利な条件で交付金の交付を受けられることになるため、認められません。
Ｑ32．１日４８コマのうち、特定の３０分コマのみを交付金を申請して、残りの３０分コマは交付金申請をしないといったことは可能ですか。
Ａ 交付金申請は 1 か月単位で行うため、特定のコマのみを交付金申請を行い、残りのコマは交付金申請をしないといったことはできません。

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Ｑ33．月ごとに交付金申請をしたり、交付金申請をしなかったりといったことは可能ですか。
Ａ 可能です。
Ｑ33-2．ＦＩＴインバランス特例制度①、特例制度②の選択権は特定供給者、小売電気事業者のいずれにありますか。
Ａ ＦＩＴインバランス特例制度は、発電事業者である特定供給者に発電インバランスの負担を発生させないようにするなど、固定価格買取制度と計画値同時同量制度の整合性を担保するために、特定供給者に代わって小売電気事業者が発電量調整供給契約
における発電契約者の地位を担う制度であるため、発電量調整供給契約における特例
制度①、②の選択権は専ら小売電気事業者にあります。
Ｑ34．特例制度①または特例制度②の適用を受けた後に別の特例制度に変更することは可能ですか。
Ａ 可能です。ただし、託送供給等約款上、変更回数は年１回とされています。
Ｑ35．一の認定発電設備を複数の小売電気事業者が買取（いわゆる部分買取）する場
合においてＦＩＴインバランス特例制度の適用やインバランスリスクの交付はどうなりますか。
Ａ 部分買取を行う場合でも託送供給等約款の規定に基づきＦＩＴインバランス特例制度の適用を受けることが可能です。したがって、小売電気事業者は、特例制度①と特例制
度②いずれも選択可能ですが、一の認定発電設備について各小売電気事業者が同一の特例制度を選択する必要があります。
Ｑ36．部分買取の場合において、小売電気事業者が同一のＦＩＴインバランス特例制度を選択する必要があるのはなぜですか。
Ａ ＦＩＴインバランス特例制度②の場合は発電契約者である小売電気事業者が任意に発電計画を作成する一方、ＦＩＴインバランス特例制度①の場合は、一般送配電事業者
が天気予報等の客観的情報に基づいて想定発電量を予測し、過去の買取実績に基づ
いて各発電契約者（小売電気事業者）へ計画発電量を通知し、発電契約者（小売電気事業者）は、これを発電計画として提出することになります。
このため、部分買取を行う場合に、ある小売電気事業者が特例制度①を選択し、別の14

小売電気事業者が特例制度②を選択すると、両者の発電計画が構造的に齟齬を来たすことから認められません。
Ｑ37．部分買取の場合で、それぞれの小売電気事業者が希望する特例制度が異なり、いずれかの特例制度に統一する協議が整わない時はどうなりますか。
Ａ ＦＩＴインバランス特例制度の適用を特定供給者が小売電気事業者に強要することは不適切であるため、部分買取においていずれかの特例制度に統一する協議が整わない
場合は、特定供給者が買取契約を締結する小売電気事業者を一つに絞ることが適切だと考えられます。
Ｑ38．スマートメーターが設置されていない場合など、実績発電量をプロファイリングによって３０分電力量を確定する発電設備であっても、ＦＩＴインバランス特例制度①、特例
制度②を選択可能ですか。
Ａ スマートメーター設置の有無にかかわらず、ＦＩＴインバランス特例制度が選択可能です。
Ｑ39．スマートメーターによる３０分値が利用できない場合、太陽光については昼間のみで割り付ける方法を採用することになっていますが、具体的にどの時間帯を利用しますか。
Ａ 現状の低圧電源における取り扱いと同様に、原則、午前８時～午後４時の８時間で割り付ける（なお、沖縄の場合は、午前９時～午後５時の８時間で割り付ける）方法になります。
Ｑ40．ＦＩＴ発電ＢＧを組成する際に、ＦＩＴ以外の電源を組み入れることは許容されますか。
Ａ ＦＩＴインバランス特例制度は、固定価格買取制度と計画値同時同量制度の整合性を担保するための制度であることから、FIT 発電 BG にＦＩＴ電源以外の電源を組み入れることはできません。
Ｑ41．「インバランスリスク」とは何ですか。
Ａ 計画値同時同量制度の下では、発電ＢＧの発電計画は発電契約者が策定し、イン
バランス発生リスクは発電契約者が負うことが原則的な取扱いですが、ＦＩＴ制度では、特15

定供給者が供給する電気を電気事業者が全量購入することが義務付けられており、ＦＩ
Ｔ制度と計画値同時同量制度の整合性を保つ観点から、ＦＩＴインバランス特例制度を設けています。
具体的には、発電契約者に代わり、ＦＩＴインバランス特例制度①では一般送配電事
業者が、ＦＩＴインバランス特例制度②では小売電気事業者が各々発電計画を策定し、インバランス発生リスクを負うことになりますが、通常の計画値同時同量制度では、これらは発電契約者が負うべきリスクであることから、特例制度によって発電計画の設定者が負うインバランス発生リスクに見合う対価を「インバランスリスク等に相当する額」と定義し、発電計画を設定する者（ＦＩＴインバランス特例措置①は一般送配電事業者、特例措置②は小売電気事業者）に支払われることとされています。
Ｑ42．「インバランスリスク等に相当する額」はどのようにして支払われますか。
Ａ 小売電気事業者がＦＩＴ電源の特例制度の適用を受ける発電ＢＧから電気を購入した場合、費用負担調整機関からは、買取費用から回避可能費用を差し引いたものにイ
ンバランスリスク料を加えた額が交付金として小売電気事業者に交付されます。
特例制度②の場合、インバランスリスクは小売電気事業者が負うことになるため、小売電気事業者は、交付金を受領することでインバランスリスク料相当額を受領します。
特例制度①の場合、インバランスリスクは一般送配電事業者が負うことになるため、小売電気事業者は、費用負担調整機関から交付された交付金に含まれるインバランスリス
ク料相当額を、託送料金に上乗せして一般送配電事業者に支払います。
【参考】インバランスリスクの精算イメージ（第５回買取制度ＷＧ資料）

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Ｑ43．「インバランスリスク等に相当する額」は具体的にどのように算定されますか。
Ａ 「インバランスリスク等に相当する額」の具体的な算定方法は以下のとおりです。実際のインバランス精算は３０分ごとに計算し、それを合計して月単位で精算することとします（月単位でインバランスリスク等に相当する額がゼロ未満の場合はゼロとみなします。）。
なお、平成２８年４月１日時点では、システム上、インバランスリスク単価を算定することができないため、当分の間は、インバランスリスク単価につき直近の平均値を用いることとし、別途告示で示すこととします。
◆インバランスリスク等に相当する額＝インバランスリスク単価×実際の再エネ買取量◆インバランスリスク単価＝（小売全面自由化後のインバランス料金単価—小売全面自由化後の回避可能費用単価）×インバランス発生率
Ｑ44．特定契約への応諾義務の拒否要件になっている「最大需要」は具体的に何を指しますか。
Ａ 小売電気事業者が電気事業法に基づき提出する供給計画に記載してある、一般送配電事業者の供給区域ごとの年間最大需要実績を指します。
Ｑ45．前事業年度の全国合計の電気供給量が５億キロワット時未満の小売電気事業者の場合、特定契約への応諾義務が免除されることになりますが、何に基づいて判断されますか。
Ａ 電気事業法に基づく直近の供給計画により年度ごとに判断します。
Ｑ46.特定供給者は送配電事業者と発電量調整供給契約を締結する必要がありますか。
Ａ 平成 28 年 4 月からの計画値同時同量制度の導入により、発電者は電源を小売電気事業者等が組成する発電ＢＧに帰属させるか、発電者自らが発電ＢＧを組成して発電量調整供給契約を締結する必要があります。
ただし、ＦＩＴ電源については、原則、小売電気事業者のＦＩＴ発電ＢＧに帰属することとなっています（ＦＩＴインバランス特例制度）。そのため、特定供給者が一般送配電事業者と発電量調整供給契約を締結する必要はありません。
以上

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