【資料１】発電側課⾦の導⼊について
中間とりまとめ（案）概要

2023年２⽉
電⼒・ガス取引監視等委員会
制度設計専⾨会合

１．背景・趣旨
２．発電側課⾦の詳細設計
３．発電側課⾦の転嫁
４． （参考）これまでの検討経緯

2背景 ⼈⼝減少や省エネルギーの進展等により電⼒需要が伸び悩む⼀⽅で、再⽣可能エネルギー（再エネ）の導⼊拡⼤等による系統連系ニーズの拡⼤や、経済成⻑に応じて整備されてきた送配電設備の⾼経年化に伴う修繕・取替等の対応の増⼤など、送配電関連費⽤を押し上げる⽅向での変化が⽣じている。
 こうした環境変化に対応しつつ、託送料⾦を最⼤限抑制するためには、⼀般送配電事業者による経営効率化等の取組を進めることに加え、これまで整備されてきた送配電網の効率的な利⽤を促すことが重要。

（2023年１⽉）第22回 広域連系系統のマスタープラン及び系統利⽤ルールの在り⽅等に関する検討委員会
資料2-1 広域系統⻑期⽅針（広域連系系統のマスタープラン）（案）3発電側課⾦について
 発電側課⾦は、系統を効率的に利⽤するとともに、再エネ導⼊拡⼤に向けた系統増強を効率的かつ確実に⾏うため、現在、⼩売事業者が全て負担している送配電設備の維持・拡充に必要な費⽤について、需要家とともに系統利⽤者である発電事業者に⼀部の負担を求め、より公平な費⽤負担とするもの。
＜現⾏の託送料⾦制度＞
発電

⼩売事業者（需要側）に100％課⾦
送配電託送料⾦

⼩売

電気料⾦

需要家

発電費⽤

＜発電側課⾦の導⼊後（イメージ）＞
発電

発電側課⾦
（10）

送配電託送料⾦の総額（100）

託送料⾦
（90）

⼩売

発電費⽤（発電側課⾦の導⼊を踏まえて⾒直し）

電気料⾦

需要家

4

系統増強費⽤の負担
 現⾏の託送料⾦制度では、再エネ電源の導⼊などに伴う系統増強費⽤は、当該エリア内で負担することになる。⼀⽅、発電側課⾦の導⼊後は、価格転嫁を通じ、当該エリアの電気を利⽤する他エリアの需要家も系統増強費⽤を負担することとなる。

東北エリア

現⾏の託送料⾦制度
系統増強費⽤発⽣

系統増強費⽤は、エリア内の⼩売事業者に課される託送料⾦を通じ、エリア内の需要家で負担

エリア外への電気の販売

発電側課⾦の導⼊後東京エリア系統増強費⽤の⼀部を発電事業者が負担し、当該費⽤を売電費⽤に上乗せすることで、当該発電事業者の電気を購⼊する需要家が負担（電気がエリア外に販売される場合は、エリア外の需要家が負担）
5

送配電関連費⽤に与える影響に応じたインセンティブ設計
 電源の需要地近郊や既に送配電網が⼿厚く整備されている地域など、送配電網の追加増強コストが⼩さい地域の電源については、送配電関連費⽤に与える影響に応じて、発電側課⾦の負担額を軽減する措置を講じることと整理している。これにより、発電側に関連した送配電関連費⽤を抑制することが期待される。
＜イメージ＞

需要地の近隣での電源⽴地

需要の遠隔地での電源⽴地

送配電網の追加増強コスト︓⼩送配電網の追加増強コスト︓⼤➡ 発電側課⾦の負担額を軽減
6

新託送料⾦制度との関係
 2023年度からは、⼀般送配電事業者における必要な投資の確保（送配電網の強靱化）とコスト効率化を両⽴させ、再エネの主⼒電源化やレジリエンス強化等を図ることを⽬的とした新たな新託送料⾦制度（レベニューキャップ制度）が導⼊されることとなっている。
 発電側課⾦は、レベニューキャップ制度において定める収⼊の⾒通しのうち、発電側に配賦する原価の回収を⾏うものであり、レベニューキャップ制度とも整合的な仕組みとして設計されている。
＜イメージ＞①事業計画の策定②事業計画を踏まえた収⼊の⾒通しの算定③料⾦の算定
発電事業者
負担

事業計画

収⼊の⾒通し（承認）

特別⾼圧向けの料⾦

⾼圧向けの料⾦
⼩売事業者
負担
低圧向けの料⾦計画に必要な費⽤の⾒積料⾦×想定需要等(例︓kW,kWh)が収⼊
7の⾒通しを超えない範囲で料⾦を設定

１．背景・趣旨
２．発電側課⾦の詳細設計
３．発電側課⾦の転嫁
４． （参考）これまでの検討経緯

8

①課⾦対象 発電側課⾦については、系統に接続し、かつ、系統側に逆潮させている電源全てを課⾦対象とすることを基本とする。ただし、系統側への逆潮が10kW未満と⼩規模な場合は、当分の間、課⾦対象外とする。
 発電側課⾦の導⼊が再エネの最⼤限の導⼊を妨げないよう、FIT電源等の取扱いについて、資源エネルギー庁の審議会において整理がなされた。既認定FIT/FIP については、調達期間等が終了してから発電側課⾦の対象にすること、また、新規FIT/FIPについては、調達価格等の算定において考慮し、⾮FIT/卒FITについては、事業者の創意⼯夫（相対契約等）の促進及び円滑な転嫁の徹底を⾏うこととされた。

発電側課⾦の対象に関する基本的な考え⽅

系統に接続し、かつ、系統側に逆潮させている電源全てを課⾦対象とする

ただし、以下については課⾦対象外

系統側への逆潮が10kW未満の電源

調達期間等内の既認定FIT/FIP9

②課⾦⽅法（kW課⾦とkWh課⾦） 発電側課⾦に関しては、固定料⾦であるkW課⾦と従量料⾦であるkWh課⾦の２つの⽅法で実施。
 なお、揚⽔発電・蓄電池を経由した際の発電側課⾦の負担に鑑み、他の電源との公平性の観点から、揚⽔発電・蓄電池のkWh課⾦については免除することが、資源エネルギー庁の審議会において整理された。
kW課⾦

kWh課⾦

（固定料⾦）（従量料⾦）

 kW課⾦の対象kWは、需要側の託送契約kWを上回る発電側の逆潮kW分。

 kWh課⾦はメーター計測値によって把握する値を、対象電⼒量とする。

需要発電

託送契約kW
50kW

最⼤逆潮
100kW

＜発電

10

②課⾦⽅法（その他詳細設計）
１．FIT認定を受けたバイオマス発電設備の扱い
 調達期間内の既認定FITが含まれるバイオマス混焼に関しては、バイオマス⽐率の実績等に基づき、⾮FIT部分に対して課⾦する。
２．１つの需要場所（発電場所）に複数の契約がある場合
 需要側の契約が複数存在する場合は需要側の契約kWを合算した上で、発電側の契約が複数存在する場合は需要側の契約kWを発電側の契約kWで按分した上で、発電側課⾦の課⾦対象kWを算定。
３．調達期間等内の既認定FIT/FIP電源と他の電源が混在している場合
 課⾦対象部分（調達期間等内の既認定FIT/FIP以外の部分）を算出し、課⾦。その際、最⼤受電電⼒を、⾮課⾦部分の発電設備容量の割合と、課⾦部分の発電設備容量の割合で按分し、課⾦部分の発電設備容量分に対して課⾦する。
４．契約電源と無契約電源（無償逆潮流）が混在する場合の課⾦の扱い
 無契約電源は託送供給等約款上、課⾦対象外であることから、同⼀地点において契約電源と無契約電源がある場合は、無契約電源を除いて算出・課⾦する。
５．電源が複数エリアに電⼒供給している場合
 発電設備容量のうち各最⼤受電電⼒の割合に応じて課⾦対象となるkWを算出する。

11

②課⾦⽅法（その他詳細設計）
６．FIT電源の経済的出⼒制御の取扱い
 FIT電源について経済的出⼒制御（※）が⾏われる場合、発電電⼒量の実績値とFIT調達価格での買取対象となる発電電⼒量が異なる。課⾦対象とする発電電⼒量としては、実質的な系統からの受益に着⽬することが適切と考えられることから、経済的出⼒制御時のkWh課⾦は（代理制御分が加味された）FIT調達価格での買取対象となる発電電⼒量を対象とする。
※

オフライン事業者が本来⾏うべきである出⼒制御分をオンライン事業者が実施。その上で、オフライン事業者が出⼒制御を⾏ったとみなして、オフライン事業者の買取費⽤相当額を精算し、オンライン事業者が代理制御分の対価を受ける（オンライン事業者の買取価格での発電を⾏ったものとみなして買取費⽤相当額を受け取る）仕組み。

７．送配電設備都合により逆潮できない場合
 設備故障や事故停⽌など、時間的余裕なく直ちに⾏われる出⼒制御（N-1電制による制御を含む）、設備故障や事故停⽌など緊急時対応後に⾏われる作業停⽌については、出⼒制御の確たる予⾒性がないことから、発電側課⾦（kW課⾦）の割引対象（※）とする。
※

具体的な割引⽔準・内容は本⽂を参照のこと。

８．⽴地エリアとは異なるエリアの⼀般送配電事業者の系統に連系する場合等
 発電所が⽴地するエリア（供給区域）の⼀般送配電事業者以外の、他エリアの⼀般送配電事業者が所有する系統に連系する発電所に対しては、発電所が連系する系統を所有する⼀般送配電事業者が課⾦をする。
 連系する配電系統等のみが、発電所が⽴地するエリアの⼀般送配電事業者の所有となっており、上位系統が異なるエリアの⼀般送配電事業者の所有となっている場合も、同様の扱いとする。

12

③課⾦単価の設定⽅法（対象費⽤のイメージ）
 発電側・需要側の両⽅で等しく受益していると考えられる上位系統（基幹系統及び特別⾼圧系統）に係る固定費の⼀部（発電側と需要側の課⾦対象kWで按分したもの）を発電側課⾦で回収することとしている。

１

送電配電（上位系統（基幹系統・特⾼））（⾼圧・低圧）2

3466,000V

6,600V

メガソーラー・
⾵⼒発電

275,000～
500,000V 超⾼圧

154,000V
⼀次変電所

変電所

発電所

配電⽤変電所

66,000～154,000V

託送
原価
(億円)

656

１

給電費

835

1,773

2100/200V 低圧
柱上変圧器

⼩規模⼯場

⾼圧
ビル・中規模⼯場

⼤規模⼯場

ｱﾝｼﾗﾘｰｻｰﾋﾞｽ費

住宅/商店

6,600V

特別
⾼圧
離島
供給費

5

送電費

受電⽤
変電費

10,594

3,753

3

⾼圧
配電費

配電⽤
変電費

2,201

10,807低圧
配電費

44,250需要家費

56,076

保留原価
等

合計

3,883

44,835（注）上記原価は2015年度実績でいずれも可変費を含む（発電側課⾦の課⾦対象原価は、上記 2 のうち固定費のみ）
現状の費⽤負担
発電側
課⾦導⼊後

⼩売電気事業者
⼩売電気事業者

⼩売(⼩売負担⽐率分)発電(発電負担⽐率分)

⼩売電気事業者

13③課⾦単価の設定⽅法（基本的な考え⽅）
 上位系統の固定費のうち、発電側の負担割合を定める際には、発電側と需要側の課⾦対象kWで按分する。その後、kW課⾦とkWh課⾦を１︓１で算定する。
 調達期間等内の既認定FIT/FIPに対しては調達期間が終了してから課⾦対象となることや、揚⽔発電・蓄電池についてはkWh課⾦が免除と整理されたことから、課⾦単価の設定⽅法としては、
以下の図のとおりとする。
※

発電側課⾦における規制期間とレベニューキャップ制度の規制期間は同じ期間とする（発電側課⾦の単価は５年で⾒直す。ただし、レベニューキャップ制度の第１規制期間（2023年度〜2027年度）を踏まえ、発電側課⾦における第１期間は、2024年度〜2027年度とする）。

ステップ１︓上位系統の固定費のうち、発電側負担の原価の割合を以下により算出
調達期間等内の既認定FIT/FIPを含めない（揚⽔発電・蓄電池は含める）

託送原価
想定発電kW
上位系統の固定費

発電側負担

上位系統の固定費×

需要側負担

想定発電kW＋

想定需要kW
調達期間等内の既認定FIT/FIPを含める（揚⽔発電・蓄電池は含める）

ステップ２︓発電側負担原価をkWとkWhの１︓１で按分し、単価を算出
調達期間等内の既認定FIT/FIPを含めない（揚⽔発電・蓄電池は含める）

発電側負担kW原価÷

想定発電kW=

kW課⾦単価kWh原価

÷想定発電kWh=kWh課⾦単価

1:1で按分

調達期間等内の既認定FIT/FIPを含めない
揚⽔発電・蓄電池は含めない

14

③課⾦単価の設定⽅法（想定値の作成）
 供給計画値から発電側課⾦の単価設定に使⽤する想定値を作成するために必要な補正作業
は以下のとおり。

想定発電kW【前提とする計画値】
各事業者から提出する発電設備データ
等

想定発電
kWh
【前提とする計画値】
⼀般送配電事業者から提出するエリア内
需要電⼒量データ等

供給計画値の補正等

追加的な作業 太陽光、⾵⼒を除く1,000kW未満電源の中間年度（第２〜４、６〜９年度）データの作成・追加
 発電端kWから送電端kWに変換（※１）
 課⾦対象外の10kW未満の控除
 想定発電側kWから同⼀地点の需要側の想定託送契約kWの控除
 課⾦対象外の⼀般送配電事業者所有の離島電源kWの控除 調達期間等内の既認定FIT/FIP（※２）及びバイオマス混焼におけるバイオマス⽐率は実績値から算出

 スポット市場取引分の連系線流出⼊量データの作成・追加
 課⾦対象外の10kW未満の控除
 課⾦対象外の⼀般送配電事業者所有の離島電源kWhの控
除 調達期間等内の既認定FIT/FIP（※２）及びバイオマス混焼におけるバイオマス⽐率は実績値から算出※ １．課⾦対象は最⼤受電電⼒（送電端kW）であるが、供給計画上は設備容量（発電端kW）であるため。
※ ２．交付期間の既認定FIPに関しては⼀般送配電事業者が実績値を把握しておらず、今後、その把握⽅法を調整する予定（電⼒広域的運営推進機関から実績情報を得る等を想定）。
15

④割引制度（基本的な考え⽅）
 発電側課⾦における割引制度は、電源が送配電設備の整備費⽤に与える影響を課⾦額に反映させるもの。基幹系統に与える影響に着⽬した割引A、配電系統に接続する電源を対象とし、特別⾼圧系統に与える影響に着⽬した割引Bを設定する。
※

割引対象地域の判定に当たっては、⾒直し時期の直近の供給計画における５年⽬の変電所に関する情報を基に判定する（５年間の期間内において、供給計画外の変電所の新設・廃⽌があった場合には、翌期の割引対象地域の判定から勘案する）。

 割引対象地域及び割引額の⾒直しは、課⾦単価の扱い同様、５年ごとに⾏うこととする。
※

発電側課⾦における規制期間とレベニューキャップ制度の規制期間は同じ期間とすることから、割引制度も同様の扱いとする（割引対象地域及び割引額は５年で⾒直す。ただし、発電側課⾦の単価同様、第１期間は2024年度〜2027年度とする）。

この地域における発電は潮流①を減らすので、送配電設備の費⽤を減らす効果がある。

【割引A】

基幹系統投資効率化・送電ロス削減割引
潮流②

潮流①
基幹変電所

発電所

発電所特⾼変電所

配電⽤変電所

【割引B】

基幹変電所

発電所

特⾼変電所
配電⽤
変電所

発電所

配電⽤
変電所

発電所
配電⽤
変電所
発電所

この地域における発電は、潮流②を減らすので、送配電設備の費⽤を減らす
特別⾼圧系統投資効率化
割引（⾼圧・低圧接続割引） 効果が⼤きい。

※割引Bの対象地域は、割引Ａの対象地域内に限定しない。 16

④割引制度（割引相当額の扱い）
 発電側課⾦のkW課⾦は、以下の図のとおり、エリア全体での割引相当額を合算した上で、各kW課⾦に均等配分することでkW課⾦単価を算定する。したがって、エリア全体で⾒た割引相当額の総額が⼤きくなれば、各単価に均等配分される⾦額も⼤きくなる。
＜イメージ＞
割引相当額の均等配分前

割引相当額の均等配分後95円/kW▲20円/kW75円/kW

割引なし

55円/kW

割引あり▲40円/kW35円/kW

割引あり

割引相当額の合計▲60円/kWを各単価に均等配分75円/kW75円/kW55円/kW55円/kW35円/kW＋20円/kW＋20円/kW＋20円/kW

割引なし

割引あり

割引あり

※ 算定イメージであり、実際の負担⽔準は異なる可能性がある点に留意する必要がある。 17

④割引制度（その他詳細設計）
１．対象地域の公表・通知
 託送供給等約款に、割引対象となる基幹変電所及び配電⽤変電所の名称を記載・公表する。
 発電側課⾦の導⼊に先⽴ち、発電者に対し、発電所が接続している変電所の名称を通知する（５年毎に⾏われる割引対象地域の⾒直し時も同様に対応）。
 ⾼圧・低圧電源については、割引対象地域と想定されるエリアを地図上等に⽰したものをウェブサ
イトで公表した上で、詳細は問い合わせ対応とする。特別⾼圧電源については、現在の公表情報（空き容量マップ等）をベースとして、詳細は問い合わせ対応とする。
２．延⻑措置 割引対象地域の⾒直しにより割引対象から外れる⼜は割引単価が低い区分に変更となった場合には、割引の延⻑措置を講じる。延⻑措置の期間は、その次の割引対象地域の⾒直し時までとし、期間中は、前期間における割引区分で新たに設定される単価を適⽤する。
 延⻑措置の対象となる電源については、発電側課⾦の制度導⼊後に新設された電源やリプレースされた既設電源（※）とする。
※

リプレースされた既設電源の範囲に関しては、今後検討する。

18

④割引制度（その他詳細設計）
３．需要地近接性評価割引の廃⽌に伴う経過措置
 現⾏の需要地近接性評価割引制度は、卸電⼒取引市場への販売や⼀般送配電事業者のエリアを越えた取引等には適⽤されないことに加え、新たに導⼊する割引制度と趣旨や割引の考え⽅が重複している⾯もあることから、発電側課⾦の導⼊に伴い、需要地近接性評価割引制度は廃⽌することとする。
 需要地近接性評価割引の適⽤を受けていた電源（暫定措置のものは除く）については、経過措置として、引き続き割引対象とする。
 経過措置の期間は、その次の割引対象地域の⾒直し時までとし、当該期間中は、割引A-2・B2を適⽤する（経過措置対象電源のうち、発電側課⾦の割引単価がA-2・B-2を下回る電源に対して、当該単価を適⽤）。
４．離島等供給約款の適⽤地域の扱い
 離島等供給約款適⽤地域のうち、基幹系統及び特別⾼圧系統が存在しない離島については、割引制度の適⽤除外地域とし、その他の割引制度適⽤地域における電源への割引の実施に伴う単価を上乗せしない単価を適⽤する。
 基幹系統は存在しないものの、特別⾼圧系統が存在する地域は、割引Aの適⽤除外地域とし、その他の割引A適⽤地域における電源への割引Aの実施に伴う単価を上乗せしない単価を適⽤。
19

④割引制度（その他詳細設計）
５．指定区域供給制度の扱い
 指定区域供給制度（※１）の適⽤地域において基幹系統や特別⾼圧系統が存在しない場合の地域別・接続電圧別の割引制度の取扱いについては、離島と同じ取扱いとする。
 割引制度（若しくは割引A）の適⽤除外地域となる場合、当該地域に所在する電源は、割引対象地域の定期⾒直し時を待つことなく、区域の指定⽇から、割引適⽤除外とする。同様に、区域の指定解除により、割引制度（若しくは割引A）の適⽤地域となる場合、その指定解除⽇から、割引制度を適⽤する（※２、※３） 。
※※※

１．指定区域供給制度は、⼀般送配電事業者の申請に基づき国が指定した区域を主要系統から切り離して独⽴系統化し、⼀般送配電事業者が系統運⽤と⼩売供給を⼀体的に⾏う仕組みとして、新たに電気事業法に位置付けられたもの。
２．割引の延⻑措置が講じられる電源については、指定区域供給制度の適⽤は電源投資者が左右できるものではなく、延⻑措置の終了前に、同制度の適⽤地域となった場合でも、引き続き延⻑措置を受けられることとする 。
３．需要地近接性評価割引が廃⽌された後（発電側課⾦の導⼊後）に、同割引の経過措置が適⽤される電源が所在する地域が、経過措置の終了前に、指定区域供給制度の適⽤地域となった場合でも、引き続き経過措置を受けられることとする。

６．異なる基幹系統等に連系している場合
 １発電所が異なる基幹系統等へ連系している発電所の割引額の算定においては、それぞれの発電設備容量を基に、基幹系統等ごとの課⾦対象kWを按分・算出し、割引適⽤する。
７．⽴地エリアとは異なるエリアの⼀般送配電事業者の系統に連系する場合等
 発電所が連系する系統を所有する⼀般送配電事業者が割引額や割引対象地域を設定する。
※

⼀部発電所の連系する系統においては、異なるエリアの⼀般送配電事業者が所有する基幹系統等に接続しているため、当該基幹系統等への潮流を踏まえた割引判定等をすることが望ましい。その際には、関係⼀般送配電事業者間で協議をして割引判定等をする（協議の上で割引判定がなされているかは、託送供給等約款の申請の際に、確認することとする）。

20

⑤実務上の取扱い（課⾦・回収）
 発電側課⾦については、以下の点を考慮し、発電量調整供給契約の仕組みを活⽤して課⾦・回収する 。
 現状すでに、系統に逆潮する発電設備は、託送供給等約款に基づき、⾃らあるいは発電BGが⼀般送配電事業者との間で締結する発電量調整供給契約の枠組みに参加しており、この既存の仕組みを活⽤することが合理的であること。
 「系統連系技術要件」もこの発電量調整供給契約において遵守することが規定されているなど、本契約は発電者が系統に逆潮できるようになる基本的な契約となっていること。
 発電側課⾦の⽔準は、経済産業⼤⾂の認可にかからしめることが適当であること。

託送原価の回収（固定費、運営費等）

接続供給契約（需要側）

発電量調整供給契約（発電側）

託送料⾦（接続送電サービス等）【減額】

発電側課⾦【新設】

従量料⾦
(kWh)

基本料⾦
（kW）

インバランス料⾦（接続対象計画差対応電⼒）

インバランスの精算

従量料⾦
（kWh）

従量料⾦
（kWh）

基本料⾦
（kW）

インバランス料⾦（発電量調整受電計画差対応電⼒）

従量料⾦（kWh）
21

⑤実務上の取扱い（通知） 発電側課⾦の課⾦・回収に当たっては、請求⾦額やその算定根拠等、課⾦に関する情報が適切に個別発電者に通知されることが必要。
 このため、以下の内容等を、個別発電者に通知すること。
① 請求⾦額② ⽀払期⽇
③ 発電場所ごとの課⾦対象kW及び課⾦対象kWhの算定根拠（発電側の最⼤受電電⼒kW、需要側の託送料⾦の契約kW、発電電⼒量（メーター計量値））④ 発電場所ごとの料⾦の算定根拠（課⾦対象kW、課⾦対象kWh、課⾦単価、割引有無）
 調達期間等内の既認定FIT/FIP事業者に対しては、調達期間等の終了前に、発電側課⾦を実施する旨の通知をする。

22

⑤実務上の取扱い（その他詳細設計）
１．契約始期、料⾦適⽤開始時期
 契約申込の承諾⽇（系統連系承諾⽇）を契約開始⽇、契約に基づく逆潮の開始⽇（系統連系開始⽇）を料⾦適⽤開始⽇とする。
２．料⾦算定期間、⽀払義務発⽣⽇、⽀払期⽇
 料⾦算定期間は前⽉計量⽇から当⽉計量⽇の前⽇まで、⽀払義務発⽣⽇は計量⽇、⽀払期⽇は⽀払義務発⽣⽇（計量⽇）の翌⽇から起算して30⽇⽬とする。
３．契約変更時の料⾦算定⽅法
 ⽉の途中で契約電⼒等が変更される場合には、⽇割計算の上、それぞれの契約電⼒等に準拠した基本料⾦を適⽤する。
４．不使⽤⽉の取扱い
 不使⽤⽉については発電側課⾦（kW課⾦）を半額とする。不使⽤⽉の判定は逆潮実績の有無で判断する。
※

１．〜４．は、需要側の託送料⾦における基本料⾦の扱いと同様とすることを基本としている。

23

⑤実務上の取扱い（その他詳細設計）
５．発電側課⾦が⽀払われない場合
 ⼀般送配電事業者と発電量調整供給契約を直接締結している発電者の場合、⽀払期⽇（⽀払義務発⽣⽇の翌⽇から起算して30⽇⽬）までに⽀払われない際には、⼀般送配電事業者が発電者に対して、発電量調整供給契約を解約する旨を通知し、それでもなお⽀払われない際には、⼀般送配電事業者は、当該発電者との発電量調整供給契約を解約する。
 発電BGに属して直接には発電量調整供給契約を締結していない発電者の場合、⽀払期⽇（⽀払義務発⽣⽇の翌⽇から起算して30⽇⽬）までに⽀払われない際には、⼀般送配電事業者が発電者に対して、発電BGから除外する旨を通知し（発電BG代表者に対して、上記通知内容を共有）、それでもなお⽀払われない際には、発電BGの代表者は、当該発電者を発電BGから除外する。
６．契約超過⾦ 最⼤受電電⼒を超過して逆潮した場合は契約超過⾦を設ける。契約超過⾦の⽔準は、需要側の託送料⾦における基本料⾦の扱いと同様に、超過した⽉の超過分kWに発電側課⾦の単価を乗じて得た⾦額の1.5倍に相当する額とする。
※

具体的な超過分kWは本⽂を参照のこと。

７．容量市場における発電側課⾦の取扱い
 発電側課⾦は、容量市場のGross CONE及びNet CONEに含まれることと整理された。
※

資源エネルギー庁及び電⼒広域的運営推進機関に検討を要請し、検討結果として整理されたもの。

24

１．背景・趣旨
２．発電側課⾦の詳細設計
３．発電側課⾦の転嫁
４．（参考）これまでの検討経緯

25

①発電側課⾦の⼩売側への転嫁の円滑化
 発電側課⾦の⼩売側への転嫁の円滑化については、既存相対契約の⾒直しが⾏われない場合、制度変更に伴う費⽤負担を発電側が⼀⽅的に負わされることになることから、発電と⼩売との協議が適切に⾏われるよう、今後、「発電側課⾦に関する既存契約⾒直し指針」（転嫁ガイドライン）を策定・制定することとしている。
 転嫁ガイドラインの趣旨に沿った適切な運⽤（契約交渉等に係る適切な情報開⽰やルール設定等）がなされているかを把握する観点から、アンケート・ヒアリングを実施する。
 アンケートの対象者については、多くの声を拾う観点から、⾼度化法達成計画の報告対象となっている⼩売電気事業者や新電⼒及び太陽光といった発電事業者等を念頭に想定している。また、相対契約の契約期間は、多くが１年契約となっていることから、更新頻度に合わせ、当該アンケート・ヒアリングについても、制度導⼊後、当⾯の間は、年に１回の実施を予定。

発電

発電側課⾦
（10）

送配電
託送料⾦の総額（100）

託送料⾦
（90）

⼩売電気料⾦

需要家

発電費⽤（発電側課⾦の導⼊を踏まえて⾒直し）26１．背景・趣旨
２．発電側課⾦の詳細設計
３．発電側課⾦の転嫁
４．（参考）これまでの検討経緯

27

これまでの検討経緯
2018年６⽉

送配電網の維持・運⽤費⽤の負担の在り⽅検討ワーキング・グループ

2018年６⽉

第31回制度設計専⾨会合2019年９⽉

第41回制度設計専⾨会合2019年10⽉

第42回制度設計専⾨会合2019年11⽉

第43回制度設計専⾨会合2019年12⽉

第44回制度設計専⾨会合2020年２⽉

第45回制度設計専⾨会合2020年３⽉

第46回制度設計専⾨会合2020年12⽉

第53回制度設計専⾨会合（中間とりまとめの公表） ※当ワーキング・グループは2016年９⽉〜2018年６⽉に開催。
（中間とりまとめの報告）（今後の進め⽅・スケジュール、転嫁の考え⽅）（課⾦対象となるkWの決定⽅法、契約期間・⽀払期⽇等の契約条件、⾃⼰託送・⾃営線を利⽤したマイクログリッドの取扱い等）（課⾦対象となるkWの決定⽅法、契約期間・⽀払期⽇等の契約条件、割引制度、転嫁の円滑化）（契約関係の在り⽅、通知、転嫁の円滑化、容量市場における取扱い）（契約関係の在り⽅、通知、送配電設備都合で逆潮できない場合の取扱い）（契約関係の在り⽅、課⾦対象となるkWの決定⽅法）（制度の⾒直し）28

これまでの検討経緯
2021年１⽉

第54回制度設計専⾨会合2021年３⽉

第57回制度設計専⾨会合2021年４⽉

第59回制度設計専⾨会合2021年４⽉

第60回制度設計専⾨会合2021年５⽉

第61回制度設計専⾨会合2021年10⽉

第65回制度設計専⾨会合2022年４⽉

第72回制度設計専⾨会合2022年12⽉

第80回制度設計専⾨会合2023年１⽉

第81回制度設計専⾨会合2023年２⽉

第82回制度設計専⾨会合（課⾦⽅法の在り⽅、割引制度の在り⽅）（kWh課⾦の具体的内容、割引制度についての詳細論点、転嫁の円滑化）（割引制度における延⻑措置、課⾦・回収実務）（離島供給約款適⽤地域の取扱い、kWh課⾦における経済的出⼒制御の取扱い）（⽀払期⽇、実務負担軽減策、指定区域供給制度の適⽤地域の取扱い）（対象原価及び単価設定に使⽤する想定値、転嫁の担保⽅法）（導⼊意義等に関する改めての整理）（調整措置等に関する報告、調整措置を踏まえた課⾦の扱い）（課⾦単価の⾒直し時期等、割引制度に係る詳細設計、調整措置を踏まえた課⾦の扱い）（詳細設計、中間とりまとめ（案））29