電力・ガス取引監視等委員会 送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討 WG
中間とりまとめ（案）に対する御意見の概要と考え方（案）

参考資料※御意見の全体像が把握できるよう、代表的な御意見を抽出し整理しております。なお、紙面の都合上、一部簡素化しております。
※類似の御意見をいただいたものについては、代表的なものを記載させていただいております。

整理
番号
1

2

3

4

御意見の概要御意見に対する考え方

１．総論（検討の背景・視点など）
 今後の送配電網について、これまでの送配電網をそのまま更新していくのか、
抜本的な検討が必要。現在の送配電網は原発を中心とした発電により大量の電力を遠くへ送電するための設備として構築されているのではないか。将来のエネルギー政策（再生可能エネルギーを主体に、原発を廃止するなど）を見据
え、効率的な送配電網をどのように構築していくのか、そのような問題提起と検討をお願いいたします。
 これまでの一極集中型のエネルギー政策ではなく、地域分散型の再生可能エ
ネルギーが広がり、発電所周辺における電力消費が進めば、これまでの送電ロスも少なくなり、効率よく送配電が生かせることと思います。
 総じて、人口減少や省エネ化の進展等により電力需要が伸び悩むことは理解できるが、一方、自動車の電動化の進展に代表されるように、最終需要家側での使用エネルギーの電気集中化は進んでいくように思われる。地域でのスマートグリッド化などの技術の実証実験も世界各地で進められており、これまでのように大型発電所を遠隔地に立て大規模送電線網で電気を送電するのではなく、地域の太陽光や電気自動車など色々な発電設備と蓄電設備を使った「地産地消」が電気の中心的な使い方になるのではないだろうか。そのように考えたとき、当面大規模送電網の維持・更新は必要であるが、近い将来の送配電網がどうあるべきかも考慮した維持・更新を行い、できるだけ低コストになるようにしていただきたい。送配電関連設備の投資効率化や送電ロス削減に向けたインセンティブ設計については、研究、実証試験、制度設計を再エネ中心の電源構
成、送配電網を念頭に置いて進めて欲しい。
 最大電力需要の推移を示す図が掲載されているが、現行の託送料金制度では大半を従量料金により費用を回収している実態を鑑みると、本検討の入り口としては、需要量(kWh)が将来どのように推移すると想定されているかを明示し、その将来想定に対して現行託送料金制度による費用回収（従量料金偏重）を継続することは妥当か否かを論じる方が適切であるように思われる。
 送配電関連費用の増加要因として、再エネ促進による設備新設と設備更新を挙げています。再エネの設備新設は仕方ないにしても、電力会社は送配電設備の更新に備えて引当をしていなかったのでしょうか。
1

御指摘のとおり、再生可能エネルギーの導入拡大等のエネルギー政策の方向性や人口減少や省エネの進展等に伴う電力需要の動向を踏まえ、将来の送配電網整備の在り方を検討していくことは重要と考えております。中間とりまとめ案に含まれる制度見直しは、将来に向けた効率的な送配電網形成や、発電所周辺における電力消費促進につながるものと考えますが、いただいた御意見は今後の政策検討の参考とさせていただきます。

御指摘のとおり、分散型電源の拡大等の動向も見据え、将来の送配電網整備の在り方を検討していくことは重要と考えております。いただいた御意見は今後の政策検討の参考とさせていただきます。

年間需要電力量（kWh）の見通しについては、脚注１において言及していたところ、その旨が分かるよう追記させていただきました。

各一般送配電事業者の直近の決算及び託送収支において、設備更新に係る引当金の計上は行われておりません。仮に引当金を計上していれば、将来のコスト増に充てることである程度負担を平準化しうるかもしれませんが、一方で、系統電力需要の増加が見込めない中で、主に従量料金で構成されている現状の料金回収構造の

5

6

7



送配電網の維持・運用費用負担の公平性、送配電網固定費部分の発電事業者からの回収を議論する前に、発電事業者関連費用(原発関連費用)を託送料金に含めることを即刻止めるべきだと考えます。
２．送配電関連費用の利用者間の負担
２－① 発電側基本料金の制度設計
 送配電関連費用の利用者間の負担については電力の受益者は電気使用者であり発電事業者にその負担を求めるのは受益者負担の原則に反するためこれに反対します。これは道路費用を自動車メーカーが負担しないのと同じ考えです。
 発電事業者に負担させようとしている発電側基本料金の対象費用に関して、託送料金の原価総額、固定費と言われている内容についてそれぞれ知りたいで
す。

8



託送料金原価のうち、「需要側（送配電事業者から始まり小売事業者及びその電気需要家まで含めて）」だけでなく、「発電側（発電事業者）」にも負担させるのが望ましい費用があると考えられているとの理解で良いか。それは、現行制度
上の託送料金の原価の中には「需要側」だけでなく、「発電側」が負担すべきと考えられる費用も含まれていることを意味するように思われるが間違いないか。
また、現行制度上の託送料金の原価計算も明確に「これは需要側が負担する費用。これは発電側が負担する費用」と区分する基準は無いと理解できるが間違いないか。

9

高経年化対策に伴う送配電関連費用は、従前より需要側が託送料金として負担している中で賄うべきである。高経年化はすでに分かっていたことであり、それを踏まえてメンテナンスしておくべきである。送電網を持つ自家発電事業者は自費で同様のことを行ってきており、高経年化を理由に追加の費用負担を求める姿勢には違和感がある。

10



送配電設備のうち、鉄塔など高経年設備の維持・更新工事は『質の高い電力供給の維持』に資するものであり、需要家含め広く一般が受益と負担の対象であるよう、明確な切り分けを望む。発電事業者の新規電源接続を機会とし、高経2ままでは、託送料金の最大限抑制しつつ、安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保していくことが困難になるという課題は引き続き残ると考えられます。
本ワーキング・グループは、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提として、送配電網の維持・運用費用の負担の在り方について議論を進めてきたところです。

送配電設備の利用者としては系統に接続している発電者と需要家が挙げられると考えており、系統利用者である発電側にも受益に応じた費用負担を求めることが適当であると考えております。
託送料金原価とは、一般送配電事業等（一般送配電事業を行うために必要な発電事業を含む）を運営するに当たって必要であると見込まれる原価に利潤を加えて得た額を言います。具体的には、一般送配電事業託送供給等約款料金算定規則第３条第２項に規定されている営業費等を指し、例えば送配電部門の人件費や送配電設備に係る修繕費・減価償却費などが含まれます。託送料金原価のうち固定費とは、算定省令第 13 条第 2 項の規定により整理された固有固定費及び第 23 条の規定により整理された総追加固定費を指し、販売電力量の増減とは直接の関係がなく固定的に発生する費用であり、おおむね kW に比例する原価が対象となります。これらの内容については、中間とりまとめ案の脚注に追記させていただきました。
これまで発電側は電源の系統接続時に系統増強に要する初期費用を工事費負担金として一部負担していましたが、その後継続的に発生する修繕費等については需要側のみが託送料金として負担していました。当該修繕費等については託送料金原価に含まれますが、例えばこの費用は、近年発電設備の設置に応じた系統増強とその維持管理の必要性が高まっていることも踏まえると、発電側も受益に応じて負担すべきものと考えられます。
なお、現行制度上、発電側は託送料金原価に係る費用を負担する主体として位置づけられていないことから、原価計算において発電側と需要側に区分する必要はありませんでしたが、発電側基本料金の導入に際しては、御指摘のような基準が必要になると考えております。
今後、高経年化対策に加え、再生可能エネルギーなどの分散型電源の系統連系の増加といった新たな変化が、送配電関連費用の押し上げ要因になると見込まれます。そうした中で、系統利用者間における受益に応じた公平・適切な負担を確保しつ
つ、電源起因による送配電関連費用の増大を抑制する方策として、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響に応じて負担を求め、送配電網の効率的な利用を促していくことを提案させていただいています。
高経年化対策に要する費用は、送配電網を維持・運用していく上で必要な費用であるところ、系統利用者たる発電側及び需要側の両方がその費用の負担主体になりうると考えられます。また、発電側基本料金として発電側に負担を求める費用の範囲

年対策工事を織り込んだ接続検討を行い、一般負担上限超過部分を特定負担として発電事業者に負わせる等、送配電事業者の恣意が排除されるようにしていただきたい。特に高経年化対策のように大工事・長期に及ぶ工事は発電事業者へも影響が大きいため、広域機関や監視等委員会で対象の動向確認が出来る体制を検討いただきたい。

11



託送料金には無駄な費用が含まれているのではないか。そうした無駄をなくせ
ば、発電側に負担を求める必要はないのではないか。

12



13



発電事業者が全く配送電関連費用の負担をしていないかの如く、図中に「×」を付していることと、「それ以外の費用（継続的に発生する修繕・取替費等を含む）
については一切負担していない」という表現は誤りである。自家発電事業者は、
特別高圧自家発補給電力基本料金やアンシラリーサービス費を支払っており、発電事業者の負担がゼロで、小売電気事業者が 100％負担している訳ではない。
発電事業者が送電設備について何も負担していないかのように記載されているが、送電設備の本線から発電設備までの電線工事、電柱設置工事、支線引き込み工事まで全て設置者が負担しており、しかも、送電線設備は全て電力会社の資産になっている。さらにその設置費用も根拠が不明。まずは電力会社が費用の根拠を明確に開示した上で費用の削減努力を見せて頂きたい。

14

下記の文章は、図 2 を参考として課題を説明しているものと理解している。それ以外の費用（継続的に発生する修繕・取替費等を含む）については、託送料金
3

は、上位系統に係る費用のうち固定費としており、そこには既存系統設備の修繕費等も含まれます。この高経年化対策については、当委員会が実施している託送収支の事後評価において、一般送配電事業者による取組状況を確認・評価しているところです。
電源接続時の費用負担については、一般送配電事業者の恣意性が働かぬよう、費
用負担ガイドライン（「発電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」（平成 27 年 11 月、資源エネルギー庁）に基づいて算定されます。また、一般送配電業者から受領した電源接続に関する回答について、発電事業者の求めに応じ、一定の出力以上の接続検討に関しては、電力広域的運
営推進機関が中立的な立場から確認・検証することも制度的に担保しております。な
お、電源接続時に発電側が負担している工事費負担金については、今後、送配電事業者に関連する情報提供を求め、データ分析等を行うこと等により、費用削減を促していくこととしています。
料金規制の残る託送料金については、一般送配電事業者による託送供給等約款の認可申請に際して、中立性・客観性を確保しつつ外部専門家の知見を取り入れるため設置された料金審査専門会合において、専門的かつ客観的な視点から厳正に審査を行っております。
また、託送料金を最大限抑制するには、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が重要です。このため、託送収支の事後評価を通じて一般送配電事業者の託送収支の状況や経営効率化に向けた取組等を定期的に確認・評価することで、送配電事業の効率化や料金の低廉化を促すべく努めているところです。
その上で、送配電関連費用の増大を抑制していくには、系統利用者による送配電網の効率的な利用を促すことが重要ということで、発電側基本料金の導入を提案させていただいています。
自家発事業者は自家発補給電力に係る託送料金を負担しておりますが、これは発電事業者という立場ではなく、需要家の立場からの負担です。また、アンシラリーサ
ービス費も同様に、発電事業者という立場ではなく、自家発設置者の立場からの負担です（自家消費に着目した負担）。このため、発電事業者（発電者）の立場として
は、託送料金（需要側が 100%負担している送配電関連費用）を負担していないとの表現とさせていただいております。
発電側が、電源の系統接続時の初期費用を工事費負担金という形で一部負担していることは、中間とりまとめ案にも記載しているところですが、本ワーキング・グルー
プは、主に、工事費負担金以外の送配電関連費用（例えば送配電網の維持・運用するに当たって継続的に発生する修繕費など、託送料金原価に計上するもの）の負担の在り方について検討してきたところです。
なお、工事費負担金については、今後、送配電事業者に関連する情報提供を求め、データ分析等を行うこと等により、費用削減を促していくこととしています
御指摘の点も踏まえ、託送料金に関する補足説明を中間とりまとめ案の脚注に追記させていただきました。

の定義の記載がなく、混乱することから、託送料金についての記載に限定すべき。
【原文】
送配電設備の利用者としては系統に接続している発電者と需要家が挙げられるが、現行制度上、送配電網の維持・運用等に要する費用については、基本的に需要側のみが託送料金として負担するという仕組みになっており、発電側
は、電源の系統接続時の初期費用を工事費負担金として一部負担しているものの、『それ以外の費用（継続的に発生する修繕・取替費等を含む）については一切負担していない』【修文案】
送配電設備の利用者としては系統に接続している発電者と需要家が挙げられるが、現行制度上、送配電網の維持・運用等に要する費用については、基本的に需要側のみが託送料金として負担するという仕組みになっており、発電側
は、電源の系統接続時の初期費用を工事費負担金として一部負担しているものの、『託送料金については、送配電網の利用料金を小売電気事業者が負担するという考え方の下、運用されていることから、負担は求められていない』
発電側から接続負担金を取りながら、発電側負担金をさらに求めることは、費用の二重取りとのそしりを受ける可能性があり、その両者の関係を明示すべきである。

なお、原文で「送配電網の維持・運用等に要する費用については、…(中略)…、発電
側は、電源の系統接続時の初期費用を工事費負担金として一部負担しているものの、それ以外の費用（継続的に発生する修繕・取替費等を含む）については一切負担していない」と記載されているとおり、「それ以外の費用」は「送配電網の維持・運用等に要する費用」から工事費負担金を除いたものを指しております。

15



16



原子力発電所が払う発電側基本料金負担分には、原子力関連費用（使用済み
燃料、バックエンド費用、2020 年から廃炉積立金、2020 年から賠償費用の過去分等）が含まれる事が、他の発電所の場合とのバランス上絶対に必要。

発電側基本料金の対象費用の範囲は、上位系統に係る費用（送電費及び受電用変電費）のうちの固定費であり、御指摘の原子力関連費用は、発電側基本料金の対象
費用には含まれていません。

17



原発の場合、発電地と消費地から離れているため送電施設や設備の管理費用などは、他の発電源よりも多額になっています。これはどの様に按分負担することになるのでしょうか。

18



発電側基本料金については、逆潮ｋＷに応じて課金されることと整理されているところ。当該整理に基づけば、発電のない非稼働原子力や計画停止電源等は、発電側基本料金を負担しないこととなると思われるが、例えば専ら原子力のために維持されている長距離送電線について、発電事業者に負担を求めることにより、競争力が歪む可能性があるものと思料。当該発電所を保有する発電事業者に、応分の負担を求める等の議論をすることが必要ではないか。発電側基本

発電側基本料金の対象費用は、上位系統に係る費用（送電費及び受電用変電費）のうちの固定費について、発電側と需要側の両方で課金対象 kW 当たり等しく負担することとなるよう按分して定めることとしています。あわせて、送配電網の追加増強
コストの大きさに着目し、電源の立地地点に応じて発電側基本料金に差を設けることとしています。これにより、各電源は、送配電関連費用に与える影響に応じた費用を負担することになります。
課金対象となる kW の決め方など、発電側基本料金の課金方法の詳細については、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考えており、
例えば１カ月全く逆潮がない場合であっても、発電側基本料金を半額負担することとを想定しています。
また、発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。個別事案により設備増強費用が異なるなど送配電関連費用に実際に与える影響に差が生じることもあ4

今回提案している発電側基本料金は、託送料金原価の総額の一部について発電側に負担を求めるものです。御指摘の接続負担金（工事費負担金）は、託送料金原価に含まれていないため、発電側基本料金と重複しません。したがって、「二重取り」にはならないと考えております。なお、託送料金原価に用いる工事費に工事費負担金分は含まれないことを脚注に追記させていただきました。

料金の応分負担に伴い、非効率な電源の市場退出を促す効果もあるものと思
料。
19



発電側基本料金の導入にあたっては、その算定根拠を明示していただきたい。
発電側の負担は託送原価の 1 割程度、150 円程度/kW・月とされているが、その根拠は何か。また、需要側の負担はどのように減るのか。

20



21



発電側基本料金の kW 当たりの単価水準について、全 10 社費用の平均ではな
く、電力会社各社毎の目安の水準を示していただきたい。今回の託送料金制度の見直しによって、どの電力会社のエリアの発電所の電気をどの電力会社の需要家に販売するかによって、事業者の経済性が変わることになり、事業者の予見性確保の観点からも、全体平均だけではなく、電力会社各社毎の目安が示されることが望ましい。
発電側の負担について、託送原価総額の固定費対変動費が 8:2 であるなら
ば、発電側の負担も託送原価総額の 1 割程度の 8 割（すなわち託送原価総額の 8%）となるのではないか。

22



23



発電側基本料金が実施される場合、送配電事業者が、毎月、その送配電費用の内訳や、小売電気事業者の負担水準、発電側の負担水準を示すべきである。その際、送配電網の新設コスト、補修・更新コスト、電力需給調整コスト、調整力発電所維持コスト、原子力関係コストなど、送配電費用の内訳を概略でも示すべきである。原子力関係コストは種類が多いため、原発事故炉処理費、原発事故損害賠償過去分費用、使用済み核燃料再処理費など、具体的に示すべきである。
発電側に負担を求める根拠として、現行の送配電事業の配電ロス及び合理化の実態を明らかにしていただきたい。

5

り得ると考えられますが、発電側基本料金の課金の考え方としては、送配電関連設
備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されることを踏まえ、
逆潮 kW に着目して、応分の負担を求めるということを基本としているところです。
発電側基本料金の対象原価は、今回、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提としつつ、上位系統に係る送配電関連設備に係る固定費（販売電力量の増減とは直接の関係がなく固定的に発生する費用）について、発電側と需要側の両方で課金対象 kW 当たり同等の負担となるよう按分して定めることとしていますが、簡易試算においては、全 10 社の上位系統に係る費用（送電費及び受電用変電費：約 1.4兆円）のうち固定費分を現時点で把握可能な発電側 kW と需要側 kW で按分して算出しており、その結果として、発電側の負担は、全 10 社の託送料金原価の総額（約4.5 兆円）の 1 割程度で 150 円程度/kW・月になると試算しています。
需要側の負担については、今回の制度見直しにより託送料金原価の総額は変わらないため、発電側基本料金の導入後の需要側の託送料金は、発電側が負担することとなる費用分だけ減額されることとなります。一方で、市場や当事者間の交渉により、発電・小売との間で発電側基本料金分の転嫁がなされることが想定されるため、個別の小売料金については、これまでに比べて上がる場合も下がる場合もありえま
すが、全体としてみれば、小売料金与える影響は中立であると考えています。
御意見も踏まえ、今後検討させていただきます。

発電側に負担を求めることとなる費用の範囲は、託送料金原価の総額のうち一部の固定費（上位系統に係る固定費）について、発電側と需要側の両方で等しく負担することとなるよう按分して定めることとしており、この対象費用（簡易試算で託送料金原価の総額の 1 割程度）に可変費（変動費）は含まれていません。したがって、固定費
対変動費で按分することにはならないと考えます。
一般送配電事業者は、託送供給等に係る料金等について、託送供給等約款を定め、公表することとなっております。また、一般送配電事業者に対して、託送供給の業務その他の変電、送電及び配電に係る業務に関する会計を整理するとともに、当該整理結果について、事業年度経過後 4 ヶ月以内に公表することが義務づけられております。発電側基本料金の導入に際しては、当該会計整理において、発電側による総負担額を公表することを検討したいと考えております。
一般送配電事業者による経営効率化の取組等による費用削減の状況については、
当委員会において実施している「託送収支の事後評価」の結果として公表※しています。当委員会としては事後評価を定期的に行い、一般送配電事業者による更なる経24



需要側の託送料金減額が着実に履行されることを求める。

25



発電側基本料金を課金する背景には、別途議論されている容量メカニズムにより容量価値が確保された発電所が得る kWh 収入と、発電側基本料金の kW 課
金がバランスするとの考えがあるのか。

26



発電事業者側に負担を求めることについて、発電事業者・需要家が公平に負担すること、また、種類の異なる電源間、一般電気事業者とその他の発電事業者の間でそれぞれ公平性が確保されるのであれば、基本的には賛成である。

27



再生可能エネルギーの他の電源（原子力、火力など）にも発電側基本料金は課金されますか。

28



29



30



とりまとめ案で「発電側」とあるのは、「新電力」だけではなく分社化を前提とした電力会社の発電事業も「発電側」に含まれるという理解でよいか。もし、「新電力」だけを「発電側」とすれば、発電事業者の間の公平な自由競争にはなりません。
自家消費を目的とした自家発電設備に対し、敷地外の配電関連費用を発電側
基本料金として課金することは、利用していない財に係る費用負担であり、是認できない。
発電側基本料金を kW 一律で課金するという原則は理解するが、自家発電設備を「発電事業」と同等に扱うことには違和感がある。自家発電設備は自家発
自家消費用の設備で、生産状況により余剰となった電力を売電しているだけで
6

営効率化等を促していくこととしています。また、送電ロスの発生状況の詳細についても、今後、一般送配電事業者に情報の公表を求めていくこととしています。
※平成 28 年度託送収支の事後評価の結果は以下 URL を御覧ください。また、これに関する各事業者の説明資料も当委員会の Web サイトから御覧いただけます。
http://www.emsc.meti.go.jp/info/public/pdf/20180419005c.pdf
今回の制度見直しは、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提として検討したものです。したがって、発電側基本料金の導入に際しては、託送料金原価の総額に占める需要側の負担額は、発電側による負担分だけ減額されることとなります。
発電側基本料金は、送配電関連費用に与える影響（kW）に応じて当該費用の一部を負担するというものです。これにより、系統利用者間における受益に応じた公平な負担が実現されるとともに、送配電網の効率的な利用を促し、送配電関連費用の増大を抑制する効果が期待されます。一方で、別途検討されている容量市場は、中長期的に必要な供給力を確保すること、卸電力市場の価格の安定を実現すること等を目的としたものであり、送配電関連費用の負担の在り方に着目した今回の検討とは目的を異にしております。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は、基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるところ、発電側がそうした費用に与える影響（逆潮 kW）に着目して、発電側に応分の負担を求める考え方です。したがって、発電側が送配電関連設備の整備・維持・運用費用に与える影響は、電源種・稼働特性（生み出す kWh の量など）・事業者属性を問わず、最大逆潮(kW)の大きさによって基本的に決まるため、それに応じた負担も、電源種・稼働特性・事業者属性を問わず、kW 単位とするのがもっとも公平かつ適切であると考えます。また、最大 kW の抑制など、送配電網のより効率的な利用を促すこと
で、託送料金の抑制にも資すると考えます。
発電側基本料金は、受益と負担の観点から、また、特定の電源に有利・不利が生じないよう、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しております。このため、再生可能エネルギーのほか、原子力発電、火力発電なども課金対象となります。
発電側基本料金については、受益と負担の観点から、また、特定の電源に有利・不利が生じないよう、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しております。そのため、新電力だけでなく、分社化後の一般電気事業者の発電部門が保有する発電設備も課金の対象となります。
今回提案している発電側基本料金は、系統側に逆潮する電気（逆潮 kW）に着目して負担を求めるものであるため、系統側への逆潮が全くない自家発電設備については課金対象に含まれません。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づき検討・提案したものです。送配電関連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるもので

31





あり、売電による収益を主たる目的とした「発電事業」による逆潮流と同様に費用負担するのは公平ではない。また、この課金により企業の競争力に影響が及ぶ可能性を危惧するので、自家発電設備に対しては、低減した基本料金を設定すべきと考える。
自家発電については、系統側の負荷を軽減する方向に働くと考えられるため、発電側基本料金（送電費・受電用変電費）を課すべきではない。今後議論を深める際には、その点を考慮すべきである。
例えば、10,000kW の需要家が、3,000kW の自家発電を設置している場合、系統契約は 7,000kW で済む。すなわち、送電費や受電用変電費も 7,000kW 分で済む。これは系統側の負担軽減に寄与する。

32



需要と発電が同一地点にある場合は、需要側の順潮 kW を上回る逆潮 kW 分について発電側に負担を求めるとの考え方、自家発自家消費分については発電側に負担を求めないとの方針が示されたことを歓迎する。

33



34



脚注にある「小売電気事業者との契約で負担していないｋＷ分の費用について
のみ発電側に負担を求めるという考え方」については、前後の文章の内容から発電（逆潮）分のｋＷと判断出来ると考えますが、自家消費分のｋＷも含まれる
とも読めますので、念のために「小売電気事業者との契約で負担していない『逆潮』ｋＷ分の費用」という記載に変更をお願いします。
最大逆潮 kW が同じであっても同一地点における需要 kW の大小によって発電側の負担が変わること等について、新たに負担を求める発電事業者の方々にご理解いただけるよう、国としても丁寧に説明いただきたい。
7

あることから、発電側基本料金の課金対象に関しては、その用途・目的にかかわらず、系統側に逆潮させている電気（逆潮 kW）に着目して応分の負担を求めることが公平かつ適切であると考えております。
今回提案している発電側基本料金は、系統側に逆潮する電気（逆潮 kW）に着目して負担を求めるものであるため、系統側への逆潮が全くない自家発電設備については課金対象に含まれません。
系統側に電気を逆潮させている自家発電設備については、送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて、その用途・目的にかかわらず、逆潮 kW に着目して負担を求めることとなります。
具体的には、送配電網は両方向に電気を流せるものであり、需要側の託送料金の契約 kW（順潮 kW）に相当する送配電設備は発電側の逆潮 kW にも通常は対応できるとの考え方に基づき、発電側の費用負担としては、同一地点における需要側の順
潮 kW を上回る発電側の逆潮 kW 分としております。
例えば御指摘の事例のように 10,000kW の需要家が、3,000kW の自家発電を設置している場合、自家発電設備が系統側に逆潮しなければ、発電側基本料金は課金されません。仮に時間帯によって最大 3,000kW 逆潮する場合であっても、既に需要側の託送料金で 7,000kW 分の費用を負担していることから、発電側基本料金は課金されないことになります。
このように、発電側基本料金は、系統側に与える影響に応じた負担となるよう設計されていると考えます。
今回提案している発電側基本料金の対象費用は、最大潮流（kW）に対応できるよう整備される送配電関連設備に係る固定費であるところ、送配電網は両方向に電気を流せるものであり、需要側の託送料金の契約 kW（順潮 kW）に相当する送配電設備
は発電側の逆潮 kW にも通常は対応できるとの考え方に基づき、発電側の費用負担
としては、同一地点における需要側の順潮 kW を上回る発電側の逆潮 kW 分としております。
また、発電側基本料金は、系統側に逆潮する電気（逆潮 kW）に着目して負担を求めるものであるため、系統側に逆潮せず自家消費される分については課金対象に含まれません。
御指摘を踏まえ、追記・修正させていただきました。

送配電網は両方向に電気を流せ、需要側の託送料金の契約 kW に相当する送配電
設備は発電側の逆潮 kW にも通常は対応できるとの考え方に基づき、発電側の費用負担としては、同一地点における需要側の契約 kW を上回る逆潮 kW 分としています。これは、多くの場合、発電（逆潮）か需要（順潮）のいずれか片方が制約条件とな

発電側と需要側の契約者は往々にして異なるケースがあることに関しても同様に、丁寧に説明いただきたい。

35



36



37



脚注 11 の「小売電気事業者との契約で負担していない kW 分の費用について
のみ発電側に負担を求めるという考え方。」の箇所を削除するか、対象となる事
業者を主語として明確に記載すべきである。送配電網の維持・運用費負担の在方検討 WG 第 11 回会合 配布資料 3 事務局配布資料 3 頁の案 1 需要側のkW を上回る発電側の kW 分について費用負担を求める案には、（自家発保有者については、系統から小売供給を受けおり、小売事業者を経由して託送料金
負担いることから、小売側の契約で負担していな部分のみ発電者と小売側の契約で負担を求めるという考え方）という記載があった。そのことから、『小売電気事業者との契約で負担していない kW 分の費用についてのみ発電側に負担を求めるという考え方。』で負担を求められる事業者は、『自家発保有者』とも受け取れる。
P７の「送配電網は両方向に電気を流せることに加え、今回導入する発電側基
本料金はこれまで需要側のみで負担していた送配電関連費用の一部を発電側にも負担を求めるものである。」という文章は削除すべきである。なぜなら、「送配電網は両方向に電気を流せること」とは、自家発電事業者等の逆潮電力や余剰電力の販売時の逆潮を指していると思われるが、特定電気事業者、卸供給事業者 (IPP・独立発電事業者）、特定規模電気事業者 (PPS・新電力）では、電力供給するための専用線で系統と連系している。他方、送配電網で両方向に電気を流す状況にある事業者は、住宅の屋根に太陽光パネルを設置した PV、もしくは自家発篭事業者の余剰電力の販売、自己託送の場合である。したがって、この部分があると、特定電気事業者、卸供給事業者（IPP・独立発電事業者）、特定規模電気事業者(PPS・新電力）以外の自家発電設備設置事業所に負担を課す根拠と読み替えることが可能である。
kW ではなく kWh 単位での発電側課金を検討すべき。kW 単位の課金とする考え方の根拠を示してほしい。
 系統利用者の受益の公平性からすれば、発電側も従量に応じて負担する仕組みであるべきと考える。
 自家発は、一般送配電事業者の意向を受けて、需要側での昼間の系統電力使用抑制、軽負荷となる夜間での系統電力使用増となるよう運用しているため、季節や時間帯によって発電逆潮量は大きく異なる。需給バランス面で8って送配電設備が整備されると考えられるところ、既に需要側で小売電気事業者を経由して託送料金として順潮 kW に応じた費用を負担していることから、小売電気事業者との契約で負担していない逆潮 kW 分の費用についてのみ発電側に負担を求めるという考え方に基づくものです。その結果として、同一地点における需要 kW の大小により発電側の負担が変わることとなりますが、送配電関連費用に与える影響（受益）に応じた負担という観点からは公平・適切であると考えます。
また、発電側基本料金の課金方法の詳細については、発電側と需要側の契約者が異なるケースを含め、今後検討してまいります。
いただいた御意見も踏まえ、今後、丁寧な説明に努めてまいります。
御指摘の脚注については、発電側に求める負担が逆潮 kW 分の費用であることが分かるよう追記させていただきました。また、需要と発電が同一地点にある場合に「需要側の順潮 kW を上回る発電側の逆潮 kW 分」を発電側に負担を求めることとしていますが、この考え方は全ての電源に適用される考え方です。自家発保有者は、同一地点に需要と発電を保有する主体であると考えます。

発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づき検討・提案したものです。送配電関連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであることから、発電側基本料金の課金対象に関しては、その用途・目的や電源種別にかかわらず、系統側に逆潮させている電気（逆潮 kW）に着目して公平に課金することが適切と考えております。

発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は、基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるところ、発電側がそうした費用に与える影響（逆潮 kW）に着目して、発電側に応分の負担を求める考え方です。したがって、発電側が送配電関連設備の整備・維持・運用費用に与える影響は、電源種・稼働特性（生み出す kWh の量など）・事業者属性を問わず、最大逆潮(kW)の大きさによって基本的に決まるため、それに応じた負担も、電源38

協力しているにも関わらず、最大逆潮 kW に課金するのは公平とはいえないのではないか。
 現状は電圧抑制の多発する設備、過積載設備などを考慮し、FIT 電源では
売電量 kwh 当たりの設定が妥当と考える。そうすれば故障などで売電できない発電所にも考慮できる。
 kW 単位の課金による考え方は、設備利用率の低い自然変動電源に負担を寄せる考え方ではないか。揚水発電所の設備利用率は 5%以下で、太陽光発電は昼間しか出力できないが、これらは CO2 発生を抑制しながら電力需要に対応するための必要電源である。
 電源種毎の稼働特性を考慮しない一律 kW 課金は、ベース電源を多く保有する旧一般電気事業者に一方的に有利となるばかりか、ガス火力等の必要な調整電源の運用インセンティブをも阻害しかねない。
 発電側にとっての kW（能力）による受益は調整電源等でない限り考えにく
く、kWh で受け取る受益が太宗を占めると考えられ、逆に kWh を生み出さない発電所は自らの固定費負担により損失を被る可能性さえもある。他方、需要側の最終的な電力消費者の便益も kWh にあり、受益に応じた負担としてkWh を欠いてしまうと、受益に応じた公平な負担とならない可能性があるのではないか。
夏のピーク対応で要請を受けて逆潮する場合に課金されるとなると、kW 単位の課金では年間を通じて送配電網を使用していない時も料金を払うこととなり、企業の省エネ努力に反する。順潮を越えた逆潮により系統を使用した分につき、kWh で課金することを検討すべきである。

9種・稼働特性・事業者属性を問わず、kW 単位とするのがもっとも公平かつ適切であると考えます。また、最大 kW の抑制など、送配電網のより効率的な利用を促すこと
で、託送料金の抑制にも資すると考えます。
また、発電側基本料金の対象原価は、今回、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提としつつ、上位系統に係る送配電関連設備に係る固定費（販売電力量の増減とは直接の関係がなく固定的に発生する費用）について、発電側と需要側の両方で課金対象 kW 当たり同等の負担となるよう按分して定めることとしています
が、当該対象原価は固定費であることから、従量料金ではなく、基本料金として確実に回収することが、系統電力需要が減少傾向にある中で将来に向けた送配電投資を確保していく上でも必要と考えます。
なお、上記のとおり、発電側基本料金は、発電側が送配電関連費用に与える影響（kW）を受益として考えており、発電側が系統側に電気を逆潮させる量（kWh）を受益ととらえて負担を求めるものではありません。

発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は、基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるところ、発電側がそうした費用に与える影響（逆潮 kW）に着目して、発電側に応分の負担を求める考え方です。したがって、発電側が送配電関連設備の整備・維持・運用費用に与える影響は、電源種・稼働特性（生み出す kWh の量など）・事業者属性を問わず、最大逆潮(kW)の大きさによって基本的に決まるため、それに応じた負担も、電源種・稼働特性・事業者属性を問わず、kW 単位とするのがもっとも公平かつ適切であると考えます。また、最大 kW の抑制など、送配電網のより効率的な利用を促すこと
で、託送料金の抑制にも資すると考えます。
また、発電側基本料金の対象原価は、今回、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提としつつ、上位系統に係る送配電関連設備に係る固定費（販売電力量の増減とは直接の関係がなく固定的に発生する費用）について、発電側と需要側の両方で課金対象 kW 当たり同等の負担となるよう按分して定めることとしています
が、当該対象原価は固定費であることから、従量料金ではなく、基本料金として確実に回収することが、系統電力需要が減少傾向にある中で将来に向けた送配電投資を確保していく上でも必要と考えます。
なお、発電側の課金対象 kW については、順潮を越えた逆潮分としています。すなわ
ち、送配電網は両方向に電気を流せるものであり、需要側の託送料金の契約 kW（順潮 kW）に相当する送配電設備は発電側の逆潮 kW にも通常は対応できるとの考

39



40



41



42



既にノンファーム同様の系統抑制を前提にした系統連系がなされている発電所があることや、優先給電や送電網の工事により発電所に対する出力抑制がなされる場合を踏まえると、発電側が受ける便益である kWh に応じた課金とするのが公平ではないか。

43



電圧抑制が多発する場合であっても一律に最大潮流 kW で課金されるのは公平感を欠く。発電側基本料金を導入するのであれば、一般送配電事業者による電圧抑制に係る条件を見直すべきではないか。

自家発電事業者の余剰電力の逆潮分に関しては、現在、計画性が無いことから逆潮契約ｋＷは無く無償で旧一般電気事業者（新電力）に引取ってもらっている場合や、逆潮契約ｋＷに対して実際の逆潮ｋＷが非常に小さい場合があります。また年間通して逆潮のある月と無い月がある場合もあります。送配電関連費用に与える影響に応じた公平、適切な費用負担の考え方から、制度の運用開始前に、現在の契約（申合せ）を一旦リセットして、改めて逆潮ｋＷを決める（契約する）ということにして頂きたいと考えます。そのためのガイドラインの策定もあわせてお願いしたいと考えます。
自家消費を目的としている自己託送や特定供給については、発電側基本料金の対象外としない、または、割引制度を適用していただきたい。自己託送制度では、系統を利用して自社関連事業者（子会社等）に送電すること、また、特定供給では、コンビナート内等において発電した電気を他の工場や子会社等に系統や自営線を利用して供給することが、国の制度として認められているが、こうした子会社や関連会社で使用する電力の融通については自家消費とみなせる。
需要側も、一般電気事業者から電気を購入するのではなく、自社関連会社からの電気を受け取るだけなので自家消費と言えます。また、自営線を用いた送電であれば完全自家消費となります。自己託送や特定供給は、夏場のピークカット等にも貢献するものであり、発電側、需要側とも課金の対象にはしない、あるいは割引制度の対象として頂きたい。
自家発事業者の持つ、予備機、休止設備は、災害時など社内外の電力事情に有効利用するものであり、通常は運転していない非常用の発電機、あるいは夏季、昼間のピーク電力軽減へ貢献するための発電設備です、使用時にも通常は逆潮はしません。しかし、災害時などの緊急時に国の要請に応じて発電、逆潮する場合があります。このような逆潮は社会貢献のための逆潮であることから、逆潮の対象とはしないで頂きたい。

10

え方に基づき、発電側の費用負担としては、同一地点における需要側の順潮 kW を上回る発電側の逆潮 kW 分と整理させていただいています。
課金対象となる kW の決め方など、制度の詳細設計に関しましては、御指摘の点を含め、関係者の御意見も参考にさせていただきながら、今後検討を進めてまいります。
なお、1 か月全く逆潮がない場合は、需要側の託送料金における基本料金の扱いと同様に、発電側基本料金を半額とすることを想定しています。

発電側基本料金は、系統への逆潮 kW に着目して発電側に応分の負担を求めることを基本としていますが、いただいた御意見も参考にさせていただきながら、今後の詳細検討を進めてまいります。

発電側基本料金は、系統側への逆潮 kW に着目して発電側に応分の負担を求めるものであるところ、御指摘の予備機のように使用時に通常は逆潮しない、もしくは、通常運転している発電設備が休止した場合にのみ稼働するため逆潮 kW を増やすことにならないのであれば、発電側基本料金の課金対象 kW は増えないものと考えられます。
災害時などの緊急時に系統側に電気を逆潮させることについて、一般送配電事業者
や小売事業者等との間であらかじめ契約を締結している場合は、当該契約に基づく系統側への kW 分に着目して、発電側基本料金を求めることになると想定されますが、いただいた御意見も参考にしつつ、今後詳細検討を進めてまいります。
発電側基本料金は、発電側が系統側に電気を逆潮させる量（kWh）ではなく、発電側が送配電関連費用に与える影響（kW）を受益としてとらえ、それに応じた負担を求めるものです。送配電関連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであるから、kW 単位の負担とすることが公平かつ適切であると考えますが、いただいた発電側の実態面については、今後の詳細検討において参考とさせていただきます。
発電側基本料金の導入如何にかかわらず、一般送配電事業者による出力抑制や電圧抑制は、エリア全体の需給バランスを確保する上では必要なものであり、これらは別の仕組みとして議論されるべきものと考えられます。

44



大規模作業停止や優先給電時における発電事業者による託送固定費負担は免除されるべき。特に大規模作業停止に伴う信頼性改善の便益は発電事業者
のみならず需要家にもあることから、費用負担の在り方については偏りのない議論をお願いしたい。

45



46



発電側基本料金の課金対象となる kW については、力率調整を考慮し、最大受電電力の kW に力率を乗じたものとすべきではないか。電力会社によっては、力率を乗じた後の kW を受電契約の受電電力としている場合もある。
発電側基本料金について、発電契約者の発電量調整供給契約を基に課金するとした場合、一つの発電所に複数の発電契約者が存在する場合もあるところ、
実務的にどのように各発電所に課金することとなるのか。

47



逆潮 10kW 未満の電源には、発電側基本料金を求めないとしているが、規模に関係無く、系統を利用して逆潮している場合は、適切な負担を実施することが公平であると考える。

48



49



「需要と同一地点における系統側への逆潮が 10kW 未満と小規模である場合
は、実務的なコスト等も考慮して、当分の間、発電側基本料金を求めないこととする」ことに賛同する。「当分の間」との記載もあるが、今後もこの仕組みが継続されることを要望する。
小規模電源について、当面の間、発電側基本料金を求めないことには異存ない
ものの、発電側基本料金の導入に際しての基本的な考え方に鑑み、適宜見直しを行っていただきたい。また、ここでいう「系統」は（ⅱ）対象費用でいう「上位系統」と同義か、あるいは配電網まで含むのかによって、その意味合いや議論
11

なお、発電側基本料金については、送配電関連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであるから、kW 単位の負担とすることが公平かつ適切であると考えますが、いただいた発電側の実態面については、今後の詳細検討において参考とさせていただきます。
発電側基本料金については、送配電関連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであるから、kW 単位の負担とすることが公平かつ適切であると考えますが、いただいた発電側の実態面については、今後の詳細検討において参考とさせていただきます。なお、大規模作業停止等により 1 か月全く逆
潮がない場合は、需要側の託送料金における基本料金の扱いと同様に、発電側基本料金を半額とすることを想定しています。
需要側の託送料金の基本料金には力率を考慮したものがあると理解していますが、発電側基本料金においても同様の扱いとするかどうかについては、今後の詳細検討において検討させていただきます。
御指摘のケースも含め、発電側基本料金の課金方法の詳細については、今後具体的に検討していくこととなりますが、一つの発電所に複数の発電契約者が存在するとしても、中間とりまとめ案にあるとおり、当該発電場所における需要側の順潮 kW の合計を上回る逆潮 kW の合計分について負担を求めることとなると考えています。
発電側基本料金については、受益と負担の観点から、また、特定の電源に有利・不利が生じないよう、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べきと考えております。ただし、小規模電源（例：住宅用太陽光）については、例外として当分の間、発電側基本料金を求めないこととしております。
具体的には、他の電源に比べて系統の送配電設備の維持・運用に係る追加費用を大きく増やすとは一般的には考えられないことから、需要と同一地点における系統側への逆潮が 10kW 未満と小規模である場合は、実務的なコスト等も考慮して、当分の間、発電側基本料金を求めないこととしております。
なお、この論点に限らず、発電側基本料金の導入後も、受益に応じた公平な費用負担や合理的インセンティブ創出の観点も含め、その実情を定期的に把握するとともに、必要に応じて制度の在り方について見直していくことが適当と考えております。
御指摘の点に限らず、発電側基本料金の導入後も、受益に応じた公平な費用負担や合理的インセンティブ創出の観点も含め、その実情を定期的に把握するとともに、必要に応じて制度の在り方について見直していくことが適当と考えております。
御指摘の点に限らず、発電側基本料金の導入後も、受益に応じた公平な費用負担や合理的インセンティブ創出の観点も含め、その実情を定期的に把握するとともに、必要に応じて制度の在り方について見直していくことが適当と考えております。なお、
小規模除外の考え方としては、中間とりまとめ案においては一般的な系統費用への影響全般を考慮して記載していますが、今回提案している発電側基本料金の対象費

の方向性が多少なりとも異なってくるため、「上位系統」とするか、あるいは配電網まで含むことを脚注で明記することが望ましい。
使わなかったら基本料金を半額にするという考えは、kW でのみ課金することよ
りも、kW と kWh で費用負担するほうがより公平であることを示唆している。したがって、現在考える基本料金の半額を最低料金として全発電側は逆潮がなくとも負担し、残りの半額は従量で負担するほうが受益に応じた公平な費用負担といえるのではないか。

50



51



脚注 13 の内、「③１カ月全く逆潮がない場合は発電側基本料金を半額とする」
ことについては再考していただきたい。

52



第 11 回配布資料 3 の p5 に記載の下段に記載されている「緊急時（需給ひっ迫時）に電気を逆潮させる場合の考え方について」に関連する記載が、本中間とりまとめでは見つけられなかった。どこに盛り込まれているのかお示しいただきた
い。

53



発電側基本料金の導入後も、その実状や系統の状況を見ながら、発電側基本
料金導入にあたっての基本的な考え方との整合性や費用負担の妥当性・公平性等について不断の検証を行い、課題等が生じる場合は柔軟に制度の見直し等を図るべき。
 送配電関連費用の固定費一部について、新たに発電側に kW 単位で負担を求めることは考え方として一理あるが、一方で自然変動電源に負担が寄る
ことにもなる。
 今後、分散型電源の増加に伴い、需要 kW を下回る逆潮 kW であっても設備増強が必要となるケースが大きく増える可能性があり、そうした系統の状況
変化を踏まえて制度の在り方を検証すべき。
 電力系統の今後の在り方に関しては、日本版コネクト＆マネージ（特にノンファーム型接続）やメリットオーダー等の適用が進むことにより、系統利用や送配電関連設備の整備の考え方も大きく変化する可能性があるため、制度の在り方については定期的な検証、見直しが必要。
 東日本大震災で系統電力の予備率が不足した際、産業界では自家発電施設によって生産用電力を確保し、それ以降も自家発電によるエネルギーの確保を基盤として BCP 計画を立案している。こうした産業界の実情を考慮い
ただきたい。
12

用の範囲が上位系統に係る費用としていることを踏まえると、上位系統に係る追加費用という理解になります。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づき検討・提案したものです。送配電関連設備は最大潮流（kW）を踏まえて整備・維持・運用されるものであることから、発電側が系統側に逆潮させている電気（逆潮 kW）に着目して、公平に負担を求めることが適切であると考えております。
なお、御指摘の「１カ月全く逆潮がない場合は発電側基本料金を半額とする」ことに関しては、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という考え方を踏まえたものです。
発電側基本料金は、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に係る設備の固定費を発電側・需要側の両方で等しく負担することを基本としています。この考え方に基づけば、発電側基本料金の課金方法の詳細も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が適当ではないかと考えております。
御指摘の第 11 回 WG 資料では、緊急時（需給ひっ迫時）に系統側に電気を逆潮させることに関連して、一般送配電事業者や小売事業者等との間であらかじめ契約を締結している場合は、その用途や目的が何であれ、当該契約に基づく系統側へのkW 分に着目して、発電側基本料金を求めることになるとの考え方を提示していると
ころ、一般的な内容でもあり、中間とりまとめ案には盛り込まれていません。
中間とりまとめ案にもあるとおり、発電側基本料金の導入後も、受益に応じた公平な費用負担や合理的インセンティブ創出の観点から、その実状や状況変化を定期的に把握し、必要に応じて制度の在り方について見直していく所存です。

54



公平な負担の実現や効率的な系統利用を促す合理的なインセンティブが働く託送制度の検討をありがとうございます。今後の電力システムを考えると、2023
年頃にすべての需要家にはスマートメーターが設置され、電化の促進や蓄電池等による制御可能性が高まり、一般送配電による送電ロス調達も想定される。
望ましい託送制度に向けて今後更なる検討が進められることを期待し、参考までに意見を申し上げます。

時間帯別や潮流に応じた料金設計をするに当たっては、相応のインフラとシステムが必要になると考えますが、いただいた御意見は今後の政策検討の参考とさせていただきます。

１）ピーク時間帯を考慮した基本料金の設定とその調整係数
限界送電費用という概念で地域ごとの差異を設けているが、時間という明示された概念がない。設備費用を決めるのはピーク負荷が多い時間帯における電力である。このため、この時間のピークを発生させる電力需要に応分の負担を頂き、一方低需要の時間帯での電力を増やし電化を促進させることが有効となる。例えば、ある需要家のピーク時間帯の一コマあたりの最大電力量を A(kWh)として、それ以外の時間帯のコマあたりの最大電力量を B（kWh）とした場合、負荷率などを参考にした調整係数α（≦1）を用い、基本料金を MAX（A、α×B）に比例させること
でピーク時間帯の電力需要のシフトやオフピーク時間帯での電化促進が可能となる。また、時間帯や調整係数αを含め、数年ごと（例：5 年）に見直すことで需要のシフトが進むと期待される。
２）重負荷期における送電ロスと時間帯毎の託送料（KWh/円）
現行制度の従量部分の託送料は各時間帯一定であり、またロス率も一定となっている。しかしながら、配電網におけるロスは抵抗成分（R）による影響が大きく電流の 2 乗にほぼ比例する。電力需要時間帯ごとの経済的なロスが異なることから
時間帯毎の託送料金が望ましいと考える。現在の電力計が月間累計値を用いているため一定の値となっているが、スマートメーター化が実現されれば、時間帯毎の設定も可能になると考えられる。（低需要時間帯（D 円/kWh,（深夜、土日、平日
12-13）、中需要時間帯（E 円/kWh,平日の朝、昼、夜）、高需要時間帯（F 円/kWh,
平日の夕方））このようなことが実現できれば、公平な負担の実現や効率的な利用を促す合理的なインセンティブになると期待される。

55３）発電側の時間帯別料金設定について
上記では需要側の時間帯別の設定を記載したが、同様に発電側にも似た考え方を用いることができる。例えば、発電が少ない時間帯に逆潮するような設備や、配電網の状態を検知して制御されるようなものが実現できれば、NW を効率的に活用できるため、基本料金を割り引く方法もあるかもしれない。現時点すぐの実現は難しいと思われるが意見した。
２－② アンシラリーサービス等の費用負担の在り方 回転系の発電機に係るアンシラリーサービス料金については廃止または削減を求める。回転エネルギーを利用したタービン発電機は、附属の調速装置や自動
13

本ワーキング・グループにおいては、アンシラリーサービス及びネットワーク給電に係る費用負担を発電側に求めることについても議論され、系統に接続している電源

電圧調整装置により系統安定化に寄与している。太陽光や風力のような電源とは異なり、起動・停止が早く、負荷追従性も良いため、系統側の負荷軽減に寄与している。再エネ電源の出力変動を調整する役割も果たす。

56



57




58






アンシラリーサービス費とネットワーク給電費につきましては、現在、各発電事
業者のどの発電設備で年間通してどの程度（ｋＷ）の周波数調整や給電調整をしているのか、またそれぞれどの程度の費用が発生しているのか、公平、適切な費用負担の考え方から、実態を明確にして頂きたいと考えます。自家消費分に負担を求めることは、送配電関連設備から考えると自家発電事業者の系統
連系点から構内側＝自営線に負担を求めることになり、理解が出来ません。
天然ガスコージェネレーションへは、現行のアンシラリーサービスを超える負担を課すべきではないと考える。
太陽光や風力のような変動する再エネ電源が系統に直接接続される場合、系
統の追加増強による受益が大きい。一方で、天然ガスコージェネレーションのよ
うな電源は、限界送電費用とは関係なく潮流改善に資する需要地近傍に設置され、継続的に燃料が供給されて起動・停止も迅速であり、負荷追従が可能となる。系統連系する再エネ電源の出力変動を需要側で調整する役割を果たし、系
統の追加増強コストの抑制も期待される。また、省エネによる環境貢献や、地域
レジリエンスの向上などの社会的な貢献も大きいエネルギーシステムであるが、費用負担の在り方によっては、このような付加価値を持つ電源の導入が阻害される恐れがある。
自家発電に係るアンシラリーサービスへの課金は、反対です。
自家発事業者は「受電契約」、「自家発補給契約」で、周波数安定化費用（アンシラリーサービス料金）を既に支払っており、全ての発電機を対象に周波数安定化費用を課金するのは２重に課金することになり、不合理です。
また、自家発電施設には、系統電力から供給される特別高圧電力のアンシラリーサービスのみでは不安定なため、独自に特高受電用変電所や遮断施設を設置して、瞬停や急激な周波数変動、電圧降下による緊急停止を回避しており、プラントを災害から守ると同時に、系統側の安定化に貢献しています。例えば、発雷時等に送配電網が不安定となると予想される場合は系統を切り離しており、その状態でも自家発系統の周波数・電圧は維持可能であり、系統から周波数・電圧維持を受益しているとは言えません。
14

については、系統側への逆潮分に加えて、自家消費分も含め、一般的には系統側から受益しているといえるのではないかとの考えが示されました。その際、回転式発
電機は系統側と一体となって周波数を維持することとなるところ、相対的な影響力を鑑みれば、総じて系統側から受益していると考えられるとの見解も示されたところです。一方で、ガバナフリー等の周波数調整機能を有する発電機や出力変動が小さい
発電機については、そうでない発電機に比べ、アンシラリーサービス等にかかる費用に影響を与える度合いが違うのではないか等の指摘があり、更に議論を深めることが必要と考えられることから、アンシラリーサービス等の費用負担の在り方について
は、中長期課題としているところです。いただいた御意見については、今後の検討に当たって参考とさせていただきます。
アンシラリーサービス等の費用負担の在り方については、中長期課題となっておりま
すが、その検討に際しては、御指摘の内容も参考にさせていただきます。なお、自家消費分に負担を求める考え方としては、系統につながっている限りにおいては、自家消費分であっても、一般送配電事業者が確保している調整用電源による周波数安定等、電気の品質面で受益していると考えらえるとの指摘が挙げられます。
アンシラリーサービス等の費用負担の在り方については、中長期課題としているところです。いただいた御意見については、今後の検討に当たって参考とさせていただきます。なお、今回提案している発電側基本料金は、送配電網の固定費に与える影響（受益）に応じて負担を求めるものであり、また、送配電網の追加増強コストが小さい地域に立地する電源について発電側基本料金を軽減することも併せて導入することを想定しており、御指摘の一部を踏まえた見直しになっているものと思われます。

本ワーキング・グループにおいては、アンシラリーサービス及びネットワーク給電に係る費用負担を発電側に求めることについても議論され、系統に接続している電源については、系統側への逆潮分に加えて、自家消費分も含め、一般的には系統側から受益しているといえるのではないかとの考えが示されました。その際、産業用自家発の中には、系統から解列しても自立稼働できるものや、解列時に系統電力を上回る範囲で周波数調整を行えるものも存在するとの指摘はあるものの、そうした自家発であっても、系統につながっている限りにおいては、一般送配電事業者が確保している調整用電源による周波数安定等、電気の品質面で受益していると考えらえるとの見解も示されたところです。
一方で、自家発関係者からは、電源ごとの特性によりアンシラリーサービス等にかかる費用に与える影響の度合いが違うのではないか等の指摘があり、更に議論を深めることが必要と考えられることから、調整用電源に係る費用を含むアンシラリーサー

59



60



61



62



63

64

アンシラリーサービス及びネットワーク給電に係る費用負担の在り方について
は、今後多様化する系統利用の中でアンシラリーサービスの果たす役割や、需給調整市場の創設を踏まえた関連制度の議論との整合性を踏まえつつ、法令上の扱いを含め、検討いただきたい。
アンシラリーサービスは託送基本料とは別枠の需給調整費用で賄う整理とし、少なくとも本件の検討項目からは外して良いのではないか。
アンリラリーサービス等の費用負担の在り方については、中長期課題として引き続き検討するとなっていますが、自家発電事業者の自家消費分への課金につきましては、卸料金に転嫁することはできず、製品コストに転嫁する方法しかないことをご理解頂きたいと考えます。

アンシラリーサービス等に係る費用負担の在り方については、自家発保有者も含めた関係者による議論を行う場を設けて頂きたい。
２－③ 発電側基本料金の転嫁の円滑化
 今回の制度変更の趣旨より、発電事業者に新たに課せられる送配電関連費用相当額分について小売事業者はその支払いを免れることから、発電・小売当事者間の調整によりオフセット可能との建前がある。 但し、協議自体は当事者間に委ねられることから、小売事業者側が相当費用の還元（卸売価格の引上げ）を是認しないことも想定される。このため、ある程度の強制力を持つガイドライン
を示し、交渉の進捗や協議後の実態調査を実施する、発電事業者が新たに負担し小売事業者が減額される各々の費用を公開する等、協議が一定の抑止力と透明性の下で適正・確実に実施されるような環境整備が必要。仮にも、当事者間で適正な卸売価格の調整がなされない場合、その程度次第では、発電事
業の継続性の判断に影響を及ぼす。
 今回の制度変更は、託送料金の原価総額が変わらない中での小売側から発電側への負担の移行であり、小売側にとっては負担減、発電側にとっては固定費の純増となるところ、今後作成されるガイドラインには、以下の点を盛り込んでいただきたい。
 小売事業者が、発電事業者との契約見直し協議において、発電側基本料金の導入を理由に本体価額の値下げを求めないこと。
 小売事業者が、徒に発電基本料金転嫁分の発電事業者への支払時期を遅らせないこと。
具体的には、例えば以下の記載等を盛り込むことが考えられる。
 発電側基本料金は本体価額から切り離して扱うべきとすること。
 発電側による小売側からの回収時期が一般送配電事業者への支払時期から遅れないようにすべきであること。
15

ビス等の費用負担の在り方については、中長期課題としているところです。いただいた御意見については、今後の検討に当たって参考とさせていただきます。
いただいた御意見については、今後の検討に当たって参考とさせていただきます。

アンシラリーサービス等の費用負担の在り方については、中長期課題としているところ、需給調整市場の創設を踏まえた関連制度の議論とも整合的な検討も必要と考えております。
今回提案している発電側基本料金は、系統側に逆潮する電気（逆潮 kW）に着目して発電側に負担を求めることとしており、御指摘の自家消費分は課金対象となっておりません。アンシラリーサービス等の費用負担の在り方については中長期課題となっておりますが、その検討に際しては、御指摘の内容も参考にさせていただきます。
御指摘のアンシラリーサービス等の費用負担の在り方の検討に当たりましては、関係者の御意見を伺いつつ進めてまいります。
発電側基本料金は、市場や当事者間の交渉の中で、卸料金に転嫁されることを想定しており、発電と小売との協議が適切に行われるよう、その考え方をガイドラインに示すとともに、契約交渉等の手続きが適正に進んでいるか等を確認していくことが適当としております。ガイドラインの具体的な内容等につきましては、御指摘の内容も参考にしつつ、関係者の御意見も伺いながら、今後検討を進めたいと考えております。

発電側基本料金は、市場や当事者間の交渉の中で、卸料金に転嫁されることを想定しており、発電と小売との協議が適切に行われるよう、その考え方をガイドラインに示すとともに、契約交渉等の手続きが適正に進んでいるか等を確認していくことが適当としております。ガイドラインの具体的な内容等につきましては、御指摘の内容も参考にしつつ、関係者の御意見を伺いながら、今後検討を進めたいと考えておりま
す。

65



66





67





68



 既存相対契約の見直しの際して当該契約に添付すべき「課金転嫁に関する標準的な覚書様式」。
発電側基本料金を kW 単位の課金として導入する場合、稼働率の低い電源ほど kWh 当たりの卸料金単価が高くなり、十分な転嫁が困難になる可能性がある。また、負荷率の異なる需要家を多数抱えた中で、適切な kW-kWh 転嫁水準が算出できるか疑問が残る。こうした中で料金転嫁を個々の交渉に委ねると、発電側にとっては契約解除のリスクを伴うものであるため、既存契約のみならず、新規契約や JPEX への入札においても適切に価格転嫁がなされるよう、ガイドラインの丁寧な作りこみを行うとともに、発電側基本料金導入後も定期的な実態検証と内容の見直しを行うこととしてほしい。
JEPX への入札が基本的に限界費用で行われることを踏まえると、発電側基本
料金は札入れには反映されない。このため、JEPX 取引における発電側基本料金の回収の仕組みがない場合には、JEPX の市場価格は変わらず、発電側基
本料金は発電側がのみ込むことになるが、そのような状況下では、発電事業者
は JPEX 販売を忌避し、相対契約を選択するようになると考えられる。卸電力市
場の活性化の観点からは、JEPX 市場への販売においても、発電事業者による発電側基本料金の円滑な転嫁を促すようにすべきであり、例えば、以下の方法が考えられる。
 JEPX の業務規程において、発電側課金分（kWh ベースに換算した金額）を加えて入札することをルールとする。
 JEPX の活性化の観点から JEPX 取引については別扱いとして、従来通り、小売負担とする。
また、発電課金後の JEPX の市場監視にあたっては、発電側基本料金が入札価格に適切に反映されているかどうかについて十分留意した監視を実施するべきである。
中間とりまとめに記載されるとおり、託送料金を最大限抑制しつつも、質の高い電力供給を維持し、再生可能エネルギーの導入拡大等の新たな課題にも対応していくための必要な投資がなされるよう、送配電網の維持・運用費用の回収の確実性を確保することを踏まえ、発電側基本料金の意義や必要性等については、導入までの間、政府自らがその責任において発電事業者や小売電気事業者に対し真摯に説明を尽くし理解を求めるべきである。
なお、他の市場における発電設備の固定費回収効果と整合性にも留意し、実態を踏まえつつ、発電側基本料金の導入までの間に転嫁の在り方について必要な検討を更に進めるべきことは言うまでもない。
電力会社が決める電気料金も需要家には不透明で、本件による負担増を発電コストの増加として需要家に転換させても需要家は言いなりにならざるを得ない
ので、電力会社の監視を第三者機関に行わせるなどの体制作りが必要。

16

発電側基本料金は、市場や当事者間の交渉の中で、卸料金に転嫁されることを想定しており、発電と小売との協議が適切に行われるよう、その考え方をガイドラインに示すとともに、契約交渉等の手続きが適正に進んでいるか等を確認していくことが適当としております。ガイドラインの具体的な内容等につきましては、御指摘の内容も参考にしつつ、関係者の御意見を伺いながら、今後検討を進めたいと考えております。

kWh 単位での取引への転嫁も含め、取引価格は市場や当事者間の交渉に委ねられるのが基本と考えられますが、御指摘の内容も参考にしつつ、他の市場設計における発電設備の固定費回収効果との整合性にも留意し、実態を踏まえながら、発電側
基本料金の導入までの間に転嫁の在り方について必要な検討を更に進めたいと考
えております。
なお、JEPX スポット市場における約定がシングルプライスオークションで行われる現行制度の下では、売り入札は、発電ユニットの限界費用、即ち、発電量の増分に対する追加的な費用で行われることが、通常、当事者にとって最も経済合理的な行動であると考えられるところ、約定価格は売り入札価格以上の価格となることから、限界費用との差分を固定費の全部又は一部に充当することができると考えられます。

発電側基本料金の導入に当たっては、引き続き関係者の御理解が得られるよう、丁寧に説明をしてまいります。
転嫁の在り方に関しても、他の市場設計における発電設備の固定費回収効果との整合性にも留意し、実態を踏まえつつ、発電側基本料金の導入までの間に転嫁の在り方について必要な検討を更に進めてまいります。

今回の制度見直しは、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提としています。したがって、発電側基本料金の導入は、発電側にとって新たな負担増となります
が、需要側の託送料金は発電側が負担することとなる費用分だけ減額されることとなります。そうした中で、市場や当事者間の交渉により、発電側基本料金分の転嫁がなされるため、個別の小売料金は、これまでに比べて上がる場合も下がる場合もありえますが、全体として見れば、小売料金の水準に与える影響は中立であると考えています。なお、託送料金については、一般送配電事業者による託送供給等約款の認可申請に際して、中立性・客観性を確保しつつ、外部専門家の知見を取り入れるため設置された料金審査専門会合において、中立的・客観的かつ専門的な観点から、審査しております。
69

２－④．再生可能エネルギー電源への対応
 FIT 制度の買取価格は固定されており、追加コストを転嫁する事はできません。
事後的に追加費用を課すことは、再エネ事業者の事業採算性に与える影響が大きいと考えられます。そのうえ、海外の投資家から、日本の法的制度が安定せず、投資家保護意識の低い国とみなされ、再エネはおろかその他の投資に対しても悪影響を及ぼす可能性もあると考えられます。既に FIT の認定を受けた事業者に発電側基本料金を課すべきではありません。

70

既存 FIT 事業者は発電側基本料金による追加コストを価格転嫁することができないため、FIT 買取期間中の発電側基本料金の免除、または費用負担調整機
関による発電側基本料金による追加コストの代替負担など、既存 FIT 事業者の経済性に悪影響を生じさせないための適正な調整措置を講じていただきたい。

71

FIT 電源については、接続契約締結時点で課金に関する条件（料金単価等）が確定するものとし、FIT 買取期間中はその条件が変わらないものとしていただきたい。

17

発電側基本料金は系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響(受益)に応じて負担を求めるとの考え方に基づき、特定の電源に有利・不利が生じない
よう、系統側に逆潮させている全ての電源について課金することが公平かつ適切であると考えております。
また、再生可能エネルギー電源に対する発電側基本料金の適用の在り方について
は、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネット
ワーク小委員会）においても議論が行われており、本年 5 月にとりまとめられた同小
委員会の「中間整理」では、「再生可能エネルギー電源についても、他の電源と同様に、kW 一律で課金することを原則とするべき」とした上で、FIT 電源について、「①FIT認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後にFIT 認定を受ける（調達価格が決まる）ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされています。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。
御指摘の点に関しましては、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会）で議論され、本年 5 月にとりまとめられた
同小委員会の「中間整理」では、「FIT 買取期間中・終了後を問わず他の電源と同様の条件で課金することを基本としつつ、①FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後に FIT 認定を受ける（調達価格が決まる）
ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」されております。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。
御指摘の点に関しましては、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会）で議論され、本年 5 月にとりまとめられた
同小委員会の「中間整理」では、「FIT 買取期間中・終了後を問わず他の電源と同様の条件で課金することを基本としつつ、①FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後に FIT 認定を受ける（調達価格が決まる）
ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされております。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。

72



「FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの」に対する調整措置について、利潤配慮期間の案件に対しても同様に取り扱うべき73

再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会において、「既存 FIT 電源のうち、利潤配慮期間の高い IRR を基に算定された調達価格の適用を受けているものについてまで、調整措置を適用する必要はないのではないか」との指摘があったものと認識していますが、FIT 法制定時の附則第 7 条
は「経済産業大臣は、集中的に再生可能エネルギー電気の利用の拡大を図る
ため、この法律の施行の日から起算して三年間を限り、調達価格を定めるに当たり、特定供給者が受けるべき利潤に特に配慮するものとする」と定めており、現時点に至って、当時 IRR が高めに設定されていたことを理由として上記のよ
うな調整措置を講じない（又はその程度・範囲を制限する）場合には、遡って「利潤に特に配慮」しないこととなり、遡及的に FIT 法附則第 7 条の趣旨を否定する事態を生じさせるものです。
また、2012 年の FIT 法施行直後は、現在と比較して、各事業者・融資金融機関
にとって、太陽光発電事業の投資実績がはるかに少なく、事業期間を通じた太陽光パネルその他の設備に関する経年劣化や故障の可能性等の様々なリスク要因について不透明性が現在よりも大きかったことは貴委員会もご案内の通りです。各事業者は、そのような状況の中でも、FIT 事業における想定 IRR について事業者として適正な水準が確保されているからこそ、投資に関する不透明性・各種リスクをとって投資を実施してきたものです。それにもかかわらず、それ以降投資実績が積み重ねられ、事業期間を通じた太陽光パネルその他の設備に関する経年劣化などの情報や経験値が積み重なって不透明性が低減した現在の視点に立って、翻って当時の期待 IRR の水準の高低を評価し、事後に既存 FIT 事業者に対する上記の調整措置を講じない（又はその範囲・程度を限定する）ことの理由として利用されることがあるとすれば、制度施行直後に事業リスクをとって投資判断を行い再生可能エネルギー発電事業の普及・発展に寄与してきた事業者への不当な取扱いとなり、かつ予見可能性を著しく害します。
なお、調達価格等算定委員会による「平成 24 年度調達価格及び調達期間に関する意見」3 頁においては、IRR の設定について、「太陽光発電に低め、地熱発電に高めの設定とすることとした」とされていますので、少なくとも太陽光発電については不当に高い IRR が設定されていたという訳ではありません。





18

御指摘の点に関しましては、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会）で議論され、本年 5 月にとりまとめられた
同小委員会の「中間整理」では、「FIT 買取期間中・終了後を問わず他の電源と同様の条件で課金することを基本としつつ、①FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後に FIT 認定を受ける（調達価格が決まる）
ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされております。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。
本年 5 月にとりまとめられた再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク
小委員会の「中間整理」では、FIT 電源について、「FIT 買取期間中・終了後を問わず他の電源と同様の条件で課金することを基本としつつ、①FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後に FIT 認定を受ける（調達
価格が決まる）ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされております。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。

74



発電側基本料金の導入が再生可能エネルギーに対する賦課金増となり一般需
要家の負担増加とならないような構造を考えて頂きたい。

75



送配電設備の維持・運用費用を増高させる間欠性電源に対して、過度な調整措置を行うことは、発電コスト、送電コストを合わせた、本来の意味での広域メリットオーダーを歪めることとなる。
「広域メリットオーダーの実現」及び「送配電網の維持・運用コストの抑制・低減」の観点から、引き続き、今回の発電側基本料金の導入により、その目的を達成しているのかの検証をお願いしたい。



76



設備認定ベースで買取価格を決定する現行の FIT 制度においては、同一の買取価格であっても、相応の接続費用を負担する事業者がいる一方で、事業開始
時期が後発の事業者はその諸コストが大幅に低下する中で参入可能ゆえ相応の採算性を確保できる等、事業者間の不公平感は大きい。よって発電側基本料金については、各事業者に一律の課金するのではなく、接続コストを負担している等の事業者毎の諸事情を正しく把握し、一部事業者には関連費用の負担を課し、既に相応の負担をしている事業者には緩和措置を設けるべきである。後者への対応について、送配電関連費用のみでの解決には限界があり、委員会、省庁の枠組みを超えて体系的に制度緩和を実施し、受益者負担、事業総コ
ストの安定化、主力電源である再エネ導入促進を進め、同時に、実態を正しく把握した上で調達価格等算定委員会でも議論を頂きたい。

19

発電側基本料金は、託送料金原価の総額の範囲を変えないことを前提として導入するものであるところ、発電側が負担することとなる費用分だけ、小売側が負担する需
要側の託送料金は減額されることとなります。したがって、発電側基本料金は、市場や当事者間の交渉の中で、通常であれば卸料金に転嫁されることが想定されるところ、既にＦＩＴ認定を受けて調達価格が確定しているものについては、発電側基本料金による追加コストを転嫁することができないという制度上の制約があります。
この点、本年 5 月にとりまとめられた再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会の「中間整理」においては、「①FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後に FIT 認定を受ける（調達価格が決まる）ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされております。いただ
いた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。
FIT 買取期間中の具体的な調整措置の在り方については、本年 5 月にとりまとめられた再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会の「中間整理」において、「①FIT 認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基
本料金の導入後に FIT 認定を受ける（調達価格が決まる）ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされております。いただいた御意見については、資源エ
ネルギー庁にも共有させていただきます。
なお、発電側基本料金の導入後も、受益に応じた公平な費用負担や合理的インセン
ティブ創出の観点も含め、その実状を定期的に把握するとともに、必要に応じて制度の在り方について見直していくことが適当と考えています。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響(受益)に応じて負担を求めるとの考え方に基づき、特定の電源に有利・不利が生じない
よう、系統側に逆潮させている全ての電源について kW 単位で課金することとしています。ただし、ここでいう送配電関連費用には、電源の系統接続時の特定負担分は含まれておらず、特定負担の有無により発電側基本料金に差をつけることが受益に応じた公平な負担として適切かについては、慎重に検討する必要があると考えます。
なお、再生可能エネルギーの主力電源化と次世代電力ネットワークの構築に向けた対応については、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世
代電力ネットワーク小委員会）において議論が行われており、本年 5 月にとりまとめられた同小委員会の「中間整理」には、関係機関等による今後の取組の方向性（アクションプラン）が示されたところです。いただいた御意見については、資源エネルギ
ー庁及び電力広域的運営推進機関にも共有させていただきます。

77



再生可能エネルギーの導入については、経産省も主力電源化への方針を立てている以上、発電側基本料金についても、免除や減額など、他の発電所との差を設けるべき。

78



FIT 買取期間の終了後に運用継続の判断を行うのは事業者自身であるが、これら再エネ電源は、FIT から自立した再エネを拡大していくという日本のエネル
ギー政策の目指す方向を実現する上で重要なものであり、仮に発電電力の一部を逆潮流させる場合でも、その運用・継続を抑制・阻害する制度の導入には
反対する。

79



発電側基本料金については、小規模電源（例：住宅用太陽光）を、当分の間、課金対象外とするとの整理がされているところ、特に FIT 買取期間の終了後（2019～）において、多数の住宅用太陽光が、発電側基本料金の課金されない（＝競争力の高い）再エネ電源として、旧一般電気事業者に保有されることとなる可能性が高いものと考えられる。小売全面自由化前の制度設計（住宅用太陽光買取）に起因し、旧一般電気事業者に、競争力が高くかつ再エネ価値を有する電源が集中することは、公正な競争の阻害要因となるのではないか。発電側
基本料金の課金に伴う詳細設計とも関連する形で、FIT 買取期間終了後の小規模電源に係る扱いについて、早急に議論を深める必要があるのではないか。

20

発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響(受益)に応じて負担を求めるとの考え方に基づき、特定の電源に有利・不利が生じない
よう、系統側に逆潮させている全ての電源について課金することが公平かつ適切であると考えております。
なお、再生可能エネルギー電源に対する発電側基本料金の適用の在り方について
は、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネット
ワーク小委員会）においても議論が行われており、本年 5 月にとりまとめられた同小
委員会の「中間整理」では、「再生可能エネルギー電源についても、他の電源と同様に、kW 一律で課金することを原則とするべき」とした上で、FIT 電源について、「①FIT認定を受けて既に調達価格が確定しているもの、②発電側基本料金の導入後にFIT 認定を受ける（調達価格が決まる）ことになるもの、それぞれについて、どのような場合に FIT 買取期間中の調整措置が必要か、検討するべきであるが、具体的な調整措置の在り方については、調達価格等算定委員会等において議論される必要がある」とされています。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるとの考え方に基づき、電源種を問わず、逆潮ＫＷに着目して公平に課金するのが適切と考えます。これにより、発電側に送配電網の効率的な利用を促し、電源起因による送配電関連費用の増大を抑制する効果も期待されます。
なお、再生可能エネルギー電源に対する発電側基本料金の適用の在り方について
は、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネット
ワーク小委員会）においても議論が行われており、本年 5 月にとりまとめられた同小
委員会の「中間整理」では、①発電コストとネットワークコストのトータルで最小とする
ためには、発電事業者もネットワークコストを意識した事業展開を行うためのインセン
ティブを確保する必要があり、発電側基本料金等を導入するべきであること、②発電側基本料金の導入に当たっては、FIT 電源についても、ＦＩＴ買取期間中・終了後を問わず、他の電源と同様の条件で課金することを基本とするべきであることが指摘されているところです。
住宅用太陽光発電に係る 2019 年以降の FIT 買取期間終了を契機とした対応につきましては、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会）において議論されており、本年 5 月にとりまとめられた同小
委員会の「中間整理」では、「買取期間の終了とその後のオプション（①自家消費、②
相対・自由契約による売電）について、官民一体となって広報・周知を徹底する」こととされており、資源エネルギー庁及び電力その他関係業界が今年度から本格的に実施することとされています。
また、同小委員会における議論においては、一部の委員から「FIT 買取期間の終了
する住宅用太陽光発電の余剰電力の活用について、小売電気事業者間の公平性が確保できるよう、競争環境を整備することが重要」との指摘があった旨が、中間整

80



81



82



83



世界では再生可能エネルギー発電事業者に負担を強いている国があるのでしょうか。
発電側基本料金の課金単位は、基本料金だけでなく、従量料金を含めた検討を実施していただきたい。kW 単位による課金は、設備利用率の低い自然変動
電源に負担を寄せる考え方ではないか。

再生可能エネルギー電源の発電事業者にも費用負担が発生する場合、太陽光発電のいわゆる低圧分割案件については、特別な取り扱いを検討すべきであると考えます。例えば、同一敷地を分割して、49ｋＷ＊100 区画の低圧太陽光発電所として接続してケース（ケースＡとします）があります。このケースは、4900ｋ
Ｗのメガソーラーとして特別高圧送電線に接続するケ―ス（ケースＢとします）に比べ、送電事業者の維持・運用費用は多く発生します。従い、ケースＡの発電事
業者の費用負担は、ケースＢに比べて高い基本料金が徴収されるべきと考えます。
ご提案といたしまして、ここ 2 年ほどの間に、太陽光発電で、いわゆる過積載というものが多くみられるようになりました。これらの発電施設では、年間のピーク
カット率が 5％前後、多いところでは 10％に届くものもあります。このピークカット
をうまく利用すれば、現在、託送料として捻出したい金額はすべてカバーできてしまうのではと考えています。そのためには、スマートメーターを利用した、発電所の発電実績値とピークカット予想率を記録し、ピークカット分を吸収できるパワコンを新たに設置し、その新たなパワコンで変換した電力を、自由に託送事業者に活用していただくという方法はいかがでしょうか。

21

理においても明記されていると承知しております。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。
イギリスやフランスといった諸外国において発電側に対する課金がなされており、再生可能エネルギー発電事業者も一定の負担をしていると承知しております。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は、基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるところ、発電側がそうした費用に与える影響（逆潮 kW）に着目して、発電側に応分の負担を求める考え方です。したがって、発電側が送配電関連設備の整備・維持・運用費用に与える影響は、電源種・稼働特性（生み出す kWh の量など）・事業者属性を問わず、最大逆潮(kW)の大きさによって基本的に決まるため、それに応じた負担も、電源種・稼働特性・事業者属性を問わず、kW 単位とするのがもっとも公平かつ適切であると考えます。また、最大 kW の抑制など、送配電網のより効率的な利用を促すこと
で、託送料金の抑制にも資すると考えます。
また、発電側基本料金の対象原価は、今回、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提としつつ、上位系統に係る送配電関連設備に係る固定費（販売電力量の増減とは直接の関係がなく固定的に発生する費用）について、発電側と需要側の両方で課金対象 kW 当たり同等の負担となるよう按分して定めることとしています
が、当該対象原価は固定費であることから、従量料金ではなく、基本料金として確実に回収することが、系統電力需要が減少傾向にある中で将来に向けた送配電投資を確保していく上でも必要と考えます。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。個別事案により設備増強費用が異なるなど送配電関連費用に与える影響に差が生じることもあり得ると考えられますが、発電側基本料金の課金の考え方としては、送配電関連設備は基本
的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されることを踏まえ、逆潮 KWに着目して、応分の負担を求めるということを基本としているところです。

最大逆潮 kW の抑制や設備利用率の向上に資するのであれば、送配電網の効率的な利用にもつながると考えます。

84

85

86

87

88



送配電ワーキンググループに再生可能エネルギーの関係者がいないため、ぜひ、再生可能エネルギー事業者もワーキンググループに入れた上で議論して頂きたい。

２-④ 系統接続時の初期費用の一般負担上限の扱い
 現在、広域機関にて、一般負担の上限額見直し（一律 4.1 万円／kW）が議論されスケジュール的には先行導入される見込み。一般負担の上限額見直しは、発電側基本料金の導入を前提としたものであるため、発電側基本料金について
は、事業者の準備期間等を適切に考慮の上、確実な導入を図っていただきたい。
 系統接続時の初期費用の一般負担上限について、全ての電源種を kW 一律にすることに賛成する。発電側基本料金の導入によって各電源が系統コストの一部を kW 一律で負担していくことになるのであれば、事後的な費用回収額は各電源の設備利用率によらず kW 一律となるため、初期費用の一般負担上限もkW 一律とすることが適当。また、電源種ごとに一般負担上限の傾斜を設けている現行制度では、例えば東北北部エリアの電源接続案件募集プロセスにおいて、負担する増強費用や保証金の負担が電源種によって大幅に異なるなど、電源種間に不公平が生じている。
 一般負担上限額を kW 一律とし、負担を平準化することは、多くの電源種にとって引き上げとなることから、送配電網の追加増強コストが小さい地域への立地
インセンティブが弱まることが懸念される。投資効率化等に資する割引制度の導入が検討されてはいるが、一般負担上限額の引き上げは投資効率化に逆行すると言わざるを得ず、kW 一律とする一般負担上限金額の見直しはすべきでない。
 電源によらず、一律負担とすることは理解できるが、欧州での経験にもある通り、送配電費用は一般負担とする方向を目指すべきではないか。また、今回の負担基準については、上位連系線への接続発電設備についての負担減とはなるが、多くの太陽光発電については、高圧配電線との接続であり、具体的な費用軽減にはならないことから、将来的には配電費用まで含めた検討をおこなうとしていただきたい。

22

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・グループでは、再生可能エネルギー事業者からも意見を伺うため、第 5 回ワーキング・グループにて、太陽光発電協会及び日本風力発電協会からのヒアリングを実施しました。また、再生可能エネルギー電源に対する発電側基本料金の適用の在り方につきましては、資源エ
ネルギー庁の「再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会」においても議論されており、同小委員会におきましては太陽光、風力、地熱、小水力、バイオマスの各業界団体がオブザーバー参加していると承知しております。
今後とも、関係者の意見を丁寧に聞きながら、制度の導入に向けて検討を進めてまいります。
御指摘のとおり、一般負担上限の見直しが発電側基本料金の導入を前提として行われることを踏まえ、発電側基本料金の導入時期については、見直し後の一般負担上限額が適用された案件が稼働する時期に遅れることのないようにすることをはじめ、関連する制度改革の進捗との整合性やシステム開発等の各事業者の準備期間等を適切に考慮しつつ、検討を進めてまいります。
御指摘のような観点から、資源エネルギー庁及び電力広域的運営推進機関において、一般負担上限額の見直しについての検討が行われているものと承知しています。

一般負担上限額の見直しを行ってもなお電源線等の特定負担は残ることから、引き続き非効率な設備形成を一定程度抑制する仕組みとして機能すると考えられます。
これに加え、発電側基本料金や立地地点に応じた発電側基本料金の割引制度が導入されれば、送配電網の効率的な利用が促され、発電側に起因する送配電関連費用の抑制につながるものと考えています。
御意見については、一般負担上限金額について検討している資源エネルギー庁及び電力広域的運営推進機関にも共有させていただきます。なお、系統接続時の初期費用を一部特定負担とすることは、発電側に起因する送配電関連費用の抑制に一定程度寄与するものと考えています。

89



90

３ 送配電関連設備の投資効率化や送電ロス削減に向けたインセンティブ設計
３－①．投資効率化等に資する割引制度の導入
 立地地点に応じて発電側基本料金の負担を軽減することについて、送配電関連費用に見合った応分の負担であり公平であると考える。需要地近接の発電事業者（とりわけ自家発電事業者）の負担が軽減されることを求める。

91



92



一般負担の上限額見直しについては、発電側基本料金制度の導入により送配電網コストの効率化が為されなければ最終負担者である需要側の負担増となる。従い、一般負担上限額の引き上げだけが先行して行われることはあってはならず、発電側基本料金の導入とタイミングを併せて行うべきである。

事業者にとって経済的な影響が大きい割引適用については、定量的かつ透明性の高い算定プロセスが必要であるため、「基幹系統投資効率化・送電ロス削減割引」について、「限界送電費用について、平均値以下の地域を最下位グループと下位グループに分け、前者地域を満額、後者地域をその１/２の割引とする」旨整理されているが、その算定プロセスには透明性が必要。具体的には、以下の対応が必要。
 満額受領・半額受領の対象地域について、最下位・下位といった抽象的な表現ではなく、潮流等を考慮してある定量的なクライテリアを基に定め、その結果を公開する等、より定量的な整理が必要。
 潮流状況はメリットオーダーや定期点検によって時々刻々異なることから、恣意的な系統状況にて算定が実施されないよう、潮流状況の根拠について
はその考え方や合理性を公開することが必要。
「基幹系統投資効率化・送電ロス削減割引」のうち、送電ロスの削減効果については、「現行制度では小売電気事業者が送電ロスの負担者であることから、想定される送電ロスの削減費用については、発電側基本料金の割引単価には含めないこととし、送電ロスの補填・負担の在り方とあわせて継続的に検討することとする」旨記載されている。今回の託送料金の見直しのコンセプトである「発電側・需要側両方に対して合理的なインセンティブが働く制度設計」との観点からは、送電ロスを実際に減少させる発電側に対して、割引が適用される仕組みと
23

一般負担上限の見直しについては、資源エネルギー庁の審議会（再生可能エネル
ギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会）において議論が行われており、本年 5 月にとりまとめられた同小委員会の「中間整理」では、「①足下でも『接続に必要な負担が大きい』といった声も多くあること、②一般負担の上限額の見直しによって送配電事業者にとってのイニシャルコストが増加するが、発電側基本料金の導入によって、コスト回収の確実性が高まると考えられることから、一般負担の上限額の見直しについては、発電側基本料金の導入を前提としつつ、発電側基本料金の導入前に稼働する案件についても、見直し後の一般負担の上限額を適用するべきである」とされています。
また、発電側基本料金の導入時期については、見直し後の一般負担上限額が適用された案件が稼働する時期に遅れることのないようにすることをはじめ、関連する制度改革の進捗との整合性やシステム開発等の各事業者の準備期間等を適切に考慮しつつ、検討を進めてまいります。

投資効率化等に資する割引制度は、発電側基本料金の考え方と同様に、電源種別
や事業者属性を問わず、送配電関連費用や送電ロスに与える影響に応じて負担を軽減するというものですが、御指摘の点を踏まえ、今後適切に詳細検討をしてまいります。
いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

いただいた御意見は今後の政策検討の参考とさせていただきます。

93





94



95



96



97



なることが必要。ついては、今後の詳細設計の中で、送電ロスの削減費用分
が、発電側に適切に還元されるよう、留意いただきたい。
投資予見性確保の観点から、発電所建設の投資判断に必要な期間を確保する
ため、割引対象地域や割引額（算定根拠を含め）については、本制度導入前の十分に早いタイミングで公表していただきたい。
また、割引内容の大幅変更の影響は甚大であり、事業者が今後の電源投資意
欲を減退させないため、既存電源には経過措置を導入する（例：電源運開後 15
年間は既存の需要地近接性評価割引を継続）等配慮いただきたい（事業開始前の段階で、実際の適用価格が判明していない場合、電源投資のインセンティ
ブとしては機能し得ない）。
基幹系統投資抑制効果の算定式の前提条件については、国の審議会等の場
にて方向性を決めていただくと共に、その結果に対するパブコメを実施する等、
恣意性が入らない意思決定プロセスを設けることが適切であると考えるため、引き続き検討をお願いしたい。「距離（km）」及び「線種ごとの標準年経費（円/kW・km・年）」は、ほぼ固定値であると想定されるが、「潮流変化（ΔkW）」の算定
結果は、電源の稼働状況や見通し等の前提条件に大きく左右されるものであると推測される。前提条件の決定に恣意性が入ってしまうと、例えばある特定の電源の評価結果を意図的に劣後させる可能性もあると想定される。そのため、前提条件の決定に際しては恣意性の入らない意思決定プロセスを採用すべきであると考える。
割引後の発電側基本料金は、系統空き容量マップ等と同様に公表されるべき。
発電側基本料金の金額が事前に判明していれば、事業の実施可能性を検討する段階でスクリーニングをかけて、より基本料金の低い地点で事業検討が可能となる。
接続済みの電源にインセンティブ料金を適用しても投資抑制効果はないため、インセンティブは新たに接続する電源のみを対象とすべき。

発電分の一部を系統へ逆潮する電源については、発電側基本料金の負担を軽減する制度設計を検討いただきたい。「需要と発電（逆潮）が同一地点にある場
合は、需要側の順潮 kW を上回る発電側の逆潮 kW 分について、発電側に負担を求めることとする」との記載があるが、このような配慮が適切だと考える。需
要地近傍に設置され、電気と熱を併給するような電源は、送配電網の追加増強
コストが小さくて済み、系統に接続する再エネ電源の変動を補完する役割を担い得る。また、省エネ性、環境性に加えて、地域のレジリエンス向上などの社会的な貢献も大きい。

24

割引対象地域や算定根拠については、その公表タイミング等を含め、今後適切に詳細検討をしてまいります。
また、現行の需要地近接性評価割引制度については、新たに導入する基幹系統投資効率化・送電ロス削減割引等と趣旨や割引の考え方が重複している面もあることなどから、新割引制度の導入に伴いを廃止することとしておりますが、いただいた御意見も参考にしながら、詳細検討を進めてまいります。

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

新規電源、既存電源を問わず割引制度の対象としておりますが、既存電源であっても、例えば系統に負担がかかる地点に立地している電源については相対的に高い負担を求めることとなるため、将来的にはより系統への負荷の小さい地点に立地するよう促す効果はあると考えております。
発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであることから、電源種別にかかわらず、系統側に逆潮させている電気（逆潮 kW）に着目して公平に課金するというものですが、投資効率化等に資する割引制度も同様の考えに基づいており、電源種を問わず、電源立地が送配電関連費用などや送電ロスに与える影響に応じて発電側基本料金の負担額を軽減することとしています。
なお、発電側の費用負担を同一地点における需要側の契約 kW を上回る逆潮 kW
分としていますが、これは送配電網が両方向に電気を流せ、需要側の託送料金の契約 kW に相当する送配電設備は発電側の逆潮 kW にも通常は対応できるとの考え方に基づくものです。

98



99



100



101



102



103



立地インセンティブについては、電源間の競争のための公平性を確保しつつ、電源ごとの特性を考慮したものとなるよう、慎重に制度設計を行っていただきたい。風力は風況の良い立地であることが大前提で、そのような土地は大規模需要地から遠く離れた地域であることから、インセンティブを設計したとしても、風力発電事業者としては制度を活用できないことが容易に想定される。また、風力に比べ相対的に立地制約が少ない太陽光など特定の電源の導入を後押しすることになり、不公平な制度になりかねない。
投資抑制効果を定量化し、それに見合った割引単価とするため、インセンティブ（割引）が適用される期間を明確すべき（例えば 10 年間など）。適用期間のないインセンティブとした場合、投資抑制効果と金額の整合性がとれない。

割引制度に経過措置を設定した場合、潮流実態と異なる割引を適用してしまう
ことに加え、現行の需要地近接性評価割引制度において、適用地域を 5 年ごとに見直すとしつつ、経過措置は設けることとされていないこととの整合が図られないこと、また制度や実務が複雑化することからも、設定は不要ではないか。
送配電網の追加増強コストが小さいと想定されている需要地近隣は既に系統容量が埋まっている可能性が高く、現実的に新規電源立地は困難と思われる。
他方、その他の地域においても、複数の電源が同時期に新規電源立地を検討している場合や近隣での将来の需要増が見込める場合には新規投資を促進す
るためなんらかの割引制度が検討されるべきではないか。追加増強コストが小さく収まるという点では、リプレース時期を迎えている、既存の老朽電源立地箇所が有望だと考えられる。電源種を問わず適切なリプレースが進展するよう、例
えばリプレース案件に適用される様な割引制度を検討しては如何か。
立地場所が山間部等に制限される水力発電や地熱発電等については、発電側
基本料金の新たな割引制度を設けていただきたい。水力発電や地熱発電等については、その性質上、立地場所が山間部等に制限され、ほとんどが発電側基
本料金の割引対象地域外になることが予想される。2030 年のエネルギーミックスの達成に向け、水力発電や地熱発電等を増加させる必要があるが、他の電源と比較して経済的に不利になる場合は、新規開発や設備更新が促進されなくなる可能性がある。
特別高圧系統投資効率化割引（高圧・低圧接続割引）の割引対象地域の条件として、「空き容量マップにおいて、空き容量がゼロより大きいこと」となっているが、空き容量の有無の判定にあたっては、広域機関の広域系統長期方針に基づく流通設備効率の向上に向けて今後実施されている取組との整合を図るべきである。広域機関では、広域系統長期方針に基づく流通設備効率の向上に向けた取組の一環として、電源接続や設備形成の検討に際しての「想定潮流の合25発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであることから、電源種別にかかわらず、系統側に逆潮させている電気（逆潮 kW）に着目して公平に課金するというものですが、投資効率化等に資する割引制度も同様の考えに基づいており、電源立地が送配電関連費用などに与える影響に応じて発電側基
本料金の負担額を軽減することとしています。
今回提案している割引制度については、現行の需要地近接性評価割引制度と同様に、5 年で対象地域を見直すことを基本としています。また、投資の予見可能性の観点から、経過措置の必要性について、これまでの需要地近接性評価割引制度の運用や、料金実務が過度に煩雑になりすぎないとの観点も留意しつつ、検討してまいります。
いただいた御意見も参考にしながら、これまでの需要地近接性評価割引制度の運用や、料金実務が過度に煩雑になりすぎないとの観点も留意しつつ、経過措置の必要性について今後検討してまいります。
いただいた御意見は今後の政策検討の参考とさせていただきます。

発電側基本料金は、系統利用者である発電側にも送配電関連費用に与える影響（受益）に応じて負担を求めるという考え方に基づくものです。具体的には、送配電関
連設備は基本的に最大潮流（kW）に対応できるよう整備・維持・運用されるものであることから、発電側基本料金の課金対象に関しては、電源種別にかかわらず、系統側に逆潮させている電気（逆潮 kW）に着目して公平に課金するというものですが、投資効率化等に資する割引制度も同様の考えに基づいており、電源立地が送配電関連費用などに与える影響に応じて発電側基本料金の負担額を軽減することとしています。
いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

104

105

106

理化」の検討を行い、2018 年 4 月 1 日から適用を開始したところであり、今後はこの考え方に基づいて空き容量の有無が判定されるべきと考えられるため。
３－②．ノンファーム型接続 ノンファーム型接続電源は、発電側基本料金を除外すべき。
 ノンファーム型接続電源は無制限出力抑制を前提に接続しているため、ファーム型に比べ予測し難い高い出力抑制を課されている。これ以上の課金は事業計画のベースを危うくし、投資インセンティブに対する阻害要因となる。
 ノンファーム型接続の電源は、系統に空き容量がある場合のみ送電するという性質に鑑みると、費用負担が発生しないことが適切であるため。
 ファーム型接続の電源種に比べ、ノンファーム型接続の電源は高い出力抑制率を課される仕組みになっており、収入に対してコスト高・リスク高となっています。ノンファーム型接続の電源に対しても発電側基本料金が適用されると更なる事業採算性の悪化につながり、再生可能エネルギーの大量導入に対する大きな阻害要因となると考えます FIT 電源以外のノンファーム型接続の電源については、発電側基本料金をゼロ円とし、実際の系統利用実績に応じた課金としていただきたい。また、ノンファー
ム型接続を行う FIT 電源については、発電側課金の対象外とする、あるいは電源ごとの特性に応じた調整措置（全額補填等）をとっていただきたい。
 ノンファーム型接続の電源は、系統混雑時の事前の出力抑制を前提に接続しておりファーム型接続の電源が一時的に利用していない系統を利用するため、ファーム型接続の電源が負担する系統の維持・運用費用（基本料金）と二重で負担する必要性は乏しい。基本料金を課した場合、例えば、系統混雑により 1 か月間で 1 時間しか逆潮流できなかった月まで系統費用を負担しなければならないことにもなる。
 ノンファーム型接続の電源は、系統混雑時の事前の出力抑制を前提に接続しているため、ファーム型接続の電源に比べ、高い出力抑制率を課される仕組みになる。その時点で既に事業計画としては、収入に対してコスト高・リスク
高であり、これ以上の追加固定コストは再生可能エネルギーの大量導入に対する大きな阻害要因となってしまう。
 （発電事業者側の都合による）１ヵ月間全く逆潮がなかった電源について「系統を利用しない」という観点で基本料金を半額にするという措置が取られるのであれば、ノンファーム型接続の電源については、利用実績に応じた課金とすることが適切ではないか。
４．電力需要の動向に応じた適切な固定費回収の方法
 発電側課金対象の検討より、まずは小売料金の基本/従量の構成比率自体を見直すことを優先していただきたい。中間とりまとめ案 P5【図 2】において、「託送費用の 53％のコストが固定費にも関わらず従量料金として回収されている」とあるが、卸売料金への転嫁を前提とした発電側課金を実施しても、小売料金の基本/従量の構成比率を見直さない限り、託送料金の回収不足が発生する
26

ノンファーム型接続に関する検討は資源エネルギー庁及び電力広域的運営推進機
関にて行われておりますが、その検討状況を踏まえ、いただいた御指摘も参考にしながら、今後、運用面・制度面等の検討状況を踏まえ、適切な負担となるよう発電側
基本料金における料金的措置について具体的に検討を進めてまいります。

ノンファーム型接続に関する検討は資源エネルギー庁及び電力広域的運営推進機
関にて行われておりますが、その検討状況を踏まえ、いただいた御指摘も参考にしながら、今後、発電側基本料金における料金的措置について具体的な対応を検討してまいります。
なお、FIT 買取期間中の具体的な調整措置の在り方については、今後、調達価格等算定委員会等において検討されるものと理解しております。いただいた御意見については、資源エネルギー庁にも共有させていただきます。

安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保するためにも、送配電関連費用の固定費の回収可能性を高めることが重要と考えております。そのためには、発電側基本料金の導入のみならず、需要側の託送料金における基本料金率を見直すこ
とも必要と考えております。

恐れがある。（電力需要の減少及び発電側の逆潮 kW 契約変更等により、託送料金の回収不足が危惧される）

107





108





109



基本料金回収率を見直すにあたっては、旧一般電気事業者と新電力の競争環
境を平等にする観点から、電源調達環境の改善対策の実効性が確認された後としていただきたい。
また、低圧需要家向けのみならず特高・高圧需要家向けについても、当分の間
見直しの対象としない、あるいは段階的な制度導入の検討をお願いしたい。新
電力は一般的にベースロード電源が不足しており、低負荷率の需要を中心に供給しているのが実態である。現在の電源調達環境のままで託送料金の基本料
金比率が高まると、低負荷領域での小売粗利が減少し、新電力にとって競争可能な領域がさらに限定される懸念がある。また、旧一般電気事業者はベースロ
ード電源を保有しており、高負荷率の需要家を多数抱える。こうした需要家においては、託送の基本料金比率の上昇によって旧一般電気事業者の託送負担は減少し、新電力との競争上有利に働く懸念もある。
送配電関連固定費については、原則として託送料金（小売側）のうち基本料金で回収することと整理されている。小売電気事業者・需要家双方にとって託送料
金変更の影響は甚大であることから、見直しのタイミングについては、慎重な対応となるよう配慮いただきたい。特に、多様な顧客を有し、一定の託送料金の内部付け替えが可能である旧一般電気事業者と、そのような対応が困難である新電力とでは、影響に差異が存在しており、適切な託送料金見直しが実施されているかチェックすることもが必要。小売電気事業者のみならず、需要家にとっても、託送料金の急激な変更とそれに伴う小売電気料金の変動は影響が甚大であり、場合によっては日本の産業界の競争力減にも繋がりかねないことに留意した上で、対応することが重要。
また、見直しの際には、需要家への事前説明等の対応も必要となるところ、需要家との契約期間（通常１年）も鑑みた形で、料金体系等の公表がなされるべき。その上で、旧一般電気事業者のうち、送配電部門と小売部門が事前に当該内容を共有した場合、新電力との競争上大きく有利になることが想定されるた
め、情報の取り扱いについて、十分に監視がなされるべき。
電力供給の共通インフラである送配電網の維持・運用に係る費用は、送配電網を利用する全てのお客さまが公平に負担いただくことが基本でなければならない。特に、発電所で発電した電気がお客さまに届くまで、電気の品質や需給バ
ランスは送電・変電・配電設備から成る電力系統全体で適切に制御しながら維持・安定を図っている。このような中、一般送配電事業者において送配電網の利用効率が近年低下傾向にある中、既存の送配電網の有効活用を進め、経営効率化の努力等により、託送料金の上昇を抑制しつつ、質の高い電力供給を維持し、再生可能エネルギーの導入拡大等、新たな課題にも鋭意対応している
27

なお、小売料金の料金構成については、規制料金として残っている経過措置料金を除くと、小売事業者が自由に設定できることとなっています。小売事業者の判断により、託送料金の料金構成の見直しに応じた料金設定が行われるものと想定しています。
いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。
なお、旧一般電気事業者の送配電部門と小売部門等との間における情報の取扱いについては、現在も、毎年行う電気事業監査において、その運用を確認しております。

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。



現場実態等を政府は十分踏まえるべきであり、送配電関連費用における固定費回収の方法については、現行の託送原価の範囲を変えず、諸外国の事例も踏まえ、発電側基本料金の導入と合わせ、基本料金による回収率を引き上げるべきである。
なお、小売電気事業者が負担する託送料金の基本料金回収率の見直しにおいて、特に低圧需要家向けの託送料金については、現行の託送料金が小売経過措置を上回らないよう設定されていることを踏まえ、当分の間、見直しを行わないとしているが、送配電網を利用する全てのお客さまが公平に負担いただくことが基本であることに鑑み、今後、検討を進めるべきである。
基本料金３割＋従量料金７割は、需要の右肩上がりのバブル期に儲けるために設定した料金体系。儲けが無くなるから基本料金を上げるというのは勝手な言い草で電力消費者としては認められない。需要が減り都合が悪くなったから変えるというのはご都合主義。確かに基本料金による費用回収が多い方が安定的と思えるが、「総括原価方式」の下では、従量料金単価を上げれば何ら問
題はない。

110



111



託送料金の前提としている想定量が下回るような傾向が続くというのは、託送料金の算定が正しく行われている状況とはいえず、固定費の回収をどのように行うのかの議論以前の問題である。送配電事業者は正しい託送料金を算定できるように努めていただきたい。

112



国は固定費の内訳について、市場性を大きく逸脱しているものがないかどうか、適切に吟味していただきたい。競争原理の働きにくい環境であると思われる。

113



まずは、適切な費用回収についての改革を着手すべきではないか。P2【図１】最大電力需要の推移によると今後 10 年電力需要伸びは頭打ちの想定とある一方で再生可能エネルギー等の系統連系ニーズが拡大とあり、今後託送量は増加するのと想定されることから、今後の送配電網の維持のために、公平、適切な費用負担については理解できるが、まずは、p16 の「3-3.電力需要の動向に応じた適切な固定費回収方法（1）現行制度上の課題」にも記載されている費用
回収構造の改革を着手すべきではないかと考えられる。また、そのようなロード
マップをお持ちであればお示しいただきたい。
28

安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保するためにも、送配電関連費用の固定費の回収可能性を高めることは重要と考えています。その回収可能性に係る予見性という観点からは、電力需要の増加が見込みがたい状況下では、従量料金
よりも、基本料金に基づくのが適切と考えられます。また、送配電関連費用に占める固定費の割合は約８割であるところ、この費用は全く電力消費をしない場合でも発生するものであるため、使用電力量にかかわらず基本料金として負担いただくことが、公平かつ適切な費用負担という観点から見ても、適切ではないかと考えております。
さらに、従量料金の単価の引き上げについては、住宅用太陽光などの自家発利用を促す効果がある点にも留意する必要があると考えています。自家発利用による自家消費の増加は、系統需要の減少に伴う託送料金収入減を招き、それが託送料金の上昇をもたらすなど、自家発を保有されない需要家の負担増につながることも想定さ
れ、公平かつ適切な費用負担という観点からも懸念されるところです。
一般送配電事業者が託送供給等約款の認可申請に際しては、中立性・客観性を確保しつつ外部専門家の知見を取り入れるため設置された料金審査専門会合において、中立的・客観的かつ専門的な観点から託送料金算定に当たって前提となる需要想定等についても妥当なものか検討しておりますが、今後もしっかり確認するよう努
めていきます。
固定費の内訳については、一般送配電事業者による託送供給等約款の認可申請に際して、中立性・客観性を確保しつつ、外部専門家の知見を取り入れるため設置された料金審査専門会合において、中立的・客観的かつ専門的な観点から、審査しております。また、託送収支の事後評価を通じて、一般送配電事業者による調達価格削減に向けた取組を促すこととしています。
安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保するためにも、送配電関連費用の固定費の回収可能性を高めることが重要と考えております。そのためには、発電側基本料金の導入のみならず、需要側の託送料金における基本料金率を見直すこ
とも必要と考えており、今後、詳細検討を進めてまいります。

114

115

116

117

118



小売電気事業者への基本料金の値上げは小売電気料金の基本料金の値上げにつながる可能性がある。低圧の見直しは当分据え置くことと大口需要家への地点別割引などは中長期的な検討課題とされているところ、大口需要家の高圧
基本料金に負担がかかる懸念がある。基本料金は契約量に応じた金額となり、実際に使用した電気量より高額の負担をすることになる。契約量の変更は簡単には出来ないので、大口需要家の負担のみが増加する。また、電気使用量を削減しても、契約量の変更をしないかぎり、経済的メリットが従来より小さくなり、
省エネが進まないことが危惧される。
 新電力会社が発電事業と小売事業を行っていて、その小売事業が低圧需要家向けの場合、その新電力会社及びその電気需要家からすると、発電事業において新たに負担が発生する費用がある一方で、その小売託送料金は見直されないので、負担が増えるだけでないかと理解できますが、そうした理解は間違っているのでしょうか。
 そもそも、大手電力会社以外に、高圧電気や特別高圧電気を取り扱える会社
が、新電力会社の中にどれ位存在しているのでしょうか。自然エネルギーを主力に進めていくと考えるとき、低圧電気を取り扱いながら地道にがんばっていく
新電力会社が圧倒的に多いと考えるのですが、もし上記理解が間違っていなけ
れば、提示されている見直しの方向性は、そうした新電力会社への抑圧となり、ますます大手電力会社を利することになるように思います。
 需要低下を託送料金体系の見直し要因にしています。今までの料金体系比率（基本料金 3 割、従量料金 7 割）は、電力会社が需要の右肩上がりを前提としていたものであり、これを需要が低下したからと言って基本料金の比率を増やすのは勝手すぎます。
 託送料金は、「総括原価方式」によりその費用を料金で回収することは認められています。基本料金を高くするのではなく、従量料金単価を増やせば良いのではないでしょうか。従量単価が高ければ省エネに誘導することができます。従量単価が安ければ大量消費を促進します。
 基本料金比率を増やすことは、少量消費の一般の電力消費者の負担を増額することになり、省エネを志向する一般の電力消費者の意欲を奪うことになりませんか。
 従量料金単価が安ければ、大量消費者の省エネ意識を低下させるのではないですか。基本料金を高く、従量料金単価を安くすることは、大量消費者に優しく、少量消費者に厳しい料金体系と言えるのではないですか。違うとすれば、その理由を説明してください。
 託送料金の基本料金回収率の見直しは、託送料金制度見直しに係る大きな施策の一つとして今回パッケージで議論されており、検討にあたっては発電側基
本料金を含む施策全体の中で取り扱っていただきたい。
 送配電関連費用の増大、固定費回収不足リスクがそもそもの課題であるにも関わらず、需要側の基本料金回収率の見直し見送り及びその代替案として発電
29

送配電関連費用の回収不足に伴う託送料金の上昇を回避し、安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保するためにも、送配電関連費用の固定費の回収可能性を高めることは重要であり、そのためにも、発電側基本料金の導入のみならず、需要側の託送料金における基本料金率を見直すことが必要と考えております。いた
だいた御意見も踏まえつつ、今後詳細検討を進めてまいります。

今回の見直しにより、発電事業に新たに費用負担が発生する一方で、需要側の託送料金が見直されないということではございません。今回の制度見直しは、現行の託送料金原価の範囲を変えないことを前提として検討したものです。したがって、発電側基本料金の導入に際しては、託送料金原価の総額に占める需要側の負担額
は、発電側による負担分だけ減額されることとなります。なお、中間とりまとめ案では、発電側基本料金の導入に加え、需要側の託送料金の基本料金率を見直すことも併せて提案していますが、当該見直しについては、低圧では当分の間行わないこととさせていただいているところです。

安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保するためにも、送配電関連費用の固定費の回収可能性を高めることは重要と考えています。その回収可能性に係る予見性という観点からは、従量料金よりも、基本料金に基づくのが適切と考えられます。また、送配電関連費用に占める固定費の割合は約８割ですが、現行の託送料金
では、基本料金による費用回収が約３割しかなく、残りは従量料金により回収しています。全く電力消費をしない場合でも固定的な費用は発生しているため、送配電関連費用に占める固定費については使用電力量にかかわらず基本料金として負担いただくことが適切だと考えております。
なお、従量料金の単価の引き上げについては、御指摘のような省エネ効果もある一方で、住宅用太陽光などの自家発利用を促す効果がある点にも留意する必要があると考えています。自家発利用の増加は、系統需要の減少に伴う託送料金収入減を招き、それが託送料金の上昇をもたらすなど、自家発を保有されない需要家の負担増につながることも想定されます。

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

送配電関連費用の回収不足に伴う託送料金の上昇を回避し、安定供給などに必要となる将来に向けた投資を確保するためにも、送配電関連費用の固定費の回収可119側からの基本料金回収による固定費回収率増加を図ることは根本的解決にならないばかりか、弊害を来しかねず懸念している。とりまとめ資料の随所に『中長期課題として引き続き検討』との記載が見られるが、本質的には固定費回収率リバランスが第一にあり、応分の費用負担とその方法検討が中長期的課題
なのではないか。固定費・変動費比率の見直しを先送りにしたまま発電側基本
料金課金を先行導入しても、現課題の解にはならない。卸料金転嫁が確実に行われなければ発電事業者の負担増になるだけである。
 需要側と発電側の固定費の負担を按分（均等）とする考えの根拠に、「需要側と発電側の両方が等しく受益していると考えられる」とあるが、需要側と発電側の受益が数値などで示されておらず、等しいかどうか不明である。当社
は、IPP 制度による発電側の自由化より電気事業に携わり、現在は発電・小売りともに関わっている、発電側と小売り側の受益が均等という実感はなく、均等に受益しているという根拠を示して頂きたい。
 本制度変更は 2020 年度以降に実施と理解している。そのタイミングであればみなし料金規制も改変されており、託送費用の固定費を原価比率通りにできる環境になるのではないか。※低所得者層への目配りは電気料金ではなく社会厚生政策の中で行うべき。
 そもそも、本課題の真因は、間歇性の高い再エネの急増にあるのであって、
自家発、ミドル電源の増加ではない。本来的には、変動性再エネ電源と安定
再エネ電源の間で合理的な比率を設定し、安定的な系統運用との両立を図るべきところ、既存事業者の CF に影響のある施策導入には疑問を感じる。
 送配電費用実績が経産相に報告される際、本制度変更の影響、発電側・小売り側の負担額等を監視委員会で改めて分析、披露することを要望する。
 送配電関連設備に関する固定費回収の確実性向上の観点からは、基本料金の回収比率の見直しは有効性があると理解する。他方で、基本料金の回収比率を高めると、高負荷率領域の需要家を多く有する小売電気事業者が、低負荷率領域の需要家中心の小売電気事業者と比較して競争力を有することとなり、
電力システム改革の貫徹に影響を与えることが懸念される。具体的には、基本料金比率が高まると、低負荷率領域の電気料金における小売粗利が減少もくしは喪失する可能性がある。これにより、新電力の供給可能範囲は減少し、既存の低負荷需要家に対する電力供給が困難となり、「需要家の選択肢や事業者の事業機会の拡大」が難しくなる。更に、供給可能範囲の減少は事業者の競争力の低下にもつながり、「電気料金の最大限抑制」が実現できなくなる可能性がある。従って、本制度の導入は、ベースロード市場等の各種制度改革が機能し、推進されたことを確認した後に実施するべきである。また、本見直しの実施
により、小売料金への影響も発生することから、国が主導して消費者に対する広報・周知活動を実施して頂きたい。尚、本見直しを行う理由の一つとして、「想定需要量が実績需要量を下回っており、この状況が今後も継続すること」が挙
30

能性を高めることは重要であり、そのためにも、発電側基本料金の導入のみならず、需要側の託送料金における基本料金率を見直すことが必要と考えております。
また、固定費の回収不足リスクという課題への対応も重要ですが、発電側に送配電網の効率的な利用を促し、発電に関連する送配電関連費用の増大を抑制しつつ効
率的な設備形成につなげていくことも併せて重要と考えています。そのため、発電側
基本料金や割引制度も提案させていただいているところです。
その他、いただいた御意見については、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。
また、見直しを実施する際には、需要家への周知にも努めてまいります。

120

121

122

123

げられているが、これは必ずしも適切ではなく、実績需要量の変化を判断材料とするべきである。
 電力需要家及び自家発保有事業者が電力会社や小売事業者とどのような契約を交わしているか十分調査し、その上で料金体系を示して頂きたい。自家発設備設置者が従来から自家発設備停止時の電力供給を得るため、主に旧一般電
力と自家発補給電力契約を締結し、自家発補給電力を受けない月も基本料金（固定費）を負担していること、この自家発補給電力契約に基づく基本料金の一部は送電網の維持に充てられるべきものと考えます。自家発設備を所有していることで、緊急時調整電力、夏季操業調整電力への協力が可能となり、接続する系統の電力需給バランスの安定へも大きく貢献しています。料金見直しに付
きましては、上記の内容を考慮頂き、制度設計の中で十分な議論をお願いします。
 固定費の回収方法については、安易に海外の手法に準じるのではなく、我が国の状況に合わせて、慎重に検討すべき。自家発を設置しているゴム製品製造業
では、一方で需要家として電気事業者からの買い電もしている。今回の発電側
基本料金導入による新たな課金に加え、需要側の託送料金の基本料金が増額されれば、企業の負担が更に増すことになる。新制度の導入前に、海外との電気料金の比較や、導入した場合の影響・製造業の国際競争力の分析をしっかり行って欲しい。
 下位系統に閉じた電力融通による潮流改善は、中長期的な上位系統コスト抑制に貢献するものであり、そうした取組が推進されるよう、託送料金の割引施策を検討いただきたい。現行の託送料金算定方法では、上位系統の特高から高圧、低圧の順に電力供給されることが前提になっていることから、需要家の使用電圧が下がるにつれて、託送に係る固定費が積み上がっている。 このため、低圧の需要家にある分散型電源からの下位系統に閉じた電力融通に係る託送料金には、特高、高圧の託送固定費がすべて加算されており、割高な負担となっていると思われる。
 中間とりまとめでは、逆潮が 10kW 未満の小規模発電については発電側基本料金の対象外とされたものの、逆潮が 10kW 以上であれば下位系統への接続であっても上位系統接続と同様の負担となっている。また、逆潮が 10kW 未満の
小規模発電についても、発電側基本料金の対象外となったものの、下位系統への接続であれば配電用変電費や高圧配電費への負担軽減が反映されておらず、何らかの形で託送料金の割引を検討いただきたい。（参考資料 第 4 回送
配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討 WG 資料 5 p8）
５．送電ロスの補填に係る効率性と透明性向上
 送電ロスの調達・補填主体については、以下で掲げる点などの影響にも十分留意し、変更によるメリット・デメリットを定量的かつ総合的に判断した上で慎重に検討を進める必要がある。
31

いただいた御意見は、今後詳細検討するに当たっての参考とさせていただきます。
なお、御指摘の自家発補給電力契約については、小売料金のメニューの一つである
ところ、当該契約に係る料金の一部として需要側が負担する託送料金も含まれていると理解しております。

御指摘のとおり、託送料金の基本料金回収率の見直しに当たっては、海外制度だけでなく我が国の実情も踏まえ、今後適切に詳細検討をしてまいります。

いただいた御意見は今後の政策検討の参考とさせていただきます。
なお、今回提案している割引制度は、発電側基本料金の負担額を軽減するものですが、その対象費用は上位系統の固定費としています。したがって、割引も上位系統の費用に与える影響に応じて設定するとの考え方になります。また、下位系統での電源接続であっても、下位系統が上位系統につながっている以上、上位系統への影響を考える必要があると考えております。

送電ロスの調達・補填主体については、いただいた御意見も踏まえ、今後検討を深めてまいります。



124

125

126

127

一般送配電事業者に変更することに際し、ロス率低減のインセンティブ付
与のメリットに対して、追加システム投資等のデメリットがどの程度生じるか 送電ロス率は諸外国と比べ、既に相当低位な水準であり、削減余地が小さ
いこと ロス量に関して、一般送配電事業者としての取組み（低抵抗送電線の採用等）に比して、電源の新設・休廃止等の他律的要因により大きく変動すること メリットオーダーに基づき「価格」を勘案し調達する場合、逆にロス量は増加する可能性があること
 一般送配電事業者とした際には、JEPX 取引活性化の観点から、JEPX からの調達とすべき 送電ロスの削減インセンティブを享受できるかどうかは電源種により異なるため、電源の種類を考慮した慎重な制度設計をお願いしたい。

６．制度見直しに向けた今後のスケジュール
 「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」とあるが、2020 年に向けては、法的分離や新市場開設に向けた諸対応もある中、託送料金制度見直しにおいても、発電側基本料金の課金対象 kW の整理等今後詳細整理すべき論点も多く、システム対応等も必要となる中、資料にもあるとおり、事業者の準備期間等を適切に考慮いただきたい。
 容量市場、需給調整市場など新たな市場が検討中であり、発電事業者は、現行の JEPX 取引を含めて、今後、各市場あるいは相対契約によりトータルで固定費及び可変費の回収を考えていくこととなる。各市場の制度設計の中で考え方の整合を取ることで、発電事業者と小売事業者間の相対契約の協議や各市場への販売における、固定費の回収に影響を及ぼすことのないようお願いしたい。また、コネクト＆マネージや優先給電ルールにより、電源の稼働率に影響が出ることで、kWh 当たりの発電側基本料金が実質的に高くなるなど、並行して検討されている様々な制度との関係においても、発電事業者の健全な事業の継続性の観点から、整合をとっていただきたい。
 送配電関連設備が電源の最大潮流を踏まえて整備されることを考慮すると、発電側に kW 単位の基本料金を導入することは、固定費回収の確実性を高める
観点から理解する。他方、稼働率の高いベースロード電源がミドル・ピーク電源と比較して高い競争力を確保することにつながり、競争環境に歪みが生じ、電力システム改革の貫徹に影響を与えることが懸念される。したがって、稼働率の高いベースロード電源と調整力であるミドル・ピーク電源をバランス良く保有することの重要性が高まることから、本制度の導入はベースロード市場や需給調整市場等の各種制度改革が十分に機能し、推進されたことを確認した後に実施すべき。
32

送電ロスの削減は、電力に係る全体のコスト抑制につながる重要な取組であると考
えております。本ワーキング・グループでは、送電ロスを削減するような地点への電源立地を促す方向で地点別にロス率を設定することについても議論を行ったところですが、まずは、割引制度の導入効果を見定めるとしているところです。
制度見直しのスケジュールについては「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」としているところ、関連する制度改革の進捗との整合性やシステム開発等の各事業者の準備期間等を適切に考慮し、今後決定してまいりたいと存じます。
制度見直しのスケジュールについては「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」としているところ、いただいた御意見も参考にしつつ、今後決定
してまいりたいと存じます。

制度見直しのスケジュールについては「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」としているところ、いただいた御意見も参考にしつつ、今後決定
してまいりたいと存じます。
なお、競争環境整備は重要な課題であるところ、ベースロード市場等にかかる制度
設計・市場監視については、当委員会を含む関係部局において別途検討されていくものと考えております。

128

129

130

131



スケジュールありきで検討を進めるのではなく、全体を通して合理的な制度設計を行うことが重要であるため、導入時期については、関連する制度が全体として機能しているか、制度導入後の状況を踏まえた上でご検討いただきたい。その際、機能していることの判断基準が公平なものとなるよう、判断基準を設定するに当たっては、適切な意思決定プロセスを採用すべきであると考える。
 産業界で用役費は国際的に見た事業競争力にとって非常に重要であり、この新たな課金制度が国際的に企業の競争力にとってどのような影響を与えるかを考慮して制度設計願います。また、発電側負担の課金単価がこれから決定されていくことと考えられますが、その発電側の課金単価をなるべく早く示して頂くよ
うお願いします。
 各社が保有する自家発設備は、個社投資で設置されたものですが、電力事業者の設備容量の増加の抑制や GHG 削減、BCP への対応など電力事業者の負担低減へ大きく貢献していると考えます。またその運用には競争力を高めるた
めに、各社自助努力の範囲で投資や効率的運用を行っており、新たな負担はこれまで培ってきた競争力の著しい低下を招くものです。自家発は自己消費目的のため、課金分を小売りから回収出来ず、コスト増加分を製品価格へ転嫁するのも難しいものがあります。発電側課金、需要側基本料金の増額は、製造原価アップに繋がり、化学産業の国際競争力低下を招き、事業の撤退・縮小や海外移転を余儀なくされるなど会社運営に影響し、社会への影響も大きいと考えられます。国際競争力強化のため送配電網を系統から切り離す企業も現れると予想され、社会への影響も大きくなる可能性が大いにあります。
 「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」とあるが、事業者にとって重要なのは、「導入時期が 2021 年か 2022 年か」ではなく、「例えば、2021 年から導入する場合に、具体的な料金体系等の認可申請が導入前のどれくらい前のタイミングで実施されるか」である。具体的な料金体系等の認可申請については、発電事業者と小売事業者及び小売事業者の需要家との一般的な契約期間が１年間であることを踏まえると、予見性の確保の観点から、規制当局は一般送配電事業者に対して、導入実施の少なくとも 1 年以上前には認可申請するよう指導するべきである。今回の託送料金制度の見直しは、発電事業者及び小売事業者との相対卸契約及び小売事業者と需要家との電力売買契約に大きな影響を与え、既存契約の見直しが必要となる場合が多いと考えられることから、導入実施までにこれまで以上に十分なインターバルが必要になる。
７．その他
 今後の議論においては、用語の定義を明確にしたうえで、ご議論を進めていた
だきたい。

33

制度見直しのスケジュールについては「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」としているところ、いただいた御意見も参考にしつつ、今後決定
してまいりたいと存じます。

制度見直しのスケジュールについては「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」としているところ、いただいた御意見も参考にしつつ、今後決定
してまいりたいと存じます。

制度見直しのスケジュールについては「2020 年以降できるだけ早い時期を目途に導入することを目指す」としているところ、いただいた御意見も参考にしつつ、今後決定
してまいりたいと存じます。

今回パブリックコメントに寄せられた御意見・御質問も踏まえ、中間とりまとめ案の脚注に、補足説明を加えさせていただきました。また、今後、制度整備を進めていくに当たっては、必要に応じて、それぞれの用語の定義を明らかにしていくことになると考えております。

132



133



134



135





136



3.「意見公募要領」に「皆様からいただいた御意見につきましては、最終的な決定における参考とさせていただきます。なお、いただいた御意見についての個
別の回答はいたしかねますので」とあります。広く意見を求められ、皆さんが意見を提出される訳ですから、ワーキング・グループとしての判断、見解は、何らかの形で示されるべきではないでしょうか。
送配電設備コストの公平な負担を求めることは重要である。しかしその前提として送配電設備の公平な利用が保証されているべきである。再エネ事業者やPPS 事業者などの新規参入者が系統アクセスからはじかれるような状況は不公平であり、一般小売事業者と同等程度の条件・情報の公開があるべきである。
「原子力は安い」「再エネは賦課金が消費者を圧迫する」と言われていますが、原子力にも賦課金と似たようなものが私たちの電気料金に乗せられているはずです。 その部分が不透明なため消費者である私たちはどちらが負担の少ない電力なのか判断ができません。そこで、はっきりさせるため送電原価にかかる『再エネ（賦課金）』と『原子力関連（賦課金）』を電気料金の伝票に明記・明示していただきたくことを強く希望いたします。
東電は先行して「法的分離の分社化」をしています。しかし、「連結対象の分社化」ですから送配電事業会社の利益は、ホールデングスに集められ発電側の負債に充てられています。これでは「託送料金」を抑制することはできないのではないですか。託送料金の総括原価方式の「原則」からすれば、超過利潤は電力消費者に還元されなければならないのではないですか。
また、このような分社化では、ニュートラルであるべき送配電事業が歪められ公平な自由競争はできません。送配電事業の中立性を担保するには、東電の送配電事業会社を「連結対象の分社化」ではなく、連結対象とならない「所有権分離の分社化」にする必要があるのではないですか。
発電事業者が所有する既存の電源線については、総括原価のもと費用回収が行われていたものの、自由化以降、確実な電源線の維持・運用費用の回収が行われない状況に直面している。当該電源線に接続する一般送配電事業者の送電線と同様の運用が行われているにも係わらず、公平、適切な費用負担の検討が行われていない。電源線の扱いについても検討していただきたい。

34

いただいた御意見に関しましては、全て確認させていただいております。ただし、御意見に対する考え方に関しましては、分かりやすさ等の観点から類似の意見はまとめて記載させていただくといった編集をさせていただいております。したがって、意見募集対象に関連する御意見に関しましては、複数の御意見に対してまとめて考え方を記載している場合もございますが、全ての御意見に考え方を記載しております。
本ワーキング・グループは、送配電の維持・運用費用の負担の在り方について議論を進めてきたところですが、新規参入者の系統アクセスや条件・情報の公開は検討の対象に含まれておりません。

本ワーキング・グループは、送配電網の維持・運用費用の負担の在り方について議論を進めてきたところですが、電気の小売料金の情報開示については検討の対象に含まれておりません。

本ワーキング・グループは、送配電網の維持・運用費用の負担の在り方について議論を進めてきたところですが、法的分離の在り方は検討の対象に含まれておりません。

発電事業者が所有する電源線については、一般送配電事業者が維持・運用する送配電網とは違い、料金規制の対象となっておりません。したがって、その費用回収については、通常一般の事業と同様に、当時者間の交渉の中で御検討いただくことになると思われます。