託送供給等約款変更認可申請書

令和５年９月25日

沖 縄 電 力 株 式 会 社

託送供給等約款変更認可申請書
沖電送送企発第７号
令 和 ５ 年 ９ 月 25日

経済産業大臣 西村康稔 殿
沖縄県浦添市 牧港五 丁目２番１号

沖 縄 電 力 株 式 会 社
代表取締役社長
社 長 執 行 役 員

本永浩之

次のとおり託送供給等約款の変更の認可を受けたいので、電気事業法第 18条第 1 項の規定により申請します。

変

実

更

施

の

内

期

容

別紙 託送供給等約款のとおりであります。

日

令和５年12月27日

別 紙

託 送 供 給 等 約 款

令和５年 12 月 27 日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

目
Ⅰ

総

則

次

··················································· 1

1

適

2

託送供給等約款の認可および変更

3

定

4

代表契約者の選任

5託送供給等に関する取扱い

6単位および端数処理

7

実

Ⅱ

用

················································· 1

義

施

細

················································· 2目契約の申込み································ 2··············································· 8······································ 8············································· 9················································ 10·················································· 118

契 約 の 要 件

9検討および契約の申込み

10

契約の成立および契約期間11

託送供給等の開始

12

供給準備その他必要な手続きのための協力

13

電気方式，電圧および周波数14

発電場所および需要場所········································ 2515供給および契約の単位·········································· 27

16

承 諾 の 限 界················································ 31

17

契約書の作成················································ 31

Ⅲ

料

金

················································ 11········································ 13····································· 21·············································· 22······················· 23··································· 23·················································· 32

18

料

19

接続送電サービス

20

臨時接続送電サービス

21

予備送電サービス

22

発電量調整受電計画差対応電力

23

接続対象計画差対応電力

24

需要抑制量調整受電計画差対応電力

25

給電指令時補給電力············································ 74

料金の算定および支払い·········································· 77

Ⅳ金················································ 32·············································· 34·········································· 60·············································· 69································· 71········································ 72····························· 7326料金の適用開始の時期

27

検

日

················································ 77

28

料金の算定期間················································ 78

針·········································· 77

目－1

29

計

30

電力および電力量の算定

31

損

率

················································ 99

32

料 金 の 算 定················································ 9933

支払義務の発生および支払期日34

料金その他の支払方法

35

保

36

連

Ⅴ

量
失

証
帯

責

供

················································ 79········································ 80································ 102········································· 104

金··············································· 106

任··············································· 108

給················································· 109

37

託送供給等の実施············································· 10938

給電指令の実施等············································· 11239

適正契約の保持等············································· 11740

契 約 超 過 金··············································· 118

41

力 率 の 保 持··············································· 118

42

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施

43

託送供給等にともなう協力

44

託送供給等の停止

45

託送供給等の停止の解除

46

託送供給の停止期間中の料金

47

違

金

··············································· 12348

損害賠償の免責··············································· 12349

設 備 の 賠 償··············································· 124Ⅵ約············ 119···································· 120············································· 121

契約の変更および終了······································· 122·································· 122··········································· 12550

契 約 の 変 更··············································· 12551

名 義 の 変 更··············································· 12652

契 約 の 廃 止··············································· 127

53

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算························································· 128

54

解

約

55

契約消滅後の債権債務関係

Ⅶ等··············································· 132···································· 133

受電方法および供給方法ならびに工事···························· 13456

受電地点，供給地点および施設································ 134

57

架 空 引 込 線··············································· 136

58

地 中 引 込 線··············································· 137

目－2

59

連接引込線等60

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法

61

引込線の接続··············································· 139

62

計量器等の取付け············································· 140

63

通信設備等の施設············································· 14164

専用供給設備··············································· 141

Ⅷ

工事費の負担··············································· 138·············· 139················································· 14465

受電地点への供給設備の工事費負担金

66

受電用計量器等の工事費負担金································ 14867

会社間連系設備の工事費負担金································ 149

68

供給地点への供給設備の工事費負担金

69

工事費負担金の申受けおよび精算70

供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け

臨 時 工 事 費72

工事費等に関する契約書の作成
保·························· 149······························ 157······················································· 159

71
Ⅸ·························· 144

安··············································· 160································ 161················································· 162

73

保 安 の 責 任··············································· 16274

保安等に対する発電者および需要者の協力

75

調

査

··············································· 16376

調査等の委託··············································· 16377

調査に対する需要者の協力

78

検査または工事の受託

79

自家用電気工作物······················ 162···································· 163········································· 164············································· 164

附則····················································· 165

別表····················································· 218

目－3

Ⅰ
１

適

総

則

用

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

送

供

給

次の接続供給および振替供給をいいます。
イ

接

続

供

給

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

振

替

供

給

当社が契約者から小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所以外の会社間連系点において，契約者に，その受電した電気の量に相当する量の電気を供給することをいいます。
(2) 電力量調整供給
次の発電量調整供給および需要抑制量調整供給をいいます。
イ

発電量調整供給
当社が発電契約者から，当社が行なう託送供給に係る小売電気事業，特定- 1 -送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，発電契約者に，発電契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。
ロ

需要抑制量調整供給
当社が需要抑制契約者から，特定卸供給の用に供するための電気（小売電

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

２

託送供給等約款の認可および変更(1) この約款は，電気事業法第18条第１項の規定にもとづき，経済産業大臣の認可を受けたものです。
(2) 当社は，経済産業大臣の認可を受け，または経済産業大臣に届け出て，この約款を変更することがあります。この場合には，料金および必要となるその他の供給条件は，変更後の託送供給等約款によります。

３

定

義

次の言葉は，この約款においてそれぞれ次の意味で使用いたします。
(1) 契

約

者

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

ます。
(4) 発

電

者

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

要

者

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

圧

標準電圧100ボルトまたは200ボルトをいいます。
(7) 高

圧

標準電圧6,000ボルトをいいます。
(8) 特

別

高

圧

標準電圧20,000ボルト以上の電圧をいいます。
(9) 受

電

地

点

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

所

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

当社が，託送供給に係る電気を契約者に供給する地点をいいます。
(12) 需要場

所

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

配電事業者が維持および運用する供給設備と当社が維持および運用する供給設備との接続点をいいます。
- 3 -(14) 中継振替

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

振替

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

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

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

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

発電量調整受電電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知す
るものをいいます。
(20) 接 続 受 電 電 力

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

受電地点において，当社が契約者から受電する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(22) 接 続 供 給 電 力

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

供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力量- 4 -をいいます。
(24) 接 続 対 象 電 力

接続供給電力を損失率で修正した値をいいます。
(25) 接続対象電力量

接続供給電力量を損失率で修正した値をいいます。
(26) 接続対象計画電力

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

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

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

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

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

需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(32) ベ ー ス ラ イ ン

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

失率

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

約

電

力
- 5 -

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

受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値をいいます。
(36) 最大需要電力等

低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，記録型計量器により計量される値をいいます。
(37) 発電バランシンググループ

30（電力および電力量の算定）(18)イもしくはロに定める発電量調整受電計
画差対応補給電力量または30（電力および電力量の算定）(19)イもしくはロに定める発電量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，発電契約者があらかじめ発電量調整供給契約において設定するものをいいます。
(38) 需要バランシンググループ

30（電力および電力量の算定）(20)に定める接続対象計画差対応補給電力量
または30（電力および電力量の算定）(21)に定める接続対象計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，契約者があらかじめ接続供給契約において設定するものをいいます。
(39) 需要抑制バランシンググループ

30（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画差対応
補給電力量または30（電力および電力量の算定）(23)に定める需要抑制量調整
受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，需要抑制契約者があらかじめ需要抑制量調整供給契約において設定するものをいいます。
(40) 電灯

白熱電球，けい光灯，ネオン管灯，水銀灯等の照明用電気機器（付属装置- 6 -を含みます。）をいいます。
(41) 小型

機

器

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

電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
(43) 契 約 負 荷 設 備

契約上使用できる負荷設備をいいます。
(44) 契 約 主 開 閉 器

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

検査

電気事業法第54条および第55条第１項に定められた検査をいいます。
(46) 定期

補修

一定期間を限り定期的に行なわれる補修をいいます。
(47) 給電

指令

発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）もしく
は会社間連系点の運用または需要者の電気の使用について，当社から指令することをいいます。
(48) 昼間時間

毎日午前９時から午後11時までの時間をいいます。ただし，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，１月４日，５月１日，５月２日，12月30日および12月31日の該当する時間を除きます。
(49) 夜間時間

昼間時間以外の時間をいいます。
(50) 貿易統計

関税法にもとづき公表される統計をいいます。
- 7 -(51) 離島平均燃料価格算定期間

貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき離島平均燃料価格を算定する場合の期間とし，毎年１月１日から３月31日までの期間，２月１日から４月30日までの期間，３月１日から５月31日までの期間，４月１日から６
月30日までの期間，５月１日から７月31日までの期間，６月１日から８月31日までの期間，７月１日から９月30日までの期間，８月１日から10月31日までの期間，９月１日から11月30日までの期間，10月１日から12月31日までの期間，11月１日から翌年の１月31日までの期間または12月１日から翌年の２月28日までの期間（翌年が閏年となる場合は，翌年の２月29日までの期間といたします。）をいいます。

４

代表契約者の選任
自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約の場合を除き，１接

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

５

託送供給等に関する取扱い
当社は，とくに必要となる場合を除き，当社の専用窓口を通じて，この約款の実施取扱いをいたします。この場合，当社は，託送供給または電力量調整供給の申込みおよび実施に際してえた情報については，託送供給，電力量調整供
給または再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづく再生可能エネルギー電
気卸供給を実施する目的以外に使用いたしません。
- 8 -

６

単位および端数処理
この約款において料金その他を計算する場合の単位およびその端数処理は，次のとおりといたします。
(1) 契約負荷設備の個々の容量の単位は，１ワットまたは１ボルトアンペアとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(2) 発電量調整受電電力，発電量調整受電計画電力，接続受電電力，接続供給
電力，接続対象電力，接続対象計画電力，需要抑制量調整受電電力，需要抑
制量調整受電計画電力，契約電力，契約受電電力，最大需要電力等およびその他の電気の電力の単位は，次の場合を除き，１キロワットとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
イ

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

ロ

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

(3) 発電量調整受電電力量，発電量調整受電計画電力量，接続受電電力量，接続供給電力量，接続対象電力量，接続対象計画電力量，需要抑制量調整受電
電力量，需要抑制量調整受電計画電力量，ベースライン，発電量調整受電計
画差対応補給電力量，発電量調整受電計画差対応余剰電力量，接続対象計画
差対応補給電力量，接続対象計画差対応余剰電力量，需要抑制量調整受電計
画差対応補給電力量，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量，給電指令
時補給電力量およびその他の電気の電力量の単位は，１キロワット時とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。ただし，低圧で受電する場合の30分ごとの接続受電電力量および30分ごとの発電量調整受電電力量ならびに低圧で供給する場合の30分ごとの接続供給電力量の単位は，最小位までといたします。
(4) 力率の単位は，１パーセントとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
- 9 -(5) 料金その他の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。

７

実

施

細

目

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

- 10 -

Ⅱ
８

契約の申込み契 約 の 要 件

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

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

ロ

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

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

ニ

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

ホ

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

ヘ

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

ト

需要者が当社または他の契約者から電気の供給を受けることを当社が確認した場合は，契約者が，当社が契約者にあらかじめお知らせすることな
く接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が当社の小売電気事業，特定送配電事業もしくは自己等への電気の供給の用に供するために使用し，または当該他の契約者に対し提供する旨の承諾をすること。

チ

契約者が自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たすこと。
- 11 -

(ｲ) 契約者と同一の者である発電者の発電設備等が電気事業法第２条第１項第５号ロに定める非電気事業用電気工作物であること。
(ﾛ) 契約者と同一の者でない発電者の発電または放電に係る電気も供給する場合は，当該発電者の発電設備等が契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者が維持および運用する非電気事業用電気工作物であること。
(ﾊ) 需要者が契約者と同一の者，または契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者であること。
(2) 発電契約者が発電量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
イ

発電契約者が発電量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。

ロ

発電者が発電または放電する電気が当社が行なう託送供給に係るもので
あること。

ハ

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

ニ

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

ホ

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

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

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

(ｲ) 需要者に対して，次のａおよびｂの事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
- 12 -

ａ

需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）ｂ

需要抑制の実施頻度および時期(ﾛ) (ｲ)によってえられた100キロワットをこえる電気を供給しようとするものであること。
(ﾊ) 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。
(ﾆ) 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
(ﾎ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保するよう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
ロ

需要抑制契約者が需要抑制量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。

ハ

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

ニ

需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が29（計量）(3)に該当し
ないこと。

ホ

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

９

検討および契約の申込み
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者が新たに発電量調整供給契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契約者から発電量調整供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑制量調整供給の申込- 13 -

みをしていただきます。
なお，電圧または周波数の変動等によって損害を受けるおそれがある発電者
または需要者は，無停電電源装置の設置等必要な措置を講じていただきます。
また，発電者または需要者が保安等のために必要とする電気については，その容量を明らかにしていただき，21（予備送電サービス）の申込みまたは保安用の発電設備の設置，蓄電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。
(1) 受電側接続検討の申込み
イ

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

約等により既に連系されている受電地点については，受電側接続検討を省略することがあります。
ロ

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

(ｲ) 接続供給の場合
ａ

契約者の名称ｂ

代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）

ｃ

当該接続供給に必要となる配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容ｄ

接続受電電力の最大値および最小値ｅ

接続供給の開始希望日(ﾛ) 振替供給の場合- 14 -

ａ

契約者の名称ｂ

当該振替供給に必要となる配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容ｃ

振替供給に係る受電電力の最大値および最小値

ｄ

供

ｅ

振替供給の開始希望日

給

地

点

(ﾊ) 発電量調整供給の場合
ａ

発電契約者の名称ｂ

発電者の名称，発電場所および受電地点ｃ

発電設備等の発電・放電方式，発電・放電出力および系統安定上必要
な仕様

ハ

ｄ

発電量調整受電電力の最大値および最小値

ｅ

受電地点における受電電圧ｆ

発電場所における負荷設備および受電設備

ｇ

発電量調整供給の開始希望日ｈ

発電量調整供給の希望契約期間

検討期間および調査料(ｲ) 当社は，原則として受電側接続検討の申込みから３月以内に検討結果をお知らせいたします。
(ﾛ) 当社は，１受電地点１検討につき22万円を調査料として，受電側接続検討の申込み時に発電契約者から申し受けます。ただし，次の場合には，調査料を申し受けません。
ａ

検討を要しない場合ｂ

受電側接続検討の回答後，他の発電契約者の契約の申込みにともな
う連系予約（当該契約の申込みに係る発電設備等が送電系統へ連系されたものとして取り扱うことをいいます。）によって送電系統の状況が変化した場合等，受電側接続検討の前提となる事実関係に変動がある
場合で，かつ，調査料を申し受けた受電側接続検討の回答日から１年以内に受け付けた受電側接続検討のとき。
- 15 -

(2) 供給側接続事前検討の申込み
イ

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

ロ

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

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

約

電

力

(ﾊ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ﾆ) 負荷設備または主開閉器(ﾎ) 接続供給の開始希望日および使用期間
ハ

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

ニ

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

(3) 需要抑制量調整供給事前検討の申込み
イ

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

ロ

需要抑制契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，需要抑制量調整供給事前検討の申込みをしていただきます。この場合，需- 16 -

要抑制契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。
(ｲ) 需要抑制契約者の名称(ﾛ) 需要者の名称，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ﾊ) 需要抑制量調整供給の開始希望日
ハ

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

(4) 契 約 の 申 込 み
契約者は，(1)ロ(ｲ)または(ﾛ)の事項およびイまたはロの事項を，発電契約者は，(1)ロ(ﾊ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，当社所定の様式により，接続供給契約，振替供給契約，発電量
調整供給契約または需要抑制量調整供給契約の申込みをしていただきます。
この場合，８（契約の要件）(1)ヘおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が契約者に対し提供することに関する需要者の契約者に対する承諾書の写し，８（契約の要件）(2)ホに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは８（契約の要件）(3)ホおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を当社が需要抑制契約者に対し提供することに関する需要者の需要抑制契約者に対する承諾書の写しをあわせて提出していただきます。
ただし，発電契約者と発電者との間で締結する電力受給に関する契約等において，発電者がこの約款に関する事項を遵守することを承諾していることが明らかな場合，契約者と需要者との間で締結する電力需給に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合または需要抑制契約者と需要者との間で締結する需要抑制に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該承諾書の提出を不要と判断するときは，当該承諾書の提出を省略することができるものといたします。
- 17 -

なお，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(1)チに定める要件を満たすことを証明する文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことの確認を行ないます。
また，発電量調整供給契約を希望される場合で，電力広域的運営推進機関
送配電等業務指針に定める保証金（以下,「系統連系保証金」といい，その金額は電力広域的運営推進機関業務規程に定める方法により算定いたします。）
を要するときは，系統連系保証金をお支払いいただき，かつ,電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定めるときは，当社と工事費負担金の補償に関する契約を締結のうえ，(1)の申込みに対する当社の回答日から１年以内（電源接続案件一括検討プロセスにもとづき申込みをされる
場合および海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律（以下「再エネ海域利用法」といいます。）第13条第２項第10号に規定する選定事業者（以下「選定事業者」といいます。）を発電者として申込みをされる場合を除きます。）に申込みをしていただくものとし,需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）(3)イに定める要件を満たすことを証明する文書を提出していただきます。
イ

接続供給の場合(ｲ) 需要者の名称，用途，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）および供給地点(ﾛ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ﾊ) 需要場所における負荷設備，主開閉器，受電設備および発電設備等
(ﾆ) 契

約

電

力

(ﾎ) 契 約 受 電 電 力(ﾍ) 希望される接続送電サービス，臨時接続送電サービスまたは予備送電サービスの種別(ﾄ) 接続受電電力の計画値および接続供給電力の計画値(ﾁ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称
および調達量の計画値- 18 -

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

絡

体

制

(ﾙ) 20（臨時接続送電サービス）を希望される場合には，契約使用期間
なお，負荷設備および契約電力については，１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確認するため，必要に応じて接続供給の開始希望日以降１年間の接続供給電力の計画値を当社所定の様式により申し出ていただ
きます。
ロ

振替供給の場合

(ｲ) 連

絡

体

制

(ﾛ) 当社が小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を振替供給する場合には,当該振替供給に係る配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容
ハ

発電量調整供給の場合(ｲ) 契 約 受 電 電 力(ﾛ) 発電量調整受電計画電力(ﾊ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称
および調達量の計画値(ﾆ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称
および販売量の計画値
(ﾎ) 連
ニ

絡

体

制

需要抑制量調整供給の場合(ｲ) 需要抑制契約者の名称(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画電力(ﾊ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの需要抑制量調整受電計画電力量に対応する，需要抑制の予定電力量（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合で，当該ベースラインにもとづく需要抑制量調整受電計画
電力量を設定するときは，需要場所ごとの需要抑制量調整供給に係る需- 19 -

要抑制の予定電力量といたします。）の最小値(ﾆ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの販売計画の最小値(ﾎ) 需要者の名称および需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ﾍ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者の名称(ﾄ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定方法となる30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロ(ﾁ) 電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称
および調達量の計画値(ﾘ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称
および販売量の計画値(ﾇ) 需要抑制量調整供給の開始希望日
(ﾙ) 連

絡

体

制

なお，需要抑制バランシンググループごとの(ﾄ)の算定方法となる30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロのいずれかの適用を開始した後１年間は同一の算定方法の適用を継続していただくものといたします。
(5) 当社は，接続供給契約（受電地点〔会社間連系点の場合に限ります。〕に係る事項に限ります。）または振替供給契約について，(4)に定める様式以外
で当社が指定した方法により契約者に申込みをしていただくことがあります。
また，当社は，受給契約等にもとづく会社間連系設備（会社間連系点に至る供給設備をいいます。）の利用に係る事項について，当社が指定した方法に
より契約者に提出していただくことがあります。この場合，当該申込み方法
による申込みに係る託送供給の実施または受給契約等にもとづく会社間連系設備の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，契約者に係る基本契約の契約期間は，契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
- 20 -また，契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
(6) 当社は，受給契約等にもとづく会社間連系設備の利用に係る事項について，当社が指定した方法により発電契約者に提出していただくことがあります。
この場合，受給契約等にもとづく会社間連系設備の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「発電契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，発電契約者に係る基本契約の契約期間は，発電契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，発電契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作
成いたします。
(7) 当社は，受給契約等にもとづく会社間連系設備の利用に係る事項について，当社が指定した方法により需要抑制契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく会社間連系設備の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「需要抑制契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，需要抑制契約者に係る基本契約の契約期間は，需要抑制契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるもの
といたします。
また，需要抑制契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。

10

契約の成立および契約期間(1) 接続供給契約は，接続供給契約の申込みを当社が承諾したときに，振替供給契約は，振替供給契約の申込みを当社が承諾したときに，発電量調整供給
契約は，発電量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，需要抑制量- 21 -

調整供給契約は，需要抑制量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，それぞれ成立いたします。
(2) 契約期間は，次によります。
イ

接続供給の場合(ｲ) 契約期間は，20（臨時接続送電サービス）を利用される場合を除き，接続供給契約が成立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。
(ﾛ) 契約期間満了に先だって接続供給契約の消滅または変更がない場合は，接続供給契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
(ﾊ) 20（臨時接続送電サービス）を利用される場合の契約期間は，接続供給契約が成立した日から，あらかじめ定めた契約使用期間満了の日までといたします。
ロ

振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の場合
契約期間は，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整

供給契約が成立した日から，契約者，発電契約者または需要抑制契約者の申込みにもとづき，契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議により定めた日までといたします。ただし，特別の事情がない限り，契約期間は，振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から起算して１年未満とならないものといたします。

11

託送供給等の開始(1) 当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑
制量調整供給契約の申込みを承諾したときには，契約者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ託送供給または電力量調整供給の開始日を定め，供給準備その他必要な手続きを経たのち，すみやかに託送供給または電力量調整供給を開始いたします。
(2) 当社は，天候，用地交渉，停電交渉等の事情によるやむをえない理由によって，あらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給- 22 -

または電力量調整供給ができないことが明らかになった場合には，その理由を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせし，あらためて契約
者，発電契約者または需要抑制契約者と協議のうえ，託送供給または電力量調整供給の開始日を定めて託送供給または電力量調整供給を開始いたします。

12

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

13

電気方式，電圧および周波数(1) 受電電気方式は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。
交流単相２線式，交流単相３線式
または交流３相３線式

低圧
受電電圧

高圧または特別交流３相３線式
高圧(2) 供給電気方式は，供給電圧および接続送電サービス，臨時接続送電サービ
スまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
(3) 受電電圧は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，原則として，受電地点（１建物内の２以上の発電場所から共同引込線〔２以上の発電場所または需要場所に対して１引込みにより電気を受電または供給するための引込線をいいます。〕による１引込みで電気を受電する場合の受電地点は，発電場所ごとに異なる地点とみなします。）における契約受電電力（発電場所における発電設備等，受電設備および負荷設備等を基準として，発電契約者と当社との協議により受電地点ごとに定めます。）に応じて，次のとおりといたします。

- 23 -

契約受電電力

50 キロワット未満

標準電圧 100 ボルトまたは
200 ボルト

50 キロワット以上
2,000 キロワット未満

標準電圧 6,000 ボルト

2,000 キロワット以上

標準電圧 20,000 ボルトまたは 60,000 ボルト(4) 供給電圧は，会社間連系点を供給地点とする場合を除き，接続送電サービ
ス，臨時接続送電サービスまたは予備送電サービスに応じて，Ⅲ（料金）の各項に定めるところによります。
ただし，接続送電サービス契約電力が500キロワット未満である場合（契約者が新たに供給地点への接続供給を開始される場合または需要場所における受電設備を変更される場合等に限ります。）は，別表１（契約設備電力の算定）により定めた供給地点（１建物内の２以上の需要場所に共同引込線による１引込みで電気を供給する場合の供給地点は，需要場所ごとに異なる地点とみなします。）における契約設備電力に応じて次のとおりといたします。
50 キロワット未満

標準電圧 100 ボルトまたは
200 ボルト

50 キロワット以上

標準電圧 6,000 ボルト

契約設備電力なお，１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスと動力標準接続送電サービ
ス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとをあわせて契約する場合，契約設備電力の合計が50キロワット未満となるときの供給電圧は原則として標準電圧100ボルトまたは200ボルトとし，契約設備電力の合計が50キロワット以上となるときの供給電圧は原則として標準電圧
6,000ボルトといたします。ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状
態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めたときは，契約設備電力の合計が50キロワット以上であっても，標準電圧100ボルトまたは200ボルトとすることがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあ- 24 -ります。
(5) 受電電圧については発電者に，供給電圧については需要者に特別の事情がある場合または当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，(3)または(4)に定める当該標準電圧より上位または下位の電圧で，受電または供給することがあります。
(6) 周波数は，標準周波数60ヘルツといたします。

14

発電場所および需要場所(1) 当社は，原則として，１構内をなすものは１構内を１発電場所または１需要場所とし，これによりがたい場合には，イおよびロによります。
なお，１構内をなすものとは，さく，へい等によって区切られ公衆が自由に出入りできない区域であって，原則として区域内の各建物が同一会計主体に属するものをいいます。ただし，複数の発電設備等を隣接した構内に設置
する場合は，正当な理由がない限り，１構内をなすものとみなします。
イ

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

構内または建物の特殊な場合には，次によります。

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

各部分の間が固定的な隔壁または扉で明確に区分されていること。
- 25 -

ｂ

各部分の屋内配線設備が相互に分離して施設されていること。

ｃ

各部分が世帯単位の居住に必要な機能（炊事のための設備等）を有すること。

(ﾛ) 居住用以外の建物の場合
１建物に会計主体の異なる部分がある場合で，各部分の間が固定的な隔壁で明確に区分され，かつ，共用する部分がないときまたは各部分の所有者が異なるときは，各部分をそれぞれ１発電場所または１需要場所とすることができます。この場合には，共用する部分を原則として１発電場所または１需要場所といたします。
(ﾊ) 居住用部分と居住用以外の部分からなる建物の場合
１建物に居住用部分と居住用以外の部分がある場合は，(ﾛ)に準ずるものといたします。ただし，アパートと店舗からなる建物等居住用部分と居住用以外の部分の間が固定的な隔壁で明確に区分されている建物の場合
は，居住用部分に限り(ｲ)に準ずるものといたします。
(2) 隣接する複数の構内の場合で，それぞれの構内において営む事業の相互の関連性が高いときは，(1)にかかわらず，その隣接する複数の構内を１発電場
所または１需要場所とすることがあります。
(3) 道路その他公共の用に供せられる土地（(1)に定める構内または(2)に定める隣接する複数の構内を除きます。）において，街路灯等が設置されている
場合は，その設置されている場所を１発電場所または１需要場所といたします。
(4) (1)に定める１構内，(1)イに定める１建物，(2)に定める隣接する複数の構
内または(3)に定める設置されている場所（以下「原需要場所等」といいます。）
において，災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等のための措置，または電気工作物の設置および運用の合理化のための措置
その他の電気の使用者の利益に資する措置にともない必要な設備を新たに使用する際に，当該設備が施設された区域または部分（以下「特例区域等」といいます。）の契約者または発電契約者からの申出がある場合で，次のいずれにも該当するときは，(1)，(2)または(3)にかかわらず，特例区域等を 1 発- 26 -

電場所または 1 需要場所といたします。
イ

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

(ｲ) 非特例区域等について，(1)，(2)または(3)に準じて発電場所または需要場所を定めること。
(ﾛ) 当社が特例区域等における業務を実施するため，42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，非特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただくこと。
ロ

特例区域等と非特例区域等の間が外観上区分されていること。

ハ

特例区域等と非特例区域等の配線設備が相互に分離して施設されていること。

ニ

当社が非特例区域等における業務を実施するため，42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく場合には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただ
くこと。

ホ

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

15

供給および契約の単位(1) 当社は，次の場合を除き，１需要場所について１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスを適用し，１電気方式，１引込みおよび１計量をもって託送供給を行ない，１発電場所につき，１電気方式，１引込みおよび１
計量をもって発電量調整供給を行ないます。
イ

１需要場所につき，(ｲ)および(ﾛ)の２臨時接続送電サービスをあわせて- 27 -

契約する場合，または，次の１臨時接続送電サービス（(ｲ)および(ﾛ)の２
臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合は，２臨時接続送電サービ
スといたします。）とこれ以外の１接続送電サービス（ロの場合は，２接
続送電サービスといたします。）とをあわせて契約する場合(ｲ) 電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスのう
ちの１臨時接続送電サービス(ﾛ) 動力臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時接続送電サービスのう
ちの１臨時接続送電サービス(ﾊ) 高圧臨時接続送電サービス(ﾆ) 特別高圧臨時接続送電サービス
ロ

電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合
で，次の２接続送電サービスをあわせて契約する場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯
別接続送電サービスおよび電灯従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス(ﾛ) 動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスおよび動力従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス
ハ

共同引込線による引込みで託送供給または発電量調整供給を行なう場合

ニ

予備送電サービスをあわせて契約する場合

ホ

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

ヘ

その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合(2) 接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者および需要場所について，１接続供給契約を結び，１需要バランシンググループを設定いたします。この場合，それぞれの需要場所は原則として１接続供給契約に属するものとし，また，当社は，原則として，１契約者に対して１接続供給契約を結びます。
- 28 -

なお，電気鉄道の場合で，負荷が移動するために同一送電系統に属する２以上の供給地点において常時電気の供給を受ける契約者が希望されるときは，その料金その他の供給条件について複数供給地点を１供給地点とみなすことがあります。
(3) 振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者（発電契約者が複数ある場合
は，同一の配電事業者と発電量調整供給契約を締結するものといたします。）
および１供給地点（配電事業者との接続供給契約ごとに１供給地点とみなします。）について，１振替供給契約を結びます。
(4) 発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所
および発電バランシンググループについて，１発電量調整供給契約を結びます。
なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統運用上必要な調整機能を有する発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（以下「調整電源」といいます。）に該当する発電場所は，原則として１発電バランシンググループに属するものといたします。この場合，調整電源に該当する発電場所は，原則として発電場所ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。
また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法〔以下「再生可能エネルギー特別措置法」といいます。〕
第２条第２項に定める再生可能エネルギー発電設備をいいます。ただし，再生可能エネルギー特別措置法第２条第５項に定める特定契約〔以下「特定契約」といいます。〕により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に限ります。）の受電地点に係る発電場所が発電バランシンググルー
プに含まれる場合は，次のとおりといたします。
イ

附則４（発電量調整供給契約についての特別措置［再生可能エネルギー
発電設備］）(5)または(6)に該当する場合で，インバランスリスク単価（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再- 29 -

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

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

ハ

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

(5) 需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所および需要抑制バランシンググループについて，１需要抑制量調整供給契約を結びます。
なお，低圧で電気の供給を受ける需要場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する負荷設備であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（以下「調整負荷」といいます。）に該当す
る需要場所は，１需要抑制バランシンググループに属するものといたします。
また，需要抑制契約者が１需要抑制バランシンググループに係る需要場所
を複数とすることを希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を- 30 -

締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロが同一となるように需要抑制バ
ランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループに属することはできないものといたします。

16

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

17

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

- 31 -

Ⅲ
18

料

料

金

金

料金は，次のとおりといたします。
(1) 契約者に係る料金
イ

契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，23（接続対象計画差対応電力）によって算定された接続対象計画差対応補給電力料金
および接続対象計画差対応余剰電力料金ならびに25（給電指令時補給電力）(1)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。

ロ

日程等別料金は，19（接続送電サービス）によって算定された接続送電
サービス料金，20（臨時接続送電サービス）によって算定された臨時接続
送電サービス料金および21（予備送電サービス）によって算定された予備
送電サービス料金（以下「送電サービス料金」といいます。）のうち，(ｲ)，(ﾛ)，(ﾊ)，(ﾆ)，(ﾎ)または(ﾍ)に定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「料金算定日」といいます。）を合計して算定（近接性評価割引を行なう場合は，近接性評価割引額を差し引いたものといたします。）いたします。

(ｲ) 検

針

日

(ﾛ) 電灯定額接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス(以下「定額接続送電サービス」といいます。）の場合または30（電力および電力量の算定）(25)の場合は，その供給地点の属する検針区域の検針日(ﾊ) 電灯臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時定額接続送電サービス
で応当日（その供給地点を新たに設定した日に対応する日をいいます。）にもとづき料金算定期間を定める場合は，応当日(ﾆ) 27（検針日）(5)の場合は，実際に検針を行なった日(ﾎ) 契約者が供給地点を消滅させる場合は，消滅日（特別の事情があり，その供給地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）- 32 -

(ﾍ) 30（電力および電力量の算定）(29 )の場合は，電力量または最大需要電力等が協議によって定められた日ハ

近接性評価割引(ｲ) 適

用契約者が，近接性評価地域（別表２〔近接性評価地域および近接性評価
割引額の算定〕(1)に定める地域といたします。）に立地する発電場所における発電設備等（以下「近接性評価対象発電設備」といいます。）を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合に適用いたします。
なお，契約者が，近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者以外の事業者等を介して，近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合（再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき，契約者が，指定した発電設備のうち近接性評価対象発電設備に係る電気を調達するときを除きます。）は，当該電気には近接性評価割引を適用いたしま
せん。
(ﾛ) 近接性評価割引額の算定および割引の実施
ａ

近接性評価割引額は，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)にもとづき，特別の事情がある場合を除き，算定の対象となる期間の翌々月１日に算定いたします。

ｂ

当社は，近接性評価割引額の算定日が料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が近接性評価割引額の算定日の直後となる日程等別料金といたします。）において，当該
日程等別料金に含まれる接続送電サービス料金，臨時接続送電サービ
ス料金および予備送電サービス料金の合計額を上限として割引を行なうものといたします。

ｃ

近接性評価割引額が割引の対象となる日程等別料金に含まれる接続
送電サービス料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電サービ
ス料金の合計額を上回る場合，その差額を近接性評価割引額として，料金算定日がその直後となる日程等別料金において，ｂに準じて割引を- 33 -

行ないます。
(2) 発電契約者に係る料金
発電契約者に係る料金は，22（発電量調整受電計画差対応電力）によって算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量調整受電計
画差対応余剰電力料金ならびに25（給電指令時補給電力）によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。
(3) 需要抑制契約者に係る料金
需要抑制契約者に係る料金は，24 (需要抑制量調整受電計画差対応電力)によって算定された需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金および需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力料金といたします。

19

接続送電サービス

(1) 適

用

範

囲

小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。
(2) 接続送電サービス契約電力
電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスおよび電灯従量接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，接続送電サービス契約電力は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ

低圧で供給する場合，または高圧で供給する場合で，接続送電サービス
契約電力が500キロワット未満のとき。

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

新たに接続送電サービスを使用される場合は，料金適用開始の日以降12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力は，その１月の最大需要電力等と料金適用開始の日から前月までの最大需要電力等のうち，いずれか大きい値といたします。ただし，新たに接続送電サービスを使用される前から引き続き当社の供給設備を利用される場合には，新た- 34 -

に接続送電サービスを使用される前の電気の供給は，接続送電サービ
ス契約電力の決定上，接続送電サービスによって受けた供給とみなします。
ｂ

需要場所における受電設備を増加される場合等で，増加された日を含む１月の増加された日以降の期間の最大需要電力等の値がその１月の増加された日の前日までの期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値を上回るときは，その１月の増加された日の前日までの期間の接続送電サービス契約電力は，その期間の最大需要電力等と前11月の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，その１月の増加された日以降の期間の接続送電サービス契約電力
は，その期間の最大需要電力等の値といたします。

ｃ

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

(ﾛ) 低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，か- 35 -

つ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約電力は，(ｲ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力の算定方法）により算定された値といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
(ﾊ) (ｲ)の適用後１年に満たない場合は，(ﾛ)を適用いたしません。また，(ﾛ)の適用後１年に満たない場合は，(ｲ)を適用いたしません。
(ﾆ) 需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），負荷
設備または受電設備を変更される場合は，50（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力が500キロワット以上のときまたは特別高圧で供給する場合
接続送電サービス契約電力は，需要場所における負荷設備および受電設

備の内容，１年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。
なお，新たに接続送電サービスを使用される場合等で，適当と認められるときは，使用開始の日から１年間に限り，段階的に接続送電サービス契
約電力を増加できるものといたします。この場合には，あらかじめ電気使用計画書を提出していただきます。
ハイ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定めている供給地点について，
最大需要電力等が500キロワット以上となる場合は，接続送電サービス契約
電力をロによってすみやかに定めることとし，それまでの間の接続送電サービス契約電力は，イ(ｲ)によって定めます。

ニ

高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者の発電設備の検査，補修
または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をあわせて供給するときの接続送電サービス契約電力は，イ，ロまたはハにかかわらず，当該供給分以外の供給分につきイ，ロまたはハに準じて定めた値に，原則として需要者の発電設備の容量を基- 36 -

準として，契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
また，当該供給分以外の供給分についてイ(ｲ)に準ずる場合で，需要場所における負荷設備または受電設備を変更されるときは，50（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
なお，この場合，当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記録を契約者から提出していただきます。
(3) 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および接続送電サー
ビスの種別に応じて，次の各項により算定いたします。ただし，１供給地点
につき２以上の接続送電サービスをあわせて契約する場合または１接続送電サービスにつき２以上の供給地点となる場合の接続送電サービス料金は，接続送電サービスごとに算定いたします。
イ

低圧で供給する場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルト

または200ボルトといたします。ただし，特別の事情がある場合には，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトとすることがあります。
ｃ

契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。

ｄ

接続送電サービス料金- 37 -

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

灯

料

金

電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりといたします。

10 ワットまでの１灯につき50 円 14 銭

10 ワットをこえ 20 ワットまでの１灯につき100 円 28 銭

20 ワットをこえ 40 ワットまでの１灯につき200 円 55 銭

40 ワットをこえ 60 ワットまでの１灯につき300 円 82 銭

60 ワットをこえ 100 ワットまでの１灯につき501 円 37 銭

100 ワットをこえる１灯につき 100 ワットまでごとに501 円 37 銭

ⅱ

ネオン管灯，けい光灯，水銀灯等は，管灯および付属装置を一括して容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等
は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき１ボルトアンペアを１ワッ
トとみなして電灯料金を適用いたします。
- 38 -

ⅲ

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

(b) 小 型 機 器 料 金
小型機器料金は，各契約負荷設備ごとにその容量（入力といたしま
す。なお，出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力
換算容量〕によって換算するものといたします。）に応じ１月につき次のとおりといたします。
50 ボルトアンペアまでの１機器につき50 ボルトアンペアをこえ 100 ボルトアンペアまでの１機器につき100 ボルトアンペアをこえる１機器につき 100 ボルトア
ンペアまでごとにｅその

149 円 56 銭
299 円 12 銭
299 円 12 銭

他

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

適

用

範

囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算
容量〕によって換算するものといたします。ただし，差込口の数と電気機器の数が異なる場合等特別の事情がある場合は，別表７〔契約負- 39 -

荷設備の総容量の算定〕によって総容量を定めます。）に次の係数を乗じてえた値が原則として50キロワット未満であること。
最初の 50 キロワットにつき

80 パーセント50 キロワットをこえる部分につき70 パーセント(b) １需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，(a)により算定される値と接続送電サービス契約電力との合計が原則として50キロワット未満であること。
(c) 電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(a)および(c)に該当し，かつ，１需要場所における(a)により算定される値と接続送電サービス契約電力との合計が50キロワ
ット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルト

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

契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。

ｄ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ- 40 -

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
１接続送電サービスにつき303 円 60 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき11 円 91 銭(ﾊ) 電灯時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ﾛ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルト

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

契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。
- 41 -

ｄ

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
１接続送電サービスにつき303 円 60 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１キロワット時につき
ⅱ

夜

間

時

12 円 94 銭

間

１キロワット時につき10 円 81 銭(ﾆ) 電灯従量接続送電サービス- 42 -

ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルト

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

契約負荷設備
契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。

ｄ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバー
サルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
１キロワット時につき16 円 90 銭(ﾎ) 動力標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満である- 43 -

こと。
(b) １需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，(ﾛ)ａ(a)により算定される値と接続送電サービス契約電力との合計が原則として50キロワット未満であること。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(a)に該当し，かつ，１需要場所における(ﾛ)ａ(a)により算定される値と接続送電サービス契約電力との合計が50キロ
ワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルト

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

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサ
ルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島
ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
- 44 -

(a) 基本料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の基本料金は，接続送電
サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。また，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ(2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

接続送電サービス契約電力１キロワットにつきⅱ

795 円 30 銭

(2)イ(ﾛ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき652 円 30 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき
(c) そ

の

8 円 16 銭

他

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

そ

の

他

変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
(ﾍ) 動力時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ﾎ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
- 45 -

ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルト

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

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の基本料金は，接続送電
サービス契約電力が１キロワットの場合の基本料金の半額といたします。また，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ(2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

接続送電サービス契約電力１キロワットにつきⅱ

795 円 30 銭

(2)イ(ﾛ)により接続送電サービス契約電力を定める場合- 46 -

接続送電サービス契約電力１キロワットにつき652 円 30 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１キロワット時につき
ⅱ

夜

間

時

8 円 84 銭間

１キロワット時につき
(c) そ

の

7 円 41 銭

他

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

そ

の

他

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

動力従量接続送電サービス

ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルト

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

接続送電サービス料金- 47 -

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

その21 円 21 銭

他

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

高圧で供給する場合(ｲ) 高圧標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧6,000ボル

トといたします。
ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたし- 48 -

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く電気を使用しない場合（21〔予備送電サービス〕によって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する
基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修
または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき- 49 -

710 円 60 銭

(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき

4 円 99 銭(ﾛ) 高圧時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ｲ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧6,000ボル

トといたします。
ｃ

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く電気を使用しない場合（21〔予備送電サービス〕によって電気を使- 50 -

用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する
基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修
または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき710 円 60 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１キロワット時につき
ⅱ

夜

間

時

5 円 40 銭間

１キロワット時につき4 円 55 銭(ﾊ) 高圧従量接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧- 51 -

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

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバー
サルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
１キロワット時につき
ハ16 円 64 銭

特別高圧で供給する場合(ｲ) 特別高圧標準接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，標準電圧20,000

ボルトまたは60,000ボルトといたします。
ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場
合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)- 52 -

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く電気を使用しない場合（21〔予備送電サービス〕によって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する
基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修
または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき469 円 70 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。

- 53 -

１キロワット時につき3 円 61 銭(ﾛ) 特別高圧時間帯別接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

(ｲ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，標準電圧20,000

ボルトまたは60,000ボルトといたします。
ｃ

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

本

料

金

基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まった
く電気を使用しない場合（21〔予備送電サービス〕によって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故- 54 -

（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する
基本料金は，半額といたします。
なお，その１月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修
または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力１キロワットにつき469 円 70 銭(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ

昼

間

時

間

１キロワット時につき
ⅱ

夜

間

時

3 円 89 銭間

１キロワット時につき3 円 30 銭(ﾊ) 特別高圧従量接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，標準電圧20,000

ボルトまたは60,000ボルトといたします。
ｃ

接続送電サービス料金- 55 -

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

11 円 31 銭

力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，次のとおりといたします。
(ｲ) 力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前９時から午後11時
までの時間における平均力率（瞬間力率が進み力率となる場合には，その瞬間力率は，100パーセントといたします。）といたします。この場合，平均力率は，別表６（平均力率の算定）によるものといたします。
なお，まったく電気を使用しないその１月の力率は，85パーセントとみなします。
(ﾛ) 力率が，85パーセントを上回る場合は，その上回る１パーセントにつき，基本料金（(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地
点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止
等を含みます。〕により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該供給分以外の供給分に相当する基本料金
といたします。）を１パーセント割引し，85パーセントを下回る場合は，その下回る１パーセントにつき，基本料金（(2)ニによって接続送電サー- 56 -

ビス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合は，当該供給分以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を１パーセント割増しい
たします。
ホ

そ

の

他

(ｲ) 接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
(ﾛ) 電灯時間帯別接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，高圧時間帯別接続送電サービスまたは特別高圧時間帯別接続送電サービス（以下「時間帯別接続送電サービス」といいます。）の適用後１年に満たない場合は，電灯標準接続送電サービス，動力標準接続送電サービス，高圧標準接続送電サービスもしくは特別高圧標準接続送電サービス（以下「標準接続送電サービス」といいます。）または電灯従量接続送電サービ
ス，動力従量接続送電サービス，高圧従量接続送電サービスもしくは特別高圧従量接続送電サービス（以下「従量接続送電サービス」といいます。）を適用いたしません。また，従量接続送電サービスの適用後１年に満たない場合は，標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービ
スを適用いたしません。
(ﾊ) 時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスから標準接続
送電サービスに変更された後１年に満たない場合は，時間帯別接続送電
サービスまたは従量接続送電サービスを適用いたしません。
(ﾆ) (2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場
合は，使用開始の時刻と使用休止の時刻とをあらかじめ契約者から当社に通知していただきます。ただし，事故その他やむをえない場合は，使用開始後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。
(ﾎ) 当社は，需要者の発電設備の運転に関する記録を契約者から提出して- 57 -

いただきます。
(4) １年間を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合の取扱い
高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が昼間時間から夜間時間への負荷移行を行なった結果，１年間を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，(3)によって算定された金額から，イによって算定された金額（以下「ピークシフト割引額」といいます。）を差し引いたものといたします。
イ

ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，１月につき次の式により算定された金額といたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（21〔予備送電サービス〕
によって電気を使用した場合を除きます。）のピークシフト割引額は，半額
といたします。
ピークシフト割引額 ＝ 次に定める割引単価 ×

ピークシフト電力１キロワ
ットにつき

ロ

ハに定めるピーク
シフト電力

高圧で供給する場合

603 円 90 銭

特別高圧で供給する場合

399 円 30 銭

昼間時間最大電力
１年間を通じての昼間時間における最大の接続供給電力（以下「昼間時間最大電力」といいます。）は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての昼間時間における最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により，適用の対象とす
る供給地点ごとに定めます。ただし，(2)イによって接続送電サービス契約
電力を定める場合の昼間時間最大電力は，１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値といたします。また，(2)ニによって接続送電サー
ビス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故- 58 -

（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，(2)イに準じて値を定めるときの昼間時間最大電力は，昼間時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定
めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
ハピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，適用の対象とする供給地点ごとに，１月につき次のとおり算定いたします。
なお，(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の１年を通じての夜間時間における最大需要電力等といたします。
また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，(2)イに準じて値を定めるときは，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の夜間時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該不足電力の補給にあてるための電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
ピークシフト電力 ＝適用の対象とする供給地点の当該供給地点の－接続送電サービス契約電力
昼間時間最大電力

なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに昼間時間最大電力を修正のうえ，ピークシフト電力を適正なものに変更していただきま- 59 -

す。
ニ

１年間を通じて夜間時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピー

クシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
また，この取扱いの適用が解消された後１年に満たない場合は，この取扱いを適用いたしません。

20

臨時接続送電サービス

(1) 適

用

範

囲

契約使用期間が１年未満の場合において，小売電気事業，特定送配電事業
または自己等への電気の供給の用に供する電気に適用いたします。ただし，毎年，一定期間を限り，反復利用するものには適用いたしません。
(2) 臨時接続送電サービス契約電力
電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，臨時接続送電サービス契約電力は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ

低圧で供給する場合(ｲ) 臨時接続送電サービス契約電力は，契約負荷設備の各入力（出力で表示されている場合等は，別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）についてそれぞれ次のａの係数を乗じてえた値の合計にｂの係数を乗じてえた値といたします。ただし，電気機器の試験用に電気を使用される場合等特別の事情がある場合は，その回路において使用される最大電流を制限できるしゃ断器その他の適当な装置を契約者または需要者に施設していただき，その容量を当該回路において使用される契約負荷設備の入力とみなします。この場合，その容量は別
表３（契約電力の算定方法）に準じて算定いたします。
- 60 -

ａ

契約負荷設備のうち最初の２台の入力につき100 パーセント

最大の入力の次の２台の入力につきものから95パーセント

上記以外のものの入力につきｂ

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

次の 14 キロワットにつき90パーセント

次の 30 キロワットにつき80パーセント

50 キロワットをこえる部分につき70パーセント(ﾛ) 契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約電力を定める
ことを希望される場合には，臨時接続送電サービス契約電力は，(ｲ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力の算定方法）により算定された値といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。
なお，当社は，契約主開閉器が制限できる電流を，必要に応じて確認いたします。
ロ

高圧または特別高圧で供給する場合
臨時接続送電サービス契約電力は，需要場所において使用される負荷設

備および受電設備の内容，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により供給地点ごとに定めます。
(3) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および臨時接続
送電サービスの種別に応じて，次の各項により算定いたします。
イ

低圧で供給する場合- 61 -

(ｲ) 電灯臨時定額接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルト

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

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別
表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）
によって１日につき次によって算定された金額といたします。ただし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニ
バーサルサービス調整額を加えたものといたします。

- 62 -

総容量が 50 ボルトアンペアまでの場合
総容量が 50 ボルトアンペアをこえ 100 ボルトアンペア
までの場合
総容量が 100 ボルトアンペアをこえ 500 ボルトアンペ
アまでの場合 100 ボルトアンペアまでごとに総容量が 500 ボルトアンペアをこえ１キロボルトアン
ペアまでの場合
総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトア
ンペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに4 円 42 銭
8 円 84 銭
8 円 84 銭
88 円 47 銭
88 円 47 銭(ﾛ) 電灯臨時接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 使用する電灯または小型機器について19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)を適用した場合の値が原則として50キロワット未満であること。
(b) 電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相２線式標準電圧100ボルト

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

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合
は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料- 63 -

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

本

料

金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｄ(a)において適用される該当基本料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料
金は，半額といたします。
(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｄ(b)において適用される該当電力量料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。
(ﾊ) 動力臨時定額接続送電サービス
ａ

適

用

範

囲

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

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルト

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

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が0.5キロワットの場合の臨時接続送電サービス料金は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の該当料金の半額といたします。
また，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)- 64 -

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

その114 円 06 銭

他

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

適

用

範

囲

契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，臨時接続送電サー
ビス契約電力が原則として５キロワットをこえ，50キロワット未満であるときに適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルト

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

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス
調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合
は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定され- 65 -

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

本

料

金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）(3)イ(ﾎ)ｃ(a)ⅱ
において適用される該当基本料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本
料金は，半額といたします。
(b) 電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾎ)ｃ(b)において適用される該当電力量料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ロ

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

す。
(ｲ) 適

用

範

囲

臨時接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット以上であり，
かつ，2,000キロワット未満である場合に適用いたします。
(ﾛ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧6,000ボルト
といたします。
(ﾊ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする
場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表５（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定され- 66 -

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

基

本

料

金

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

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，

19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(b)において適用される該当電力量
料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ハ特別高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，特別高圧臨時接続送電サービスといた

します。
(ｲ) 適

用

範

囲

臨時接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
(ﾛ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，標準電圧20,000ボ
ルトまたは60,000ボルトといたします。
(ﾊ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場- 67 -

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

基

本

料

金

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

電 力 量 料 金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定することとし，

19（接続送電サービス）(3)ハ(ｲ)ｃ(b)において適用される該当電力量
料金率の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
ニ

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

そ

の

他

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

の

他

イ

当社は，原則として供給設備を常置いたしません。

ロ

契約使用期間満了後さらに継続して臨時接続送電サービスを利用することを希望される場合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契- 68 -

約使用期間満了の日までが１年未満となるときは，臨時接続送電サービスを適用いたします。
ハ

その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続送電サービス）に準ずるものといたします。
ただし，19（接続送電サービス）(4)は，適用いたしません。

21

予備送電サービス

(1) 適

用

範

囲

高圧または特別高圧で受電または供給する場合で，19（接続送電サービス）を利用される契約者または発電契約者が受電地点または供給地点ごとに予備
電線路の利用を希望される次の場合に適用いたします。
イ

予備送電サービスＡ
常時利用変電所から常時利用と同位の電圧で利用する場合

ロ

予備送電サービスＢ
常時利用変電所以外の変電所を利用する場合または常時利用変電所から常時利用と異なった電圧（高圧および特別高圧に限ります。）で利用する場
合(2) 予備送電サービス契約電力
予備送電サービス契約電力は，受電地点については当該受電地点における契約受電電力の値，供給地点については当該供給地点における接続送電サー
ビス契約電力の値とし，受電地点および供給地点ごとに定めます。ただし，契約者または発電契約者に特別の事情がある場合で，契約者または発電契約者が契約受電電力または接続送電サービス契約電力の値と異なる予備送電サービス契約電力を希望されるときの予備送電サービス契約電力は，発電場所
における発電設備等の出力および負荷の実情ならびに需要場所における１年間を通じての最大の負荷等負荷の実情に応じて，契約者または発電契約者と当社との協議により，受電地点および供給地点ごとに定めます。この場合の予備送電サービス契約電力は，原則として50キロワットを下回らないものといたします。
- 69 -

(3) 予備送電サービス料金
予備送電サービス料金は，供給地点ごとに，予備送電サービスの利用の有無にかかわらず，１月につき次のとおりといたします。
なお，供給地点における予備送電サービスによって使用した電気の電力量
は，19（接続送電サービス）によって使用した電気の電力量とみなします。
また，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サービスを利用される場合には，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用の電圧と同位の電圧とみなします。この場合，予備送電サービス契約電力および予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，予備送電サービス料金および接続送電サービス料金の算定上，常時利用される電圧と同位の電圧にするために修正したものといたします。
イ

予備送電サービスＡ

予備送電サービス契約電力
１キロワットにつきロ

高圧で供給する場合

124 円 30 銭

特別高圧で供給する場合

82 円 50 銭

高圧で供給する場合

151 円 80 銭

特別高圧で供給する場合

106 円 70 銭

予備送電サービスＢ

予備送電サービス契約電力
１キロワットにつき(4) 力率割引および割増し
力率割引および割増しはいたしません。ただし，19（接続送電サービス）(3)ニの力率割引および割増しの適用上，供給地点における予備送電サービス
によって使用した電気の電力量は，原則として19（接続送電サービス）によって使用した電気の電力量とみなします。
(5) そ
イ

の

他

予備送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
- 70 -

ロ

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

ハ

契約者または発電契約者が希望される場合は，受電地点または供給地点ごとに予備送電サービスＡと予備送電サービスＢとをあわせて利用することができます。

ニ

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

22

発電量調整受電計画差対応電力

(1) 適

用

発電バランシンググループにおいて，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(2) 発電量調整受電計画差対応電力
イ

発電量調整受電計画差対応補給電力

(ｲ) 適

用

範

囲

30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電計画
電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受
電計画差対応補給電力量に(ﾊ)の発電量調整受電計画差対応補給電力料
金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，一般送配電事業託送
供給等約款料金算定規則（以下「託送供給等約款料金算定規則」といいます。）第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額（消費税法の規定により課される消費税および地方税法の規定により課される地方消費税に相当する金額をいいます。）を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
- 71 -

ロ

発電量調整受電計画差対応余剰電力

(ｲ) 適

用

範

囲

30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電計画
電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受
電計画差対応余剰電力量に(ﾊ)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料
金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

23

接続対象計画差対応電力

(1) 適

用

38(給電指令の実施等)(4)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(2) 接続対象計画差対応電力
イ

接続対象計画差対応補給電力

(ｲ) 適

用

範

囲

30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応
補給電力量に(ﾊ)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 接続対象計画差対応補給電力料金単価- 72 -

接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規
則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ

接続対象計画差対応余剰電力

(ｲ) 適

用

範

囲

30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応
余剰電力量に(ﾊ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規
則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

24

需要抑制量調整受電計画差対応電力

(1) 適

用

需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(2) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
イ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力

(ｲ) 適

用

範

囲

30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制量調整
受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金- 73 -

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制
量調整受電計画差対応補給電力量に(ﾊ)の需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される
金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力

(ｲ) 適

用

範

囲

30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制量調整
受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力量に(ﾊ)の需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される
金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

25

給電指令時補給電力(1) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ

適

用

範

囲

38(給電指令の実施等)(4)により補給される電気を使用されているとき- 74 -

に適用いたします。
ロ

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

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算

定）(20)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(2) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ

適

用

範

囲

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

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

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算

定）(18)により30分ごとに算定された値といたします。
ニ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，当社の電力系統における電気の潮流- 75 -

が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合に出力の抑制を実施することを前提として連系を行なった発電設備等（以下「ノンファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(5)により補給される
電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けないものとして売買取引を行なうもの。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社が指定する要件を有する発電設備等またはノンファー
ム電源以外の発電設備等（以下「ファーム電源」といいます。）であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，
当該契約によるものといたします。

- 76 -

Ⅳ
26

料金の算定および支払い

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

27

検

針

日

検針日は，次により，実際に検針を行なった日または検針を行なったものとされる日といたします。
(1) 検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社が受電地点または供給地点の属する検針区域に応じて定めた毎月一定の日〔以下「検針の基準となる日」といいます。〕および休日等を考慮して定めます。）に，各月ごとに行ないます。
なお，高圧または特別高圧で受電もしくは供給する場合の検針日は，当社が検針日を定める場合を除き，実際に検針を行なった日にかかわらず，毎月１日といたします。ただし，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場所にある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議によって，受電地点における検針日と供給地点における検針日を同一の日とすることがあります。
(2) 発電者または需要者が不在等のため検針できなかった場合は，検針に伺っ- 77 -

た日に検針を行なったものといたします。
(3) 当社は，やむをえない事情のある場合には，(1)にかかわらず，当社があらかじめお知らせした日以外の日に検針を行なうことがあります。
(4) 当社は，次の場合には，(1)にかかわらず，各月ごとに検針を行なわないことがあります。
なお，当社は，ロの場合は，非常変災等の場合を除き，あらかじめ契約者
または発電契約者の承諾をえるものといたします。
イ

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

その他特別の事情がある場合(5) (3)の場合で，検針を行なったときは，当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。
(6) (4)イの場合で，検針を行なわなかったときは，契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日の直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日に検針を行なったものといたします。
(7) (4)ロの場合で，検針を行なわなかったときは，検針を行なわない月については，当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。

28

料金の算定期間(1) 送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

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

ロ

当社があらかじめ契約者に電力量または最大需要電力等が記録型計量器に記録される日（以下「計量日」といいます。）をお知らせした場合は，イにかかわらず，前月の計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「計- 78 -

量期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日までの期間または直前の計量日から消滅日の前日までの期間といたします。
ハ

定額接続送電サービスの料金または30（電力および電力量の算定）(25)の場合の送電サービス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。この場合，イにいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とすることがあります。

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

29

計

量

(1) 当社は，発電量調整受電電力量は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録型計量器により受電電圧と同位の電圧で，接続供給電力量および最大需要電力等は，原則として，供給地点ごとに取り付けた記録型計量器により供給電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。
また，受電地点において他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合は，- 79 -

30分ごとに，受電地点において計量された電力量を原則として37（託送供給等の実施）によりあらかじめ定められたその30分に対する電力量の計画値および仕訳に係る順位にもとづいて仕訳いたします。ただし，発電契約者から発電場所において発電契約者等の負担により，発電契約者等で取り付けた計量器により計量された発電設備等ごとの電力量にもとづく仕訳の申出がある場合で，当社が適当と認めるときは，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を当該受電地点における発電設備等ごとの計量器により計量された電力量にもとづいて仕訳することがあります。この場合，仕訳に必要となる発電設備等ごとの電力量は，契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。なお，30分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場合は，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算
定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
(2) 受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者または発電契約者にお知らせいたします。
(3) 技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，計量器を取り付けないことがあります。

30

電力および電力量の算定(1) 発電量調整受電電力
発電量調整受電電力は，発電量調整供給の場合で，受電地点で計量された電力量の値を２倍した値とし，受電地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。
(2) 発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ

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

ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，30分ごとに，受電地点で計量された電力量（受電地点が複数ある場合はその合計
といたします。)といたします。
- 80 -

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

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

ロ

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

(5) 接 続 受 電 電 力
接続受電電力は，接続供給の場合で，(6)の接続受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(6) 接続受電電力量
接続受電電力量は，30分ごとの(12)の接続対象計画電力量といたします。
(7) 接 続 供 給 電 力
接続供給電力は，(8)の接続供給電力量の値を２倍した値とし，供給地点ご- 81 -

とに，30分ごとに，算定いたします。
(8) 接続供給電力量
接続供給電力量は，供給地点ごとに，30分ごとに，供給地点で計量された電力量といたします。ただし，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サービスを利用される場合には，予備送電サービスに係る接続供給電力量は，供給地点で計量された電力量を常時利用される電圧と同位の電圧にするために修正したものといたします。
また，料金の算定期間の接続供給電力量は，30分ごとの接続供給電力量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（ただし，契約者が供給地点を消滅させる
場合で，特別の事情があるときは，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。
なお，時間帯別接続送電サービスを適用する場合の料金の算定期間の時間
帯別の接続供給電力量は，時間帯ごとに，30分ごとの接続供給電力量を，供給地点ごとに，料金の算定期間（ただし，契約者が供給地点を消滅させる場
合で，特別の事情があるときは，直前の検針日から消滅日までの期間といたします。）において合計した値といたします。ただし，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾊ)および(ﾍ)の場合におけるその１月の夜間時間帯の接続供給電力
量は，その１月の接続供給電力量からその１月の昼間時間帯の接続供給電力量を差し引いた値といたします。
(9) 接 続 対 象 電 力
接続対象電力は，(10)の接続対象電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(10) 接続対象電力量

接続対象電力量は，30分ごとに，イまたはロによって算定された値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）といたします。
イ

需要場所が需要抑制バランシンググループに属さない場合または需要場
所が需要抑制バランシンググループに属する場合で需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量が零となるときは，次の式により算定された値といたします。
- 82 -

１
接続供給電力量×
１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）

ロ

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

(ｲ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14) イを適用している場合は，次のａまたはｂによって算定された値
ａ１ベースラインに係る需要場所を単一とする場合(a) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき。

１
接続供給電力量

×－

需要抑制量調整
受電計画電力量

１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）(b) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値と一致または需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るとき。
ベースライン－ 需要抑制量調整受電計画電力量(c) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るとき。

- 83 -

１
接続供給電力量×

１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）ｂ

１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合(a) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回るとき。
当該需要場所に係る(d)によって算定された値の合計値－ 需要抑制量調整受電計画電力量(b) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインと一致またはベースライン
を下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計
画電力量を差し引いた値を上回るとき。
ベースライン－ 需要抑制量調整受電計画電力量(c) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインから需要抑制量調整受電計
画電力量を差し引いた値を下回るとき。
当該需要場所に係る(d)によって算定された値の合計値(d) (a)および(c)にいう(d)によって算定された値とは，次の式により算定された値といたします。
１
接続供給電力量×

１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定方法として，(14)ロを適用している場合は，次の式によって算定された値- 84 -

ベースライン－ 需要抑制量調整受電計画電力量(11) 接続対象計画電力

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

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

需要抑制量調整受電電力は，(14)の需要抑制量調整受電電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
(14) 需要抑制量調整受電電力量

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

需要抑制量調整受電計画電力量を上限として，需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する場合は，次の式によって算定された値(ｲ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインを上回る場合- 85 -

需要抑制量調整受電電力量＝ ０(ﾛ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）がベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合
需要抑制量調整受電電力量

＝

ベース
ライン

－

接続供給
電力量

１
×
１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）(ﾊ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインから需要抑制量調整受電
計画電力量を差し引いた値を下回る場合
需要抑制量調整受電電力量
ロ＝ 需要抑制量調整受電計画電力量

イ以外の場合は，次の式によって算定された値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合，ベースラインから差し引く値は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）

需要抑制量調整受電電力量

ベース
＝
ライン

－

接続供給
電力量

１
×
１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）- 86 -

ただし，上式の値が負となる場合，需要抑制量調整受電電力量は零といたします。
(15) 需要抑制量調整受電計画電力

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

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

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

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

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知され- 87 -

たその30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計
画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，その30分ごとの発電量調整受電計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量
ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値といたします。

(ｲ) (2)ロにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその 30 分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(ﾛ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画
差対応補給電力量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の 30 分
ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量ａ

当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合ｂ38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需- 88 -

給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発
電抑制または発電遮断（以下「Ｎ－１電制」といいます。）を実施した
とき。
ｃ38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。

ｄ38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施したとき。

(ﾊ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画
差対応補給電力量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の 30 分
ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕(2)ニの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ
またはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
- 89 -

発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ニに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｂ ファーム電源に対して，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕(2)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ
またはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

- 90 -

発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｃ ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結
する設備に対して，38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等
および38（給電指令の実施等）(2)への場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

- 91 -

発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｄ 38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施
した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引い- 92 -

た値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｅ 38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2) ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ
またはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と- 93 -

一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象
電力量を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

(c) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量を加えた値と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。

- 94 -

発電量調
整受電計
画差対応
補給電力
量

発電量
調整受
＝
電計画
電力量

38（給電指38（給電指
発電量
令の実施
令の実施
調整受
等）(2)ニに等）(2)ホに
－
－
－ 電電力
よる出力抑
よる出力抑
量
制対象電力
制対象電力
量
量

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

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

発電量調整受電
電力量－

発電量調整受電計画
電力量

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(2)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給- 95 -

電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電
計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バラン
シンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝差対応余剰電力量
電力量－

発電量調整受電計画
電力量(20) 接続対象計画差対応補給電力量

接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(8)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差＝ 接続対象電力量
対応補給電力量－ 接続対象計画電力量(21) 接続対象計画差対応余剰電力量

接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(8)にかかわらず，当該供給地点で計量された30分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
- 96 -

接続対象計画差＝ 接続対象計画電力量対応余剰電力量－ 接続対象電力量(22) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量

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

需要抑制量調整
受電計画電力量－

需要抑制量調整
受電電力量

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として(14)ロを適用している場合で，30分ごとの(14)の需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
接続供給電力量
需要抑制量調整＝
受電計画電力量＋－
１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）

ベース
ライン

(23) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30分ごとの(14)の需要抑制量
調整受電電力量がその30分における (16) の需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，- 97 -

(14)ロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電力量を損失率で修正した

値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量＝

需要抑制量調整
受電電力量－

需要抑制量調整
受電計画電力量(24) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合の電力量は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量といたします。
(25) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合で，計量器を取り付けないときの電力量
または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量または最大需要電力等といたします。
(26) 27（検針日）(2)または(4)の場合で，検針を行なわなかったときの電力量

または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量または最大需要電力等
といたします。
(27) 15（供給および契約の単位）(1)において，１需要場所または１発電場所につき，複数計量をもって託送供給または発電量調整供給を行なう場合で，特別の事情があるときは，その需要場所または発電場所における30分ごとの電力および電力量の算定は，計量器ごとに計量された電力および電力量をそれぞれ30分ごとに合計することがあります。
(28) その他，電力量の算定を行なうために必要な事項については，あらかじめ契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
(29) 計量器の故障等により電力量または最大需要電力等を正しく計量できない

場合には，電力量または最大需要電力等は，別表９（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，- 98 -

協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量または最大需要電力等といたします。ただし，その１月の電力量の合計が計量できている場合で，30分ごとの電力量を正しく計量できないときまたは計量情報等を伝送することができないときは，30分ごとの電力量は，原則として，別表９（電力量の協定）(3)を基準として定め，定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量といたします。

31

損

失

率

この約款で用いる損失率は，次のとおりといたします。

32

低圧で供給する場合

6.0 パーセント

高圧で供給する場合

2.5 パーセント

特別高圧で供給する場合

0.6 パーセント

料 金 の 算 定

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

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

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

ハ

接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サー
ビスの種別，接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力，
予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力等を変更したことにより，- 99 -

料金に変更があった場合
ニ

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

ホ28（料金の算定期間）(1)ロの場合で計量期間の日数がその計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

(2) 当社は，(1)ロ，ハ，ニまたはホの場合は，基本料金，定額接続送電サービ
スの料金，予備送電サービス料金およびピークシフト割引額について，次の式により日割計算をいたします。
イ

基本料金，定額接続送電サービスの料金または予備送電サービス料金を日割りする場合１月の該当料金 ×

日割計算対象日数
検針期間の日数ただし，(1)ニまたはホに該当する場合は，１月の該当料金 ×

日割計算対象日数
暦日数

といたします。
ロ

ピークシフト割引額を日割りする場合１月の該当割引額 ×

日割計算対象日数
検針期間の日数ただし，(1)ニまたはホに該当する場合は，１月の該当割引額 ×

日割計算対象日数
暦日数

といたします。
(3) (1)ロの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には契約者が供給地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(1)ハの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更の- 100 -

あった日から適用いたします。
(4) 契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(2)イおよびロにいう検針期間の日数は，次のとおりといたします。
イ

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

供給地点を消滅させる場合
消滅日の直前の検針日から，当社が次回の検針日として契約者にあらか

じめお知らせした日の前日までの日数といたします。
(5) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合または30（電力および電力量の算定）(25)の場合は，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させるときの(2)イおよびロにいう検針期間の日数は，(4)に準ずるものといたします。この場合，(4)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日とし，当社が次回の検針日として契約者にあらかじめお知らせした
日は，消滅日の直後のその供給地点の属する検針区域の検針日といたします。
(6) 28（料金の算定期間）(1)ロの場合は，(2)イおよびロにいう検針期間の日数は，計量期間の日数といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(2)イおよびロにいう検針期間の日数は，(4)に準ずるものといたします。この場合，(4)にいう検針日は，計量
日といたします。
(7）契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(2)イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。
イ

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

供給地点を消滅させる場合
その供給地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が- 101 -

含まれる検針期間の始期に対応するものといたします。）の属する月の日
数といたします。
(8) 高圧または特別高圧で供給する場合で，力率に変更があるときは，次により基本料金を算定いたします。
イ

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

ロ

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

(9) 供給地点への接続供給の停止期間中の料金の日割計算を行なう場合は，(2)イおよびロの日割計算対象日数は，停止期間中の日数といたします。この場
合，停止期間中の日数には，接続供給を停止した日を含み，接続供給を再開
した日は含みません。また，停止日に接続供給を再開する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。

33

支払義務の発生および支払期日(1) 日程等別料金の支払義務は，18（料金）(1)ロに定める料金算定日に発生いたします。
(2) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰
電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力
料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計
画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の支払義務は，特別の事情がある場合を除き，料金の算定期間の翌々月の第５営業日（営業日は当社が定めます。）に発生いたします。ただし，27（検針日）(5)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５営業日以降に実際に検針を行なった場合，30（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５営業日以降に電力量を協議によって定めた場合は，その日といたします。
(3) (1)の日程等別料金または(2)の料金のうち発電量調整受電計画差対応補給
電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金もしくは給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，支払- 102 -

義務発生日の翌日から起算して30日目の日（以下「支払期日」といいます。）
までに支払っていただきます。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。
イ

54（解約等）(1)により解約となった場合

ロ

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

ハ

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

ニ

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

ホ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が公租公課の滞納処分を受けた場合

ヘ

その他の理由で契約者，発電契約者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契
約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知した場合(4) 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当する場合の支払期日は，次のとおり取り扱います。
イ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日までに支払義務が発生した料金で，かつ，当社への支払いがなされていない料金（支払期日を超過していない料金に限ります。）については，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日を支払期日といたします。
ただし，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日が支払義務発生日から７日を経過していない場合には，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とい
たします。

ロ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからへまでのいずれか- 103 -

に該当することとなった日の翌日以降に支払義務が発生する料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
なお，(3)イからホまでのいずれかに該当する場合であっても，一定期間の支払いが遅滞なく行なわれる等，料金の支払状況から支払いの延滞が生じるおそれがないと当社が認めるときは，支払義務発生日の翌日から起算
して30日目を支払期日とすることがあります。この場合，当社はその旨を契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知いたします。ただし，この通知をした後，料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認める場合は，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とすることがあります。この場合も当社はその旨を契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知いたします。
(5) 当社は，(2)の料金のうち発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対
象計画差対応余剰電力料金または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料
金を，支払期日までにお支払いいたします。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。

34

料金その他の支払方法(1) 契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

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

ハ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算
して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者から申し受けます。
- 104 -

なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて契約者から支払っていただきます。
ニ

契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

(2) 発電契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

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

ハ

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

発電契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

(3) 需要抑制契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

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

ハ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算
して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に- 105 -

対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を需要抑制契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，需要抑制契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて需要抑制契約者から支払っていただきます。
ニ

需要抑制契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

(4) 当社の料金の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

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

ハ

当社が料金を支払期日までに支払わない場合，当社は，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日
当たりの割合といたします。）の延滞利息を契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお支払いいたします。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，当社が延滞利息の算定の対象となる料金をお支払いした直後に支払義務が発生する料金とあわせてお支払いいたし
ます。

35

保

証

金

(1) 契約者の場合は，次によります。
イ

当社は，次のいずれかに該当する場合で，必要と認められるときは，契約者から，接続供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，それぞれ予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲- 106 -

で保証金を預けていただきます。
(ｲ) 料金の支払いの延滞があった場合(ﾛ) 30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，30（電力および電力量の算定）(20)によって算定された値が著しく大きい場合または30（電力および電力量の算定）(20)によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，39（適正契約の保持等）(3)によって当社が使用状態をすみやかに適正なものに修正するよう求めたにもかかわらず，その求めに応じていただけないとき。
(ﾊ) 新たに接続供給を開始し，または契約電力等を増加される場合
ロ

契約者は，当社があらかじめ定め，通知した期日までに保証金を預けていただきます。

ハ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ニ

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

ホ

当社は，保証金について利息を付しません。

ヘ

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

(2) 発電契約者の場合は，次によります。
イ

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

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ハ

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

ニ

当社は，保証金について利息を付しません。
- 107 -

ホ

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

(3) 需要抑制契約者の場合は，次によります。
イ

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

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ハ

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

ニ

当社は，保証金について利息を付しません。

ホ

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

36

連

帯

責

任

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

- 108 -

Ⅴ
37

供

給

託送供給等の実施(1) 接続供給の場合
イ

電力量については，次のとおりにしていただきます。

(ｲ) 契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画
および当日計画の需要想定値が30分ごとに接続対象電力量と一致するよ
うにしていただきます。
(ﾛ) 契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画
および当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに別表10（需要計画・調達
計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値と一致するようにしていただきます。
ロ

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

ハ

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

ニ

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

ホ

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

ヘ

当社は，電気の需給状況，供給設備の状況その他によって，契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。
- 109 -

ト

当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で供給する場合を除き，契約者または需要者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者および需要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，38（給電指令の実施等）および74（保安等に対する発電者

および需要者の協力）(4)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，需要者と別途申合書を作成いたします。
(2) 振替供給の場合
イ

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

ロ

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

ハ

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

(3) 発電量調整供給の場合
イ

電力量については，次のとおりにしていただきます。

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

発電契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，発電計画，調達計画および販売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，発電契約者が通知した発電計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
- 110 -

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

ニ

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

ホ

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

ヘ

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

ト

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

当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で受電する場合を除き，発電契約者または発電者に給電指令を行なうことがあります。この場合，発電契約者および発電者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，38（給電指令の実施等）および74（保安等に対する発電者

および需要者の協力）(4)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，発電者と別途申合書を作成いたします。
(4) 需要抑制量調整供給の場合
イ

電力量については，次のとおりにしていただきます。
- 111 -

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

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

ハ

原則として，需要抑制計画，調達計画，販売計画およびベースラインの通知の期限および通知の内容は別表12(需要抑制計画・調達計画・販売計画・
ベースライン)のとおりといたします。

ニ

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

ホ

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

ヘ

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

ト

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

38

給電指令の実施等- 112 -

(1) 当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，37（託送供給等の実施）(3)ホにかかわらず，発電者に定期検査または定期補修の時期を変更していただくことがあります。
(2) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契約者，発電者または需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしく
は放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
ただし，緊急やむをえない場合は，当社は，給電指令を行なうことなく，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止
し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
イ

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

ロ

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

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

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

ホ

イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系
統のうち，基幹系統以外の電力系統（以下「ローカル系統」といいます。
）
における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。

ヘ

その他電気の需給上または保安上必要がある場合- 113 -

(3) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(2)イ，ロ，ニ，ホまたはへのときには，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一
部を中止することがあります。
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によって発電者または需要者にお知らせいたします。ただし，緊急やむをえない場合は，
この限りではありません。
(4) 当社は，接続供給において，受電地点を会社間連系点とする電気に係る振替供給契約にもとづく給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に当該振替供給等の全部または一部を中止された場合（会社間連系点等における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過することにともなう場合に限ります。）は，供給地点
における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該振替供給等の中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。
(5) 当社は，発電量調整供給において，(2)イ，ロ，ニ，ホまたはへの場合で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(6) 当社は，(2)イ，ロ，へまたは(3)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
- 114 -

イ

低圧で供給する場合，または高圧で供給する場合で，接続送電サービス
契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満となるとき。

(ｲ) 割 引 の 対 象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたしま
す。）といたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ﾛ) 割

引

率

１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した日を１日として計算いたします。
ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(ｲ) 割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約
内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ﾛ) 割

引

率

１月中の制限し，または中止した延べ時間数１時間ごとに0.2パーセン
トといたします。
- 115 -

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

式）
接続供給電力を制限した場合

Ｈ’＝

Ｈ×（Ｄ－ｄ）／Ｄ

Ｈ’＝

修正時間

Ｈ

＝

制限時間

Ｄ

＝

当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力ｄｂ＝

制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値

接続供給電力量を制限した場合

Ｈ’＝

Ｈ×（Ａ－Ｂ）／Ａ

Ｈ’＝

修正時間

Ｈ

＝

制限時間

Ａ

＝

制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量

Ｂ＝

制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量ｃ

接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間について
は，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。

(7) (6)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。
(8) 予備送電サービスの使用を制限し，または中止した場合には，(6)および- 116 -

(7)に準じて割引を行ない料金を算定いたします。
(9) 当社は，(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制を実施したときは，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力量（以下「Ｎ－１電制時調達不足電力量」といいます。）の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－１電制が実施された発電設備等を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費を加えた金額から，Ｎ－１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備等がＮ－１電制時調達不足電力量を発電または放電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運
営推進機関が認める範囲においてＮ－１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。

39

適正契約の保持等(1) 当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者との接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が使用状態，
発電・放電状態または需要抑制状態に比べて不適当と認められる場合には，その契約をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(2) 当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合には，その契約
受電電力をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(3) 当社は，30（電力および電力量の算定）(20)もしくは(21) によって算定された値が著しく大きい場合，30（電力および電力量の算定）(18)イもしくは(19)イによって算定された値が著しく大きい場合，30（電力および電力量の算定）(18)ロもしくは(19)ロによって算定された値が著しく大きい場合（いずれの場

合も，給電指令時補給電力量として算定された値を除きます。），30（電力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい
場合または30（電力および電力量の算定）(17)のベースラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接続供給契約に比べて使用状態が不適当と認められる場合，発電契約者との発電量調整供給契約に比べて発電・放電状
態が不適当と認められる場合または需要抑制契約者との需要抑制量調整供給- 117 -

契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態をすみやかに適正なものに修正していただきます。

40

契 約 超 過 金(1) 契約者が接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過電力に接続送電サービス
もしくは臨時接続送電サービスの該当基本料金率または予備送電サービスの該当料金率を乗じてえた金額をその１月の力率により割引または割増ししたもの（ただし，予備送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合は，力率による割引または割増しをいたしません。）の1.5倍に相当する金額を，
契約超過金として契約者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過電力とは，その１月の最大需要電力等から接続
送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備送電サー
ビス契約電力を差し引いた値といたします。
(2) 契約超過金は，契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が直後の日程等別料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その日程等別料金とあわせて支払っていただきます。

41

力 率 の 保 持

(1) 低圧で供給する場合
イ

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

ロ

進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り- 118 -

付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，別表13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。
(2) 高圧または特別高圧で供給する場合
イ

接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として85パーセント以上に保持していただきます。
なお，軽負荷時には進み力率とならないようにしていただきます。

ロ

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

42

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
当社は，次の業務を実施するため，発電者の承諾をえて発電者の土地もしくは建物に，または需要者の承諾をえて需要者の土地もしくは建物に立ち入らせていただくことがあります。この場合（託送供給または発電量調整供給の終了
後の立入りとなる場合を含みます。）には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただきます。
なお，発電者または需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(1) 受電地点に至るまでの当社の供給設備および供給地点に至るまでの当社の供給設備または計量器等発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物の設計，施工（取付けおよび取外しを含みます。），改修または検査(2) 74（保安等に対する発電者および需要者の協力）によって必要な発電者または需要者の電気工作物の検査等の業務(3) 不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の- 119 -

試験，契約負荷設備，契約主開閉器もしくはその他電気工作物の確認もしくは検査または発電者もしくは需要者の電気の使用用途の確認(4) 計量器の検針または計量値の確認(5) 44（託送供給等の停止），52（契約の廃止）または54（解約等）により必要な処置(6) その他この約款によって，接続供給契約，振替供給契約および発電量調整
供給契約の成立，変更もしくは終了等に必要な業務または当社の電気工作物にかかわる保安の確認に必要な業務

43

託送供給等にともなう協力(1) 発電者または需要者が次の原因等により他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場合（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，必要な調整装置または保護装置を発電場所または需要場
所に施設していただくとともに，とくに必要がある場合には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，当社が供給設備を変更し，または専用供給設備を施設いたします。
イ

負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合

ロ

負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合

ハ負荷等の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合

ニ

著しい高周波または高調波を発生する場合

ホ

その他イ，ロ，ハまたはニに準ずる場合(2) 発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用される場合は，(1)に準じて取り扱います。
なお，この場合の料金その他の連系条件は，別に定める発電設備系統連系
サービス要綱によります。

- 120 -

44

託送供給等の停止(1) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当する場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

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

ロ

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

ハ61（引込線の接続）に反して，当社の供給設備と発電者の電気設備または需要者の電気設備との接続を行なった場合(2) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または発電契約者にその旨を警告しても改めない場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

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

ロ

電気工作物の改変等によって不正に当社の電線路を使用，または電気を使用された場合

ハ

契約負荷設備以外の負荷設備によって電気を使用された場合

ニ

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

ホ42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に反して，当社の係員の立入りによる業務の実施を正当な理由なく拒否された場合

ヘ

43（託送供給等にともなう協力）によって必要となる措置を講じられない場合(3) 契約者または発電契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または発電契約者にその改善を求めた場合で，39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じて- 121 -

いただけないときには，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

接続送電サービス契約電力をこえて接続送電サービスを使用される場合

ロ

臨時接続送電サービス契約電力をこえて臨時接続送電サービスを使用される場合

ハ

予備送電サービス契約電力をこえて予備送電サービスを使用される場合

ニ

発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合

ホ

接続供給電力が接続送電サービス契約電力を継続して下回る場合（19〔接続送電サービス〕(3)イ(ﾄ)に定める動力従量接続送電サービス，19〔接続
送電サービス〕(3)ロ(ﾊ)に定める高圧従量接続送電サービスまたは19〔接続送電サービス〕(3)ハ(ﾊ)に定める特別高圧従量接続送電サービスの適用を受ける場合に限ります。）(4) 発電者または需要者がその他この約款に反した場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
(5) (1)から(4)によって当該託送供給または発電量調整供給を停止する場合には，当社は，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給の停止のための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていた
だきます。
また，停止のための適当な処置を行なう場合には，その旨を文書等により発電者または需要者にお知らせすることがあります。

45

託送供給等の停止の解除
44（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止した

場合で，契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を解消したときには，当社は，すみやかに当該託送供給または発電量調整供給を再開いたします。

46

託送供給の停止期間中の料金- 122 -

44（託送供給等の停止）によって接続供給を停止した場合には，その停止期間中については，まったく電気を使用しない場合の月額料金を32（料金の算定）により日割計算をして，料金を算定いたします。

47

違

約

金

(1) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために料金の全部または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の３倍に相当する金額を，違約金として託送供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者から申し受けます。
イ１（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合

ロ

44（託送供給等の停止）(2)ロ，ハまたはニの場合(2) (1)の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。
(3) 不正に使用した期間が確認できない場合は，６月以内で当社が決定した期
間といたします。

48

損害賠償の免責(1) 11（託送供給等の開始）(2)によって託送供給または電力量調整供給の開始
日を変更した場合，38（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止した場合，または発電者の発電設備等に連系する当社の供給設備の事故により発電者の発電もし
くは放電を制限し，または中止した場合で，それが当社の責めとならない理由によるものであるときには，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約
者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。
(2) 44（託送供給等の停止）によって託送供給もしくは発電量調整供給を停止
した場合または54（解約等）によって接続供給契約，振替供給契約，発電量
調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約を解約した場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害に- 123 -

ついて賠償の責めを負いません。
(3) 44（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合または54（解約等）によって契約者もしくは発電契約者が54（解約等）(1)ロに該当する旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。
(4) 当社に故意または過失がある場合を除き，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者が漏電その他の事故により受けた損害について賠償の責めを負いません。

49

設 備 の 賠 償契約者，発電契約者，発電者または需要者が故意または過失によって，発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物，電気機器その他の設備を損傷し，または亡失した場合は，その設備について次の金額を託送供給契約については
契約者に，発電量調整供給契約については発電契約者に賠償していただきます。
(1) 修理可能の場合
修理費(2) 亡失または修理不可能の場合帳簿価額と取替工費との合計額- 124 -

Ⅵ
50

契約の変更および終了

契 約 の 変 更(1) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整
供給契約の内容に変更が生じる場合は，Ⅱ（契約の申込み）に定める新たに接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を希望される場合に準じて接続供給契約，振替供給契約，発電量調整
供給契約または需要抑制量調整供給契約を変更するものとし，すみやかに当社に変更を申し出ていただきます。
(2) 契約電力等の減少を希望される場合の(1)による契約の変更は，次のとおりといたします。
イ

契約者は，あらかじめ契約電力等の減少希望日を定めて，当社に申し出ていただきます。この場合，当社は，原則として，契約者が申し出た契約
電力等の減少希望日に契約電力等を減少させるための適当な処置を行ないます。

ロ

契約電力等は，次の場合を除き，契約者が当社に申し出た減少希望日に減少いたします。

(ｲ) 当社が契約者からの申出を減少希望日の翌日以降に受けた場合は，申出を受けた日に契約電力等が減少したものといたします。
(ﾛ) 当社の責めとならない理由（非常変災等の場合を除きます。）により契約電力等を減少させるための処置ができない場合は，契約電力等を減少させるための処置が可能となった日に減少するものといたします。
(3) 低圧で供給する場合で，需要者が小売電気事業者の変更を希望され，契約者が接続供給契約を変更するときの(1)による接続供給契約の変更は，次のとおりといたします。
イ

需要者への電気の供給を廃止される契約者は，あらかじめ当該需要者に係る供給地点への託送供給の廃止希望日を定めて，当社に申し出ていただ
きます。ただし，廃止申込みがロの開始申込みより先だって行なわれた場
合で，当該需要者への電気の供給を新たに開始される契約者からの当該供- 125 -

給地点への託送供給の開始の申込みが廃止希望日の２暦日前から起算して８営業日前の日の１暦日前（記録型計量器を取り付けている場合は廃止希
望日の２暦日前から起算して１営業日前の日の１暦日前といたします。）
までに行なわれなかったときには，当社は，当該廃止申込みの承諾を取り消します。
また，廃止日は，当該供給地点への電気の供給を新たに開始される契約者が当社と定めた開始日と同一の日といたします。
ロ

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

ハイおよびロにおける営業日は，当社が定めるものとし，契約者にお知ら
せいたします。

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

51

名 義 の 変 更合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者または需要抑制契約

者が，それまで託送供給または電力量調整供給を受けていた契約者，発電契約- 126 -

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

52

契 約 の 廃 止(1) 契約者が接続供給契約もしくは振替供給契約を廃止しようとされる場合，発電契約者が発電量調整供給契約を廃止しようとされる場合または需要抑制
契約者が需要抑制量調整供給契約を廃止しようとされる場合は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者は，あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知していただきます。この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給を終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていただきます。
(2) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整
供給契約は，54（解約等）および次の場合を除き，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当社に通知された廃止期日に消滅いたします。
イ

当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者の廃止通知を廃止期日の翌日以降に受けた場合は，通知を受けた日に接続供給契約，振替供給契- 127 -

約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が消滅したものといたします。
ロ

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

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

53

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算(1) 次の場合には，当社は，接続供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を契約者に，発電量調整供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を発電契約者に，それぞれ精算していただきます。
なお，この場合は，受電地点または供給地点ごとに精算するものといたします。
イ

接続供給の場合(ｲ) 低圧で供給する場合
ａ

契約者が19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約電力分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯時- 128 -

間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パー
セントを割増ししたものを適用いたします。
また，当社は，契約者が19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，71（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力量は，
19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
ｂ

契約者が19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される19（接続
送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービ
ス契約電力分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続
送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。
また，当社の供給設備のうち19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，71（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
- 129 -なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ(a)により算定した値または接続送電サービス契約
電力の減少分と残余分の比であん分したものといたします。
ｃ

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

ｄ

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

(ﾛ) 高圧または特別高圧で供給する場合
ａ

契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金または予備送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された契約電力分につき該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設
備について，71（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力量は，

接続送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
ｂ

契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金または予備送電サービス料金について，さかのぼって，減少契約電力分につき該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用いたします。また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力または予備送電サー
ビス契約電力の減少に見合う部分について，71（臨時工事費）の臨時工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
- 130 -なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電サービ
ス契約電力の減少分と残余分の比であん分したものといたします。
(ﾊ) 19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定める契約者（19〔接続送電サービス〕(2)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕により生じた不足
電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(2)イ(ｲ)に準じて定める契約者を含みます。）が，需要場所における受電設備等を新たに設定し，または需要場所における受電設備の総容量等を増加された日以降１年に満たないで接続送電サービス
契約電力を消滅させ，または19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる場合は，(ｲ)または(ﾛ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)または(ﾛ)にいう接続送電サー
ビス契約電力を新たに設定するとは，需要場所における受電設備等を新たに設定することとし，接続送電サービス契約電力を増加するとは，需要場所における受電設備の総容量等を増加することとし，接続送電サー
ビス契約電力を減少するとは，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少することといたします。
ロ

発電量調整供給の場合(ｲ) 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去
後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(ﾛ) 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，当社の供給設備のうち契約受電電力または予備送電サービス
契約電力の減少に見合う部分について，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(2) 発電者または需要者が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され，利用- 131 -

されてからの期間が１年以上になる場合には，１年以上利用される契約電力等に見合う部分については，(1)にかかわらず精算いたしません。
なお，接続供給契約または発電量調整供給契約の消滅または変更の日以降に１年以上にならないことが明らかになった場合には，明らかになった日に(1)に準じて精算を行ないます。
(3) 非常変災等やむをえない理由による場合は，(1)にかかわらず精算いたし
ません。

54

解

約

等

(1) 当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契
約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
なお，この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせいたします。
また，契約者，発電契約者または需要抑制契約者がロに該当する場合は，その旨を文書等により発電者，需要者または需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者にお知らせすることがあります。
イ

44（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止された契約者，発電契約者，発電者または需要者が当社の定めた期日までにその理由となった事実を解消されない場合

ロ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場
合(ｲ) 料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ﾛ) 他の接続供給契約（既に消滅しているものを含みます。），発電量調整
供給契約（既に消滅しているものを含みます。）または需要抑制量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。）の料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ﾊ)料金以外の債務を支払われない場合
ハ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，- 132 -

39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，
発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないとき。
(ｲ) ８（契約の要件）を欠くに至った場合(ﾛ) 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ﾊ) 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量と発電量調整
受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ﾆ) 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量と需要抑制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ﾎ) 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁にベースラインが著しく不適当と認められるとき。
(ﾍ) 発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合(ﾄ) その他この約款に反した場合(2) 需要者がその需要場所から移転され，電気を使用されていないことが明らかな場合には，契約者または需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
この場合，当社が当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に接続供給契約および需要抑制量調整
供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

55

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

- 133 -

Ⅶ
56

受電方法および供給方法ならびに工事

受電地点，供給地点および施設

(1) 受
イ

電

地

点

電気の受電地点は，当社の供給設備と発電者の電気設備との接続点といたします。ただし，発電者の電気設備が当社の供給設備と電気的に接続しない場合の受電地点は，会社間連系点といたします。

ロ

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

(ｲ) 山間地，離島にある発電場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の発電設備等の設置が見込まれない発電場所
から電気を受電する場合(ﾛ) 当社の立入りが困難な発電場所から電気を受電する場合(ﾊ) １建物内の２以上の発電場所から電気を受電する場合で各発電場所までの電気設備が当社の管理の及ばない場所を通過することとなるとき。
(ﾆ) 58（地中引込線）(4)により地中引込線によって電気を受電する場合(ﾎ) その他特別の事情がある場合
(2) 供
イ

給

地

点

接続供給の場合(ｲ) 供給地点は，当社の供給設備と需要者の電気設備との接続点といたします。
(ﾛ) 供給地点は，需要場所内の地点とし，当社の供給設備から最短距離にある場所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，契約者と当社との協議により，需要場所以外の地点を供給地点とすることがあります。
ａ

山間地，離島にある需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将- 134 -

来においても周辺地域に他の需要が見込まれない需要場所に対して電気を供給する場合ｂ

当社の立入りが困難な需要場所に対して電気を供給する場合

ｃ

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

ロｄ58（地中引込線）(4)により地中引込線によって電気を供給する場合

ｅ

その他特別の事情がある場合

振替供給の場合
供給地点は，会社間連系点といたします。

(3) 受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備は，当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。
なお，当社は，発電者または需要者（共同引込線による引込みで電気を受電または供給する複数の発電者または需要者を含みます。）のみのために発電者または需要者の土地または建物に引込線，接続装置等の供給設備を施設する場合は，その施設場所を発電者または需要者から無償で提供していただ
きます。
(4) 付帯設備（(3)により発電者または需要者の土地または建物に施設される供給設備を支持し，または収納する工作物およびその供給設備の施設上必要な発電者または需要者の建物に付合する設備をいいます。）は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
(5) 特定送配電事業を営む者が維持および運用する電線路に複数の発電場所または複数の需要場所が接続する場合の受電地点または供給地点は，(1)または(2)に準じて契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，当該複数の発電場所または複数の需要場所につき，１受電地点または
１供給地点といたします。
- 135 -

57

架 空 引 込 線

(1) 当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者または需要者の建造物または補助支持物の引込線取付点までは，当社が施設いたします。
(2) 引込線取付点は，当社の供給設備の最も適当な支持物から原則として最短距離の場所であって，堅固に施設できる点を契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
(3) 受電地点または供給地点から発電者または需要者の引込開閉器に至るまでの配線（以下「引込口配線」といいます。）は，託送供給のために施設する
場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
(4) 引込線を取り付けるため発電場所内または需要場所内に設置する引込小柱等の補助支持物は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が補助支持物を無償で使用できるものといたします。
(5) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者
または需要者の引込小柱等の補助支持物を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ

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

ロ

イにより当社が管理を行なう引込線または補助支持物を改修し，または- 136 -

撤去する場合は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材
料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。また，これにともない新たに施設される場合の引込線または補助支持物は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

58

地 中 引 込 線

(1) 架空引込線を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もしくは地域的な事情により不適当と認められる場合で，当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なうときには，次のイまたはロの最も当社の供給設備に近い接続点までを当社が施設いたします。
イ

発電者が発電場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点または需要者が需要場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点

ロ

当社が施設する計量器（付属装置を含みます。）または接続装置の接続点
なお，当社は，発電者または需要者の土地または建物に接続装置等を施設することがあります。
(2) (1)により当社の供給設備と接続する電気設備の施設場所は，当社の供給設備の最も適当な支持物または分岐点から最短距離にあり，原則として，地中
引込線の施設上とくに多額の費用を要する等特別の工事を必要とせず，かつ，
安全に施設できる次のいずれにも該当する場所とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，これ以外の場合には，発電場所内または需要場所内の地中引込線は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
イ

発電者または需要者の構内における地中引込線のこう長が50メートル程
度以内の場所- 137 -

ロ

建物の３階以下にある場所

ハその他地中引込線の施設上特殊な工法，材料等を必要としない場所(3) 地中引込線の施設上必要な付帯設備は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調
整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。この場合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
なお，この場合の付帯設備は，次のものをいいます。
イ

鉄管，暗きょ等発電者または需要者の土地または建物の壁面等に引込線をおさめるために施設される工作物（π引込みの場合のケーブルの引込みおよび引出しのために施設されるものを含みます。）

ロ

発電者または需要者の土地または建物に施設される基礎ブロック（接続装置を固定するためのものをいいます。）およびハンドホール

ハ

その他イまたはロに準ずる設備(4) 接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者の希望によりとくに地中引込線によって行なうときには，地中引込線
は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。ただし，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，(1)に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，65（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)，(4)または68（供給地点への供給設備の工事費負担金）(2)の工事費負担金を契約者または発電契約者から申し受けます。

59

連接引込線等(1) 当社は，建物の密集場所等特別の事情がある場所では，連接引込線（１発電場所または１需要場所の引込線から分岐して支持物を経ないで他の発電場
所の受電地点または他の需要場所の供給地点に至る引込線をいいます。）または共同引込線によって当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備と- 138 -

の接続をすることがあります。この場合，当社は，分岐装置を発電者または需要者の土地または建物に施設することがあります。
なお，発電者または需要者の電気設備との接続点までは，当社が施設いたします。
(2) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者
または需要者の引込口配線を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電気を供給することがあります。
イ

当社は，発電者または需要者の引込口配線から分岐して，他の発電者または他の需要者への連接引込線を施設いたします。この場合，その引込口
配線の終端までは共同引込線とし，その管理（材料費の負担を含みます。）
は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点は，当社が管理を行
なう共同引込線の終端に変更いたします。

ロ

イにより当社が管理を行なう共同引込線を改修し，または撤去する場合
は，当社が工事を行なうものとし，この場合に生ずる撤去材料は，原則として，発電者または需要者にお返しいたします。また，これにともない新たに施設される共同引込線は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。

60

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
中高層集合住宅等の場合で，１建物内の２以上の発電場所または需要場所において電気を受電または供給するときには，当社は，原則として共同引込線による１引込みで電気を受電または供給いたします。
なお，技術上その他やむをえない場合は，当社は，発電者または需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたします。この場合，変圧器の２次側接続点までは，当社が施設いたします。

61

引込線の接続当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
- 139 -なお，契約者または発電契約者の希望によって引込線の位置を変更し，またはこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受けます。

62

計量器等の取付け(1) 料金の算定上必要な計量器，その付属装置（計量器箱，変成器，変成器の２次配線および計量情報等を伝送するための通信装置等をいいます。）および区分装置（力率測定時間を区分する装置等をいいます。）については，以下のとおりといたします。ただし，記録型計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために当社が発電者または需要者の電気工作物を使用する場合の当該電気工作物は計量器の付属装置とはいたしません。
イ

接続供給電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置は，原則として，接続送電サービス契約電力等に応じて当社が選定し，かつ，
当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。ただし，契約者の希望によって計量器の付属装置を施設する場合または変成器の２次配線等でとくに多額の費用を要する場合については，契約者の負担により，契約者で取り付けていただくことがあります。

ロ

発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置は，原則として，契約受電電力に応じて当社が選定し，かつ，当社の所有とし，当社で取り付けます。この場合，当社は66（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。

(2) 計量器，その付属装置および区分装置の取付位置は，適正な計量ができ，かつ，検査ならびに取付けおよび取外し工事が容易な場所（低圧で受電または供給する場合，原則として屋外といたします。）とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
また，集合住宅等の場合で，契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置を建物内に取り付けたときには，契約者または発電契約者と当社との協議により，あらかじめ解錠のための鍵等を提出していただくことがあります。
- 140 -

(3) 計量器，その付属装置および区分装置の取付場所は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。また，(1)により契約者または発電契約者が施設するものについては，当社が無償で使用できるものといたします。
(4) 当社は，記録型計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために発電者または需要者の電気工作物を使用することがあります。この場合には，当社が無償で使用できるものといたします。
(5) 契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の取付位置を変更し，またはこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受けます。
(6) 法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器およびその付属装置を取り替える場合には，当社は，低圧で受電するときを除き，実費を発電契約者から申し受けます。

63

通信設備等の施設(1) 給電指令上必要な通信設備等は，当社の所有とし，工事費負担金として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。
(2) 通信設備等の施設場所は，施設工事，検査および保守点検作業が容易な場
所とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，通信設備等の施設場所については，発電者または需要者から無償で提供していただきます。
(3) 契約者または発電契約者の希望によって，通信設備等の施設場所を変更し，
またはこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受けます。
(4) 系統連系技術要件に定めるＮ－１電制の実施に必要な装置は，発電契約者で施設していただきます。
なお，施設等に要した費用の実費について，当社から発電契約者にお支払いいたします。

64

専用供給設備- 141 -

(1) 当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設
備を施設いたします。この場合，受電地点への供給設備については65（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)または(4)の工事費負担金を，供給地点への供給設備については68（供給地点への供給設備の工事費負担金）(2)の工事費負担金を申し受けます。
イ

契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給および他の発電者からの受電に支障がないと認め
られる場合

ロ

43（託送供給等にともなう協力）の場合

ハ

発電者もしくは需要者の施設の保安上の理由，または発電場所，需要場
所およびその他周囲の状況から将来においても他に当該供給設備の使用が見込まれない等の事情により，特定の契約者または発電契約者のみが使用されることになる供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認められる場合(2) (1)の専用設備は，受電地点から受電地点に最も近い変電所（受電地点に最も近い変電所が専ら受電のために施設される変電所である場合は，当該変電所から最も近い変電所といたします。）までの電線路または供給地点から供給地点に最も近い変電所までの電線路（配電盤，継電器およびその変電所の受電電圧もしくは供給電圧と同位電圧の母線側断路器またはこれに相当する接続点までを含みます。）に限ります。ただし，特別の事情がある場合は，受電電圧または供給電圧と同位の電線路およびこれに接続する変圧器（１次電圧側線路開閉器を含みます。）とすることがあります。
(3) (2)において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(4) (1)および(2)において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，供給地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(5) 当社は，供給設備を２以上の契約者または発電契約者が共用する専用供給設備とすることがあります。ただし，(1)イの場合は，次に該当する場合で，いずれの契約者または発電契約者にも承諾をいただいたときに限ります。
イ

２以上の契約者または発電契約者が同時に申込みをされる場合で，いず- 142 -

れの契約者または発電契約者も，当社が専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望されるとき。
ロ

契約者または発電契約者が，当社が既に施設されている専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望される場合- 143 -

Ⅷ
65

工事費の負担

受電地点への供給設備の工事費負担金(1) 受電側接続設備の工事費負担金
イ

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない新たに受電側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）を施設するときには，当社は，別表14（標準設計）に定める設計（以下「標準設計」といいます。）で施設する場合の工事費（以下「標準設計工事費」といいます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

ロ

Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電側接続設備とは，当社が高圧または特別高圧で受電する場合において，受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止等を目的として施設される変電所を除きます。）の引出口に施設される断路器の受電地点側接続点（基幹送電設備から受電側接続設備を分岐する場合は，基幹送電設備の接続点といたします。）から他の変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止等を目的として施設される変電所を除きます。）を経ないで受電地点に至る電線および引込線等をいいます。また，Ⅷ(工事費の負担)の各項において,受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。

(2) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約
者から申し受けます。

(ｲ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
(ﾛ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工- 144 -

事費の全額なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(ﾊ) 受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設
備に限ります。また，専用供給設備を除きます。）を施設する場合は，ａおよびｂの金額ａ

当該供給設備の工事費のうち，発電等設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負担等の在り方に関する指針（以下「指針」といいます。）にもとづき算定した金額
ただし，この約款実施の際現に適用されている託送供給等約款（以下「旧託送供給等約款」といいます。）64（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)aただし書の適用を受ける場合は，ただし書により算定した金額といたします。
ｂ

発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，次の金額

新増加契約受電電力１キロワットにつき
ロ

3,630 円 00 銭

受電地点において21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) 受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ

発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にと- 145 -

もなわないで，発電契約者の希望によって当該受電地点への供給設備を変更する場合は，61（引込線の接続），62（計量器等の取付け）または63（通信設備等の施設）によって実費相当額を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ

43（託送供給等にともなう協力）によって受電地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

(4) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合もしくは受電地点への供給設備を変更する場合で，低圧で受電するとき（受電の用に供することを主たる目的とするときに限ります。）は，(2)イ(ｲ)，(ﾛ)および(3)にかかわらず，その受電の用に供することによって必要となる工事費（(2)イ(ﾊ)により申し受ける金額を除きます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(5) 工 事 費 の 算 定(1)，(2)，(3)および(4)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ

工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される
場合を除き，標準設計工事費といたします。

(ｲ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担
関連費を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
(ﾛ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ﾊ) 土地費は，工事費に含みません。ただし，架空受電側接続設備の経過
地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
- 146 -

(ﾆ) 架空受電側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空受電側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾎ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ﾍ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
ロ

発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。

ハ

当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して受電する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。

(ｲ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合
工事費

×

使用回線数
施設回線数

(ﾛ) 管路等を利用して電気を受電する場合
工事費
ニ

×

使用孔数
施設孔数－予備孔数

当社が特別高圧で受電する電気について，使用開始後３年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備（特別高圧のノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，変電所相互間を連絡する電線路を除きます。）とみなします。

ホ(2)イ(ﾊ)の場合，使用開始後３年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。なお，ノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，高圧の供給設備および当社が適当であると認めた供給設備に限ります。）とみなします。
- 147 -

へ

低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。

(6) 受電地点への供給設備の工事費負担金は，受電地点ごとに，発電量調整供給契約ごとに算定いたします。
ただし，２以上の発電契約者が受電地点への供給設備の全部または一部を共用する場合の工事費負担金の算定は，次によります。
イ

２以上の発電契約者から共同して申込みがあった場合，または２以上の発電契約者のうち１の発電契約者が代表して工事費負担金を支払われる旨を申し出られた場合の工事費負担金は，その代表の発電契約者による１申込みとみなして算定いたします。

ロ

２以上の発電契約者から同時に申込みがあった場合の工事費負担金は，発電契約者ごとに算定いたします。この場合，発電契約者ごとの共用部分の工事費は，原則として契約受電電力の比であん分した金額といたします。

(7) 特例区域等の発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受
電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への供給設備を施設するときには，当社は，(1)，(2)または(4)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(2)の場合に準じて算定いたします。

66

受電用計量器等の工事費負担金
発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに受電地点における電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り付けるときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。ただし，低圧で受電する場合で，受電の用に供することを主たる目的とするときには，その受電の用に供することによって必要となる工事費を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

- 148 -

67

会社間連系設備の工事費負担金
契約者が新たに託送供給を開始し，または契約受電電力等を増加される場合

で，これにともない会社間連系設備を新たに施設するときには，当社は，工事費負担金を契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または振替供給契約の内容等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。

68

供給地点への供給設備の工事費負担金(1) 供給側接続設備の工事費負担金
イ

低圧または高圧で供給する場合(ｲ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）の工事こう長が架空の場合は1,000メートル，地中の場合は150メートル
をこえるときには，当社は，その超過こう長に次の金額を乗じてえた金
額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
区

分

単

位

金

額

架空供給側接続設備の場合 超過こう長１メートルにつき3,410 円 00 銭

地中供給側接続設備の場合 超過こう長１メートルにつき

27,170 円 00 銭

なお，張替えまたは添架を行なう場合は，架空供給側接続設備についてはその工事こう長の60パーセント，地中供給側接続設備についてはその工事こう長の20パーセントに相当する値を新たに施設される供給側接続設備の工事こう長とみなします。
(ﾛ) ２以上の供給地点に係る供給側接続設備の全部または一部を共用する- 149 -

場合の工事費負担金の算定は，次によります。
ａ

２以上の契約者から共同して申込みがあった場合，または契約者から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望される場合の工事費負担金の無償こう長は，(1)イ(ｲ)の無償
こう長に供給地点の数を乗じてえた値といたします。

ｂ

２以上の契約者から同時に申込みがあった場合，または契約者から２以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望されない場合の工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたしま
す。この場合，それぞれの供給地点における供給側接続設備の工事こう長については，共用される部分の工事こう長を共用する供給地点の数で除してえた値にその供給地点に係って単独で使用される部分の工事
こう長を加えた値を，新たに施設される供給側接続設備の工事こう長
といたします。

(ﾊ) 架空供給側接続設備と地中供給側接続設備とをあわせて施設する場合の(ｲ)の超過こう長は，次により算定いたします。
ａ

地中供給側接続設備の超過こう長は，地中供給側接続設備の工事こう長から地中供給側接続設備の無償こう長を差し引いた値といたします。

ｂ

架空供給側接続設備の超過こう長は，架空供給側接続設備の工事こう長といたします。ただし，地中供給側接続設備の工事こう長が地中供給側接続設備の無償こう長を下回る場合は，次によります。

架空供給側接続設備の超過こう長
架空供給側接続－設備の工事こう長＝(

地中供給側接続
地中供給側接続－設備の無償こう長設備の工事こう長×ロ)

架空供給側接続設備の無償こう長
地中供給側接続設備の無償こう長特別高圧で供給する場合(ｲ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給- 150 -

を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）
についてａにより算定される工事費がｂの当社負担額をこえるときには，
当社は，その超過額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
ａ

工

事

費

(a) 架空供給側接続設備の場合

新増加接続送電サービス契約電力１キロワットにつき（工事こう長 100 メートル当たり）
標準電圧 20,000 ボルトで供605 円 00 銭
給する場合
標準電圧 60,000 ボルトで供176 円 00 銭
給する場合

なお，標準電圧20,000ボルトで当社が供給する場合で，支持物に電柱を使用するときには，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の15パーセントといたします。
(b) 地中供給側接続設備の場合

新増加接続送電サービス契約電力１キロワットにつき（工事こう長 100 メートル当たり）
標準電圧 20,000 ボルトで供880 円 00 銭
給する場合
標準電圧 60,000 ボルトで供572 円 00 銭
給する場合

なお，張替えを行なう場合には，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の20パーセントといたします。
ｂ

当 社 負 担 額

新増加接続送電サービス契約電力１キロワットにつき5,500 円 00 銭(ﾛ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力を増加される場合で，使用開始後３年以内の供給設備を利用して当社が- 151 -

供給するときは，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
ハ19（接続送電サービス）(2)ニにより接続送電サービス契約電力を定める
供給地点の接続送電サービス契約電力は，この(1)の工事費負担金の算定上，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）
により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分を含まないもの
といたします。

ニ

次の言葉は，Ⅷ（工事費の負担）の各項においてそれぞれ次の意味で使用いたします。

(ｲ) 供給側接続設備
供給地点への供給の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，発電所または変電所の引出口に施設される断路器の供給地点側接続点（送電線路から供給側接続設備を分岐する場合は，送電線路の接続点
といたします。）から他の発電所または変電所を経ないで供給地点に至る
電線および引込線等をいいます。
(ﾛ) 供

給

地

点

会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(ﾊ) 工 事 こ う 長
標準設計にもとづき算定される供給地点から最も近い供給設備までの供給側接続設備のこう長をいい，実際に施設されるこう長とは異なることがあります。
なお，単位は，１メートルとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
ホ

低圧で供給する場合，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，次の値が増加する場合といたします。

(ｲ) 電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯
別接続送電サービス，電灯従量接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスの契約負荷設備の総容量- 152 -

(ﾛ) 契約

電力

なお，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要場所における契約負荷設備の総容量等を増加されるときは，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
また，供給電気方式を交流単相２線式標準電圧100ボルトまたは200ボル
トから交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトに変更される場
合は，接続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
へ高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続
送電サービス契約電力を定めるとき（19〔接続送電サービス〕(2)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕
により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(2)イ(ｲ)に準じて定める場合を含みます。）には，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，需要場所における受電設備の総容量を増加される
場合といたします。

(2) 供給地点への特別供給設備の工事費負担金
イ

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力等を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

(ｲ) 契約者の希望によって標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
ただし，供給地点が行政庁から認可，認定等を受けている市街地開発事
業等（都市計画法第４条第７項に規定する市街地開発事業その他これらに類する事業をいいます。）に係る区域の場合で，地中供給側接続設備を施設するときは，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の工- 153 -

事費を差し引いた金額といたします。
(ﾛ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
ロ

19（接続送電サービス）(2)ニにより接続送電サービス契約電力を定める
供給地点において需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給のために接続送電サービスを利用される場合または供給地点において予備送電サービスを利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，供給側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ

契約者が接続送電サービス契約電力等または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，契約者の希望によって供給地点への当社の供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを含みます。）は，61（引込線の接続），62（計量器等の取付け）または63（通信設備等の施設）によって実費相当額を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

ロ

43（託送供給等にともなう協力）によって供給地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

(4) 工 事 費 の 算 定- 154 -

(2)および(3)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ

工事費は，契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合
を除き，標準設計工事費とし，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費
および建設分担関連費を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ｲ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ﾛ) 土地費は，工事費に含みません。ただし，架空供給側接続設備の経過
地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾊ) 架空供給側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空供給側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ﾎ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
(ﾍ) 契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，71（臨時工事費）に準じて算定いたします。
ロ

契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，
イに準じて算定いたします。

ハ低圧または高圧で供給する場合で，(2)イ(ｲ)に該当し，かつ，その工事費を(1)イ(ｲ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イおよびロにかかわらず，標準設- 155 -

計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費をいずれも(1)イ(ｲ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
ニ

当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して供給する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。

(ｲ) 鉄塔を利用して電気を供給する場合
工事費 ×

使用回線数
施設回線数

(ﾛ) 管路等を利用して電気を供給する場合
工事費 ×
ホ

使用孔数
施設孔数－予備孔数

当社が特別高圧で供給する電気について，使用開始後３年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
なお，この場合の工事費は，(1)ロ(ｲ)ａに準じて算定いたします。

ヘ(2)ロの場合の工事費は，次のとおりといたします。

(ｲ) 高圧で供給する場合(1)イ(ｲ)に定める超過こう長１メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められる場合は，イまたはロにかかわらず，その工事費を(1)イ(ｲ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長１メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して算定いたします。
(ﾛ) 特別高圧で供給する場合
契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，
イにかかわらず，(1)ロ(ｲ)ａおよび(ﾛ)によって算定いたします。
なお，21（予備送電サービス）によって当社が供給する場合で，供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）と予備供給設- 156 -

備とをあわせて施設するときの予備供給設備の工事費は，(1)ロ(ｲ)ａの該当欄の単価の20パーセントを適用して算定いたします。
ト

低圧または高圧で供給する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるとき（ハおよびへ(ｲ)の場合を除きます。）は，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。

チ

特例区域等の契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービ
ス契約電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への供給設備を施設するときには，当社は，(1)または(2)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(2)の場合に準じて算定いたします。

69

工事費負担金の申受けおよび精算(1) 当社は，工事費負担金を原則として工事着手前に契約者または発電契約者から申し受けます。
なお，９（検討および契約の申込み）(4)にもとづき系統連系保証金を申し受けた場合は,系統連系保証金を工事費負担金に充当いたします。
(2) 工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するものといたします。
イ68（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)にもとづき算定される場
合は，次に該当するとき。

(ｲ) 設計変更等により，架空供給側接続設備または地中供給側接続設備のいずれかの工事こう長の変更の差異が５パーセントをこえる場合(ﾛ) その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合
ロ

65（受電地点への供給設備の工事費負担金），66（受電用計量器等の工事費負担金），67（会社間連系設備の工事費負担金），68（供給地点への供- 157 -

給設備の工事費負担金）(2)（68〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(1)の超過こう長１メートル当たりの金額にもとづいて工事費を算定する
場合は，イに準ずるものといたします。）および68（供給地点への供給設
備の工事費負担金）(3)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
(ｲ) 低圧または高圧で受電または供給する場合ａ

設計変更により，電柱（鉄塔，鉄柱を含みます。），電線および変圧器等の主要材料の規格が変更となる場合，または主要材料の数量の変更（低圧引込線を除きます。）の差異が５パーセントをこえる場合ｂ

設計時と払出時との間で材料費の単価に変動が生じた場合（設計から払出しまでの期間が短いときを除きます。）

ｃ

その他特別の事情により，工事費負担金に著しい差異が生じた場合(ﾛ) 特別高圧で受電または供給する場合
原則としてすべての場合(3) 当社は，工事費負担金を申し受けて施設した受電側接続設備または供給側接続設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が特別高圧で受電または供給する電気について，その利用が供
給設備の使用開始後３年以内に行なわれる場合で，その受電側接続設備または供給側接続設備を使用開始したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，その差額をお返しいたします。
(4) 当社は，65（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)に定める供給設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用することがあります。
なお，当社が受電する電気または特別高圧で供給する電気について，その利用が供給設備の使用開始後３年以内に行なわれる場合で，その供給設備を使用開始したときにさかのぼって２以上の契約者または発電契約者が共用する供給設備として算定した場合の工事費負担金が既に申し受けた工事費負担金を下回るときは，原則としてその差額をお返しいたします。
- 158 -

(5) 当社は，契約者または発電契約者の承諾をえて，専用供給設備を専用供給
設備以外の供給設備に変更することがあります。
なお，その変更が供給設備の使用開始後10年以内に行なわれる場合は，その専用供給設備を使用開始したときにさかのぼって専用供給設備以外の供給設備として算定した工事費負担金と，既に申し受けた工事費負担金との差額をお返しいたします。
(6) 低圧または高圧で供給する場合，居住用の分譲地として整備された地域等
において，原則として１年以内にすべての建物が施設される場合で，すべての供給地点について２以上の契約者が共同して申込みをされたときまたはすべての供給地点について契約者から申込みがあり，かつ，一括して工事費負担金を算定することを希望されるときには，当社は，施設を予定しているすべての建物に対する工事こう長のうち無償こう長に供給地点の数の70パーセ
ントの値を乗じてえた値をこえる部分を超過こう長として算定される68（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)の工事費負担金を当初に申し受けます。
また，工事費負担金契約書（72〔工事費等に関する契約書の作成〕に定める工事費等に関する契約書をいいます。）に定める期日に既に供給を開始している供給地点の数により工事費負担金を精算いたします。この場合の精算の対象となる工事こう長は，共同して申込みをされた供給地点の数と供給を開始した供給地点の数とが異なる場合であっても，施設された供給設備に応じたものといたします。

70

供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け(1) 託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合
供給設備の一部または全部を施設した後，契約者または需要者の都合によって託送供給の開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合は，当社は，要した費用の実費を契約者から申し受けます。
- 159 -

なお，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督等に費用を要したときは，その実費を契約者から申し受けます。
(2) 発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合
供給設備の一部または全部を施設した後，発電契約者または発電者の都合によって発電量調整供給の開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される場合等は，当社は，要した費用の実費を発電契約者から申し受けます。ただし，発電契約者との間で電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定める場合は，供給設備の工事を行なう前であっても，原則としてその金額を発電契約者から申し受けます。
なお，電力広域的運営推進機関送配電等業務指針に定める保証金を返還す
る事情に該当する場合は，当社は，系統連系保証金をお返しいたします。
また，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督等に費用を要したときは，その実費を発電契約者から申し受けます。

71

臨 時 工 事 費

(1) 20（臨時接続送電サービス）によって供給する場合で，これにともない新たに供給設備を施設するときには，当社は，新たに施設する供給設備の工事費にその設備を撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額
から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を，臨時工事費として，契約者から，原則として工事着手前に申し受けます。
なお，低圧または高圧で供給する場合，撤去後の資材の残存価額は，変圧器，開閉器等の機器についてはその価額の95パーセント，その他の設備についてはその価額の50パーセントといたします。
また，特別高圧で供給する場合， 原則として，撤去後の資材のうち変圧器，開閉器等の機器については，契約使用期間１月（１月未満は，１月といたします。）につきその価額の１パーセントを差し引いた金額を残存価額といたします。
(2) 臨時工事費を申し受ける場合は，68（供給地点への供給設備の工事費負担- 160 -

金）の工事費負担金は申し受けません。
(3) 低圧または高圧で供給する場合，新たに施設する供給設備のうち，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分については臨時工事費を申し受けません。
(4) 臨時工事費の精算は，69（工事費負担金の申受けおよび精算）(2)ロの場合に準ずるものといたします。

72

工事費等に関する契約書の作成
当社は，契約者もしくは発電契約者が希望される場合または当社が必要とする場合は，工事費等に関する必要な事項について，原則として工事着手前に，契約書を作成いたします。

- 161 -

Ⅸ
73

保

安

保 安 の 責 任
当社は，受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設

備（当社が所有権を有さない設備を除きます。）ならびに計量器等発電場所内
および需要場所内の当社の電気工作物について，保安の責任を負います。

74

保安等に対する発電者および需要者の協力(1) 次の場合には，発電者または需要者からすみやかにその旨を当社に通知していただきます。この場合には，当社は，ただちに適当な処置をいたします。
イ

発電者または需要者が，引込線，計量器等その発電場所内および需要場
所内の当社の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状もしくは故障が生ずるおそれがあると認めた場合

ロ

発電者または需要者が，発電者または需要者の電気工作物に異状もしくは故障があり，または異状もしくは故障が生ずるおそれがあり，それが当社の供給設備に影響を及ぼすおそれがあると認めた場合(2) 発電者または需要者が，当社の供給設備を使用しないことが明らかな場合
で，当社が保安上必要と認めるときは，その期間について，当社は，(1)に準じて，適当な処置をいたします。
(3) 発電者または需要者が，当社の供給設備に直接影響を及ぼすような物件の設置，変更または修繕工事をされる場合および物件の設置，変更または修繕工事をされた後，その物件が当社の供給設備に直接影響を及ぼすこととなった場合には，その内容を当社に通知していただきます。この場合において，
保安上とくに必要があるときには，当社は，発電者または需要者にその内容の変更をしていただくことがあります。
(4) 当社は，必要に応じて，託送供給または発電量調整供給の開始に先だち，接続供給電力または発電量調整受電電力をしゃ断する開閉器の操作方法等について，発電者および需要者と協議を行ないます。

- 162 -

75

調査(1) 当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(2) 調査は，次の事項について行ないます。ただし，必要がないと認められる
場合には，その一部を省略することがあります。
イ

絶縁抵抗値または漏えい電流値の測定

ロ

接地抵抗値の測定ハ点

検(3) 当社は，(1)の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措
置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいたします。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書により，原則として調査時に行ないます。

76

調査等の委託(1) 当社は，75（調査）の業務の全部または一部を経済産業大臣の登録を受けた調査機関（以下「登録調査機関」といいます。）に委託することがあります。
(2) 当社は，(1)によって委託した場合には，委託先の名称，所在地および委託した業務内容等を記載した文書等により，需要者にお知らせいたします。

77

調査に対する需要者の協力(1) 需要者が電気工作物の変更の工事を行なった場合には，その工事が完成したとき，すみやかにその旨を当社または登録調査機関に通知していただきます。
(2) 当社は，75（調査）(1)により調査を行なうにあたり，必要があるときは，需要者の承諾をえて電気工作物の配線図を提示していただきます。
- 163 -

78

検査または工事の受託(1) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作物の検査を当社に申し込むことができます。
(2) (1)の申込みを受けた場合には，当社は，すみやかに検査を行ないます。この場合には，当社は，検査料として実費を申し受けます。ただし，軽易なものについては，無料とすることがあります。
(3) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作物の工事を当社に申し込むことができます。
(4) (3)の申込みを受けた場合には，当社は，できる限りこれを受託いたします。
受託したときには，当社は，実費を申し受けます。ただし，電線被覆損傷箇所のテープ巻き等の軽易なものについては，材料費（消耗品を除きます。）
のみを申し受けます。

79

自家用電気工作物
需要者の電気工作物のうち自家用電気工作物については，この約款のうち次のものは，適用いたしません。
(1) 75（調査）(2) 76（調 査 等 の 委 託）
(3) 77（調査に対する需要者の協力）(4) 78（検査または工事の受託）- 164 -

附
１

実

施

期

則

日

この約款は，令和５年12月27日から実施いたします。

２ 受電電気方式，供給電気方式，受電電圧および供給電圧についての特別措置
受電電気方式，供給電気方式，受電電圧および供給電圧については，当社の供給設備の都合でやむをえない場合には，当分の間，本則にかかわらず交流３相３線式標準電圧3,000ボルトまたは13,800ボルトで託送供給等を行なうことがあります。この場合において，料金その他の供給条件は，3,000ボルトで託送供給等を行なうときには高圧で託送供給等を行なう場合に，また，13,800ボル
トで託送供給等を行なうときには標準電圧20,000ボルトで託送供給等を行なう
場合に準ずるものといたします。

３

揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置(1)に定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者から申出がある場合は，料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたし
ます。
(1) 適
イ

用

範

囲

揚水発電設備または蓄電池（以下「揚水発電設備等」といいます。）が設置された需要場所に供給され揚水または蓄電された接続供給に係る電気が，当該需要場所以外の需要場所に託送供給される場合であること。

ロ

イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気や揚水発電設備等が設置された需要場所
内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，物理的に区分する
等，何らかの方法で明確に区分が可能となるよう措置されており，(ｲ)および(ﾛ)を明確に区分して定めることが可能であること。ただし，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，(ｲ)および(ﾛ)をあらか
じめ契約者と当社との協議により定めることがあります。
- 165 -

(ｲ) 当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する最大電力（キロワット）（以下「揚水最大電力」といいます。）およびそれ以外の電気の最大電力（以下「その他最大電力」といいます。）(ﾛ) 当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する電力量（以下「揚水等接続供給電力量」といいます。）およびそれ以外の電気の電力量（以下「その他接続供給電力量」といいます。）
ハイおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定められた順序または手続き等に従って揚水または蓄電および発電または放電を制御することが可能なものであること。

(2) 接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金
接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，あらかじめ１年ごとに契約者と当社との協議により揚水発電設備等における揚水または蓄電および発電等に係る電気の損失率（以下「揚水等損失率」といいます。）を定め，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｄ，(ﾊ)ｄ，(ﾆ)ｄ，(ﾎ)ｃ，(ﾍ)ｃ，(ﾄ)ｃ，ロ(ｲ)ｃ，(ﾛ)ｃ，(ﾊ)ｃ，ハ(ｲ)ｃ，(ﾛ)ｃもしくは(ﾊ)ｃ，または，20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｃ，(ﾆ)ｃ，ロ(ﾊ)もしくはハ(ﾊ)の適用にあたっては，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービ
ス料金の算定上，イ(ｲ)または(ﾛ)により，接続供給課金対象電力または接続
供給課金対象電力量を定め，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力または接続供給電力量に代えて適用いたします。
なお，高圧または特別高圧で供給する場合で，１年を通じて最大需要電力
等が夜間時間に発生するときのピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(4)ハにかかわらず，ロといたします。
イ

接続供給課金対象電力または接続供給課金対象電力量(ｲ) 接続供給課金対象電力
当該供給地点における接続供給課金対象電力（キロワット）は，次のとおりといたします。
接続供給課金
揚水等
その他＝ 揚水最大電力 ×
＋
対象電力
損失率
最大電力
- 166 -

(ﾛ) 接続供給課金対象電力量
当該供給地点における接続供給課金対象電力量は，次のとおりといたします。
接続供給課金
揚水等接続
揚水等
その他接続
＝
×
＋
対象電力量
供給電力量
損失率
供給電力量
ロ

１年間を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生する場合のピークシ
フト電力
高圧または特別高圧で供給する場合のピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大電力およびその他最大
電力ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに昼間時間最大電力を修正のうえ，ピークシフト電力を適正なものに変更していただきま
す。
ハ

そ

の

他

(ｲ) 19（接続送電サービス）(3)イ(ｲ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ，(ﾊ)ａまたは(ﾆ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電
サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス（自己等への電気の供給の用に供する接続供給の場合に限ります。）
を適用いたします。
(ﾛ) 20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ｲ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａにかかわらず，電灯臨時接続送電サービスを適用いたします。
(ﾊ) 20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾊ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾆ)ａにかかわらず，動力臨時接続送電サービス- 167 -

を適用いたします。
(3) 電力および電力量の算定
当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上
必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうとき
は，接続対象計画電力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計
画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)，(20)および(21)にかかわらず，次のとおりといたします。
イ

接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
なお，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系
統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，契約者は，別途，当該供給地点における30分ごとの接続
対象電力量の計画値をあらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
ロ

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系
統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）- 168 -

は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差＝ 接続対象電力量 － 接続対象計画電力量対応補給電力量ハ

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30分ごとの接続対象電力量がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系
統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）
は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点におけるその30分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量の計画値を当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差＝ 接続対象計画電力量 － 接続対象電力量対応余剰電力量(4) 計量器等の取付け
料金の算定上必要な計量器等については，62（計量器等の取付け）によるものといたします。また，これに加え，(1)イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気や揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，(1)ロによって区分する場合には，区分するために必要な計量- 169 -

器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(5) 供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
接続供給電力量および最大需要電力等は，29（計量）および附則６（受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なった電圧で計量することがあります。この場合，接続供給電力量
および最大需要電力等は，計量された接続供給電力量および最大需要電力等を，供給電圧と同位にするために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた計量損失率によって修正したものといたします。

４

発電量調整供給契約についての特別措置［再生可能エネルギー発電設備］(1) 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場
合は，原則として，契約者または特定送配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバランシンググループに属することはできないものといたします。
(2) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電量調整供給契
約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先立ち，契約者（当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結する契約者を除きます。）
または特定送配電事業者は，受電地点特定番号を明らかにして，申込書（当社所定の様式によります。）により，受電側接続検討の申込みをしていただ
きます。
(3) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締結する電気事業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約の変更を希望されるこ- 170 -

とにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，当社
は，50（契約の変更）(3)に準じて契約を変更していただくことがあります。
(4) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が特定送配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達することを希望されるときは，契約者は，当社が受電地点において発電量調整供給を行なう際に必要となる事項について，特定送配電事業者が当社に通知する旨を承諾した文書を提出していただ
きます。
(5) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が平成28年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネルギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイオマス発電設備」といいます。〕であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ

８（契約の要件）(2)イは，適用いたしません。

ロ

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エ
ネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。

ハ

特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシング- 171 -

グループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規
則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
この場合，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)およびロ(ﾛ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電バラン
シンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググ
ループに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計画
差対応電力）(2)イ(ﾛ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電
計画差対応余剰電力料金は，特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾛ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ

特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規
則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググ

ループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（卸電力取引
所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。ただし，38（給電指令の実施等）（2）ニの場合で，ノンファーム
電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けないものとして売買取引を行なうもの。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
この場合，25（給電指令時補給電力）(2)ロにかかわらず，給電指令時補- 172 -

給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およびその他の発電バランシンググループに係る補給について，それぞれ25（給電指令時
補給電力）(2)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ

インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分
ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価（再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保に係る単価をいいます。
）を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。

ヘ

インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確
保料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応補給電力料金に準じて次の各項によるものといたします。

(ｲ) 28（料金の算定期間）(ﾛ) 32（料金の算定）(ﾊ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ﾆ) 34（料金その他の支払方法）(ﾎ) 35（保証金）(ﾍ) 47（違約金）(ﾄ) 54（解約等）
ト

当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受
電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行い，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要- 173 -

となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
チ

ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社がノンファーム電源の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，トにかかわらず，契約者は，発電量調整受電計画電力量の見直しを行なっていただきます。
リ

契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，変更後の発電量調整受電計
画電力量にもとづき発電計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進
機関を通じて当社に通知していただきます。

ヌリで定めた計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに当社に通知していただきます。

ル

この料金その他の供給条件の適用を開始した後１年間はこの料金その他の供給条件の適用を継続していただきます。また，この料金その他の供給条件の適用を終了した後１年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。

(6) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達するときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（(5)において，契約者が希望される場合を除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金およびロにより算定されるインバランスリスク料といたします。

ロ

インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分
ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。

ハ

インバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるものといた- 174 -

します。
(ｲ) 28（料金の算定期間）(ﾛ) 32（料金の算定）(ﾊ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ﾆ) 34（料金その他の支払方法）(7) (1)により発電量調整供給契約を締結する発電場所（低圧で受電する場合に限ります。）において，イに該当する複数の発電設備等（各発電設備等の出力が10キロワット未満の場合に限ります。また，特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備を除きます。）を使用する発電場所で，契約者または発電契約者から適用の申出がある場合は，当分の間，必要となるその他の供給条件は，ロからホのとおりといたします。
イ

適用

次のいずれかに該当する場合に適用いたします。
(ｲ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の発電設備等を設置する発電場所で，特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備以外の電気を発電契約者が受電する場合(ﾛ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備を複数設置する発電場所
で，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備と当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備が混在する場合または当社の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合
ロ

供給および契約の単位
当社は，15（供給および契約の単位）(1)にかかわらず，１発電場所につき，１電気方式，１引込，２計量をもって発電量調整供給を行ないます。この場合，当該発電場所に係る発電バランシンググループは，計量区分ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。
ハ計

量

当社は，29（計量）(1)にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型計量器および複数の発電設備等を区分するため- 175 -

に取り付けた記録型計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記録型計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型計量器で計量された電力量の差し引きにより，30分ごとに，発電バランシンググルー
プごとに，電力量を仕訳いたします。この場合，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
ニ37（託送供給等の実施）(3)ヘは，適用いたしません。

ホイの適用を廃止しようとされる場合またはイの適用に該当しなくなった
場合は，当該発電場所に係る取扱いを終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，必要に応じて契約者，発電契約者および発電者に協力していただ

きます。
(8) 契約者が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備から契約者が締結する特定契約に係る電気を受電する場合，当該バイオマス発電設備に係る発電量調
整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ

特例発電バランシンググループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で30分ごとに計量された電力量に，当該バイオマス発電設備のバイオマス比率（発電によりえられる電気の量に占めるバイオマスを変換してえられる電気の量の割合をいい，特定契約の料金の算定期間ごとに算定される値といたします。）を乗じてえた値とし，30分ごとに算定いたします。

ロ

契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バ
ランシンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，37（託送供給等の実施）(3)ヘに準じて電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。

ハイのバイオマス比率は，算定後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根
拠に関する文書を契約者から提出していただきます。
- 176 -

ニ

特例発電バランシンググループと同一計量する発電バランシンググルー
プに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で計量された30分ごとの電力量からイおよびロにより算定された特例発電バ
ランシンググループに係る30分ごとの発電量調整受電電力量を差し引いた値にもとづき，本則に準じて算定いたします。

(9) その他の事項については，発電契約者の場合に準ずるものといたします。

５

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置(1) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といいます。）
における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応
補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，24（需要抑制量調整
受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，25（給電指令時補給電力）(1)ニまたは(2)ニにかかわらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき38 円 71 銭

ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。

(2) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画
差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
単価については，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)または24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)にかかわらず，次のとおりといたします。

- 177 -

１キロワット時につき
６19 円 84 銭

受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量および最大需要電力等は，29（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，発電量調整受電電力量，接続供給
電力量および最大需要電力等は，計量された発電量調整受電電力量，接続供給
電力量および最大需要電力等を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として３パーセントの計量損失率によって修正したものといたします。

７

記録型計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置(1) 低圧で供給する場合で，30分ごとに計量することができない計量器（以下「記録型計量器以外の計量器」といいます。）で計量するときの接続供給電
力量および接続送電サービス契約電力については，次のとおりといたします。
イ

移行期間における30分ごとの接続供給電力量
その１月のうち記録型計量器以外の計量器で計量する期間（以下「移行期間」といいます。）における30分ごとの接続供給電力量は，移行期間において計量された接続供給電力量を移行期間における30分ごとの接続供給電
力量として均等に配分してえられる値といたします。ただし，移行期間の接続供給電力量を時間帯区分ごとに計量する場合は，移行期間において各
時間帯区分ごとに計量された接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30
分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ロ 移行期間において料金の変更があった場合の30分ごとの接続供給電力量
ハ，19（接続送電サービス）(2)イ(ﾛ)または20（臨時接続送電サービス）(2)イによって，接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力を定める場合で，移行期間において，接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サー
ビス契約電力等を変更したことにより，料金に変更があったときは，移行期間における接続供給電力量を，料金の変更のあった日の前後の期間の日- 178 -

数にそれぞれ接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約
電力を乗じた値の比率により区分して算定いたします。
この場合，移行期間における料金の変更のあった日の前後の接続供給電
力量を，イに準じて，30分ごとの接続供給電力量として均等に配分いたします。
ハ

接続送電サービス契約電力
契約者が19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定めることを希望される場合は，当分の間，19（接続送電サービ
ス）(2)イ(ｲ)にかかわらず，供給地点ごとに，負荷設備の容量等を基準として，契約者と当社との協議によって定めることがあります。
(2) 発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電電力量を記録型計量器以外の計量器で計量するときの30分ごとの発電量調整受電電力量の計量値は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。

８

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合の特別措置(1) １発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する場合
で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，30（電力および電力量の算定）(18)イおよび(19)イにおける発電量調整受電計
画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，30（電力および電力量の算定）(2)イにかかわらず，発電契約者と当社との協議によってその30分ごとに定めた値を，当該受電地点におけるその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
(2) １発電場所において，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等が混在する場合は，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等を異なる発電バランシンググループに設定していただきます。また，当該受電地点における30分ごとの電力量および電力量の計画値は，発電契約者と当社との協議によって発電バランシンググループごとに定めます。この場合，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量- 179 -

された電力量および当該受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみなします。

９

損害賠償の免責についての特別措置［再生可能エネルギー発電設備］
発電者が再生可能エネルギー特別措置法附則第４条第１項に定める旧特定供給者に該当する場合で，38（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限
し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号トにおいて特定契約申込者が補償を求めることができるとされている場合の損害に限ります。）を受けたときは，48（損害賠償の免責）(1)にかかわらず，発電契約者の求めに応じ，当社は，当該損害について，
再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号トに定める額を限度として，補償するものといたします。
なお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。

10

みなし小売電気事業者についての特別措置
この約款実施の際現に改正前の電気事業法附則第２条において，改正後の電気事業法第２条の２の登録を受けたものとみなされた小売電気事業者における需要抑制量調整供給に係る取り扱いは，この約款における契約者とみなして取り扱います。

11

軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置(1) 需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合における特別措置イに定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者からこの特別措置の適用の申出がある場合の料金および必要となるその他の供給条
件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

適 用 範 囲契約者が次の時間帯に，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電- 180 -

サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用する場合に適用いたします。
(ｲ) 軽負荷期（毎年１月１日から４月30日までおよび11月１日から12月31日までの期間をいいます。）における土曜日，日曜日または「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，１月４日， 12月
30日および12月31日の午前９時から午後５時までの時間(ﾛ) 再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間（当社が再生可能エネ
ルギー発電設備の出力抑制の可能性または出力抑制の要請を公表した場合における当該出力抑制の対象となる時間帯をいいます。）
ロ

特別措置の適用申込みおよび使用の申出(ｲ) 契約者は，この特別措置の適用を希望する供給地点にかかる事項（需要者の名称，需要場所〔供給地点特定番号を含みます。〕）を明らかにして，当社所定の様式により，申込みをしていただきます。
(ﾛ) 原則として，当社が指定する期限までに，使用の申出をしていただきます。
ハ

接続送電サービス契約電力
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）(2)ニによって定めた値といたします。
なお，19（接続送電サービス）(2)ニの不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分の算定上，この特別措置により電気を使用された
その１月の最大需要電力等は，その１月の最大需要電力等から19（接続送電サービス）(2)ニの契約者と当社との協議によって定めた値を差し引いたものといたします。
また，１年間を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生するときの昼
間時間最大電力は，19（接続送電サービス）(4)ロにかかわらず，(ｲ)とし，
ピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(4)ハにかかわらず，(ﾛ)といたします。
(ｲ) 昼間時間最大電力- 181 -

昼間時間最大電力は，需要場所における負荷設備および受電設備の内
容，１年間を通じての昼間時間における最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により，適用の対象とする供給地点ごとに定めます。ただし，19（接続送電サービス）(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合の昼間時間最大電力は，１年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値といたします。また，
19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修，事故（停電による停止等を含みます。）または，当社が，イ(ｲ)または(ﾛ)の時間帯に，需要者の発電設備を停止または出力を抑制したことにより生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19（接続送電サービス）(2)
イに準じて値を定めるときの昼間時間最大電力は，昼間時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービ
ス）(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
(ﾛ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，適用の対象とする供給地点ごとに，１月につき次のとおり算定いたします。
なお，19（接続送電サービス）(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の１年を通じての夜間時間における最大需要電力等といたします。
また，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修，事故（停電による停止等を含みます。）または，当社が，イ(ｲ)または(ﾛ)の時間帯に，需要者の発電設備を停止または出力を抑制したことにより生じた不足電力の補- 182 -

給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19（接続送電サー
ビス）(2)イに準じて値を定めるときは，次の式における適用の対象とす
る供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の夜間時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該不足電力の補給にあてるための電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定
めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
ピークシフト電力 ＝適用の対象とする供給地点の当該供給地点の－接続送電サービス契約電力
昼間時間最大電力

なお，各月の昼間時間における接続供給電力の最大値の実績等から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに昼間時間最大電力を修正のうえ，ピークシフト電力を適正なものに変更していただ
きます。
ニ

接続送電サービス料金
この特別措置により電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)，(ﾛ)ｃ(a)，ハ(ｲ)ｃ(a)または(ﾛ)ｃ(a)における需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）
により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときに準じて算定いたします。ただし，その１月にこの特別措置により電気を使用し，かつ，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)，(ﾛ)ｃ(a)，ハ(ｲ)ｃ(a)または(ﾛ)ｃ(a)に準じて算定いたします。
ホ

そ

の

他

(ｲ) 当社は，契約者との間で，この特別措置の適用に必要となる事項について，別途覚書を締結することがあります。
(ﾛ) 当社は，電気の需給状況その他によってやむをえない場合には，この- 183 -

特別措置の適用をしないことがあります。
(2) １年間を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生する場合の取扱いについての特別措置
イ19（接続送電サービス）(4)の適用を受ける供給地点において，需要者が軽負荷期における土曜日の午前９時から午後５時までの時間または再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間に負荷移行を行ない，１年間を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間（夜間時間，軽負荷期における土曜日の午前９時から午後５時までの時間および再生可能エネルギー発電
設備出力抑制対象時間をいいます。）に発生する場合で，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，当分の間，19（接続送電サービス）(4)にかかわらず，19（接続送電サービス）(3)によって算定された金額から(ｲ)によって算定されたピークシフト
割引額を差し引いたものといたします。

(ｲ) ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(4)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(4)イにいう
ハのピークシフト電力は，(ﾊ)のピークシフト電力といたします。
(ﾛ) 負荷移行元時間最大電力
１年間を通じての負荷移行元時間（負荷移行先時間以外の時間をいいます。）における最大の接続供給電力（以下「負荷移行元時間最大電力」といいます。）は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１
年間を通じての負荷移行元時間における最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により，適用の対象とする供給地点ごとに定めます。ただし，19（接続送電サービス）(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合の負荷移行元時間最大電力は，１年を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値といたします。また，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための- 184 -

電気の供給分以外の供給分について，19（接続送電サービス）(2)イに準じて値を定めるときの負荷移行元時間最大電力は，負荷移行元時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって算定いたしま
す。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，19（接続
送電サービス）(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
(ﾊ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，適用の対象とする供給地点ごとに，１月につき次のとおり算定いたします。
なお，19（接続送電サービス）(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の１年を通じての負荷移行先時間
における最大需要電力等といたします。
また，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19（接続送電サービス）(2)イに準じて値を定めるときは，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の負荷移行先時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該不足電力の補給にあてるための電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたもの
といたします。
当該供給地点の適用の対象とする供給地点のピークシフト電力 ＝－ 負荷移行元時間
接続送電サービス契約電力
最大電力- 185 -

なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等
から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに負荷
移行元時間最大電力を修正のうえ，ピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ﾆ) １年間を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが19（接続送電サービス）(4)の取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕(4)によって適用したピークシフト割引額を含みます。
）の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
また，この取扱いの適用が解消された後１年に満たない場合は，この取扱いを適用いたしません。
(ﾎ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）(4)ニに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）(4)ニに定める適用後１年に満たない場合の取扱いは適用いたしません。
ロ

高圧または特別高圧で供給する場合で，需要者が負荷移行元時間から負荷移行先時間への負荷移行を行なった結果，１年間を通じての最大需要電力等が負荷移行先時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，当分の間，19（接続送電サービス）(3)によって算定された金額から(ｲ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたものといたします。

(ｲ) ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(4)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）（4）イにいう
ハのピークシフト電力は，(ﾊ)のピークシフト電力といたします。
(ﾛ) 負荷移行元時間最大電力- 186 -

１年間を通じての負荷移行元時間最大電力は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，１年間を通じての負荷移行元時間における最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議により，適用の対象とする供給地点ごとに定めます。ただし，19（接続送電サービス）(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合の負荷移行元時間最大電力は，１年を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値といたします。また，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，
19（接続送電サービス）(2)イに準じて値を定めるときの負荷移行元時間
最大電力は，負荷移行元時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定
めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。
(ﾊ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により負荷移行元時間から負荷移行先時間に移行された増分電力をいい，適用の対象とする供給地点
ごとに，１月につき次のとおり算定いたします。
なお，19（接続送電サービス）(2)イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の１年を通じての負荷移行先時間
における最大需要電力等といたします。
また，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19（接続送電サービス）(2)イに準じて- 187 -

値を定めるときは，次の式における適用の対象とする供給地点の接続送電サービス契約電力は，当該供給地点の負荷移行先時間における30分ごとの接続供給電力量からその30分の当該不足電力の補給にあてるための電気の使用分（契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって算定いたします。）を差し引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）(2)ニで原則として需要者の発電設備の容量を基準として契約者と当社との協議によって定めた値を加えたもの
といたします。
ピークシフト電力 ＝

当該供給地点の適用の対象とする供給地点の－ 負荷移行元時間
接続送電サービス契約電力
最大電力

なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等
から，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに負荷
移行元時間最大電力を修正のうえ，ピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。
(ﾆ) １年間を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピー
クシフト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電
サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
また，この取扱いの適用が解消された後１年に満たない場合は，この取扱いを適用いたしません。
ハ

附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場合のピー
クシフト電力は，附則３（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）(2)ロもしくはイ(ﾊ)またはロ(ﾊ)にかかわらず，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の１年を通じ- 188 -

ての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水
最大電力およびその他最大電力ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等か
ら，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに負荷移
行元時間最大電力を修正のうえ，ピークシフト電力を適正なものに変更していただきます。

12

再エネ海域利用法に係る特別措置
再エネ海域利用法第８条第１項の規定による海洋再生可能エネルギー発電設備整備促進区域の指定に関する国からの要請による受電側接続検討について，
電力広域的運営推進機関から依頼を受けた場合は，受電側接続検討の申込みがなされたものとみなし，９（検討および契約の申込み）（1）にもとづき受電側接続検討をいたします。この場合，調査料については，選定事業者を発電者とする発電契約者から申し受けます。
13

バランシンググループの設定に係る特別措置
契約者，発電契約者または需要抑制契約者が配電事業者（当社供給区域内において事業を営むものに限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第27条の12の11第１項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件を含みます。以下「配電事業者の約款」といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場合で，当該配電事業者の配電事業に係る業務の一部（発電量調整受電計画
差対応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計画差対応電
力の不足電力の補給または送電超過分電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指令等により生じた不足電力の補給に係る業務といたします。）について，当該配電事業者と当社との間で受委託に関する契約を締結し，かつ，契- 189 -

約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者の供給区域における需要場所または発電場所（調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で設定する需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制バランシンググループに属することを希望されるときの料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
(1) 代表契約者の選任
契約者および配電事業者の約款に定める契約者が複数となる場合で，１需
要バランシンググループを設定することを希望されるときは，次のとおりとしていただきます。
イ

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

ロ

契約者は，配電事業者と締結する接続供給契約においても，イによって代表契約者に選任された契約者を代表契約者としてあらかじめ選任していただきます。ただし，イによって代表契約者に選任された契約者と配電事業者が接続供給契約を締結し，イにおいて１需要バランシンググループを設定する他の契約者が当該配電事業者と接続供給契約を締結しない場合を除きます。

(2) 契 約 の 要 件- 190 -

需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制
契約者が特定卸供給を行なう事業を営むものであるときは，８（契約の要件）(3)イにかかわらず，次のいずれにも該当すること。
イ

需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）に対して，次の(ｲ)および(ﾛ)の事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。

(ｲ) 需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）(ﾛ) 需要抑制の実施頻度および時期
ロイによってえられた100キロワットをこえる電気（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整供給契約における電気を含みます。）を供給しようとするものであること。

ハ

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

ニ

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

ホ

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

(3) 供給および契約の単位
イ

接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需要バラン
シンググループを設定していただきます。

ロ

発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における発電場所（調整電源に該当する場合を除きます。）について，この約款で設定する発電バランシンググループと同一の発電バランシンググループを設定していただきます。

ハ

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域に- 191 -

おける需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシンググル
ープと同一の需要抑制バランシンググループを設定していただきます。
なお，需要抑制契約者は，需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力量の算定方法（30〔電力および電力量の算定〕(14)イまたはロならびに配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方
法をいいます。）が同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシ
ンググループ（配電事業者の約款で設定する需要抑制バランシンググルー
プを含みます。）に属することはできないものといたします。
(4) 料
イ

金

発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，22（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおり
といたします。
(ｲ) 適

用

発電バランシンググループにおいて，38(給電指令の実施等)(5)もしく
は配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応電力a

発電量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用範囲30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
）が，その30分の（5）ロの発電量調整
受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
- 192 -

(b) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整
受電計画差対応補給電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応補給電
力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b

発電量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用範囲30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
）が，その30分の（5）ロの発電量調整
受電計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整
受電計画差対応余剰電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応余剰電
力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算定
上，23（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたしま
す。
(ｲ) 適

用
- 193 -

38(給電指令の実施等)(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事
業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応電力a

接続対象計画差対応補給電力(a) 適 用範囲30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）が，その30分の(5)ニの接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(c)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
b

接続対象計画差対応余剰電力(a) 適 用範囲30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）が，その30分の(5)ニの接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(c)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
- 194 -

(c) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ハ

需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画差対

応電力の算定上，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 適用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力a

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用範囲30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める
需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(5)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計
といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力- 195 -

(a) 適 用範

囲30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める
需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(5)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計
といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ニ

給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，25（給電指令時補給電力）にかかわらず，
次のとおりといたします。
(ｲ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
a

適

用 範

囲

38（給電指令の実施等）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される
電気を使用されているときに適用いたします。
b

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

c

給電指令時補給電力量- 196 -

給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)ヌにより30分ごとに算定された値といたします。
d

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

(ﾛ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
a

適

用 範

囲

38（給電指令の実施等）(5)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されている
ときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。
b

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

c

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)チにより30分ごとに算定された値といたします。

d

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ただし，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，ノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが- 197 -

連系設備の送電容量等による制限を受けないものとして売買取引を行なうもの。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等もしくはファーム電源（配電事業者の約款に定める
ファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電
指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。
(5) 電力および電力量の算定
イ

発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(3)にかかわらず，ロの発電量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ

発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(4)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画
といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画
電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
ハ

接続対象計画電力
接続対象計画電力は，30（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ニ

接続対象計画電力量- 198 -

接続対象計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計
画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたします。
ホ

需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ヘ

需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運
営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン） に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合
は, 別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)のとおりといたします。
ト

ベースライン
ベースラインは，30（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量を含みます。）- 199 -

を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数の接続送電サービス等が適用されている場合は，１接続送電サービス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ

発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算

定）(18)ロにかかわらず，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。
(ｲ) 30 分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその 30 分における発電量調整受電計
画電力量を下回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(ﾛ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なったとき
は，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30 分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量- 200 -

ａ 当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制（配電事業者の約款に定めるＮ－１電制を含みます。）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発電設備等を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
(ﾊ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なったとき
は，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30 分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合- 201 -

の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロま
たはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ニに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｂ 当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定めるフ
ァーム電源を含みます。
）に対して，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ
またはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場
合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合- 202 -

の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した
場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｃ 当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）であり，かつ，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事
業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，
38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)への場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施
した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引い- 203 -

た値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｄ 当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引い- 204 -

た値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

ｅ 当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等
および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合- 205 -

(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロま
たはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。
）
を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへに
よって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調- 206 -

整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の発電量調整実施等）(2)ホに＝ 受電計画電 －よる出力抑制対
力量
象電力量

－

発電量調整
受電電力量

(c) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調
整受電計
画差対応
補給電力
量
リ

発電量
調整受
＝
電計画
電力量

38（給電指38（給電指
発電量
令の実施
令の実施
調整受
等）(2)ニに等）(2)ホに
－
－
－ 電電力
よる出力抑
よる出力抑
量
制対象電力
制対象電力
量
量

発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算

定）(19)ロにかかわらず，30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定- 207 -

める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制（配電事業者の約款に定めるＮ－１
電制を含みます。）を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，
チによるものといたします。
発電量調整受電計画
差対応余剰電力量ヌ＝

発電量調整受電
電力量－

発電量調整受電計画
電力量

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(20)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただ- 208 -

し，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算
定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応補給電力量ル＝ 接続対象電力量－ 接続対象計画電力量

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算
定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
接続対象計画差対応余剰電力量ヲ＝ 接続対象計画電力量－ 接続対象電力量

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事
業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制バラン- 209 -

シンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定
上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合
は，30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整
受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量

需要抑制量調整
受電計画電力量＝－

需要抑制量調整
受電電力量

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として30（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
接続供給電力量＝

ワ

需要抑制量調整
受電計画電力量＋

１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）

－

ベース
ライン

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事
業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バラン
シンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計と- 210 -

いたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定
上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合
は，30（電力および電力量の算定）(14)ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計
画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量
調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量＝

需要抑制量調整
受電電力量－

需要抑制量調整
受電計画電力量(6) 託送供給等の実施
イ

接続供給の場合，契約者は，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）の需要想定値および需要想定値に対する調達計画・販売計画における接続対
象電力または接続対象電力量に，配電事業者の約款に定める接続対象電力
または接続対象電力量を含めていただきます。

ロ

発電量調整供給の場合，発電契約者は，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）の発電計画および調達計画・販売計画における発電量調整受電
電力または発電量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力または発電量調整受電電力量を含めていただきます。

ハ

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は，別表12（需要抑制計画・
調達計画・販売計画・ベースライン）の需要抑制計画および調達計画・販売計画における需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力または需要抑制量
調整受電電力量を含めていただきます。

(7) 解約等
当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当
し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場
合で，39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用- 211 -

状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，54（解約等）(１)ハ(ｲ)，(ﾛ)，(ﾊ)または(ﾆ)にかかわらず，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
イ

託送供給の場合は，８（契約の要件）(1)を，発電量調整供給の場合は，
８（契約の要件）(2)を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）(3)ロ，ハ，ニもしくはホまたは(2)を欠くに至った場合

ロ

接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量（配電事業者の約款に定める
接続対象電力量を含みます。）と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

ハ

発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）と発電量調整受電計画
電力量との間に著しい差が生じるとき。

ニ

需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）と需要抑
制量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。

(8) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
イ

契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設
備から電気を調達する場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(1)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググルー
プを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバランシンググループに属することはできないものといたし- 212 -

ます。
ロ

イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が平成28年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス発
電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法
施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。
）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。

(ｲ) 発電量調整供給に係る料金は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)ロにかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，(ﾛ)により算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合
は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整
力確保料は申し受けません。
(ﾛ) インバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)ホにかかわらず，特例発電バ
ランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事
業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバランス
リスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。また，再生可能エネルギー予
測誤差対応調整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整
受電電力量を含みます。）に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 当社は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)トにかかわらず，30分ごとの契約者が締結す- 213 -

る特定契約または当社，配電事業者もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更
後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実
施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
(ﾆ) ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社
または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノン
ファーム電源を含みます。）の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，(ﾊ)にかかわらず，契約者は，発電量調整受電計画
電力量の見直しを行なっていただきます。
ハイにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達するときの契約者の指定する発電バランシンググループ（ロにおいて，契約者が希望される場合を除きます。）に係るインバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(6)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。

(9)イ

発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計
画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金- 214 -

単価または給電指令時補給電力料金単価については，(4)イ(ﾛ)ａ(c)，(4)ロ(ﾛ)ａ(c)，(4)ハ(ﾛ)ａ(c)または(4)ニ(ｲ)ｄもしくは(4)ニ(ﾛ)ｄにかかわらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき38 円 71 銭

ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。
）
であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
ロ

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計
画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力
料金単価については，(4)イ(ﾛ)ｂ(c)，(4)ロ(ﾛ)ｂ(c)または(4)ハ(ﾛ)ｂ(c)にかかわらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき19 円 84 銭(10) その他の事項については，この約款および配電事業者の約款に準ずるものといたします。
14

近接性評価割引額の算定についての特別措置(1) 契約者が，配電事業者の供給区域に立地する近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)の近接性評価割引額の算定上，次のとおりといたします。
イ

当該近接性評価対象発電設備から配電事業者が受電した電力量を別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価割引単価の区分ごとの電力量とみなします。
- 215 -

ロ

契約者が，附則13（バランシンググループの設定に係る特別措置）の適用を受けている発電契約者から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)bの当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量は，附則13（バランシンググループの設定に係る特別措置）(5)ロとし，当該発電バランシンググループの発電量調整受電電力量には，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。

ハ

契約者が，配電事業者の約款に定める発電契約者（附則13〔バランシン
ググループの設定に係る特別措置〕の適用を受けている発電契約者を除きます。）から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)aの当該発電
バランシンググループに係る発電契約者が販売する電力量の計画値ならびに別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)bの当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量および当該発電
バランシンググループの発電量調整受電電力量は，配電事業者の約款に定めるところによります。

(2) 契約者が，附則13（バランシンググループの設定に係る特別措置）の適用を受けている場合，別表２（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）における近接性評価割引額の算定上，別表２（近接性評価地域および近接性
評価割引額の算定）(2)ロ(ﾛ)および(ﾊ)の接続対象計画電力量は，附則13（バランシンググループの設定に係る特別措置）(5)ニとし，別表２（近接性評価
地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ﾊ)の接続対象電力量には，配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
15

Ｎ－１電制の実施についての特別措置(1) 当社は，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(9)にかかわらず，Ｎ－１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額から，30- 216 -

分ごとのＮ－１電制時調達不足電力量に再生可能エネルギー特別措置法施行規則第13条の３の４に定める回避可能費用単価（以下「回避可能費用単価」といいます。）に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－１電制オ
ペレーション費用として契約者にお支払いいたします。
(2) 当社は，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって契約者または特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(9)にかかわらず，Ｎ－１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ－１電制時調達不足電力量に当該特定契約に係る再生可能エネルギー特別措置法第３条第２項または第８条第１項に定める調達価格を乗じてえた金額を加えた金額から，Ｎ－１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ－１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額および30分ごとのＮ－１電制時調達不足電力量に回避可能費用単価に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－１電制オペレーション費用として契約者または特定送配電事
業者にお支払いいたします。
(3) 当社は，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(9)にかかわらず，Ｎ－１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－１電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ－１電制時調達不足電力量に応じてえられる供給促進交付金の金額（再生可能エネルギー特別措置法第２条の４にもとづき算定される金額をいいます。）を加えた金額から，Ｎ－１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ－１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろ- 217 -

う費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。

- 218 -

別１

表

契約設備電力の算定
契約設備電力は，原則として，負荷設備の容量等を基準として定めるものといたします。
ただし，これによりがたい場合は，主開閉器の定格電流にもとづき別表３（契約電力の算定方法）に準じて算定いたします。

２

近接性評価地域および近接性評価割引額の算定(1) 近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。
都道府県
沖縄県

市町村
那覇市，宜野湾市，浦添市，糸満市，沖縄市，豊見城市，読谷村，嘉手納町，北谷町，北中城村，西原町，与那原
町，南風原町，八重瀬町

なお，近接性評価地域および近接性評価割引単価については，原則として，国において検討を実施している系統に係る費用の一部を発電者から回収する制度における割引地域設定等にともない見直しを行なうものといたします。
(2) 近接性評価割引額の算定
イ

近接性評価割引単価
近接性評価割引単価は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。
受電電圧が標準電圧 6,000 ボルト以下の場合
１キロワット 受電電圧が標準電圧 6,000 ボルトをこえ時につき60,000 ボルト以下の場合
受電電圧が標準電圧 60,000 ボルトをこ
える場合

ロ

44 銭
35 銭
18 銭

近接性評価割引電力量(ｲ) 近接性評価割引電力量は，次のａおよびｂにもとづき算定した発電バ
ランシンググループごとの電力量を30分ごとに合計したものとし，近接- 219 -

性評価割引単価の区分ごとに算定いたします。
ａ

発電バランシンググループごとの電力量は，30分ごとに次の算式により算定いたします。

当社が近接性評価対象
発電設備から受電した
近接性評価割引単価の区分ごとの電力量ｂ

当該発電バランシンググループに係る発電契約者から調達する電力量の計画値
×
当該発電バランシンググループに係る発電契約者が販売する電力量の計画値の合計値

発電バランシンググループの発電量調整受電電力量が，当該発電バ
ランシンググループの発電量調整受電計画電力量を上回る場合，当該発電バランシンググループに係るａの電力量の算定上，その30分の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価割引単価の区分ごとの電力量は，次の算式により算定された値といたします。

当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評
価割引単価の区分ごとの電力量の実績値

当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量×
当該発電バランシンググループの発電量調整受電電力量(ﾛ) 契約者が調達する電力量が接続対象計画電力量を上回る場合，その30分の近接性評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(ｲ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。
(ｲ)によって近接性評価割引
電力量として算定された値

接続対象計画電力量×
契約者が調達する電力量(ﾊ) 接続対象電力量が接続対象計画電力量を下回る場合は，その30分の近接性評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(ｲ)および(ﾛ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。
(ｲ)および(ﾛ)によって近接性評価
割引電力量として算定された値
ハ

接続対象電力量×
接続対象計画電力量

近接性評価割引額
近接性評価割引額は，近接性評価割引単価の区分ごとに30分ごとの近接性評価割引電力量のその１月（毎月１日から当該月の末日までといたしま- 220 -す。）の合計値に(2)イに定める単価を適用して算定された金額の合計とい
たします。

３

契約電力の算定方法
19（接続送電サービス）(2)イ(ﾛ)または20（臨時接続送電サービス）(2)イ(ﾛ)の場合の契約電力は，次により算定したものに，力率（100パーセントといたします。）を乗じてえた値といたします。
(1) 供給電気方式および供給電圧が交流単相２線式標準電圧100ボルトもしくは200ボルトまたは交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトの場合
契約主開閉器の定格電流（アンペア）× 電圧（ボルト）×

1
1,000

なお，交流単相３線式標準電圧100ボルトおよび200ボルトの場合の電圧は，200ボルトといたします。
(2) 供給電気方式および供給電圧が交流３相３線式標準電圧200ボルトの場合
契約主開閉器の定格電流（アンペア）× 電圧（ボルト）× 1.732 ×
４

1
1,000

負荷設備の入力換算容量(1) 照明用電気機器
照明用電気機器の換算容量は，次のイ，ロ，ハおよびニによります。
イ

け

い

光

灯

高力率型
低力率型
ロ

換 算
入力（ボルトアンペア)
管灯の定格消費電力(ワット)×150 パーセント
管灯の定格消費電力(ワット)×200 パーセント

ネ オ ン 管 灯

- 221 -

容量
入力(ワット)管灯の定格消費電力(ワット)×125 パーセント

換 算 容 量
入力（ボルトアンペア)
高力率型
低力率型
30
80
60
150
100
220
140
300
180
350

２次電圧
(ボルト)
3,000
6,000
9,000
12,00015,000
ハ

30
60
100
140
180

スリームラインランプ
管の長さ(ミリメートル）999 以下1,149 以下
1,556 以下
1,759 以下
2,368 以下ニ

入力(ワット)水銀換 算
入力（ボルトアンペア)
40
60
70
80
100

容

量
入力(ワット)
40
60
70
80
100

灯

出力
（ワット）
40 以下
60 以下
80 以下
100 以下125 以下200 以下250 以下300 以下400 以下700 以下1,000 以下

換 算 容 量入力（ボルトアンペア)
高力率型
低力率型
60
130
80
170
100
190
150
200
160
290
250
400
300
500
350
550
500
750
800
1,200
1,200
1,750

入力(ワット)
50
70
90
130
145
230
270
325
435
735
1,005

(2) 誘 導 電 動 機
イ

単相誘導電動機(ｲ) 出力が馬力表示の単相誘導電動機の換算容量（入力〔キロワット〕）- 222 -

は，換算率100.0パーセントを乗じたものといたします。
(ﾛ) 出力がワット表示のものは，次のとおりといたします。
出力
（ワット）
35 以下
45 以下
65 以下
100 以下200 以下400 以下550 以下750 以下ロ

換 算 容 量入力（ボルトアンペア)
入力（ワット）
高力率型
低力率型
―
160
―
180
―
230
250
350
出力（ワット）×133.0 パーセント
400
550
600
850
900
1,200
1,000
1,400

３相誘導電動機

契約負荷設備
低圧誘導電動機
高圧誘導電動機

換算容量（入力〔キロワット〕）
出力（馬力）
×93.3 パーセント
出力（キロワット）×125.0 パーセント
出力（馬力）
×87.8 パーセント
出力（キロワット）×117.6 パーセント(3) レントゲン装置
レントゲン装置の換算容量は，次によります。
なお，レントゲン装置が２以上の装置種別を兼ねる場合は，いずれか大きい換算容量といたします。

- 223 -

装置種別
（携帯型および移動型を含みます。）

最高定格
管 電 圧

管電流
（短時間定格電流）

換算容量
（入力）

(ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ)（ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ）（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）

定格１次最大入力（ｷﾛﾎﾞﾙﾄｱﾝﾍﾟｱ）の値といたします。

治療用装置
20 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

95 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ以下

診察用装置

20 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

30 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

30 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

50 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

50 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

100 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

100 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

200 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

200 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

300 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

300 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

1,000 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

200 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
95 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ超過
100 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ以下

200 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

300 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

300 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過

1,000 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

100 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ超過
125 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ以下

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

125 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ超過
150 ｷﾛﾎﾞﾙﾄﾋﾟｰｸ以下

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
500 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ超過
コ
ン
容
デ
量
ン
サ

蓄電器放電式
診察用装置

1,000 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下
1,000 ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ以下

0.75 ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下

1
1.5
2
3
4
5
7.5
10
5
6
8
13.5
9.5
16
11
19.5
1

0.75 ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
1.5 ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下
1.5 ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ超過
3 ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ以下

23(4) 電 気 溶 接 機
電気溶接機の換算容量は，次の算式によって算定された値といたします。
イ 日本産業規格に適合した機器（コンデンサ内蔵型を除きます。）の場合
入力
最大定格１次入力＝
×（キロワット）（キロボルトアンペア）
ロ

70 パーセントイ以外の場合入力
実測した１次入力＝
×（キロワット）（キロボルトアンペア）
(5) そ

の

他
- 224 -

70 パーセントイ(1)，(2)，(3)および(4)によることが不適当と認められる電気機器の換
算容量（入力）は，実測した値を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，特別の事情がある場合は，定格消費電力を換算容量（入力）とすることがあります。

ロ

動力と一体をなし，かつ，動力を使用するために直接必要であって欠くことができない表示灯は，動力とあわせて１契約負荷設備として契約負荷
設備の容量（入力）を算定いたします。

ハ

予備設備であることが明らかな電気機器については，契約負荷設備の容量の算定の対象といたしません。

５

離島ユニバーサルサービス調整(1) 離島ユニバーサルサービス調整額の算定
イ

離島平均燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島平均燃料価格は，貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島平均燃料価格は，100円単位とし，100円未満の端数は，10円の位で四捨五入いたします。
離島平均燃料価格＝Ａ×α
Ａ＝各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当たりの平均原油価格
α＝1.0000
なお，各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当たりの平均原油価格は，１円とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
ロ

離島基準燃料価格
原油換算値１キロリットル当たりの離島基準燃料価格は，79,300円とい

たします。
ハ

離島調整上限燃料価格- 225 -

原油換算値１キロリットル当たりの離島調整上限燃料価格は，119,000円
といたします。
ニ

離島ユニバーサルサービス調整単価
離島ユニバーサルサービス調整単価は，次の算式によって算定された値

といたします。
なお，離島ユニバーサルサービス調整単価の単位は，１銭とし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(ｲ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を下回
る場合
離島ユニ
バーサル
＝（離島基準燃料価格－離島平均燃料価格）×
サービス
調整単価

(2)の離島基準単価
1,000(ﾛ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を上回
り，かつ，離島調整上限燃料価格以下の場合
離島ユニ
バーサル
＝（離島平均燃料価格－離島基準燃料価格）×
サービス
調整単価

(2)の離島基準単価
1,000(ﾊ) １キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島調整上限燃料価格を上回る場合
離島平均燃料価格は，離島調整上限燃料価格といたします。
離島ユニ
バーサル
＝（離島調整上限燃料価格－離島基準燃料価格）×
サービス
調整単価
ホ

(2)の離島基準単価
1,000

離島ユニバーサルサービス調整単価の適用
各離島平均燃料価格算定期間の離島平均燃料価格によって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価は，その離島平均燃料価格算定期間に対- 226 -

応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間に使用される接続供給にかかる電気に適用いたします。
(ｲ) 各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調
整単価適用期間は，(ﾛ)，(ﾊ)および(ﾆ)の場合を除き，次のとおりといたします。
離島ユニバーサルサービス
調整単価適用期間
毎年１月１日から３月 31 日までの その年の５月の検針日から６月の期間
検針日の前日までの期間
毎年２月１日から４月 30 日までの その年の６月の検針日から７月の期間
検針日の前日までの期間
毎年３月１日から５月 31 日までの その年の７月の検針日から８月の期間
検針日の前日までの期間
毎年４月１日から６月 30 日までの その年の８月の検針日から９月の期間
検針日の前日までの期間
毎年５月１日から７月 31 日までの その年の９月の検針日から 10 月の期間
検針日の前日までの期間
毎年６月１日から８月 31 日までの その年の 10 月の検針日から 11 月
期間の検針日の前日までの期間
毎年７月１日から９月 30 日までの その年の 11 月の検針日から 12 月
期間の検針日の前日までの期間
毎年８月１日から 10 月 31 日までの その年の 12 月の検針日から翌年の期間１月の検針日の前日までの期間
毎年９月１日から 11 月 30 日までの 翌年の１月の検針日から２月の検期間
針日の前日までの期間
毎年 10 月１日から 12 月 31 日まで 翌年の２月の検針日から３月の検の期間
針日の前日までの期間
毎年 11 月１日から翌年の１月 31 日 翌年の３月の検針日から４月の検までの期間
針日の前日までの期間
毎年 12 月１日から翌年の２月 28 日
翌年の４月の検針日から５月の検までの期間（翌年が閏年となる場合
針日の前日までの期間
は，翌年の２月 29 日までの期間）
離島平均燃料価格算定期間(ﾛ) 記録型計量器により計量する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日をお知らせしたときは，(ﾆ)の場合を除き，その供給地点の各離島平均
燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう検針日は，計- 227 -

量日といたします。
(ﾊ) 定額接続送電サービスの場合は，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう検針日は，その供給地点の属する検針
区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの適用を受け，料金の算定期間を契約使用開始日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とする場合は，(ｲ)にいう検針日は，応当日といたします。
(ﾆ) 検針日が毎月初日の需要者に係る供給地点については，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間
は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう各月の検針日は，その月の翌月の初日といたします。
ヘ

離島ユニバーサルサービス調整額(ｲ) 定額制供給の場合
ａ

電灯定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各契約負荷設備ごとの離島ユニバーサルサービス調整単価の合計といたします。
ｂ

電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービ
ス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各臨時接続送電サービスごとの離島ユニバーサルサービス調整単価といたします。
(ﾛ) 従量制供給の場合
離島ユニバーサルサービス調整額は，その１月の接続供給電力量にニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価を適用して算定いたします。
(2) 離島基準単価
離島基準単価は，離島平均燃料価格が1,000円変動した場合の値といたします。
- 228 -

イ

定額制供給の場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス
離島基準単価は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりといたします。
10 ワットまでの１灯につき10 銭 2 厘

10 ワットをこえ 20 ワットまでの１灯につき20 銭 6 厘電

20 ワットをこえ 40 ワットまでの１灯につき41 銭 0 厘灯

40 ワットをこえ 60 ワットまでの１灯につき61 銭 6 厘

60 ワットをこえ 100 ワットまでの１灯につき1 円 02 銭 6 厘100 ワットをこえる１灯につき 100 ワットまでごとに

1 円 02 銭 6 厘

50 ボルトアンペアまでの１機器につき
小型
機
器

50 ボルトアンペアをこえ 100 ボルトアンペアまでの
１機器につき100 ボルトアンペアをこえる１機器につき 100 ボルト
アンペアまでごとに30 銭 6 厘
61 銭 3 厘
61 銭 3 厘(ﾛ) 電灯臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，契約負荷設備の総容量（入力）によって，１日につき次のとおりといたします。
総容量が 50 ボルトアンペアまでの場合
総容量が 50 ボルトアンペアをこえ 100 ボルトアンペアまでの場合
総容量が 100 ボルトアンペアをこえ 500 ボルトアンペアまでの場合 100 ボルトアンペアまでごとに総容量が 500 ボルトアンペアをこえ１キロボルトアンペ
アまでの場合総容量が１キロボルトアンペアをこえ３キロボルトアン
ペアまでの場合１キロボルトアンペアまでごとに- 229 -

8厘
1銭7厘
1銭7厘
16 銭 5 厘
16 銭 5 厘(ﾊ) 動力臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サー
ビス契約電力が0.5キロワットの場合の離島基準単価は，臨時接続送電サービス契約電力が１キロワットの場合の離島基準単価の半額といたします。
臨時接続送電サービス契約電力１キロワット１日につきロ

17 銭 3 厘

従量制供給の場合
離島基準単価は，次のとおりといたします。
１キロワット時につき2銭6厘(3) 離島ユニバーサルサービス調整単価等のお知らせ
当社は，(1)イの各離島平均燃料価格算定期間における１キロリットル当た
りの平均原油価格および(1)ニによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整単価をインターネットを利用する方法等によりお知らせいたします。

６

平均力率の算定(1) 平均力率は，次の算式によって算定された値といたします。ただし，有効電力量の値が零となる場合の平均力率は，85パーセントとみなします。

平均力率（パーセント）＝

有効電力量(有効電力量) 2 ＋(無効電力量) 2

×100(2) 有効電力量および無効電力量の計量については，29（計量）に準ずるもの
といたします。ただし，有効電力量または無効電力量は，29（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，有効電力量または無効電力量は，計量された有効電力量または無効電力量を，受電電圧および供給電圧と同位に- 230 -

するために原則として３パーセントの計量損失率によって修正したものとい
たします。

７

契約負荷設備の総容量の算定(1) 差込口の数と電気機器の数が異なる場合は，次によって算定された値にもとづき，契約負荷設備の総容量を算定いたします。
イ

電気機器の数が差込口の数を上回る場合
差込口の数に応じた電気機器の総容量（入力）といたします。この場合，最大の入力の電気機器から順次対象といたします。
ロ

電気機器の数が差込口の数を下回る場合
電気機器の総容量（入力）に電気機器の数を上回る差込口の数に応じて次によって算定した値を加えたものといたします。
(ｲ) 住宅，アパート，寮，病院，学校および寺院
１差込口につき50ワット(ﾛ) (ｲ)以外の場合
１差込口につき100ワット(2) 契約負荷設備の容量を確認できない場合は，同一業種の１回路当たりの平均負荷設備容量にもとづき，契約負荷設備の総容量（入力）を算定いたしま
す。

８

発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電
計画電力量に関する取扱い(1) 発電量調整受電計画電力量の取扱い
発電量調整受電計画電力量は，原則として，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における発電計画といたします。
ただし，発電契約者が通知した販売計画または調達計画が取引相手の対応する計画と一致しない場合には，当該計画は発電契約者の販売計画または調達計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）とみなします。
- 231 -

なお，当日計画の通知の期限において発電契約者が通知した発電計画と調達計画の合計値が販売計画と一致しない場合，販売計画から調達計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における発電計画とみなします（以下「みなし発電計画」といいます。）。
この場合の発電バランシンググループごとの発電計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値とみなします。
発電バランシンググループごとの発電計画＝

みなし発電計画の値

当日計画の通知の期限における発電バランシング
グループごとの発電計画の値
×
当日計画の通知の期限における発電計画の値(2) 接続対象計画電力量の取扱い
接続対象計画電力量は，原則として，別表10（需要計画・調達計画・販売計
画）に定める当日計画の通知の期限における需要想定値といたします。
ただし，契約者が通知した調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画が一致しない場合には，当該計画は契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計
画がない場合は零とみなします。）とみなします。
なお，当日計画の通知の期限において契約者が通知した需要想定値と需要想定値に対する取引計画が一致しない場合，調達計画から販売計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における需要想定値とみなします。
(3) 需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い
イ

需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表12（需要抑制計画・
調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画が一致しない場合には，当該計画は需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）とみなします。
- 232 -

ロ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または需要抑制量調整受電計
画差対応余剰電力量の算定上，次の(ｲ)または(ﾛ)に該当する場合は，次に定める値を需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この場合，みなし需要抑制計画が負となるときの30（電力および電力量の算定）(14)イ(ﾛ)および(ﾊ)の需要抑制量調整受電計画電力量は，
当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。
なお，需要抑制契約者が複数の需要抑制バランシンググループを設定される場合の需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値といたします。
需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画＝

みなし需要抑制計画の値

当日計画の通知の期限における需要抑制バランシ
ンググループごとの需要抑制計画の値
×

当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値(ｲ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を上回った場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ﾛ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を下回った場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から減じた値

９

電力量の協定電力量を協議によって定める場合の基準は，原則として次によります。

(1) 定額制供給の場合の接続供給電力量- 233 -

イ

接続供給電力量の算定式
その１月の接続供給電力量は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定いたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハまたはニの場合は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定した値を当月の料金の算定期間の日数で除し，協定の対象となる期間（以下「協定期間」といいます。）の日数を乗じた値とい
たします。

電
灯
定
額
接
続
送
電
サ
ビ
ス

電
灯
で
あ
る
契
約
負
荷
設
備

10 ワットまでの１灯につき 10 ワット×ロに定める月別使用時間

10 ワットをこえ 20 ワット
までの１灯につき
20 ワットをこえ 40 ワット
までの１灯につき
40 ワットをこえ 60 ワット
までの１灯につき
60 ワットをこえ 100 ワット
までの１灯につき100 ワットをこえる１灯につき 100 ワットまでごとに小型機器である契約負荷設備１
機器につき20 ワット×ロに定める月別使用時間
40 ワット×ロに定める月別使用時間
60 ワット×ロに定める月別使用時間
100 ワット×ロに定める月別使用時間
100 ワット×ロに定める月別使用時間
20 キロワット時

電灯臨時定額接続送電サービス

契約灯個数×40 キロワット時

動力臨時定額接続送電サービス

契約電力×200 時間

ロ

月別使用時間
月別使用時間は，計算月ごとに下表のとおりといたします。
計算月

１月

２月

３月

４月

５月

６月

月別使用時間

472

469

401

410

362

342

計算月

７月

８月

９月

10 月

11 月

12 月

月別使用時間

312

326

348

368

416

435

- 234 -

ただし，閏年となる場合における３月の月別使用時間は，上表にかかわらず，415時間といたします。
(2) 従量制供給の場合の接続供給電力量
イ

過去の接続供給電力量による場合
次のいずれかによって算定いたします。ただし，協定期間または過去の電力量が計量された料金の算定期間に契約電力の変更があった場合は，料金の計算上区分すべき期間の日数に契約電力を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。
(ｲ) 前月または前年同月の接続供給電力量による場合
前月または前年同月の接続供給電力量
× 協定期間の日数
前月または前年同月の料金の算定期間の日数(ﾛ) 前３月間の接続供給電力量による場合
前３月間の接続供給電力量
× 協定期間の日数
前３月間の料金の算定期間の日数ロ使用された負荷設備の容量と使用時間による場合使用された負荷設備の容量（入力）にそれぞれの使用時間を乗じてえた値を合計した値といたします。
ハ取替後の計量器によって計量された期間の日数が10日以上である場合で，取替後の計量器によって計量された接続供給電力量によるとき。
取替後の計量器によって計量された接続供給電力量
× 協定期間の日数
取替後の計量器によって計量された期間の日数ニ

参考のために取り付けた計量器の計量による場合
参考のために取り付けた計量器によって計量された接続供給電力量といたします。
なお，この場合の計量器の取付けは，62（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。
ホ

公差をこえる誤差により修正する場合- 235 -

計量電力量100 パーセント＋（±誤差率）
なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量を対象として協定いたします。
(ｲ) 契約者の申出により測定したときは，申出の日の属する月(ﾛ) 当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月(3) (1)または(2)によって接続供給電力量を定める場合，協定期間の30分ごとの接続供給電力量は，協定期間の接続供給電力量を協定期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，(2)によって接続供給電力量を定める場合で，協定期間の接続供給
電力量を計量器の時間帯区分ごとに定めるときは，協定期間における各時間
帯区分ごとの接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。

10

需要計画・調達計画・販売計画
需要計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおり

といたします。

- 236 -

対象期間

通知の期限

需要
想定値

通
知
の
内 需要想定容 値に対す
る調達計
画・販売
計画

年間計画
（第１年度，
第２年度）

月間計画
（翌月，
翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

翌日計画

当日計画

30 分ごとの
毎年
毎週水曜日
毎日
実需給の開
毎月１日
10 月 31 日
午前 10 時 午前 12 時 始時刻の１
時間前
各月の平日お 各週の平日 電力広域的 30 分ごとの接続対象電力
よび休日の接 および休日 運営推進機 量
続対象電力の の接続対象 関が指定す
最大値および 電力の最大 る時刻の日
最小値
値および最 ごとの接続
小値
対象電力
各月の平日お 各週の平日 電力広域的 30 分ごとの接続対象電力
よび休日の接 および休日 運営推進機 量に対する発電契約者，契続対象電力の の接続対象 関が指定す 約者または需要抑制契約
最大値および 電力の最大 る時刻の日 者毎の調達分および販売最小値に対す 値および最 ごとの接続 分の計画値
る 発 電 契 約 小値に対す 対象電力に者，契約者ま る発電契約 対する発電
たは需要抑制 者，契約者 契約者，契契約者毎の調 または需要 約者または達分および販 抑制契約者 需要抑制契
売分の計画値 毎の調達分 約者毎の調および販売 達分および分の計画値 販売分の計
画値
供給力未調達分の計画値（自己等への電気の供給を行なう場合―を除きます。）（注１）需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。
（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。
（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。
11

発電計画・調達計画・販売計画
発電計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおり

といたします。
- 237 -

対象期間

通知の期限

発電計画

通
知
の
内
容

調達計画・
販売計画

発電設備等
の停止計画

年間計画
月間計画
（第１年度， （翌月，第２年度） 翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

翌日計画

当日計画

原則として
30 分ごとの
毎年
毎週水曜日
毎日
毎月１日
実需給の開
10 月 31 日
午前 10 時 午前 12 時
始時刻の１
時間前
各 月 の 平 日 各週の平日 電力広域的 30 分ごとの発電量調整受
お よ び 休 日 および休日 運営推進機 電電力量の 発 電 量 調 の発電量調 関が指定す
整 受 電 電 力 整受電電力 る時刻の日の 最 大 値 お の最大値お ごとの発電
よび最小値 よび最小値 量調整受電
電力
各 月 の 平 日 各週の平日 電力広域的 30 分ごとの発電量調整受
お よ び 休 日 および休日 運営推進機 電 電 力 量 に 対 す る 契 約の 発 電 量 調 の発電量調 関が指定す 者，発電契約者または需整 受 電 電 力 整受電電力 る時刻の日 要抑制契約者毎の調達分の 最 大 値 お の最大値お ごとの発電 および販売分の計画値
よ び 最 小 値 よび最小値 量調整受電に 対 す る 契 に対する契 電力に対す
約者，発電契 約者，発電 る契約者，
約 者 ま た は 契約者また 発電契約者
需 要 抑 制 契 は需要抑制 または需要
約 者 毎 の 調 契約者毎の 抑制契約者
達 分 お よ び 調達分およ 毎の調達分
販 売 分 の 計 び販売分の および販売
画値
計画値
分の計画値
作業の開始日時，作業の終了日時，停止内容，そ――の他必要な項目
計画外作業――
計画作業の変更分（注１）発電計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。
（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。
（注３）当社が系統運用上必要な場合および料金の算定上必要な場合は，発電場
所別の発電計画もあわせて提出していただきます。
（注４）計画外作業及び計画作業の変更分については，発生の都度，速やかに提- 238 -

出していただきます。
（注５）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。

12

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容は次のとおりといたします。

- 239 -

対象期間

週間計画
（翌週，
翌々週）

毎月１日

各月の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値

各週の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値

調達計画・
販売計画

各月の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値に対す
る契約者，発
電契約者ま
たは需要抑
制契約者毎
の調達分お
よび販売分
の計画値

各週の平日
および休日
の需要抑制
量調整受電
電力の最大
値および最
小値に対す
る契約者，
発電契約者
または需要
抑制契約者
毎の調達分
および販売
分の計画値

電力広域的
運営推進機
関が指定す
る時刻の日
ごとの需要
抑制量調整
受電電力に
対する契約
者，発電契約
者または需
要抑制契約
者毎の調達
分および販
売分の計画
値

ベースライ
ン

―

―

―

需要
抑制
計画

翌日計画

当日計画

30 分ごと
の実需給
毎週水曜日
毎日
の開始時
午前10時
午前 12 時
刻の１時
間前
電 力 広 域 的 30 分ごとの需要抑制量
運 営 推 進 機 調整受電電力量
関が指定す
る時刻の日
ごとの需要
抑制量調整
受電電力

毎年
10 月 31 日

通知の期限

通
知
の
内
容

年間計画
月間計画
（第１年度， （翌月，第２年度） 翌々月）

30 分ごとの需要抑制量
調整受電電力量に対する契約者，発電契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売分の計画値―

30 分ごとの値（注１）需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインは，当社所定の様式により提出していただきます。
（注２）年度とは，４月１日から翌年の３月31日までの期間といたします。
（注３）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。
- 240 -

13

進相用コンデンサ取付容量基準
進相用コンデンサの容量は，次のとおりといたします。
(1) 照明用電気機器
イ

け

い

光

灯

進相用コンデンサをけい光灯に内蔵する場合の進相用コンデンサ取付容
量は，次によります。
使用電圧
（ボルト）

管灯の定格消費電力（ワット）
10
15
20
30
40
60
80
100
40
60
80
100

100

200

ロ

ネ オ ン 管 灯
コンデンサ取付容量（マイクロファラッド）
20
30
50
50
75

２次電圧（ボルト）
3,000
6,000
9,000
12,00015,000ハ

コンデンサ取付容量（マイクロファラッド）
3.5
4.5
5.5
9
14
17
25
30
3.5
4.5
5.5
7

水

銀

灯

- 241 -

コンデンサ取付容量（マイクロファラッド）100 ボルト
200 ボルト
30
7
50
9
75
15
100
20
150
30
250
50
300
75

出力
（ワット）
50 以下
100 以下250 以下300 以下400 以下700 以下1,000 以下
(2) 誘 導 電 動 機
イ

個々にコンデンサを取り付ける場合(ｲ) 単相誘導電動機

馬

電動機定格出力（キロワット）コンデンサ取付容量(マイクロファラッド)

力

1/8

1/4

1/2

1

キロワット

0.1

0.2

0.4

0.75

使 用 電圧100 ボルト

40

50

75

100

使 用 電圧200 ボルト

20

20

30

40

(ﾛ) ３相誘導電動機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
ａ
電
定

動
格

出

トップランナーモータの基準を満たす電動機
機

馬

力

1/4

1/2

1

2

3

5

7.5

10

15

20

25

30

40

50

力

ｷ ﾛ ﾜ ｯ ﾄ

0.2

0.4

0.75

1.5

2.2

3.7

5.5

7.5

11

15

18.5

22

30

37

－

－

20

30

40

50

75

100

150

150

200

250

300

400

－

－

30

40

50

75

100

150

200

250

300

400

500

700

－

－

30

50

75

100

150

200

300

300

400

400

500

750

2 極
コ ン デ ン サ
取 付 容 量マ イ ク ロフ ァ ラ ッ ド

4 極
6 極

6 0
ﾍﾙﾂ
6 0
ﾍﾙﾂ
6 0
ﾍﾙﾂ

- 242 -

ｂ
馬

その他の電動機
力

1/4

1/2

1

2

3

5

7.5

10

15

20

25

30

40

50

キ
ロ
ワット

0.2

0.4

0.75

1.5

2.2

3.7

5.5

7.5

11

15

18.5

22

30

37

コンデンサ取付容量(ﾏｲｸﾛﾌｧﾗｯﾄﾞ)

10

15

20

30

40

50

75

100

150

200

250

300

400

500

電 動 機
定格出力

ロ

一括してコンデンサを取り付ける場合やむをえない事情によって２以上の電動機に対して一括してコンデンサを取り付ける場合のコンデンサの容量は，各電動機の定格出力に対応するイに定めるコンデンサの容量の合計といたします。
(3) 電気溶接機（使用電圧200ボルトの場合といたします。）
イ

交流アーク溶接機

溶接機最大入力(キロボルトアンペア)
コンデンサ取付容量(マイクロファラッド)

ロ

3
以上

5
以上

7.5
以上

10
以上

15
以上

20
以上

25
以上

30
以上

35
以上

40
以上

45 以上
50 未満

100

150

200

250

300

400

500

600

700

800

900

交流抵抗溶接機
イの容量の50パーセントといたします。

(4) そ

の

他

(1)，(2)および(3)によることが不適当と認められる電気機器については，機器の特性に応じて契約者と当社との協議によって定めます。

14

標

準

(1) 適
イ

設

計
用

この基準は，Ⅷ（工事費の負担）に定める標準設計で施設する場合の工事費の算定に適用いたします。

ロ

この基準に明記していない場合は，電気設備に関する技術基準その他関係法令，当社の設計基準等にもとづき技術的に適当と認められる設計によります。この場合，その設計を標準設計といたします。

ハ

地形上その他周囲の状況からこの基準によりがたいため特別な施設を要する場合は，技術的に適当と認められる設計によります。この場合，その- 243 -

設計を標準設計といたします。
(2) 高圧または低圧電線路イ通則(ｲ) 電圧降下の許容限度
高圧または低圧電線路における電圧降下の許容限度は，次の値を標準といたします。この場合，電線路は受電地点または供給地点から受電地点
または供給地点に最も近い発変電所の引出口に設置するしゃ断器または供給用変圧器の引出側端子までといたします。
なお，既設電線路を利用する場合，または他者と同時に供給設備を施設する場合は，他者の電圧降下等を考慮して施設いたします。
高
公称電圧（ボルト）
電圧降下（ボルト）
(ﾛ) 経

過

圧
6,600
600

低
100
6

圧
200
20

地

高圧または低圧電線路の経過地は，地形その他を考慮して保守および保安に支障のない範囲において，電線路が最も経済的に施設できるよう選定いたします。
(ﾊ) 電 線 路 の 種 類
高圧または低圧電線路は，架空電線路を標準といたします。ただし，架空電線路とすることが法令上認められない場合，または技術上，経済上不適当と認められる場合は他の方法によります。
ロ

架 空 電 線 路(ｲ) 電 線 路 の 施 設ａ高圧または低圧架空電線路は，単独の電線路を新たに施設する場合，他の架空電線路と併架する場合，電線の張替えによる場合および負荷分割をする場合等線路の保守，保安上支障をきたさない範囲で最も経済的な方法により施設いたします。

ｂ

高圧架空電線路を単独に施設する場合は，原則として１回線といたします。
- 244 -

(ﾛ) 支 持 物 の 種 類ａ高圧または低圧架空電線路の支持物は，原則として工場打鉄筋コン
クリート柱を標準といたします。

ｂ

工場打鉄筋コンクリート柱を使用することが地形または技術上，経済上不適当と認められる場合は，他の支持物を使用いたします。

(ﾊ) 標

準

径

間

標準径間は，次の値を標準といたします。

施設地域
市 街 地
そ の 他

標準径間（メートル）
3545(ﾆ) 支 持 物 の 長 さ低圧または高圧架空電線路の支持物の長さは，次の中から，施設場所の状況を考慮して技術上，経済上適正なものを選定いたします。ただし，施設場所の状況により，根入れ，他の工作物との離隔，装柱，弛度等の関係から必要な場合は，この標準以外のものといたします。

11
(ﾎ) が

い

長さ（ｍ）
13
15

16

し

がいしは，次のものを標準といたします。

- 245 -

使用箇所
電圧

引通箇所

引留箇所
高圧耐張がいし
アルミ線用高圧引留
がいしAH付
アルミ線用高圧引留
がいしAH無低圧引留がいし

高圧

高圧ピンがいし高圧中実がいし
アルミ線用高圧中実
通りがいしAH付
アルミ線用高圧中実
通りがいしAH無低圧

低圧ピンがいし

低圧引込

低圧引留がいし，多溝がいし，ＤＶがいし(ﾍ) 電線の種類および太さａ

高圧または低圧架空電線には，硬銅線またはアルミ電線を使用いた
します。ただし，技術上，経済上不適当と認められる場合は，他の適当な材質のものを使用いたします。

ｂ

高圧または低圧架空電線および高圧または低圧架空引込線には，絶縁電線を使用いたします。

ｃ

電線の太さは許容電流，電圧降下，機械的強度および法令上の制限を考慮して，次の中から選定いたします。ただし，技術上，経済上不適当と認められる場合は，他の適当な電線を使用することがあります。

- 246 -

硬銅線の種類，太さおよび許容電流（単位：アンペア）
太

種

さ

2.6

3.2

2心

38

50

3心

34

44

別

引込用ビニール
絶 縁 電 線
（ＤＥ電線）

単 線(ﾐﾘﾒｰﾄﾙ)より線（平方ミリメートル）
14

38

60

115

162

217

112

153

206

150

210

280

80

100

150

335

390

505

62

引込用600Ｖビニール
絶 縁 電 線
（ＩＶ電線）
屋外用ビニール
絶 縁 電 線
（ＯＷ電線）
高
圧
絶縁電線

22

ＯＣＷ
電線

アルミ線の種類，太さおよび許容電流（単位：アンペア）太

さ より線（平方ミリ
メートル）

種

別

低圧絶縁電
線

屋外用アルミ覆鋼心アルミ導体ビ
ニル絶縁電線（ＡＣＳＲ／ＡＣ－ＯＷ）

高圧絶縁電
線

屋外用アルミ覆鋼心アルミ導体ポリエチレン絶縁電線（ＡＣＳＲ／ＡＣ－ＯＥ）
低風圧形屋外用アルミ覆鋼心アルミ導体架橋ポリエチレン絶縁電線（ＡＣＳＲ／ＡＣ－ＯＣ－Ｌ）
低風圧形屋外用アルミ導体架橋ポリエチレン絶縁電線（ＡＬ－ＯＣ－Ｌ）- 247 -

25

58

120

90

145

220

200

160

335

455

(ﾄ) 柱上変圧器の容量
柱上変圧器の容量は，次の中から，需要の実情を考慮して当社が通常使用しているもののうち，技術上，経済上適正なものを選定いたします。
なお，３相で供給する場合は，単相変圧器２台によるＶ結線を標準といたしますが，単相変圧器３台をΔ結線で使用することもあります。
容
10５

量（キロボルトアンペア）
20
30
50
75

100

(ﾁ) 開閉器の種類および容量ａ

高圧架空電線路の操作または保守上必要な箇所には，開閉器を施設いたします。この場合，開閉器の種類は，原則として気中開閉器といたします。

ｂ

開閉器の容量は，次の中から技術上，経済上適当なものを施設いたし
ます。
容
200

(ﾘ) 装

量（アンペア）400600

柱高圧または低圧架空電線路の標準装柱は，水平配列または垂直配列のうちいずれか技術上，経済上適当なものといたします。ただし，付近の樹
木や建物等の状況によっては，他の装柱とすることがあります。
(ﾇ) 付属材料の種類ａ

高圧または低圧架空電線路のアームは軽量腕金といたします。

ｂ支柱，支線柱は支持物強度の一部を安全に分担できる種類と長さのものを使用いたします。

ｃ

変圧器の１次側に使用する開閉器には，高圧カットアウトを使用いたします。

(ﾙ) 耐 塩 害 施 設
架空電線路の機器および材料は，耐塩構造のものを使用いたします。
(ｦ) 耐

雷

施

設
- 248 -

架空電線路には，アークホーン，避雷器等を施設いたします。
ハ

地 中 電 線 路

(ｲ) 施

設

方

法

高圧または低圧地中電線路の施設方法は，管路式を標準といたします。
ただし，次の場合は，直接埋設式または暗きょ式とすることがあります。
ａ

直 接 埋 設 式
重車両が通ることなく，かつ，再掘さくが他に支障のない構内等に施

設する場合
ｂ

暗

き

ょ

式

当該線路を含めて多数のケーブルを同一場所に施設する場合(ﾛ) 地 中 箱 の 施 設
ケーブル引入れ，引抜き，接続等の工事および点検，その他保守作業を容易に行なうため必要な箇所に地中箱を施設いたします。
(ﾊ) ケーブルの種類および太さ
地中電線路に使用するケーブルの種類および太さは，次の中から技術上，経済上適当なものを選定いたします。
電

圧

低

圧

高

圧

種 類
架橋ポリエ
チレン絶縁
ビニルシー
スケーブル

太

さ（平方ミリメートル）

22

38

60

100

150

250

325

－

－

22

38

60

100

150

250

325

400

500

(ﾆ) 高圧機器（地上設置），高圧分岐装置，低圧分岐装置の設置ａ

高圧機器（地上設置）は，高圧線を分岐する場合，または高圧を低圧に変圧する場合に施設いたします。

ｂ

高圧分岐装置は，高圧線からπ分岐し，高圧の需要に地中引込みを行なう場合に施設いたします。

ｃ

低圧分岐装置は，低圧幹線から低圧の需要への地中引込線を分岐する場合に施設いたします。

(3)

特別高圧電線路- 249 -イ通則(ｲ) 電圧降下の許容限度
特別高圧電線路の電圧降下の許容限度は，次の値を標準といたします。
この場合，電線路は受電地点または供給地点から受電地点または供給地
点に最も近い発変電所の引出口までといたします。
公称電圧（キロボルト）
電圧降下の許容限度（キロボルト）

(ﾛ) 経

過

地

22
2

66
6

等

特別高圧電線路の起点または分岐点の位置および経過地は，需要動向
等の将来の見通しや地形その他用地の事情を考慮して，保守，保安等に支障のない範囲において，電線路がもっとも経済的に施設できるよう選定いたします。
(ﾊ) 電線路の種類および回線数
特別高圧電線路は，架空電線路を標準とし，回線数は原則１回線（予備供給設備を希望する場合にあたっては２回線）といたします。ただし，架空電線路とすることが法令上認められない場合または技術上，経済上不適当と認められる場合もしくは用地の確保が著しく困難な場合は，その他の方法によります。
ロ

架 空 電 線 路(ｲ) 電 線 路 の 施 設
ａ

特別高圧架空電線路は，単独の電線路の新設，他の電線路との併架，
電線張替等のうち，技術的に支障のない範囲で最も経済的な方法により施設いたします。

ｂ

他の架空電線路と併架の場合の電線架線順位は，電圧の高いものを上部，低いものを下部といたします。

(ﾛ) 支 持 物 の 施 設
特別高圧架空電線路の支持物は，原則として鉄塔を使用いたします。ただし，22キロボルト以下の架空電線路で支持物に電柱を使用する場合（以- 250 -

下「22キロボルト電柱方式」といいます。）は，原則として工場打鉄筋コンクリート柱を使用いたします。
(ﾊ) 標

準

径

間

標準径間は，次によるものといたします。
支持物種類
鉄
塔
そ の 他

(ﾆ) が
ａ

い

標準径間（メートル）
150以上 300以下
30以上 150以下

しがいしは，250ミリメートル懸垂がいしを標準といたしますが，状況によりラインポストがいしまたは長幹がいしを使用することがあります。
ただし，「22キロボルト電柱方式」のがいしは，ラインポストがい
しまたは長幹がいしを標準といたしますが，状況により，技術上，経済上適当なものを使用することがあります。

ｂ

懸垂がいしの連結個数は，次の値を標準といたします。その他のがいしを使用する場合は，懸垂がいしに準じて施設いたします。
公称

電圧（キロボルト）

標準がいし個数
標準絶縁間隔（ミリメートル）
最小絶縁間隔（ミリメートル）
ジャンパーと腕金との間隔（ミリメートル）
ｃ

22

66

1
350
300
400

7
950
350
1,060

塩じん害等により汚損する箇所には次の標準がいし連結個数を採用いたします。
なお，等価付着塩分量は，屋外に施設されるすべての箇所で0.35ミリ

グラム／平方センチメートル以上といたします。

- 251 -

付着塩分量（ミリグラム／平方センチメートル）
公称電圧66キロボルト
標準がいし連結個数

0.35

0.5

0.5以上

7

7

8

(ﾎ) 装柱，その他
ａ

支持物の装柱は，電圧，電線の種類および太さ，気象条件，地理的条件，用地等事情を考慮して決定いたします。

ｂ

絶縁間隔は，(ﾆ)ｂの値を標準といたします。

(ﾍ) 電線の種類および太さａ

電線は機械的強度上特に必要のある場合，腐食のおそれがある場合
等特別な場合を除き，裸硬銅より線，アルミ覆鋼心アルミより線または
アルミ覆鋼心耐熱アルミ合金より線を使用いたします。ただし，「22キロボルト電柱方式」の場合は絶縁電線を使用いたします。

ｂ

電線の太さは，許容電流，短絡電流，電圧降下，電力損失，機械的強度等を考慮して，次の中から技術上，経済上必要最小のものを使用いたします。

裸 硬 銅 よ り 線 アルミ覆鋼心アルミより線
公称断面積 許容電流 公称断面積 許容電流(平方ﾐﾘﾒｰﾄﾙ) ( ｱ ﾝ ﾍ ﾟ ｱ ) (平方ﾐﾘﾒｰﾄﾙ) (ｱﾝﾍﾟｱ)
125
485
410
846
100
420
240
608
55
290
160
467
―
―
120
399

ア ル ミ 覆 鋼 心 耐 熱
ア ル ミ 合 金 よ り 線
公称断面積
許容電流
(平方ﾐﾘﾒｰﾄﾙ)(ｱﾝﾍﾟｱ)
410
1,349
240
954
－
－
－
－

水 密 型 屋 外 用 架 橋 アルミ覆鋼心アルミ導体 ア ル ミ 導 体 架 橋
ポリエチレン絶縁電線 架 橋 ポ リ エ チ レ ン 絶 縁 電 線 ポ リ エ チ レ ン 絶 縁 電 線（ Ｏ Ｃ Ｗ ） （ Ａ Ｃ - Ｏ Ｃ ） （ Ａ Ｌ - Ｏ Ｃ ）公称断面積 許 容 電 流 公 称 断 面 積 許 容 電 流 公 称 断 面 積 許 容 電 流(平方ﾐﾘﾒｰﾄﾙ) ( ｱ ﾝ ﾍ ﾟ ｱ ) (平方ﾐﾘﾒｰﾄﾙ) ( ｱ ﾝ ﾍ ﾟ ｱ ) (平方ﾐﾘﾒｰﾄﾙ) ( ｱ ﾝ ﾍ ﾟ ｱ )
150
100

505
390

120

355

- 252 -

200455

(ﾄ) 架空地線の施設
ａ

電線路には，雷害を防止するため架空地線を施設いたします。

ｂ

架空地線は，アルミ覆鋼より線１条を標準とし，太さは55平方ミリメートル相当以上といたします。ただし，電磁誘導障害または腐食のおそれがある場合には，特殊電線を使用することがあります。

(ﾁ) 架空電線の地表上の高さ
電線の最低地上高は，次の値を標準といたします。ただし，電線路付近に建造物がある場合またはその建設が予定される地域，道路や河川の横断箇所，植林地通過箇所ならびにその他保安および保守上問題がある場
合は，標準値に必要な高さを加算した値とします。

支持物の種類鉄電塔
柱

最低地上高(メートル)
市街地
その他
18
9
8
6

(ﾘ) アークホーンおよびアーマーロッドの施設
がいし装置には，必要によりアークホーン，アーマーロッドを施設いたします。
(ﾇ) 耐雷施設
66キロボルト架空電線路には，原則として酸化亜鉛型避雷アークホーンを施設いたします。
(ﾙ) そ

の

他

搬送波の重畳されている電線路から分岐して電線路を施設する場合は，原則として搬送波を阻止するブロッキングコイルを施設いたします。
ハ

地 中 電 線 路

(ｲ) 施

設

方

法

特別高圧地中電線路の施設方法は，管路式を標準といたします。ただし，当該線路を含めて多数のケーブルを同一場所に施設する場合は，暗きょ式とすることがあります。
(ﾛ) ケーブルの種類および太さ- 253 -

ケーブルの種類は，電圧，経過地，施設方法その他の条件を考慮して決定いたします。また，ケーブルの太さは，許容電流，電圧降下，事故電流，
施設方法等を考慮して，原則として次の中から選定いたします。
なお，ケーブルの許容電流は，日本電線工業会規格に準じた算定方法に
施設条件を考慮して算定いたします。
公称電圧（キロボルト）

22

66

公称断面積
（平方ミリメートル）

22
38
60
100
150
200
325
500

80
100
150
200
250
325
400
600

(ﾊ) 避 雷 器 の 施 設
特別高圧架空電線路に接続される地中電線路には，ケーブルの保護のため，原則として接続部に避雷器を取り付けます。
(4) 変
イ

電

設

通

備
則

電線路の引出設備は，その変電所の他の設備に準じて施設いたします。
ロ

結

線

法

結線および主要機器取付数量の標準は，次のとおりといたします。

- 254 -

公称電圧

結線法

(キロボルト)

単
母
線

66
複
母
線

単
母
線

22

単
母
線

6.6

凡

機器名

数量

し ゃ 断 器

1台

断

路

器

2台

変

流

器 12個

配

電

盤

1式

し ゃ 断 器

1台

断

路

器

3台

変

流

器 18個

配

電

盤

1式

し ゃ 断 器

1台

変

器

6個

零相変流器

1個

配

盤

1式

し ゃ 断 器

1台

変

器

2個

零相変流器

1個

配

1式

流

電

流

電

盤

備考

しゃ断器が自動連結構造の場合には，断路器を省略いたします。

変流器は，しゃ断器に内蔵されたものを標準とい
たします。

例

しゃ断器

ハ

し

断路器

ゃ

断

接地装置

変流器

零相変流器

引出型
しゃ断器

器

(ｲ) しゃ断器は，当社で一般的に使用しているもののなかで，その回路電圧に応じ，最大負荷時の電流および施工時の系統構成または将来構成さ- 255 -

れることが予定されている系統構成について計算した事故電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(ﾛ) 系統構成は，10年程度先を目標といたします。
ニ

断

路

器

(ｲ) 断路器は，当社で一般的に使用しているもののなかで，その回路電圧に応じ，最大負荷時の電流およびその系統の事故電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(ﾛ) 系統構成は，10年程度先を目標といたします。
ホ

計器用変流器(ｲ) 計器用変流器は，当社で一般的に使用しているもののなかで，その回路電圧に応じ，最大負荷時の電流およびその系統の事故電流から判断して，必要最小のものを使用いたします。
(ﾛ) 系統構成は，10年程度先を目標といたします。
へ

配

電

盤

配電盤には，原則として電流計，電力量計およびしゃ断器操作用開閉器
ならびに運転に必要な器具を取り付けます。また，必要に応じ無効電力量計，電圧計等を取り付けます。
なお，無人変電所の場合には，当該設備の遠隔監視制御装置（通信伝送路を含みます。）を取り付けます。
ト

保

護

装

置

電線路には短絡または地絡故障を生じた場合に，自動的に電路をしゃ断するための保護装置を取り付けます。
なお，原則として各線路には自動再閉路継電器を施設いたします。
(5) 保 安 通 信 設 備
イ

通

(ｲ) 施

則
設

基

準

保安通信用電話設備は，原則として特別高圧で受電または供給する場
合に法令の定めるところにより施設いたします。なお，回線数は，原則として１回線といたします。
- 256 -

(ﾛ) 通信方式

保安通信用電話設備は，架空通信線，地中通信線または無線等による電話設備のうち，当該供給設備の保安上の重要度ならびに経済性を考慮して最も妥当な方式により施設いたします。
(ﾊ) 経

過

地

通信線路の経過地は，地形その他を考慮して，保守および保安に支障のない範囲において，最も経済的に施設できるよう選定いたします。
ロ

架空通信線路(ｲ) 通信線路の施設
架空通信線路は，35キロボルト以下の架空電線路への添架または他の架空通信線路への共架により施設いたします。ただし，技術上，経済上不適当と認められる場合は，通信線を単独に施設することがあります。
(ﾛ) 通 信 線 の 種 類
架空通信線には，原則として光ファイバーケーブルを使用いたします。
ハ

地中通信線路

(ｲ) 施

設

方

法

地中通信線路の施設方法は，(2)ハ(ｲ)地中電線路の施設方法に準じます。
(ﾛ) 通 信 線 の 種 類
地中通信線には，原則として光ファイバーケーブルを使用いたします。
ニ

無線電話装置(ｲ) 無線電話装置は，原則として１チャンネル単信通信方式を使用するものとし，呼出方式はスピーカー呼出方式といたします。
(ﾛ) 装置電源は，原則として常時交流受電で，停電時には外部蓄電池より供給可能な浮動充電方式といたします。
ホ

電話設備以外の保安通信設備
電力系統の保護および運用上必要な場合は，スーパービジョン，テレメ

ータ，系統保護用設備等を施設するものとし，イからハまでの基準を準用いたします。
- 257 -

へ

保

安

装

置

保安装置は，保安上必要に応じて施設いたします。

- 258 -

系 統 連 系 技 術 要 件「託送供給等約款別冊」（低 圧 版）
令和５年12月27日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

目
Ⅰ 総

則

１ 目

次

·················································· 1

的················································ 1

２ 適 用 の 範 囲················································ 1

３ 協················································ 1

Ⅱ議発電設備等の接続に必要な技術要件
４ 電

気

式

················································ 2

５ 運転可能周波数················································ 2６ 力率················································ 3

波················································ 3

７ 高方································ 2

調

８ 需給バランス制約による発電出力の抑制·························· 3

９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
10 不要解列の防止······················ 4················································ 4

11 保護装置の設置場所············································ 7

12保護リレーの設置相数

13保護装置の設置················································ 8

14

解

列

箇

所

················································ 9

15

接

地

方

式

··············································· 1016直流流出防止変圧器の設置

17

電

圧

変

動

··············································· 10

18

短

絡

容

量

··············································· 1219過電流引き外し素子を有する遮断器の設置

20 発電設備等の種類·········································· 7······················· 12············································· 13

21

サイバーセキュリティ対策

22

発 電 機 諸 元

Ⅲ····································· 10····································· 13··············································· 13

需要設備の接続に必要な技術要件································· 1523

力 率 の 保 持··············································· 1524保護装置の設置··············································· 15

目－1

Ⅰ
１ 目

総

則

的

この系統連系技術要件（低圧版）（以下「要件」といいます。）は，託送供給等約款８（契約の要件）(1)ニ及び(2)ハにもとづき，発電者の発電設備及び蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに需要者の需要設備を当社の低圧電力系統（以下「系統」といいます。）に接続（以下「連系」といいます。）するにあたり遵守していただく事項を示すものです。ここで，発電設備とは発電に供する電気設備，需要設備とは需要に供する電気設備をいいます。
なお，この要件にもとづき，発電場所及び需要場所において必要となる設
備については，契約者の負担で施設していただきます。

２ 適 用 の 範 囲
この要件は，発電者の発電設備等及び需要設備または需要者の需要設備を
当社の低圧系統と連系する場合に適用いたします。既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時やパワーコンディショナ
ー等の装置切替時，または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー
整定値等の設定変更必要時等）には，この要件を適用いたします。また，需要者が需要場所において発電設備等を系統と連系する場合，本要件を適用していただきます。

３ 協議

この要件は系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この要件に定めのない事項も含め，個別に協議させていただきます。

- 1 -

Ⅱ

発電設備等の接続に必要な技術要件

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用する場合，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

４ 電

気

方

式

発電設備等の電気方式は，次の場合を除き，連系する系統の電気方式（交流単相２線式・単相３線式・三相３線式・三相４線式）と同一としていただ
きます。
(1) 最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合(2) 単相３線式の系統に単相２線式200Ｖの発電設備等を連系する場合に，受電点の遮断器を開放したときなどに負荷の不平衡により生じる過電圧に対して逆変換装置を停止する対策，又は発電設備等を解列する対策を行う場
合５ 運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数及び運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
連続運転可能周波数：58.2Hzを超え61.0Hz以下
運転可能周波数：57.0Hz以上61.8Hz以下

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2Hzでは10分程度以上，57.6Hz
では1分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルは57.0Hzとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：２秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等でFRT要件非適用の設備及び交流発- 2 -電設備のガスエンジンならびにガスタービンは，この限りではありません。

６ 力率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85％以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電点の力率を系統側からみて遅れ力率80％まで制御できるものといたします。

７ 高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率３％以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，低圧の需要設備に準じた対策を実施していただきます。

８ 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備ならびに蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により0％から100％の範囲（1％刻み）で出力（自家消費分を除くことも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。
逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エ
ネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔平成24年経済産業
省令第46号〕に定める地域資源バイオマス発電設備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力を- 3 -技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。なお，停止による対応も可能とします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち10kW以上の設備には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとする。

10 不要解列の防止
(1) 保

護

協

調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故の範囲の局
限化等を行うために次の考え方にもとづいて，保護協調を図ることを目的に，適正な保護装置を設置していただきます。なお，構内設備の故障に対しては，低圧の需要設備に準じた対策を実施していただきます。
イ

発電設備等の異常及び故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列
すること。

ハ

上位系統事故時など，連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備- 4 -等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（ＦＲＴ要件）を満たしていただきます。なお，満たすべきFRT要件は次のとおりです。
周波数変動（運転継続）

電圧低下

発電設備等

残電圧20%以上

残電圧20%未満

残電圧52%以上・位相変（運転継続）（運転継続またはｹﾞｰﾄ化41度以下(運転継続)

60Hz系統ﾌﾞﾛｯｸ）

太陽光

風力

蓄電池

単相

燃料電池

ガ
ス
エ
ン
ジ
ン

単機出力
2kW未満
単機出力
2kW以上
10kW未満※・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.2秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場
合は出力電力特性とRPRの協調を図るた
め,0.4秒以内の復帰としてもよい。
）

・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場
合は出力電力特性とRPRの協調を図るた
め,0.4秒以内の復帰としてもよい。
）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

- 5 -

複
数
直
流
入
力
シ
ス
テ
ム

太陽光
+蓄電池

・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場
合は出力電力特性とRPRの協調を図るた
め,0.4秒以内の復帰としてもよい。また，負荷追従制御（構内の負荷電力に応じて出力制御）状態にて復帰動作する場合は，出力復帰
中の過渡的な逆潮流による蓄電池動作の停止を防止するため,0.4秒以内としてもよい。
）

・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間1.0秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場
合は出力電力特性とRPRの協調を図るた
め,0.4秒以内の復帰としてもよい。また，負荷追従制御（構内の負荷電力に応じて出力制御）状態にて復帰動作する場合は，出力復帰
中の過渡的な逆潮流による蓄電池動作の停止を防止するため,0.4秒以内としてもよい。
）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

燃料電池+
蓄電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ+蓄電池

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

太陽光
蓄電池
燃料電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ
三相

風力※発電機能を備えたガスエンジン（空調を主目的としたもの）を除きます。

- 6 -FRT要件のイメージ（太陽光発電設備を例に記載）

電圧復帰後，0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

電圧復帰後，0.2 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

0.2

OFR
整定値

UFR
3

整定値
（サイクル）

11 保護装置の設置場所
保護リレーは,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

12 保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(1) 過電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式及び三相３線式については２相に設置すること。なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

- 7 -(2) 不足電圧リレー及び短絡方向リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，三相３線式については３相に設置すること。なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。
(3) 周波数上昇リレー，周波数低下リレー及び逆電力リレーは，単相２線式，単相３線式及び三相３線式について１相に設置すること。
(4) 逆充電検出の場合は，次のとおりとする。
イ

不足電力リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式において
は２相，三相３線式については３相に設置すること。なお，単相３線式
では中性線と両電圧線間，三相３線式では単相負荷がなければ三相電力の合計とできる。

ロ

不足電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式及び三相３線式については２相に設置すること。なお，単相３線式では中性線と両電圧線間とすること。

13 保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場合は省略できることといたします。
イ

発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。

ロ

発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(2) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。ただし，発電設- 8 -備の故障対策用不足電圧リレー，又は過電流リレーにより，連系する系
統の短絡事故が検出できる場合は，これで代用できる。
ロ

誘導発電機，二次励磁発電機又は逆変換装置を用いた発電設備等の場
合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(3) 高低圧混触事故対策
連系する系統の高低圧混触事故を検出し，発電設備等を解列するための受動的方式等の単独運転検出機能を有する装置等を設置していただきます。
(4) 単独運転防止対策
単独運転防止のため，過電圧リレー，不足電圧リレー，周波数上昇リレ
ー，周波数低下リレー及び次のすべての条件を満たす受動的方式と能動的方式を組み合わせた単独運転検出機能を有する装置を設置していただきます。
イ連系する系統のインピーダンスや負荷状況等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。

ロ

頻繁な不要解列を生じさせないこと。

ハ

能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

14 解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(1) 機械的な解列箇所２箇所(2) 機械的な解列箇所１箇所と逆変換装置のゲートブロック(3) 発電設備等連絡用遮断器

- 9 -

15 接

地

方

式

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

16 直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。
ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(1) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(2) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。
なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

17 電

圧

変

動

(1) 常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧100Vに対しては101±6Ｖ，標準電圧200Vに対しては202±20Ｖ）以内に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱す
るおそれがあるときは，進相無効電力制御機能又は出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行っていただきます。なお，これにより対応できない場合は，配電線増強等の対策を行います。
(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10％以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

- 10 -

ロ

他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10％を超えて逸脱するおそれがあるときには，限流リアクトル等を設置すること。

ハ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ニ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ホ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10％を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行うこと。

ヘ

発電設備等の出力変動や頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うこと。

(3) 電圧フリッカ対策
発電設備等を設置する場合は，発電設備等の頻繁な並解列や出力変動，
単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱す
るおそれがあるときは，次に示す電圧フリッカ対策などを行っていただきます。
イ

風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下，SVC）の設置
やサイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行うこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行うか，専用線による連系とする。

ロ

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVCなどを設置や配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行うこと。なお，これにより対応でき- 11 -

ない場合には，配電線の増強などを行うか，専用線による連系とする。
ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるとき（新型能動的方式を具備する場合など）は，
無効電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置などの対策を行うこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系

統運用に支障が発生した場合又は発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響の無い範囲で，周波数フィードバックゲインや無効電力の注入量の上下限値の変更などにより，配電線に注入する無効電力の注入量を低減するなどの対策を講じること。
なお，ソフトウェア改修不可などで対応できない場合については，機器取替や対応時期などを含めて個別に協議させていただきます。
[対策要否の判定基準例］
受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45 Ｖ以下（当該設備のみの場合は，0.23 Ｖ以下）に維持する。

18 短

絡

容

量

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

19 過電流引き外し素子を有する遮断器の設置
単相３線式の電気方式に連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流により中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等及び負荷設備等の並列点よりも系統側に，3極に過電流引き外し素子を有する遮断器を設置していただきます。

- 12 -

20 発電設備等の種類
連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を用いない発電設備等の連系は，逆潮流がない場合に限ります。

21 サイバーセキュリティ対策
サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行い，速やかに必要な措置を講じる必要があるため，発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置するとともに，氏名及び一般加入電話番号，または携帯電話番号を通知すること。

22 発 電 機 諸 元
当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
（第３者認証機関
発行の認証証明書による提供可）- 13 -

電源種
共通

設備
発電プラント

諸元
定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）力率（定格，運転可能範囲）
単線結線図，系統並解列箇所

構内設備

高調波発生機器と高調波対策資料
電圧フリッカの発生源と対策設備資料

保護装置

設置要素
設置場所
設置相数
解列箇所
整定範囲
整定値
シーケンスブロック

逆 変 換 発電プラント制御装置

メーカ，型式装置

単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
FRT要件の適用有無

風力

蓄電池

発電プラント

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有

制御装置

無

発電プラント

蓄電容量

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

- 14 -

Ⅲ

需要設備の接続に必要な技術要件

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。
なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

23 力 率 の 保 持(1) 需要者は，需要場所において，電灯または小型機器を使用する供給地点の力率は，原則として，90パーセント以上，その他の機器を使用する供給地点については85パーセント以上に保持していただきます。
(2) 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，託送供給等約款別表13（進相用コンデンサ
取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。

24 保護装置の設置
需要者は，次の原因で他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場合（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，お客さまの負担で，必要な調整装置または保護装置を需要場所に施設していただくな
どの対策を講じていただきます。
(1) 負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合(2) 負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合(3) 負荷等の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合- 15 -

(4) 著しい高周波または高調波を発生する場合(5) その他(1)，(2)，(3)または(4)に準ずる場合- 16 -

系 統 連 系 技 術 要 件「託送供給等約款別冊」
（高

圧

版）

令和５年12月27日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

目
Ⅰ 総

則

１ 目

次

·················································· 1

的················································ 1

２ 適 用 の 範 囲················································ 1

３ 協················································ 1

Ⅱ議発電設備等の接続に必要な技術要件
４ 電

気

式

················································ 2

５ 運転可能周波数················································ 2６ 力率················································ 2波················································ 3

７ 高方································ 2

調

８ 需給バランス制約による発電出力の抑制·························· 3

９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制······················ 410不要解列の防止11

保護装置の設置場所············································ 612保護リレーの設置相数·········································· 613保護装置の設置················································ 7

14

解

所

················································ 915自動負荷制限················································ 916線路無電圧確認装置の設置

17

接

18

直流流出防止変圧器の設置

19

電

列

箇

地

方
変

······································ 9··············································· 10····································· 10動··············································· 11

20 出 力 変 動 対 策··············································· 13

21

短··············································· 1422発電機定数・諸元············································· 1423昇圧用変圧器··············································· 1624連··············································· 1725

バンク逆潮流の制限

26

サイバーセキュリティ対策

27

そ

Ⅲ

圧

式

················································ 4

絡

容

絡

体

の

量

制

他

··········································· 18····································· 18··············································· 19

需要設備の接続に必要な技術要件
28

高

調

波

································· 20··············································· 20
目－1

29

電圧フリッカ・電圧変動······································· 2130 瞬 時 電 圧 低 下··············································· 2231

電 圧 不 平 衡··············································· 2232

保護協調の目的··············································· 2233

保護装置の設置··············································· 2334

保護装置の設置場所··········································· 23

35

保護リレーの設置相数········································· 23

36

遮

断

箇

所

··············································· 23

目－2

Ⅰ
１ 目

総

則

的

この系統連系技術要件（高圧版）（以下「要件」といいます。）は，託送供給等約款８（契約の要件）(1)ニ及び(2)ハにもとづき，発電者の発電設備及び蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに需要者の需要設備を当社の高圧電力系統（以下「系統」といいます。）に接続（以下「連系」といいます。）するにあたり遵守していただく事項を示すものです。ここで，発電設備とは発電に供する電気設備，需要設備とは需要に供する電気設備をいいます。
なお，この要件にもとづき，発電場所及び需要場所において必要となる設
備については，契約者の負担で施設していただきます。

２ 適 用 の 範 囲
この要件は，発電者の発電設備等及び需要設備または需要者の需要設備を
当社の高圧系統と連系する場合に適用いたします。既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時やパワーコンディショナ
ー等の装置切替時，または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー
整定値等の設定変更必要時等）には，この要件を適用いたします。また，需要者が需要場所において発電設備等を系統と連系する場合，本要件を適用していただきます。

３ 協議

この要件は系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この要件に定めのない事項も含め，個別に協議させていただきます。

- 1 -

Ⅱ

発電設備等の接続に必要な技術要件

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用する場合，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

４ 電

気

方

式

発電設備等の電気方式は，最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流三相３線式）と同一としていただきます。

５ 運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数及び運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
連続運転可能周波数：58.2Hzを超え61.0Hz以下
運転可能周波数：57.0Hz以上61.8Hz以下

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2Hzでは10分程度以上，57.6Hz
では1分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルは57.0Hzとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：２秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等でFRT要件非適用の設備及び交流発電設備のガスエンジンならびにガスタービンは，この限りではありません。

６ 力率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85％以上とするとともに，進み力率とならないようにしていただきます。なお，電圧上昇を防止する上でやむ- 2 -を得ない場合には，受電点の力率を系統側からみて遅れ力率80％まで制御できるものといたします。

７ 高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率３％以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，「28高調波」に準じた対策を実施していただきます。

８ 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備ならびに蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により0％から100％の範囲（1％刻み）で出力（自家消費分を除くことも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。
逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エ
ネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔平成24年経済産業
省令第46号〕に定める地域資源バイオマス発電設備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。なお，停止による対応も可能とします。
また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

- 3 -９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとする。

10 不要解列の防止(1) 保護協調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うために次の考え方にもとづいて，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。なお，構内設備の故障に対しては，「32イ

保護協調の目的」に準じた対策を実施していただきます。

発電設備等の異常及び故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列
すること。

ハ

上位系統事故時など，連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（ＦＲＴ要件）を満たしていただきます。なお，満たすべきFRT要件は次のとおりです。

- 4 -

電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

二相短絡を想定

残電圧20%以上

残電圧20%未満

残電圧52%以上・位相変（運転継続）（運転継続またはｹﾞｰﾄ化41度以下(運転継続)

周波数変動（運転継続）

60Hz系統ﾌﾞﾛｯｸ）
太陽光

風力
単相

蓄電池

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.2秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

燃料電池
ガスエンジン太陽光・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

風力

残電圧0%・継続時間0.15秒と残電圧90%・継続時間1.5秒を結ぶ直線以上の残電圧がある電圧低下に対しては運転を継続し,電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰

蓄電池

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場
合は出力電力特性とRPRの協調を図るた
め,0.4秒以内の復帰としてもよい。
）

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後0.1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場
合は出力電力特性とRPRの協調を図るた
め,0.4秒以内の復帰としてもよい。
）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

燃料電池※

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間0.3秒以下
・電圧復帰後1.0秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0Hz, 3
ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)61.8Hz(周波数下限)57.0Hz

三相

ガスエンジン（ 単 機出 力35kW
以下）※燃料電池にマイクロガスタービンを組み合わせた発電設備は除きます。

- 5 -FRT要件のイメージ（太陽光発電設備を例に記載）

電圧復帰後，0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

電圧復帰後，0.2 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

0.3 秒以下

0.3 秒以下

0.2

OFR 整定値

UFR 整定値
3（サイクル）

11 保護装置の設置場所
保護リレーは,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

12 保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(1) 地絡過電圧リレーは零相回路に設置すること。
(2) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレー及び逆電力リレー
は，１相設置とすること。

- 6 -(3) 短絡方向リレーは，３相設置とすること。ただし，連系する系統と協調を図ることができる２相設置とすることができる。
(4) 不足電圧リレーは，３相設置とすること。ただし，短絡方向リレーと協調を図ることができる場合は，１相設置とすることができる。
(5) 不足電力リレーは，２相設置とすること。

13 保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場合は省略できることといたします。
イ

発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。

ロ

発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(2) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機及び逆変換装置を用いた発電設備等の場
合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(3) 系統側地絡事故対策
連系する系統における地絡事故時の保護のため，地絡過電圧リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧
リレーを省略することができるものとします。
イ

発電設備等の引出口にある地絡過電圧リレーにより系統側地絡事故が- 7 -検出できる場合
ロ

逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さい場合

ハ

逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が10kW以下の場合(4) 逆潮流が有る場合の単独運転防止対策
逆潮流が有る場合，単独運転防止のため，発電設備等故障対策用の過電圧リレー及び不足電圧リレーに加えて，周波数上昇リレー及び周波数低下
リレーを設置するとともに，転送遮断装置または次のすべての条件を満たす単独運転検出装置（能動的方式１方式以上を含む。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用供給設備により連系する場合は，周波数上昇リレーを省略できるものとします。
イ

連系する系統のインピーダンスや負荷の状態等を考慮し，確実に単独運転を検出できること。

ロ

頻繁な不要解列を生じさせないこと。

ハ

能動信号は，系統への影響が実態上問題とならないこと。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

(5) 逆潮流が無い場合の単独運転防止対策
逆潮流が無い場合，単独運転防止のため，逆電力リレー及び周波数低下
リレーを設置していただきます。ただし，専用供給設備により連系する場合であって，逆電力リレーまたは不足電力リレーにて単独運転を高速に検出できる場合は，周波数低下リレーを省略できるものとします。
なお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式及び能動的方式それぞれ１方式以上を含む。）を有する装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合は，逆電力リレーを省略できるものといたします。
また，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

- 8 -

14 解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(1) 受電用遮断器(2) 発電設備等出力端遮断器又はこれと同等の機能を有する装置(3) 発電設備等連絡用遮断器(4) 母線連絡用遮断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。

15 自 動 負 荷 制 限
発電設備等の脱落時等に連系する配電線や配電用変圧器等が過負荷になる
おそれがある場合は，自動的に負荷を制限する対策を行っていただきます。

16 線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する系統の再閉路時の事故防止のため，当該系統の配電用変電所の配電線引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。
(1) 専用供給設備による連系であって，連系する系統の自動再閉路を必要としない場合(2) 転送遮断装置及び単独運転検出機能（能動的方式に限る。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮断できる場合(3) ２方式以上の単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含むものに限る。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮- 9 -断できる場合(4) 単独運転検出機能（能動的方式に限る。）を有する装置及び整定値が発電設備等の運転中における配電線の最低負荷より小さい逆電力リレーを設置
し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮断できる場合(5) 逆潮流がない場合であり，かつ，系統との連系に係わる保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，遮断器及び制御用電源配線が２系列化されており，これらが互いにバックアップ可能となっている場合。ただし，２系
列目の上記装置については，次のうちいずれか１方式以上を用いて簡素化を図ることができる。
イ

保護リレーの２系列目は，不足電力リレーのみとすることができる。

ロ

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置した場
合，１系列目と２系列目を兼用できる。

ハ

計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置した場
合，１系列目と２系列目を兼用できる。

17 接

地

方

式

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

18 直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。
ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(1) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(2) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。

- 10 -

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

19 電

圧

変

動

(1) 常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧100Vに対しては101±6Ｖ，標準電圧200Vに対しては202±20Ｖ）以内に維持する必要があるため，発電設備等の解列による電圧低下や逆潮流による系統の電圧上昇等により適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧変動対策を行っていただきます。なお，これにより対応できない場合には，配電線新設による負荷分割等の配電線増強や専用供給設備による連系を行なうな
どの対策を行います。
イ

発電設備等の脱落等により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に負荷を制限すること。

ロ

発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に電圧を調整すること。

(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10％以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10％を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策を行うこと。

ニ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する- 11 -

機能を有するものを用いること。
ホ

他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10％を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

ヘ

発電設備等の出力変動や頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行うこと。

ト

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10％を超えて逸脱するおそれがあるときは，その抑制対策を実施すること。

(3) 電圧フリッカ対策
発電設備等を設置する場合は，発電設備等の頻繁な並解列や出力変動，
単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱す
るおそれがあるときは，次に示す電圧フリッカ対策などを行っていただきます。
イ

風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱す
るおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下，SVC）の設置
やサイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行うこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行うか，専用線による連系とする。

ロ

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVCなどを設置や配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行うこと。なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行うか，専用線による連系とする。

ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，系統や当該発電設備等設置者以外の者への悪影響がない範囲の能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさとすること。また，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の- 12 -

系統状況の変化や発電設備等の連系量増加などによって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため，能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさを変更できる機構としておくこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系
統運用に支障が発生した場合又は発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響の無い範囲で，能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさの変更などにより，配電線に注入す
る無効電力の注入量を低減するなどの対策を講じること。なお，ソフトウ
ェア改修不可などで対応できない場合については，機器取替や対応時期などを含めて個別に協議させていただきます。
[対策要否の判定基準例]
受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を0.45Ｖ以下（当該設備のみの場合は，0.23Ｖ以下）に維持する。

20 出 力 変 動 対 策
再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。
(1) 太陽光発電設備の場合
太陽光発電設備（出力３００キロワット以上）の系統連系に伴い，電力系統の周波数維持等の理由により出力変動の緩和対策が必要な場合には，系統連系希望者において，発電設備に，蓄電池等の出力変動緩和のために必要な装置を設置し，太陽光発電設備と蓄電池等の合成出力（以下，「発電
所合成出力」と称す。）を制御すること。
具体的には，電力系統へ影響を与えると考えられる時間帯において，発電所合成出力の変化速度を「太陽光発電出力定格値の２パーセント以下／分」とすること。

- 13 -

21 短

絡

容

量

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

22 発電機定数・諸元
発電機並列時の短絡電流抑制対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。
また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
（第３者認証機関発行の認証証明書による提供可）- 14 -

電源種
共通

設備
発電プラント

諸元
定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）
最低出力
所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲
単線結線図，系統並解列箇所

構内設備

自家消費電力の最大値，最小値
総合負荷力率高調波発生機器と高調波対策資料
電圧フリッカの発生源と対策設備資料

受電用変圧器，連系用変圧 定格（定格容量，定格電圧）器

インピーダンス（変圧器定格容量ベース）
制御方式，整定値

調相設備

定格（容量，台数）

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無

保護装置

設置要素
設置場所
設置相数
解列箇所
整定範囲
整定値
CT比，VT比シーケンスブロック

誘導機

発電プラント

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量- 15 -

電源種
同期機

設備
発電プラント

諸元
各種内部リアクタンス
各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無

制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，GF幅，CV，ICV
モデルを含む）
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）
FRT要件の適用有無

逆 変 換 発電プラント制御装置

メーカ，型式装置

単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
通電電流制限値
FRT要件の適用有無

風力発電プラント

発電機の出力特性

制御装置

出力変動対策の方法
蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

蓄電池

発電プラント二 次 励 発電プラント

蓄電容量
拘束リアクタンス

磁機
なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

23 昇 圧 用 変 圧 器
短絡電流抑制対策や発電機並列時の電圧低下対策等の面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。
- 16 -

24 連

絡

(1) 連

体
絡

制
体

制

発電者の構内事故及び系統側の事故等により，連系用遮断器が動作した
場合等（サイバー攻撃により設備異常が発生し，または発生する恐れがある場合を含みます。）には，当社と発電者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，発電者の技術員駐在箇所等と当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。
ただし，保安通信用電話設備は次のうちいずれかを用いることができます。
イ

専用保安通信用電話設備

ロ

電気通信事業者の専用回線電話

ハ

次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話(ｲ) 発電者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員駐在箇所へつながる単番方式）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されていること。
(ﾛ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。
(ﾊ) 停電時においても通話可能なものであること。
(ﾆ) 災害時等において当社と連絡が取れない場合には，当社との連絡が取れるまでの間，発電設備等の解列または運転を停止すること。また，
保安規程上明記されていること。

(2) 系統運用上必要な情報
系統運用上必要な情報として，次のスーパービジョンを設置していただ
くことがあります。
また，供給地点における有効電力等を収集するために，原則として，テレメータを設置していただきます。具体的項目については別途協議することといたします。

- 17 -

イ

スーパービジョン(ｲ) 遮断器（配電線引込口）(ﾛ) 保護継電装置（配電線保護装置，連系用遮断器を開放する保護装置）の動作表示及び状態表示(ﾊ) 連系に係る保護継電装置の異常情報(ﾆ) 遠制装置テレメータ異常表示

ロ

テレメータ
(ｲ) 供給地点の有効電力と無効電力(ﾛ) 供給地点の有効電力量

25 バンク逆潮流の制限
配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面及び保護協調面で問題が生じるおそれがあることから，原則として逆潮流が生じない
よう発電者で発電または放電出力を抑制していただきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面及び保護協調面で問題が生じないよう対策を行う場合はこの限りではありません。

26 サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバー
セキュリティ対策を講じていただきます。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講- 18 -

じること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

27 そ

の

他

発電設備等の異常，系統の異常等により発電設備等が系統から解列した場
合には，すみやかに当社に連絡していただきます。この場合，当社から系統に再連系可能である旨をお知らせするまでの間，発電者の発電設備等を再連系せずに解列状態を保持していただきます。

- 19 -

Ⅲ

需要設備の接続に必要な技術要件

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。
なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

28 高

調

波

需要者は，高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，当社
系統に高調波電流が流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，以下の要件に従っていただきます。
(1) 対象となる需要者
イ

使用する高調波発生機器の容量を６パルス変換器容量に換算し，それぞれの機器の換算容量を総和したもの（以下「等価容量」といいます。）
を計算し，その値を提出していただきます。このうち等価容量の合計が50kVAを超える場合に該当する需要者（以下「対象者」といいます。）が本要件の対象となります。

ロイの等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300V以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流20A／相以下の電気・電子
機器（家電・汎用品）以外の機器とします。

ハロに該当する高調波発生機器を新設・増設または更新する等の場合に適用いたします。
なお，ロに該当する高調波発生機器を新設・増設または更新する等によって新たに対象者に該当することになる場合においても適用いたします。

(2) 高調波流出電流の算出
対象者は，系統に流出する高調波電流の算出を以下のとおり実施していただきます。
- 20 -

イ

高調波流出電流は，高調波発生機器毎の定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

ロ

高調波流出電流は，高調波の次数毎に合計するものといたします。

ハ対象とする高調波の次数は40次以下といたします。

ニ

対象者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。

(3) 高調波流出電流の上限値
対象者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数毎に下表に示す需要者の契約電力１kW当たりの高調波流出電流の上限値に当該需要者の契約電力（kWを単位とします。）を乗じた値とします。
なお，上記契約電力とは，契約者が契約上使用できる最大電力（kW）をいいます。

（単位：mA/kW）
系統電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次
超過

6.6kV

3.50

2.50

1.60

1.30

1.00

0.90

0.76

0.70

(4) 高調波流出電流の抑制対策の実施
対象者は，(2)の高調波流出電流が，(3)の高調波流出電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を実施していただきます。

29 電圧フリッカ・電圧変動
電気アークを使用する電気炉などの特殊負荷，周期的な変動負荷，大型モータのように始動時に大きな電流を必要とする負荷など，系統内の電圧に擾乱を与え他の需要者に支障を及ぼすおそれがある場合は，負荷に応じた抑制装置（フリッカ補償装置，バッファリアクトル，無効電力補償装置など）を，- 21 -

需要者において設置していただきます。

30 瞬 時 電 圧 低 下系統に落雷などにより事故が発生した場合，事故点を保護リレーで検出し，それを系統から切り離すまでの間，事故点を中心に瞬時的に電圧が低下することがあります。こうした瞬時電圧低下は避けることができないため，これにより影響を受ける場合は，需要者において，負荷制御方法の改善・無停電
電源装置の設置・瞬時電圧補償装置など，使用する機器に最も適した対策を講じていただきます。

31 電 圧 不 平 衡
負荷の特性によって，各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合には，他の需要者に支障を及ぼすことがないように，需要者で必要な対策を実施していただきます。

32 保護協調の目的
需要者の電気設備の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うために次の考えにもとづいて，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。
(1) 需要者の電気設備の異常及び故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統へ事故を波及させないために，需要者の電気設備を即時に解列すること。
(2) 連系する系統の事故が発生した場合であって系統保護方式に応じて必要な場合には，当該系統から需要者の電気設備を解列すること。
(3) 連系する系統以外の事故時には，原則として需要者の電気設備を解列しないこと。

- 22 -

33 保護装置の設置
需要者は，負荷設備を系統に連系する場合は，系統の保護のため，需要場
所における構内設備の短絡事故または地絡事故を検出することができる保護装置を設置していただきます。

34 保護装置の設置場所
保護リレーは，供給地点または事故の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

35 保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりといたします。
(1) 地絡保護用リレーは零相（残留）回路設置といたします。
(2) 短絡保護用リレーは３相設置といたします。

36 遮

断

箇

所

遮断箇所は，原則として連系用遮断器といたします。

- 23 -

系 統 連 系 技 術 要 件「託送供給等約款別冊」（特別高圧版）
令和５年12月27日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

目
Ⅰ 総

則

１ 目

次

·················································· 1

的················································ 1

２ 適 用 の 範 囲················································ 1

３ 協················································ 1

Ⅱ議発電設備等の接続に必要な技術要件
４ 電

気

方

式

································ 2················································ 2

５ 運転可能周波数・並列時許容周波数
６ 力
７ 高

調

······························ 2率················································ 3

波················································ 3

８ 需給バランス制約による発電出力の抑制·························· 3

９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制······················ 4

10 不要解列の防止················································ 411保護装置の設置················································ 712

再 閉 路 方 式··············································· 1013保護装置の設置場所

14

解

15

保護リレーの設置相数········································· 1116

自動負荷制限・発電抑制······································· 1217線路無電圧確認装置の設置····································· 1218発電機運転制御装置の付加····································· 1319中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施

列

箇

所

··········································· 11··············································· 1120 直流流出防止変圧器の設置
電動··············································· 1722出力変動対策··············································· 1923

短絡・地絡電流対策··········································· 2024発電機定数・諸元············································· 2025昇圧用変圧器··············································· 24

26連··············································· 24

27

電気現象記録装置

28

サイバーセキュリティ対策

絡変····································· 17

21

Ⅲ

圧

············· 16

体制············································· 26····································· 27

需要設備の接続に必要な技術要件································· 28

目－1

29

供

給

電

圧

··············································· 28

30 進相用コンデンサの運用
調

31

高

32

電圧フリッカ・電圧変動

33

瞬時電圧低下··············································· 3034

電 圧 不 平 衡··············································· 3135

保護協調の目的··············································· 3136

保護装置の設置··············································· 3137

保護装置の設置場所··········································· 32

38

保護リレーの設置相数········································· 32

39

遮

箇

··············································· 28······································· 30

所··············································· 32

40 再 閉 路 方 式··············································· 32

41

断

波

······································· 28

連絡体制及び系統連系上必要な情報

目－2····························· 32

Ⅰ
１ 目

総

則

的

この系統連系技術要件（特別高圧版）（以下「要件」といいます。）は，託送供給等約款８（契約の要件）(1)ニ及び(2)ハにもとづき，発電者の発電設
備及び蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに需要者の需要設備
を当社の電力系統（以下「系統」といいます。）に接続（以下「連系」といいます。）するにあたり遵守していただく事項を示すものです。ここで，発電設備とは発電に供する電気設備，需要設備とは需要に供する電気設備をいいます。
なお，この要件にもとづき，発電場所及び需要場所において必要となる設
備については，契約者の負担で施設していただきます。

２ 適 用 の 範 囲
この要件は，発電者の発電設備等及び需要設備または需要者の需要設備を系統に連系する場合に適用いたします。既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時やパワーコンディショナー等の装置
切替時，または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー整定値等の設定変更必要時等）には，この要件を適用いたします。また，需要者が需要場所内において発電設備等を系統に連系する場合または契約者が事業場所内の発電設備等もしくは需要設備を系統に連系する場合についても，この要件を適用いたします。

３ 協議

この要件は，系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この要件に定めのない事項も含め，個別に協議させていただきます。

- 1 -

Ⅱ

発電設備等の接続に必要な技術要件

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用する場合，もしくは事業場所
内の発電設備等を系統に連系する場合は，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

４ 電

気

方

式

発電設備等の電気方式は，最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合を除き，連系する系統の電気方式（交流三相３線式）と同一としていただきます。

５ 運転可能周波数・並列時許容周波数(1) 運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数及び運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
連続運転可能周波数：58.2Hzを超え61.0Hz以下
運転可能周波数：57.0Hz以上61.8Hz以下

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2Hzでは10分程度以上，57.6Hz
では１分程度以上としていただきます。
また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを57.0Hz，
検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：２秒以上）(2) 並列時許容周波数
系統周波数を適正値に維持する必要があるため，並列時の周波数は並列時
許容周波数以内としていただきます。なお，並列時許容周波数は，標準周波数+0.1Hz以下（設定可能範囲：標準周波数+0.1～+1.0Hz）とします。ただし，- 2 -離島など系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

６ 力率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持できるように定めるものとし，必要な場合は当社からの求めに応じて，力率を変更できるものとしていただきます。発電設備等の安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90％～進み力率95％としていただ
きます。
逆潮流が無い場合は，原則として受電地点における力率を系統側からみて遅れ85％以上とするとともに，系統側からみて進み力率にならないようにしていただきます。
また，受電地点の力率，電圧あるいは無効電力の調整スケジュール等について別途協議させていただくことがあります。

７ 高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率３％以下としていただきます。
また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，「31高調波」に準じた対策を実施していただきます。

８ 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備ならびに蓄電池には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により0%から100%の範囲（1%刻み）で出力（自家消費分を除くことも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラーがない風力発電所については，技術的制約を踏ま- 3 -え個別協議とさせていただきます。
逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エ
ネルギー特別措置法施行規則〔平成24年経済産業省令第46号〕に定める地域
資源バイオマス発電設備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９ 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとします。

10 不要解列の防止
(1) 保

護

協

調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保などを行なうために，次の考え方に基づき保護協調を図っていただきます。なお，構内設備の故障に対しては，「35
イ

保護協調の目的」に準じた対策を実施していただきます。
発電設備等の異常及び故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電設備等を当該系統から解列すること。
ロ

連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もある。

ハ

上位系統事故，連系する系統の事故などにより当該系統の電源が喪失した場合であって単独運転が認められない場合には，発電設備等が解列- 4 -し単独運転が生じないこと。
ニ

連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。

ホ

連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。

ヘ

連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要な遮断を回避できる時限でおこ
なうこと。

ト

当社の保護リレーと協調が必要な場合は，当社の保護リレー方式や整定と協調を図ること。

チ

連系する系統との保護協調を考慮し，当社設備と同等の遮断時間とすること。

(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（ＦＲＴ要件）を満たしていただきます。なお，満たすべきFRT要件は次のとおりです。

電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

二相短絡を想定

残電圧20%以上

残電圧20%未満

残電圧52%以上・位相変（運転継続）（運転継続またはｹﾞｰﾄ化41度以下(運転継続)

周波数変動（運転継続）

60Hz系統ﾌﾞﾛｯｸ）
太陽光
風力
単相

蓄電池

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

燃料電池
ガスエンジン- 5 -低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

太陽光
風力
三相

蓄電池

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

燃料電池
ガスエンジン(3) 電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止や需要増加などに伴い，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧及び周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行わないものとしていただきます。
また，これを超える端子電圧及び周波数変動においても，設備に支障が無い範囲で運転を継続していただきます。
なお，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備や，構内設備（発電用所内電源を除く）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。

同期発電機・誘導発電機

逆変換装置

電圧pu

電圧pu
1.08

1.05

1.07

1.04

1.06
1.05

1.03

1.04

1.02

1.03
1.02

1.01

0.98

0.99

0.99

周波数pu
1.01

1.02

0.97 0.98 0.99 0.99
0.98
0.97

0.98

0.96

0.97

0.95

0.96

0.94
0.93

0.95

0.92

- 6 -

周波数pu

1.01

1.01

1.02

ただし，周波数変動範囲に対しては，「５ 運転可能周波数・並列時許容周波数（１）運転可能周波数」に準じた対策を実施していただきます。
11 保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため過電圧リレー及び不足電圧リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により検出・保護できる場合は省略することができます。
(2) 系統側事故対策
イ

短

絡

保

護

系統の短絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきます。
(ｲ) 同期発電機を用いる場合
連系する系統の短絡事故を検出し，発電設備等を解列することのできる短絡方向リレーを設置していただきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リレーまたは電流差動リレーを設置すること。
(ﾛ) 誘導発電機，二次励磁発電機又は逆変換装置を用いる場合
連系する系統の短絡事故時に，発電電圧の異常低下を検出し解列することのできる不足電圧リレーを設置すること。
なお，この不足電圧リレーは発電設備等事故対策用の不足電圧リレーと兼用することができる。
ロ

地

絡

保

護

系統の地絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リレーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきま

- 7 -

す。
(ｲ) 中性点直接接地方式の系統に連系する場合は，電流差動リレーを設置していただきます。
(ﾛ) 中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，
地絡方向リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略することができます。
ａ

発電機引出口にある地絡過電圧リレーにより連系する系統の地絡事故を検出できる場合

ｂ

発電設備等の出力が構内の負荷より小さく周波数低下リレーにより高速に単独運転を検出し解列することができる場合

ｃ

逆電力リレー，不足電力リレーまたは受動的方式の単独運転防止機能を有する装置により高速に単独運転を検出し解列することができる場合
なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であっても，その後構内の負荷状況の変更や電力系統の変更などによって，地絡過
電圧リレーの省略要件を満たさなくなった場合は，発電者，発電設備
等を系統連系する需要者の責任において，地絡過電圧リレーを設置すること。
ハ連系する系統と同一の保護方式の短絡・地絡保護
地絡保護

電圧

中性点接地方式

短絡保護

階級

直接接地方式

(ｋＶ）
主保護

後備
保護

主保護

後備
保護

１３２

電流差動

短絡方向

電流差動

地絡方向

６６

ﾘﾚｰ

距離ﾘﾚｰ

ﾘﾚｰ

距離ﾘﾚｰ

- 8 -

系列数

備考

１系列

※1

抵抗接地方式
主保護

後備
保護

２２

回線選択

短絡方向

回線選択

地絡方向

ﾘﾚｰ

距離ﾘﾚｰ

ﾘﾚｰ

ﾘﾚｰ

過電流
ﾘﾚｰ

地絡方向

－

ﾘﾚｰ

－

１系列

１系列

※1 当社が採用するリレーと同じ仕様で設置していただきます。

(3) 単独運転防止対策
イ

逆潮流がある場合
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇
リレー及び周波数低下リレーまたは転送遮断装置を設置していただきます。また，周波数上昇リレー及び周波数低下リレーは，単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40％程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。なお，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リレーと組み合わせて補完しながら使用していただきます。なお，必要により周波数上昇リレー及び周波数低下リレーに加えて転送遮断装置を設置していただく場合があります。
また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，電圧及び位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独系統から解列していただきます。

ロ

逆潮流がない場合単独運転防止のため，周波数上昇リレー及び周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまたは周波数低下リレーにより検出・保護できないおそれがあるときは，逆電力リレーを設置していただ
きます。
また，22kV 以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電- 9 -

設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件

13

保護装置の設置」に準じていただきます。

(4) 事故波及防止対策
イ

系統事故時に系統の安定度が維持できない場合には，当社は電源制限
装置によって発電者の発電を抑制いたします。この場合，発電場所に必要な装置を設置していただきます。

ロ

発電機が脱調したときの事故波及を防止するため，脱調分離リレーを必要により設置していただく場合があります。

ハ系統の周波数を維持するため，発電設備等が事故等により，連系する系統から解列する場合，または発電電力が急減する場合，発電者は，発電場所に事故を検出しその情報を当社へ伝送するために必要な装置を設置していただく場合があります。

(5) 構内設備事故対策
構内設備事故対策として「36保護装置の設置」に準じた対策を実施していただきます。
(6) 事故除去時間
中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影響，
電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系点及び同一
電圧階級設備の遮断器，保護リレーの動作時間を以下のとおりとしていただきます。
遮断器：３サイクル以内
保護リレー（短絡・地絡事故除去用）：２サイクル以内
なお，上記を基本とし，中性点直接接地系統以外を含め，系統固有の事
由等により個別に協議させていただく場合があります。

12 再 閉 路 方 式
自動再閉路を実施している送電線へ連系する場合で，自動再閉路方式を採用する場合は，連系送電線の再閉路方式と協調を図っていただき，必要な設- 10 -

備を設置していただきます。

13 保護装置の設置場所
保護リレーは，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

14 解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(1) 受電用遮断器(2) 発電設備等出力端遮断器(3) 発電設備等連絡用遮断器(4) 母線連絡用遮断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。

15 保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(1) 地絡過電圧リレー，地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレー及び地絡検出用回線選択リレーは零相回路に設置すること。
(2) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレー及び逆電力リレー
は１相設置とすること。
(3) 不足電力リレーは２相設置とすること。
(4) 短絡方向リレー，不足電圧リレー，短絡検出・地絡検出兼用電流差動リレー，短絡検出用電流差動リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用回線- 11 -

選択リレー及び地絡方向距離リレーは３相設置とすること。

16 自動負荷制限・発電抑制(1) 発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線及び変圧器等が過負荷になるおそれがある場合は，自動的に負荷を制限する対策を行っていただ
きます。
また，系統事故等により他の送電線及び変圧器等が過負荷になるおそれがある場合，または系統の安定度や周波数等が維持できないおそれがある場合には，自動で発電抑制または発電遮断，もしくは発電増出力（揚水遮断及び蓄電池の充電停止を含む）を行っていただくことがあります。
なお，この場合発電場所に必要な装置を設置していただきます。
ただし，出力変動緩和対策として設置していただく蓄電池については，
充電を停止することにより，出力変動緩和の機能を喪失することになるため，本要件の適用範囲外とします。
(2) あらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれる速やかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ－１電制」といいます。）を実施することで，運用容量を拡大することが効率的な設備形成に資すると当社が判断した場合，Ｎ－
１電制を実施するために発電設備等に設置する制御装置等（以下「Ｎ－１
電制装置」といいます。）を設置することが適当であると判断した発電設備等を指定して，当該発電設備等を維持及び運用する発電者または新規に送電系統への連系を行なう発電者に対して，Ｎ－１電制装置の設置を求める
ことがあります。この場合，正当な理由がない限り，発電場所へのＮ－１
電制装置の設置及びその他Ｎ－１電制の実施に必要な対応をしていただきます。

17 線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されて- 12 -

いない場合には，再閉路時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。
(1) 逆潮流が無い場合であって，電力系統との連系に係る保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，遮断器及び制御用電源配線が，相互予備となる
ように２系列化されているとき。ただし，次のいずれかにより簡素化を図ることができる。
イ

２系列の保護リレーのうちの１系列は，不足電力リレーのみとすることができる。

ロ

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できる。

ハ

計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置する場
合，１系列目と２系列目を兼用できる。

また，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件16

線路無電圧確認装置の設置」に準じていただきます。

18 発電機運転制御装置の付加(1) 系統安定化，潮流制御のための機能
系統安定化，潮流制御等の理由により運転制御が必要な場合には，以下の機能を具備した運転制御装置を設置していただきます。なお，設置については個別に協議させていただきます。
イ

PSS(Power System Stabilizer)

ロ

超速応励磁自動電圧調整機能(2) 周波数調整のための機能
火力発電設備及び混焼バイオマス発電設備（地域資源バイオマス発電設
備を除く）については，以下の周波数調整機能を具備していただきます。
なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。

- 13 -

イ

ガバナフリー運転
タービンの調速機（ガバナ）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転（ガバナフリー運転）する機能を具備すること。

ロ

LFC（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からのLFC信号に追従し，発電機出力を変動させる機能を具備すること。

ハ

周波数変動補償機能
標準周波数±0.1Hzを超えた場合，系統の周波数変動により，ガバナで調整した出力を発電所の自動出力制御装置が，出力指令値に引き戻すことがないように，ガバナによる出力変動相当を出力指令値に加算する機能を具備すること。

ニ

EDC（Economic load Dispatching Control：経済負荷配分制御）機能
当社からの出力指令値に発電機出力を自動追従制御する機能を具備すること。

ホ

出力低下防止機能
35MW以上の火力発電設備は，周波数58.8Hzまでは発電機出力を低下しない，周波数58.8Hz以下については，1.2Hz低下するごとに5%以内の出力低下に抑える，もしくは，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。
なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりです。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議を行うことがあります。

- 14 -

35ＭＷ以上
発電機定格出力
GT及びGTCC

その他の火力発電設備及び混焼バイオマス発電設備※６

GF調定率

４％以下

４％以下

GF幅※１

８％以上
（定格出力基準）５％以上（定格出力基準）

GF制御応答性

機
能
・
仕
様
等

２秒以内に出力変化開始，
10秒以内にGF幅の出力変化完了※８

LFC幅

±８％以上
（定格出力基準）±５％以上（定格出力基準）

LFC変化速度※２５％/分以上（定格出力基準）２％/分以上（定格出力基準）

20秒以内に出力変化開始

60秒以内に出力変化開始※８※８５％/分以上２％/分以上（定格出力基準）（定格出力基準）

20秒以内に出力変化開始

60秒以内に出力変化開始※８※８

10％/分以上（定格出力基準）２％/分以上（定格出力基準）

LFC制御応答性
EDC変化速度※２

EDC制御応答性

EDC+LFC変化速度

最低出力※３※４
50％以下
30％以下
※５
（定格出力基準）
DSS 機能具備
DSS 機能具備※７※1 GT及びGTCCについては負荷制限設定値までの上げ余裕値が定格出力の８％以上，その他の発電機については定格出力の５％以上を確保。定格出力付近などの要件を満たせない出力帯について別途協議。
※2 定格出力付近のオーバーシュート防止や低出力帯での安定運転により要件を満たせない場合には別途協議。
※3 気化ガス（BOG）処理などにより最低出力を満たせない場合には別途協議。
※4 EDC/LFC指令で制御可能な最低出力。
※5 日間起動停止運転（DSS）は，発電機解列～並列まで3.5時間以内で可能- 15 -

なこと。
※6 地域資源バイオマス発電設備を除く。
※7 日間起動停止運転（DSS）は，発電機解列～並列まで4時間以内で可能なこと。
※8 記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期に出力変化開始し，出力変化完了すること。

また，周波数調整機能に必要な受信信号（EDC・LFC指令値）を受信する機
能及び，必要な送信信号（現在出力，可能最大発電出力［GT及びGTCCのみ。］，
EDC・LFC使用/除外，周波数調整機能故障）を送信する機能を具備していただ
きます。
(3) 早期再並列のための機能
定格出力の合計が400MW以上の火力（GTCC）発電設備については，送電系
統の停電解消後，早期に再並列するために必要な装置を設置，または機能を具備していただきます。なお，定格出力の合計が100MW以上400MW未満の火力（GTCC）発電設備については，当該装置の設置または機能の具備について協議させていただきます。
(4) 電圧調整のための機能
イ

132kVの系統に連系する発電設備等は，当社が指定する電圧，無効電力
または力率に応じて運転可能な機能を具備し，有効電力に応じて出力可
能な範囲で無効電力を調整できるようにしていただきます。

ロ

受電電圧が66kV以下の発電者の発電設備等でも，必要により，上記イと同じ機能を具備していただくことがあります。

19 中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施
中性点の接地が必要な場合は，昇圧変圧器の中性点に接地装置を設置していただきます。また，中性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策及び地中ケーブルの防護対策の強化等が必要となった場- 16 -

合には，適切な対策を講じていただきます。
(1) 22kV以下の系統に連系する場合は，必要に応じて昇圧用変圧器の中性点に中性点接地装置（抵抗接地方式）を設置すること。
(2) 66kV以上の系統に連系する場合は，昇圧用変圧器の中性点を直接接地すること。

20 直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。
ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(1) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(2) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。
なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

21 電

圧

変

動

(1) 常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±１～２％以内を適正値とし，この範囲を逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただきます。
ただし，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件

19

電圧変動」に準じていただきます。

(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，- 17 -

常時電圧の±２％を目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただ
きます。
また，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件 19 電圧変動」に準じていただきます。
イ

同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から±２％程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をすること。

ニ

自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。

ホ

他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系
統の電圧が適正値（常時電圧の２％を目安とします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより対応できない場合には，自励式の逆変換装置を用いること。

ヘ

発電設備等の出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及ぼすおそれがあるとき，適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する
対策を行なうこと。
(ｲ) 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（SVC）の設置やサイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置を用いること。
(ﾛ) 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱する- 18 -

おそれがあるときには，SVCなどを設置すること。
[対策要否の判定基準例]
受電点における電圧フリッカレベル（ΔV10）を0.45V以下（当該設備のみの場合は，0.23V以下）に維持する。
(3) そ

の

他

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

22 出 力 変 動 対 策
再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。
(1) 風力発電設備の場合
イ

発電に必要な自然エネルギーが得られる状況において，連系点での５分間の最大変動幅が発電所設備容量の10％以下となるよう対策を行うこと。
なお，ウィンドファームコントローラを有しない小規模発電所については，対策を別途協議する。

ロ

高風速時にカットアウトが予想される場合は，即座に停止しないよう，
ストーム制御機能を具備する等の対策を行うこと，また，カットインが予想される場合は，徐々に出力を上昇するよう対策を行うこと。

ハ

系統周波数が上昇し適正値を逸脱するおそれがある場合は，発電設備の出力を調定率に応じて自動的に抑制すること。なお，調定率は，２～５％の範囲で当社から指定する値とし，不感帯は0.1Hz以下とする。

(2) 太陽光発電設備の場合
太陽光発電設備（出力３００キロワット以上）の系統連系に伴い，電力系統の周波数維持等の理由により出力変動の緩和対策が必要な場合には，- 19 -

系統連系希望者において，発電設備に，蓄電池等の出力変動緩和のために必要な装置を設置し，太陽光発電設備と蓄電池等の合成出力（以下，「発電
所合成出力」と称す。）を制御すること。
具体的には，電力系統へ影響を与えると考えられる時間帯において，発電所合成出力の変化速度を「太陽光発電出力定格値の２パーセント以下／分」とすること。

23 短絡・地絡電流対策
発電設備等の連系により系統の短絡・地絡電流が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡・地絡電流を制限する装置（限流リア
クトル等）を設置していただきます。
これにより対応できない場合には，短絡容量対策について個別に検討・協議させていただきます。

24 発電機定数・諸元
連系系統，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策や短絡・地絡電流抑制対策，慣性低下対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。
また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。

- 20 -

電源種
共通

設備
発電プラント

諸元
定格容量，定格出力，台数，定格電圧
最低出力
所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲，運転継続時間
単線結線図，系統並解列箇所
発電プラントモデル（原動機の種類，発電機の種類）
電気所監視制御方式

構内設備

自家消費電力の最大値，最小値
総合負荷力率
電動機容量（高圧・低圧）
電灯容量
高調波発生機器と高調波対策資料
電圧フリッカの発生源と対策設備資料

受電用変圧器，連系用変圧 定格（定格容量，定格電圧）器

インピーダンス（タップ電圧毎，変圧器定格
容量ベース）
励磁特性曲線制御方式，整定値

調相設備

定格容量，台数
制御方式，整定値

アクセス線・構内線路

インピーダンス，アドミタンス

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無

保護装置

設置要素

- 21 -

電源種
共通

設備
保護装置

諸元
仕様
設置場所
設置相数
解列箇所
整定範囲
整定値
CT比，VT比シーケンスブロック
送電線再閉路方式

誘導機

記録

電気現象記録装置

発電プラント

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量
限時リアクトルインピーダンス
慣性定数
定格すべり
等価回路定数同期機

発電プラント

各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）
各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無
飽和特性
可能出力曲線
発電機軸モデル
発電機プラントモデル，モデル構築に必要なプラント，制御系の各種定数（ボイラ，タービン，水車等）- 22 -

電源種
同期機

設備

諸元

発電プラント並解列所要時間（平常時，事故時）

制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，GF幅，CV，ICV
モデルを含む）LFC・発電機出力制御ブロック
EDC変化速度（出力毎）
LFC幅・変化速度（出力毎）
出力キープタイム（出力毎，上げ下げ）励磁装置の形式（直流・交流・サイリスタ・他）
応答速度（超速応励磁か否か）
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）
FRT要件の適用有無
過励磁保護59V/Fブロック
OEL，UELブロック

水力

発電プラント

揚水待機・開始所要時間

制御装置

上ダム・下ダム運用可能水位
電水比（kW/(m3/s)）

逆 変 換 発電プラント

メーカ，型式装置

単独運転検出方式，整定値制御装置

逆変換装置の容量
通電電流制限値
系統事故時の力率制御時間
三相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）
一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）
FRT要件の適用有無- 23 -

電源種

設備

諸元

逆 変 換 発電プラント

無効電力制御方式，整定値

装置

制御装置

慣性力供給能力

風力発電プラント周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定可能

制御装置

範囲
発電機の出力特性
出力変動対策の方法
蓄電池，ウィンドファームコントローラの有
無蓄電池

発電プラント二 次 励 発電プラント

蓄電容量
拘束リアクタンス

磁機
なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

25 昇 圧 用 変 圧 器
連系系統や電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協調などの面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）などを指定させていただく場合があ
ります。

26 連

絡

体

制

(1) 発電者の構内事故及び系統側の事故等により，連系用遮断器が動作した
場合等（サイバー攻撃により設備異常が発生し，または発生するおそれがある場合を含みます。）には，当社の給電指令所等と発電者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行い，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。
このため，当社の給電指令所等と発電者の技術員駐在箇所等との間には，- 24 -

保安通信用電話設備（専用保安通信用電話設備又は電気通信事業者の専用
回線電話）を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は，22ｋＶ以下の特別高圧電線路と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができます。
イ

専用保安通信用電話設備

ロ

電気通信事業者の専用回線電話

ハ

次の条件を全て満たす場合においては，一般加入電話又は携帯電話(ｲ) 発電者側の交換機を介さず直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員駐在箇所へつながる単番方式）とし，発電設備等の保守監視場所に常時設置されていること。
(ﾛ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）であること。
(ﾊ) 停電時においても通話可能なものであること。
(ﾆ) 災害時等において当社の給電指令所等と連絡が取れない場合には，当社の給電指令所等との連絡が取れるまでの間発電設備等の解列又は運転を停止すること。また，保安規程上明記されていること。

(2) 特別高圧電線路と連系する場合には，当社の給電指令所等と発電者との間に，系統運用上等必要な情報が相互に交換できるようスーパービジョン
及びテレメータを設置していただきます。この場合，収集する情報は，原則として次のとおりといたします。

- 25 -

情報種別

情報内容
発電機並列用遮断器の開閉状態※1
連系用遮断器の開閉状態
連系用断路器の開閉状態
母線側断路器の開閉状態
変圧器遮断器の開閉状態
母線連絡遮断器の開閉状態
連系送電線用接地開閉器の開閉状態
連系用遮断器を開放する線路保護リレーの動作状態

スーパービジョン

線路保護リレーの切替開閉器の状態
線路保護リレーの異常表示
母線保護リレーの動作状態
母線保護リレーの切替開閉器の状態
母線保護リレーの異常表示
発電機重故障発電機補機ランバック
テレメータ異常表示
電圧・無効電力の制御モード

情報種別

情報内容
連系する母線（引込口母線）の電圧
引込口（受電地点）の有効電力

テレメータ

引込口（受電地点）の無効電力
引込口（受電地点）の有効電力量
代表風車地点の風向・風速※2

発電最大能力値※3（風力発電設備の場合）※1 慣性把握のため，系統に慣性を供給できる同期発電機は，最小単位の発電設備1台毎に設置していただきます。
※2 ナセルで計測する風向・風速※3 運転可能な発電設備の定格出力（出力制約がある場合は可能な範囲でそれを考慮）の合計。ただし，困難な場合は運転可能な発電設備の台数

27 電気現象記録装置- 26 -

発電設備等の挙動等を正確に把握するため，短い周期で時刻同期のとれた
電圧，電流，電力などの計測値を連続的に記録し，当社の給電指令所等へ伝送する電気現象記録装置（自動オシロ装置，高調波監視記録装置等含む）を設置していただくことがあります。

28 サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバー
セキュリティ対策を講じていただきます。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

- 27 -

Ⅲ

需要設備の接続に必要な技術要件

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，もしくは事業場所内の需要設備を系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。
なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

29 供

給

電

圧

当社変電所の母線電圧は，系統全体の電圧が良好となるよう調整していますが，個々の需要者への供給電圧は，送電線の負荷電流の大小などによって変動し，かつ，需要者の負荷設備に起因する電圧変動が加わります。これらにより，問題が生じるおそれがある場合は，負荷時タップ切換変圧器または負荷時電圧調整器を需要者において設置していただきます。

30 進相用コンデンサの運用
力率改善用コンデンサの設置・運用については，以下のとおりといたします。
(1) 夜間（23時～９時）
・休祭日などの軽負荷時には進み力率とならないよう，
コンデンサを開放していただきます。特に，年末年始・ゴールデンウィー
ク・旧盆などには，コンデンサの開放について当社から依頼があった場合は，協力していただきます。
(2) (1)の対策を実施するため，コンデンサを設置する場合には適当な容量（電圧変動が少ないよう）ごとに開閉器を設置していただきます。

31 高

調

波

高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっ- 28 -

ていただきます。
(1) 対象となる需要者
イ

対象となる需要者は，次のいずれかに該当する需要者（以下「特定需要者」といいます。）といたします。
(ｲ) 22,000Ｖの系統から受電する需要者であって，その施設する高調波発生機器の種類毎の高調波発生率を考慮した容量（以下「等価容量」といいます。）の合計が300ｋＶＡを超える需要者。
(ﾛ) 66,000Ｖ以上の系統から受電する需要者であって，等価容量の合計が2,000ｋＶＡを超える需要者。

ロ

イの等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300Ｖ以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流20Ａ／相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。

ハ

特定需要者が，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する場合等に適用いたします。
なお，ロに該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等によって特定需要者に該当することになる場合においても適用いたします。

(2) 高調波流出電流の算出
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
イ

高調波流出電流は，高調波発生機器毎の定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

ロ

高調波流出電流は，高調波の次数毎に合計するものといたします。

ハ対象とする高調波の次数は40次以下といたします。

ニ

特定需要者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。

(3) 高調波流出電流の上限値
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，- 29 -

高調波の次数毎に，次表に示す需要者の契約電力１ｋＷ当たりの高調波流
出電流の上限値に当該需要者の契約電力（ｋＷ単位といたします。）を乗じた値といたします。

契約電力１ｋＷ当たりの高調波流出電流の上限値（単位：mA/kW）
23次

受電電圧

5次

7次

11次

13次

17次

19次

23次

22ｋＶ

1.8

1.3

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

66ｋＶ

0.59

0.42

0.27

0.23

0.17

0.16

0.13

0.12

超過

132ｋＶ
0.29
0.21
0.13
0.11
0.08
0.08
0.06
0.06
受電電圧が上記表に該当しない場合には，高調波抑制対策技術指針によります。

(4) 高調波流出電流の抑制対策の実施
特定需要者は，上記（2）の高調波流出電流が，上記（3）の高調波流出
電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。

32 電圧フリッカ・電圧変動
電気アークを使用する電気炉などの特殊負荷，周期的な変動負荷，大型モータのように始動時に大きな電流を必要とする負荷など，系統内の電圧に擾乱を与え他の需要者に支障を及ぼすおそれがある場合は，負荷に応じた抑制装置（フリッカ補償装置，バッファリアクトル，無効電力補償装置など）を，需要者において設置していただきます。

33 瞬 時 電 圧 低 下系統に落雷などにより事故が発生した場合，事故点を保護リレーで検出し，それを系統から切り離すまでの間，事故点を中心に瞬時的に電圧が低下する- 30 -

ことがあります。こうした瞬時電圧低下は避けることができないため，これにより影響を受ける場合は，需要者において，負荷制御方法の改善・無停電
電源装置の設置・瞬時電圧補償装置など，使用する機器に最も適した対策を講じていただきます。

34 電 圧 不 平 衡
負荷の特性によって，各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合には，他の需要者に支障を及ぼすことがないように，需要者で必要な対策を実施していただきます。

35 保護協調の目的
需要者の電気設備の事故または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うためにつぎの考えに基づき保護協調を実施していただきます。
(1) 需要者の電気設備の異常及び事故に対しては，この影響を連系された系
統へ波及させないために，需要者の電気設備を当該系統から速やかに遮断していただきます。
(2) 連系された系統に事故が発生した場合であって系統保護方式に応じて必要な場合には，当該系統から需要者の電気設備を遮断することといたします。
(3) 連系された系統以外の事故時には，原則として需要者の電気設備を遮断しないことといたします。

36 保護装置の設置(1) 需要者の電気設備の事故の場合，連系する系統へ影響を及ぼさないために，原則として次の保護リレーを設置していただきます。
イ

需要者の電気設備の短絡・地絡事故時の保護リレーとして，過電流リレー（瞬時要素付き）及び地絡過電流リレーを設置していただきます。

ロ

変圧器のインピーダンスが小さく，イの過電流リレーでの整定が困難- 31 -

な場合は，比率差動リレーなどを設置していただきます。
また，上記保護リレーだけでは当社の保護継電装置と協調が図れない場
合は，母線保護継電装置などを設置していただきます。
(2) 系統事故時の送電線保護装置が必要となる場合は，当社電力系統と同一の保護装置を設置していただきます。
(3) 当社の標準的な方式に合わせた保護装置の多重化等を図っていただくことがあります。
イ

保護装置の二系列化

ロ

後備保護との組合せ

37 保護装置の設置場所
保護リレーは，供給地点または事故の検出が可能な場所に設置していただ
きます。

38 保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりといたします。
(1) 地絡保護用リレーは零相（残留）回路設置といたします。
(2) 短絡保護用リレーは３相設置といたします。

39 遮

断

箇

所

遮断箇所は，原則として連系用遮断器といたします。

40 再 閉 路 方 式
架空送電線で，再閉路方式を採用する場合は，当社系統と協調した再閉路方式を適用していただきます。

41 連絡体制及び系統連系上必要な情報
(1) 連

絡

体

制

- 32 -

需要者の技術員駐在箇所等と当社の給電指令所等との間には，保安通信用電話設備（電力保安通信用電話設備または電気通信事業者の専用回線電話）を設置していただきます。
ただし，保安通信用電話設備は，22kV以下の特別高圧電線路と連系する
場合には，次のうちのいずれかを用いることができることといたします。
イ

電力保安通信用電話設備

ロ

電気通信事業者の専用回線電話

ハ

次の条件をすべて満たす場合においては，一般加入電話または携帯電
話等(ｲ) 需要者側の交換機を介さず，直接技術員との通話が可能な方式（交換機を介する代表番号方式ではなく，直接技術員駐在箇所へつながる
単番方式）とし，需要設備の保守監視場所に常時設置されていること。
(ﾛ) 話中の場合に割り込みが可能な方式（キャッチホン等）とすること。
(ﾊ) 停電時においても通話可能なものであること。
(ﾆ) 系統連系運用に関する迅速かつ的確な情報連絡を行うために，日本
語で連絡が取れる体制を構築していただきます。

(2) 系統運用上必要な情報
系統運用上必要な情報として，原則として次のスーパービジョン及びテ
レメータを設置していただきます。具体的項目については別途協議することといたします。
イ

スーパービジョン(ｲ) 遮断器（送電線引込口）(ﾛ) 保護継電装置（送電線保護装置，連系用遮断器を開放する保護装置）の動作表示及び状態表示(ﾊ) 連系に係る保護継電装置の異常情報(ﾆ) 遠制装置テレメータ異常表示

ロ

テレメータ
(ｲ) 供給地点の有効電力と無効電力- 33 -

(ﾛ) 供給地点の有効電力量- 34 -

電気事業法施行規則第19条第２項の規定に基づく添付書類

１ 変更を必要とする理由
２ 託送供給等約款の変更の内容および新旧比較表

沖 縄 電 力 株 式 会 社

１

変更を必要とする理由

変更を必要とする理由
こ の た び 当 社 は ， 第 41回 総 合 資 源 エ ネ ル ギ ー 調 査 会 省 エ ネ ル ギ ー ・新エネルギー分科会／電力・ガス事業分科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 （ 2022年 ４ 月 26日 開 催 ） に お
い て ， 基 幹 系 統 の 混 雑 解 消 の た め ， 2022年 12月 21日 か ら 導 入 さ れ た 調
整電源を出力制御する再給電方式（調整電源の活用）に続き，調整電
源以外の電源を含め一定の順序により出力制御する再給電方式（一定の 順 序 ） を ， 2023年 12月 末 ま で に 導 入 す る 整 理 が な さ れ た こ と お よ び
第 46回 総 合 資 源 エ ネ ル ギ ー 調 査 会 省 エ ネ ル ギ ー ・ 新 エ ネ ル ギ ー 分 科 会／電力・ガス事業分科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 （ 2022年 11月 15日 開 催 ） に お い て ， ロ ー カ ル 系 統の混雑解消のため，基幹系統の再給電方式（一定の順序）と同様の出力制御順，出力制御方法で制御することを基本とする整理がなされたことを踏まえ，当該内容を供給条件に反映するべく，託送供給等約款を変更することといたしました。
つ き ま し て は ， 電 気 事 業 法 第 18条 第 １ 項 の 規 定 に も と づ き ， こ こ に託送供給等約款の変更を申請する次第であります。

２

託送供給等約款の変更の内容および新旧比較表

託送供給等約款の変更の内容
託送供給等約款の変更につきましては，基幹系統の混雑解消のため，調整電源以外の電源を含め一定の順序により出力制御する再給電方式（一定の順序）を導入する整理がなされたこと，ローカル系統の混雑解消のため，基幹系統の再給電方式（一定の順序）と同様の出力制御
順，出力制御方法で制御することを基本とする整理がなされたことを踏まえ，必要となる変更を行なうとともに，その他の今日的見直しをいたしました。

新

旧

比

較

表

[託送供給等約款]
現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

託 送 供 給 等 約 款

託 送 供 給 等 約 款

令和５年４月１日実施

令和５年 12 月 27 日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

沖 縄 電 力 株 式 会 社

1

現（令和５年４月１日実施）

目
Ⅰ

総

則

適

2

託送供給等約款の認可および変更

3

定

4

代表契約者の選任

5託送供給等に関する取扱い

6単位および端数処理

7

実

Ⅱ

用

目

目

契約の申込みⅠ················································· 1

義

細

次

··················································· 1

1

施新（令和５年 12 月 27 日実施）

総則·················································· 11適································· 22託送供給等約款の認可および変更················································· 23定··············································· 84

代表契約者の選任······································· 85託送供給等に関する取扱い············································· 96単位および端数処理················································ 107実·················································· 118

契 約 の 要 件

9検討および契約の申込み

10

契約の成立および契約期間11

託送供給等の開始

12

供給準備その他必要な手続きのための協力

13

電気方式，電圧および周波数

14Ⅱ················································ 1

義細················································ 2目契約の申込み································ 2·············································· 8······································ 8············································ 9··············································· 10················································· 118

契 約 の 要 件········································ 139検討および契約の申込み······································· 13······································ 21

10契約の成立および契約期間····································· 21·············································· 2211託送供給等の開始························ 23

12

供給準備その他必要な手続きのための協力···································· 2313電気方式，電圧および周波数

発電場所および需要場所········································ 25

14

発電場所および需要場所······································· 2515供給および契約の単位·········································· 2715供給および契約の単位········································· 27

16

承 諾 の 限 界················································ 31

16

承 諾 の 限 界··············································· 31

17

契約書の作成················································ 31

17

契約書の作成··············································· 31

Ⅲ

料

金

················································ 11

用

施

次

·················································· 32

18

料

19

接続送電サービス

20

臨時接続送電サービス

21

予備送電サービス

22

発電量調整受電計画差対応電力

23

接続対象計画差対応電力

24

需要抑制量調整受電計画差対応電力

25

料

金

············································· 22······················· 23··································· 23················································· 32················································ 32

18料·············································· 34

19接続送電サービス·········································· 6020臨時接続送電サービス·············································· 69

21予備送電サービス·································· 71

22

発電量調整受電計画差対応電力········································ 7223

接続対象計画差対応電力······························ 73

24需要抑制量調整受電計画差対応電力

給電指令時補給電力············································ 7425

給電指令時補給電力··········································· 74

料金の算定および支払い·········································· 77

料金の算定および支払い········································· 7726料金の適用開始の時期·········································· 7726料金の適用開始の時期········································· 77

27

検

日

················································ 77

27

検

日

··············································· 77

28

料金の算定期間················································ 78

28

料金の算定期間··············································· 7829計················································ 7929計··············································· 7930電力および電力量の算定

30電力および電力量の算定

Ⅳ

金

Ⅲ

··············································· 11

針

量

Ⅳ

········································ 80

2

金

針

量

··············································· 32············································· 34········································· 60············································· 69································· 71······································· 72····························· 73······································· 80

31

損

率

現（令和５年４月１日実施）················································ 92

32

料 金 の 算 定················································ 9333

支払義務の発生および支払期日34

料金その他の支払方法

35

保

36

連

Ⅴ

31

損

率

新（令和５年 12 月 27 日実施）··············································· 99

32

料 金 の 算 定··············································· 99·································· 9633

支払義務の発生および支払期日·········································· 9834料金その他の支払方法

金··············································· 100

35

保

任

··············································· 102

36

連

失

証
帯

責

供

給

················································· 103

Ⅴ

失

証
帯

責

供

································ 102········································ 104

金·············································· 106

任·············································· 108

給················································ 109

37

託送供給等の実施············································· 103

37

託送供給等の実施············································ 10938

給電指令の実施等············································· 10638

給電指令の実施等············································ 11239

適正契約の保持等············································· 11139

適正契約の保持等············································ 11740

契 約 超 過 金··············································· 11140

契 約 超 過 金·············································· 118

41

力 率 の 保 持··············································· 112

41

力 率 の 保 持·············································· 118

42

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施············· 113

42

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施

43

託送供給等にともなう協力····································· 113

43

託送供給等にともなう協力

44

託送供給等の停止············································· 114

44

託送供給等の停止

45

託送供給等の停止の解除

45

託送供給等の停止の解除

46

託送供給の停止期間中の料金··································· 116

46

託送供給の停止期間中の料金

47

違

金

··············································· 116

47

違

金

·············································· 12348

損害賠償の免責··············································· 117

48

損害賠償の免責·············································· 12349

設 備 の 賠 償··············································· 11749

設 備 の 賠 償·············································· 124

Ⅵ

約契約の変更および終了······································· 116··········································· 119Ⅵ約············ 119···································· 120············································ 121

契約の変更および終了······································ 122·································· 122·········································· 12550

契 約 の 変 更··············································· 11950

契 約 の 変 更·············································· 12551

名 義 の 変 更··············································· 120

51

名 義 の 変 更·············································· 12652

契 約 の 廃 止··············································· 12152

契 約 の 廃 止·············································· 127

53

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の53

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算························································· 122

54

解

約

55

契約消滅後の債権債務関係

Ⅶ等··············································· 126····································· 127

受電方法および供給方法ならびに工事

56

受電地点，供給地点および施設

57····························· 128

精算························································ 128

54

解

約

55

契約消滅後の債権債務関係

Ⅶ等·············································· 132···································· 133

受電方法および供給方法ならびに工事···························· 134································· 12856

受電地点，供給地点および施設

架 空 引 込 線··············································· 13057

架 空 引 込 線·············································· 136

58

地 中 引 込 線··············································· 13158

地 中 引 込 線·············································· 137

59

連接引込線等··············································· 13259

連接引込線等·············································· 138

60

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法··············· 133

60

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法

61

引込線の接続··············································· 133

61

引込線の接続·············································· 139

62

計量器等の取付け············································· 13462

計量器等の取付け············································ 1403································ 134·············· 139

63

通信設備等の施設

現（令和５年４月１日実施）············································· 13564

専用供給設備··············································· 135

Ⅷ

工事費の負担················································· 13865

受電地点への供給設備の工事費負担金

66

63

通信設備等の施設

新（令和５年 12 月 27 日実施）············································ 14164

専用供給設備·············································· 141

Ⅷ

工事費の負担················································ 144··························· 13865

受電地点への供給設備の工事費負担金

受電用計量器等の工事費負担金································· 14266

受電用計量器等の工事費負担金································ 14867

会社間連系設備の工事費負担金································· 14267

会社間連系設備の工事費負担金································ 149

68

供給地点への供給設備の工事費負担金··························· 143

68

供給地点への供給設備の工事費負担金

69

工事費負担金の申受けおよび精算······························· 151

69

工事費負担金の申受けおよび精算70

供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の70供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け······················································· 153

71

臨 時 工 事 費72

工事費等に関する契約書の作成

Ⅸ

保

安

申受け

··············································· 154································· 155················································· 156

73

保 安 の 責 任··············································· 15674

保安等に対する発電者および需要者の協力

75

調·························· 149······························ 157······················································ 15971

臨 時 工 事 費72

工事費等に関する契約書の作成

Ⅸ·························· 144

保安·············································· 160································ 161················································ 162

73

保 安 の 責 任·············································· 162······················· 15674

保安等に対する発電者および需要者の協力

査··············································· 157

75

調

査

·············································· 16376

調査等の委託··············································· 157

76

調査等の委託·············································· 16377

調査に対する需要者の協力····································· 157

77

調査に対する需要者の協力

78

検査または工事の受託········································· 15878

検査または工事の受託

79

自家用電気工作物············································· 158

79

自家用電気工作物······················ 162···································· 163········································ 164············································ 164

附則····················································· 159

附則···················································· 165

別表····················································· 204

別表···················································· 219

Ⅱ

契約の申込みⅡ

契約の申込み９ 検討および契約の申込み
９ 検討および契約の申込み
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者が新たに発電量
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者が新たに発電量調整供給契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される調整供給契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される
場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契
場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契
約者から発電量調整供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑制量調整供給の申込みをしていた
約者から発電量調整供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑制量調整供給の申込みをしていた
だきます。
だきます。
なお，電圧または周波数の変動等によって損害を受けるおそれがある発電者または需要者は，無停電
なお，電圧または周波数の変動等によって損害を受けるおそれがある発電者または需要者は，無停電電源装置の設置等必要な措置を講じていただきます。また，発電者または需要者が保安等のために必要電源装置の設置等必要な措置を講じていただきます。また，発電者または需要者が保安等のために必要とする電気については，その容量を明らかにしていただき，21（予備送電サービス）の申込みまたは保とする電気については，その容量を明らかにしていただき，21（予備送電サービス）の申込みまたは保安用の発電設備の設置，蓄電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。
安用の発電設備の設置，蓄電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。
(1) 受電側接続検討の申込み(1) 受電側接続検討の申込み
4

現（令和５年４月１日実施）
イ 当社は，契約者または発電契約者から小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を受電（原則として高圧または特別高圧で受電する場合に限ります。また，接続供給または振替供給の場合は，受電地点が会社間連系点のときに限ります。）するにあたり，供給設備の新たな施設または変更についての検討（以下「受電側接続検討」といいます。）をいたします。
なお，他の接続供給契約もしくは振替供給契約または発電量調整供給契約等により既に連系されている受電地点については，受電側接続検討を省略することがあります。
ロ 契約者または発電契約者は，接続供給契約（受電地点が会社間連系点の場合に限ります。）もし
くは振替供給契約（受電地点が会社間連系点の場合に限ります。）または発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先だち，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(ｲ) 接続供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）
ｃ 当該接続供給に必要となる配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｄ 接続受電電力の最大値および最小値
ｅ 接続供給の開始希望日(ﾛ) 振替供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 当該振替供給に必要となる配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｃ 振替供給に係る受電電力の最大値および最小値
ｄ 供 給 地 点
ｅ 振替供給の開始希望日(ﾊ) 発電量調整供給の場合
ａ 発電契約者の名称
ｂ 発電者の名称，発電場所および受電地点
ｃ 発電設備等の発電・放電方式，発電・放電出力および系統安定上必要な仕様
ｄ 発電量調整受電電力の最大値および最小値
ｅ 受電地点における受電電圧
ｆ 発電場所における負荷設備および受電設備
ｇ 発電量調整供給の開始希望日
ｈ 発電量調整供給の希望契約期間
ハ 検討期間および調査料(ｲ) 当社は，原則として受電側接続検討の申込みから３月以内に検討結果をお知らせいたします。
(ﾛ) 当社は，１受電地点１検討につき22万円を調査料として，受電側接続検討の申込み時に発電契約者から申し受けます。ただし，次の場合には，調査料を申し受けません。
ａ 検討を要しない場合
ｂ 受電側接続検討の回答後，他の発電契約者に対して送電系統の容量を確保したことによって送電系統の状況が変化した場合等，受電側接続検討の前提となる事実関係に変動がある場合
で，かつ，調査料を申し受けた受電側接続検討の回答日から１年以内に受け付けた受電側接続検討のとき。

(2) （略）(3) （略）5

新（令和５年 12 月 27 日実施）
イ 当社は，契約者または発電契約者から小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を受電（原則として高圧または特別高圧で受電する場合に限ります。また，接続供給または振替供給の場合は，受電地点が会社間連系点のときに限ります。）するにあたり，供給設備の新たな施設または変更についての検討（以下「受電側接続検討」といいます。）をいたします。
なお，他の接続供給契約もしくは振替供給契約または発電量調整供給契約等により既に連系されている受電地点については，受電側接続検討を省略することがあります。
ロ 契約者または発電契約者は，接続供給契約（受電地点が会社間連系点の場合に限ります。）もし
くは振替供給契約（受電地点が会社間連系点の場合に限ります。）または発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先だち，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(ｲ) 接続供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）
ｃ 当該接続供給に必要となる配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｄ 接続受電電力の最大値および最小値
ｅ 接続供給の開始希望日(ﾛ) 振替供給の場合
ａ 契約者の名称
ｂ 当該振替供給に必要となる配電事業者との振替供給契約等の内容または申込内容
ｃ 振替供給に係る受電電力の最大値および最小値
ｄ 供 給 地 点
ｅ 振替供給の開始希望日(ﾊ) 発電量調整供給の場合
ａ 発電契約者の名称
ｂ 発電者の名称，発電場所および受電地点
ｃ 発電設備等の発電・放電方式，発電・放電出力および系統安定上必要な仕様
ｄ 発電量調整受電電力の最大値および最小値
ｅ 受電地点における受電電圧
ｆ 発電場所における負荷設備および受電設備
ｇ 発電量調整供給の開始希望日
ｈ 発電量調整供給の希望契約期間
ハ 検討期間および調査料(ｲ) 当社は，原則として受電側接続検討の申込みから３月以内に検討結果をお知らせいたします。
(ﾛ) 当社は，１受電地点１検討につき22万円を調査料として，受電側接続検討の申込み時に発電契約者から申し受けます。ただし，次の場合には，調査料を申し受けません。
ａ 検討を要しない場合
ｂ 受電側接続検討の回答後，他の発電契約者の契約の申込みにともなう連系予約（当該契約の申込みに係る発電設備等が送電系統へ連系されたものとして取り扱うことをいいます。）によって送電系統の状況が変化した場合等，受電側接続検討の前提となる事実関係に変動がある場
合で，かつ，調査料を申し受けた受電側接続検討の回答日から１年以内に受け付けた受電側接続検討のとき。
(2) （略）(3) （略）(4) （略）現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(4) （略）(5) （略）(6) （略）(7) （略）(5) （略）(6) （略）(7) （略）

Ⅲ

料

金

Ⅲ

料

金

25 給電指令時補給電力
25 給電指令時補給電力(1) 契約者に係る給電指令時補給電力料金(1) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適用範囲イ 適用範囲38(給電指令の実施等)(4)により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
38(給電指令の実施等)(4)により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ロ 給電指令時補給電力料金
ロ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令時補給
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令時補給
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令の間，30（電力および電力量の算定）(20)により30分ごとに給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）(20)により30分ごと算定された値といたします。
に算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバラン
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバラン
ス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
ス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
といたします。
(2) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金(2) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
イ 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を
38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。
使用する発電バランシンググループに適用いたします。
ロ 給電指令時補給電力料金
ロ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令時補給
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令時補給
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令の間，30（電力および電力量の算定）(18)により30分ごとに算給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）(18)により30分ごとに定された値といたします。
算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバラン
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバラン
ス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
ス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補
といたします。ただし，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，当社の電力系統における電気の潮給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。
流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場
合に出力の抑制を実施することを前提として連系を行なった発電設備等（以下「ノンファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けないものとして売買取引を行なうもの。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。また，当社が指定する要件を有する発電設備等またはノンファーム電源以外の発電設備等（以下「ファーム電源」といいます。）であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。

6

現（令和５年４月１日実施）

Ⅳ

新（令和５年 12 月 27 日実施）

料金の算定および支払い

Ⅳ

料金の算定および支払い

30 電力および電力量の算定
30 電力および電力量の算定(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）(5) （略）(5) （略）(6) （略）(6) （略）(7) （略）(7) （略）(8) （略）(8) （略）(9) （略）(9) （略）(10) （略）(10) （略）(11) （略）(11) （略）(12) （略）(12) （略）(13) （略）(13) （略）(14) （略）(14) （略）(15) （略）(15) （略）(16) （略）(16) （略）(17) （略）(17) （略）(18) 発電量調整受電計画差対応補給電力量(18) 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，発電バランシンググループごとにイまたはロによって算発電量調整受電計画差対応補給電力量は，発電バランシンググループごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された30分ご
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量との発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，
計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，
その30分ごとの発電量調整受電計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
その30分ごとの発電量調整受電計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電
電力量

発電量調整受電計画
差対応補給電力量

ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(2)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して給電指令時補給を行なった場合または38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ－１電制」といいます。）を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググル
7ロ＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電
電力量

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値といたします。

(ｲ)(2)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその30分に

現（令和５年４月１日実施）
ープが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量

新（令和５年 12 月 27 日実施）
おける発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

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

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量

当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前
以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらかじめ当社が指定した送電線１回線，変圧器１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電
抑制または発電遮断（以下「Ｎ－１電制」といいます。）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施したとき。
(ﾊ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定
上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点
における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシ
ンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施
等）(2)ニの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕(2)ニの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実
施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

8

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象
電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された
値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ニによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

ｂ

ファーム電源に対して，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕(2)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実
施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象
電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された
値といたします。
38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量
ｃ ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，38（給電指令の実施等）(2)
発電量調整受電計画差対応補給電力量

9

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)への場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実
施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象
電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

ｄ

38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場
合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実
施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画
差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象
電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
10

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
す。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

ｅ

38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2) ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実
施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
差対応補給電力量＝

発電量調整受電計画
電力量－

発電量調整受電電
力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象
電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

(c) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象
電力量を加えた値と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象
電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出11

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
38（給電指令の実施等）(2)ニに
－
よる出力抑
制対象電力
量

発電量調整
発電量
受電計画差
調整受
＝
対応補給電
電計画
力量
電力量

(19) 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，
その30分ごとの発電量調整受電計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
発電量調整受電計画
差対応余剰電力量＝

発電量調整受電
電力量－

発電量調整受電計画
差対応余剰電力量＝

発電量調整受電
電力量－(19) 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電
計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，
その30分ごとの発電量調整受電計画電力量をその30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。

発電量調整受電計画
電力量

発電量調整受電計画
差対応余剰電力量

ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(2)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して給電指令時補給を行なった場合または38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対して
Ｎ－１電制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バラ
ンシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。

発電量調整受電計画
電力量ロ(20) （略）(21) （略）(22) （略）12＝

発電量調整受電
電力量－

発電量調整受電計画
電力量

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(2)ロにより計量された30分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググルー
プが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。
発電量調整受電計画
差対応余剰電力量(20) （略）(21) （略）(22) （略）38（給電指発電量令の実施
調整受等）(2)ホに
－
－ 電電力
よる出力抑
量
制対象電力
量

＝

発電量調整受電
電力量－

発電量調整受電計画
電力量

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(23) （略）(24) （略）(25) （略）(26) （略）(27) （略）(28) （略）(29) （略）(23) （略）(24) （略）(25) （略）(26) （略）(27) （略）(28) （略）(29) （略）

Ⅴ

供

給

Ⅴ

供

給

38 給電指令の実施等
38 給電指令の実施等(1) （略）(1) （略）(2) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契約者，発電者また(2) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契約者，発電者または需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしは需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがありま
くは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。ただし，緊急やむをえない場合は，当社は，給電指令を行なうことなく，発電者の発電もしくはす。ただし，緊急やむをえない場合は，当社は，給電指令を行なうことなく，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給
放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
の全部もしくは一部を中止することがあります。
イ 当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれがある場合
イ 当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれがある場合
ロ 当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむをえない場合
ロ 当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむをえない場合
ハ 振替供給の場合で，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給に支障が生じ，または支障が生
ハ 振替供給の場合で，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給に支障が生じ，または支障が生ずるおそれがあるとき。
ずるおそれがあるとき。
ニ イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，当社の供給区域における最上位電圧の送電設備および変電設備で構成される電力系統ならびに当社が指定した電力系統（以下「基幹系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。
ホ イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系統のうち，基幹系統以外の電力系統（以下「ローカル系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発電設備等の出力を抑制する
必要が生じたとき。
ニ その他電気の需給上または保安上必要がある場合
ヘ その他電気の需給上または保安上必要がある場合(3) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(2)イ，ロまたはニのときには，発電者の発電もしく(3) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(2)イ，ロ，ニ，ホまたはへのときには，発電者の発は放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電
給の全部もしくは一部を中止することがあります。
量調整供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によって発電者または需要者にお知
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によって発電者または需要者にお知らせいたします。ただし，緊急やむをえない場合は，この限りではありません。
らせいたします。ただし，緊急やむをえない場合は，この限りではありません。
(4) （略）(4) （略）(5) 当社は，発電量調整供給において，(2)イ，ロまたはニの場合で，給電指令等により，原則として(5) 当社は，発電量調整供給において，(2)イ，ロ，ニ，ホまたはへの場合で，給電指令等により，原30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止し則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，またたときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放は中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電も電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等
しくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業またへの電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，は自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたしま
発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたとす。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等
きを除きます。）は適用いたしません。
が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
13

現（令和５年４月１日実施）(6) 当社は，(2)イ，ロ，ニまたは(3)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合，または高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満となるとき。
(ｲ) 割 引 の 対 象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，電灯臨時定額接続送電サー
ビスおよび動力臨時定額接続送電サービスについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，
32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ﾛ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(ｲ) 割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ﾛ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ時間数１時間ごとに0.2パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場
合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式によって修正したうえで合計いたします。
（算式）
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｈ’＝ Ｈ×（Ｄ－ｄ）／Ｄ
Ｈ’＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力
ｄ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値
ｂ 接続供給電力量を制限した場合
Ｈ’＝ Ｈ×（Ａ－Ｂ）／Ａ
Ｈ’＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
(7) （略）14

新（令和５年 12 月 27 日実施）
(6) 当社は，(2)イ，ロ，へまたは(3)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合，または高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満となるとき。
(ｲ) 割 引 の 対 象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，電灯臨時定額接続送電サー
ビスおよび動力臨時定額接続送電サービスについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，
32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ﾛ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(ｲ) 割 引 の 対 象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ﾛ) 割
引
率
１月中の制限し，または中止した延べ時間数１時間ごとに0.2パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場
合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式によって修正したうえで合計いたします。
（算式）
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｈ’＝ Ｈ×（Ｄ－ｄ）／Ｄ
Ｈ’＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力
ｄ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値
ｂ 接続供給電力量を制限した場合
Ｈ’＝ Ｈ×（Ａ－Ｂ）／Ａ
Ｈ’＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
(7) （略）現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(8) （略）(9) （略）(8) （略）(9) （略）Ⅷ

工事費の負担Ⅷ

工事費の負担

65 受電地点への供給設備の工事費負担金
65 受電地点への供給設備の工事費負担金(1) （略）(1) （略）(2) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金(2) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにイ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事ともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
費負担金として発電契約者から申し受けます。
(ｲ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する(ｲ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する
場合は，標準設計工事費をこえる金額
場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
なお，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
(ﾛ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額(ﾛ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給設備）(2)によるも
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
のといたします。
(ﾊ) 受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，受電側接続設備(ﾊ) 受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，受電側接続設備
以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。）
以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。）
を施設する場合は，ａおよびｂの金額を施設する場合は，ａおよびｂの金額
ａ 当該供給設備の工事費のうち，発電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
ａ 当該供給設備の工事費のうち，発電等設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負等の在り方に関する指針（以下「指針」といいます。）にもとづき算定した金額
担等の在り方に関する指針（以下「指針」といいます。）にもとづき算定した金額
ただし，この約款実施の際現に適用されている託送供給等約款（以下「旧託送供給等約款」
ただし，この約款実施の際現に適用されている託送供給等約款（以下「旧託送供給等約款」といいます。）64（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)aただし書の適用を受けるといいます。）64（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)aただし書の適用を受ける
場合は，ただし書により算定した金額といたします。
場合は，ただし書により算定した金額といたします。
ｂ 発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのあｂ 発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，る場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，
次の金額
次の金額
新増加契約受電電力１キロワットにつき3,630 円 00 銭

新増加契約受電電力１キロワットにつき

ロ 受電地点において21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) （略）(4) （略）(5) 工 事 費 の 算 定(1)，(2)，(3)および(4)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(ｲ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費お15

ロ

3,630 円 00 銭

受電地点において21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) （略）(4) （略）(5) 工 事 費 の 算 定(1)，(2)，(3)および(4)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(ｲ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費お現（令和５年４月１日実施）
よび諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担関連費を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
(ﾛ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ﾊ) 土地費は，工事費に含みません。ただし，架空受電側接続設備の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 架空受電側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空受電側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾎ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ﾍ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
ロ 発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
ハ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して受電する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(ｲ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合
工事費

×

新（令和５年 12 月 27 日実施）
よび諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担関連費を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
(ﾛ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ﾊ) 土地費は，工事費に含みません。ただし，架空受電側接続設備の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の50パーセン
トに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 架空受電側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空受電側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾎ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ﾍ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
ロ 発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
ハ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して受電する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(ｲ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合

使用回線数

工事費

施設回線数

(ﾛ) 管路等を利用して電気を受電する場合
工事費

×

工事費

施設孔数－予備孔数

ニ 当社が特別高圧で受電する電気について，使用開始後３年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備とみなします。

ホ (2)イ(ﾊ)の場合，使用開始後３年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。）とみなします。
へ 低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(6) （略）(7) （略）

１ 実

施

期

使用回線数
施設回線数

(ﾛ) 管路等を利用して電気を受電する場合

使用孔数

附

×

×

使用孔数
施設孔数－予備孔数ニ

当社が特別高圧で受電する電気について，使用開始後３年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備（特別高圧のノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，変電所相互間を連絡する電線路を除きます。）とみなします。
ホ (2)イ(ﾊ)の場合，使用開始後３年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。なお，ノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，高圧の供給設備および当社が適当であると認めた供給設備に限ります。）とみなします。
へ 低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(6) （略）(7) （略）

則

附

日

１
16

実

施

期

日

則

現（令和５年４月１日実施）
この約款は，令和５年４月１日から実施いたします。

新（令和５年 12 月 27 日実施）
この約款は，令和５年12月27日から実施いたします。

４ 発電量調整供給契約についての特別措置［再生可能エネルギー発電設備］
４ 発電量調整供給契約についての特別措置［再生可能エネルギー発電設備］(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）(5) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者とな(5) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電る場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電
バランシンググループにおける特定契約が平成28年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネル
バランシンググループにおける特定契約が平成28年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネル
ギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイオマス発電設備」といいます。〕であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法
オマス発電設備」といいます。〕であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法
施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きま施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
す。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ ８（契約の要件）(2)イは，適用いたしません。
イ ８（契約の要件）(2)イは，適用いたしません。
ロ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，ホにロ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可たします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギ
能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギ
ー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
ー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
ハ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差ハ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引
所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググループに係る発電量調
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググループに係る発電量調
整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，
整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
30分ごとに算定される金額といたします。
この場合，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)およびロ(ﾛ)にかかわらず，発電量調
この場合，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)およびロ(ﾛ)にかかわらず，発電量調
整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびそ整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計の他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計
画差対応電力）(2)イ(ﾛ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料画差対応電力）(2)イ(ﾛ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料
金は，特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググル
金は，特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググル
ープに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾛ)に準ープに係る発電量調整供給について，それぞれ22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾛ)に準じて算定したものの合計といたします。
じて算定したものの合計といたします。
ニ 特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電
ニ 特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限り力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ます。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググループに係る給電指令
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググループに係る給電指令時時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定
補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規
規則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金則附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額
額といたします。
といたします。ただし，38（給電指令の実施等）（2）ニの場合で，ノンファーム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けないもの
として売買取引を行なうもの。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定する
17

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

この場合，25（給電指令時補給電力）(2)ロにかかわらず，給電指令時補給電力料金は，特例発電
バランシンググループに係る補給およびその他の発電バランシンググループに係る補給について，
それぞれ25（給電指令時補給電力）(2)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量に，再生可能エネルギー予
測誤差対応単価（再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める再生可能エネルギー予測誤差対
応調整力確保に係る単価をいいます。）を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ヘ インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応補給電力料金に準じて次の各項によるもの
といたします。
(ｲ) 28（料金の算定期間）(ﾛ) 32（料金の算定）(ﾊ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ﾆ) 34（料金その他の支払方法）(ﾎ) 35（保証金）(ﾍ) 47（違約金）(ﾄ) 54（解約等）
ト 当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行い，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたしま
す。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。

チ

契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，変更後の発電量調整受電計画電力量にもとづき発電計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
リ チで定めた計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに当社に通知していただきます。
ヌ この料金その他の供給条件の適用を開始した後１年間はこの料金その他の供給条件の適用を継続していただきます。また，この料金その他の供給条件の適用を終了した後１年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。
(6) （略）(7) （略）(8) （略）(9) （略）18

ものといたします。
この場合，25（給電指令時補給電力）(2)ロにかかわらず，給電指令時補給電力料金は，特例発電
バランシンググループに係る補給およびその他の発電バランシンググループに係る補給について，
それぞれ25（給電指令時補給電力）(2)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量に，再生可能エネルギー予
測誤差対応単価（再生可能エネルギー特別措置法施行規則に定める再生可能エネルギー予測誤差対
応調整力確保に係る単価をいいます。）を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ヘ インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画差対応補給電力料金に準じて次の各項によるもの
といたします。
(ｲ) 28（料金の算定期間）(ﾛ) 32（料金の算定）(ﾊ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ﾆ) 34（料金その他の支払方法）(ﾎ) 35（保証金）(ﾍ) 47（違約金）(ﾄ) 54（解約等）
ト 当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行い，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いたしま
す。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
チ ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過
し，または超過するおそれがある場合で，当社がノンファーム電源の出力の抑制に係る通知を発電者または契約者に行なったときは，トにかかわらず，契約者は，発電量調整受電計画電力量の見直しを行なっていただきます。
リ 契約者は，発電量調整供給の実施に先だち，変更後の発電量調整受電計画電力量にもとづき発電計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ヌ リで定めた計画を変更する必要が生じた場合には，すみやかに当社に通知していただきます。
ル この料金その他の供給条件の適用を開始した後１年間はこの料金その他の供給条件の適用を継続していただきます。また，この料金その他の供給条件の適用を終了した後１年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。
(6) （略）(7) （略）(8) （略）(9) （略）現（令和５年４月１日実施）
新（令和５年 12 月 27 日実施）
５ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置
５ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置(1) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等(1) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といいます。）における発電量調整
電気事業法第２条第１項第８号イに定める離島（以下「離島」といいます。）における発電量調整
受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画
受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画
差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，24（需要抑制量調整受電計画差対応
対応電力）(2)イ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，24（需要抑制量調整受電計画差対応
電力）(2)イ(ﾊ)，25（給電指令時補給電力）(1)ニまたは(2)ニにかかわらず，次のとおりといたしま
電力）(2)イ(ﾊ)，25（給電指令時補給電力）(1)ニまたは(2)ニにかかわらず，次のとおりといたします。
す。
１キロワット時につき38 円 71 銭

１キロワット時につき38 円 71 銭

ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源であって別途当社と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
(2) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応余剰電力料金単価
または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応
電力）(2)ロ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)または24（需要抑制量調整受電計画差対応
電力）(2)ロ(ﾊ)にかかわらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき(2) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応余剰電力料金単価
または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応
電力）(2)ロ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)または24（需要抑制量調整受電計画差対応
電力）(2)ロ(ﾊ)にかかわらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき19 円 84 銭

1319 円 84 銭

バランシンググループの設定に係る特別措置
13 バランシンググループの設定に係る特別措置
契約者，発電契約者または需要抑制契約者が配電事業者（当社供給区域内において事業を営むものに契約者，発電契約者または需要抑制契約者が配電事業者（当社供給区域内において事業を営むものに限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第27条の12の11第１項にも限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第27条の12の11第１項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書とづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件を含みます。以下「配電事業者の約款」 にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件を含みます。以下「配電事業者の約款」といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場合で，当該配電事業者の配電事業に係といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場合で，当該配電事業者の配電事業に係る業務の一部（発電量調整受電計画差対応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計る業務の一部（発電量調整受電計画差対応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計
画差対応電力の不足電力の補給または送電超過分電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指画差対応電力の不足電力の補給または送電超過分電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指令等により生じた不足電力の補給に係る業務といたします。）について，当該配電事業者と当社との間令等により生じた不足電力の補給に係る業務といたします。）について，当該配電事業者と当社との間で受委託に関する契約を締結し，かつ，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者ので受委託に関する契約を締結し，かつ，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者の供給区域における需要場所または発電場所（調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で供給区域における需要場所または発電場所（調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で設定する需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制バランシンググルー
設定する需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制バランシンググルー
プに属することを希望されるときの料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおり
プに属することを希望されるときの料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおり
といたします。
といたします。
(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）
(4) 料
金
(4) 料
金
イ 発電量調整受電計画差対応電力
イ 発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，22（発電量調
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，22（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。

19

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）(ｲ) 適
用
発電バランシンググループにおいて，38(給電指令の実施等)(5)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応電力
a 発電量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の（5）ロの発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b 発電量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の（5）ロの発電量調整受電計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算定上，23（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 適
用
38(給電指令の実施等)(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応電力
a 接続対象計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）が，その30分の(5)ニの接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(c)の接

20

(ｲ) 適
用
発電バランシンググループにおいて，38(給電指令の実施等)(5)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応電力
a 発電量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
）が，その30分の（5）ロの発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応補給電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b 発電量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
）が，その30分の（5）ロの発電量調整受電計画電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの発電量調整受電計画差対応余剰電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算定上，23（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 適
用
38(給電指令の実施等)(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応電力
a 接続対象計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）が，その30分の(5)ニの接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(c)の接現（令和５年４月１日実施）
続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b 接続対象計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）が，その30分の(5)ニの接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(c)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ハ 需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画差対応電力の算定上，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 適用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
a 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）が，その30分の(5)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる
金額のその１月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）が，その30分の(5)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対21

新（令和５年 12 月 27 日実施）
続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b 接続対象計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）が，その30分の(5)ニの接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(c)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ハ 需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画差対応電力の算定上，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 適用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
a 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(5)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる
金額のその１月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
b 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の(5)ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制量調整受電計画差対現（令和５年４月１日実施）
応余剰電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる
金額のその１月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ニ 給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，25（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
a 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令を実施することにより補給される電気を使用されているときに適用いたします。
b 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，cに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にdの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
c 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令の間，(5)ヌにより30分ごとに算定された値といたします。
d 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバ
ランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(ﾛ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
a 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(5)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令を実施することにより補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。
b 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，cに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にdの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
c 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令の間，(5)チにより30分ごとに算定された値といたします。
d 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバ
ランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。

22

新（令和５年 12 月 27 日実施）
応余剰電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる
金額のその１月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ニ 給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，25（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
a 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに適用いたします。
b 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，cに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にdの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
c 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)ヌにより30分ごとに算定された値といたします。
d 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバ
ランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
(ﾛ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
a 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(5)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される
電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。
b 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，cに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にdの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
c 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)チにより30分ごとに算定された値といたします。
d 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条の２にもとづきインバ
ランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，ノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行な
うための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けないものとして売買取引を行なうもの。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等もしくはファーム電源（配電事業者の約款に定め

現（令和５年４月１日実施）(5) 電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(3)にかかわらず，ロの発電量調整
受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(4)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力
広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計
画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計
画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
ハ 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，30（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ニ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場
合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める
当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたしま
す。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたします。
ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑
制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ヘ 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン） に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計
画の値と一致しない等の場合は, 別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)のとおりといたします。
ト ベースライン
ベースラインは，30（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量を含みます。）を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数

23

新（令和５年 12 月 27 日実施）
るファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。
(5) 電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(3)にかかわらず，ロの発電量調整
受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ロ 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(4)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力
広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計
画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が30分ごとに販売計
画の値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
ハ 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，30（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ニ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場
合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める
当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたしま
す。）が30分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたします。
ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑
制量調整受電計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたします。
ヘ 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン） に定める当日計画の調達計画が30分ごとに販売計
画の値と一致しない等の場合は, 別表８（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)のとおりといたします。
ト ベースライン
ベースラインは，30（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量を含みます。）を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数

現（令和５年４月１日実施）の接続送電サービス等が適用されている場合は，１接続送電サービス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(18)ロにかかわらず，
30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった場合または38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制（配電事業者の約款に定めるＮ－１電制を含みます。）を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画
差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電
指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電
バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量

新（令和５年 12 月 27 日実施）の接続送電サービス等が適用されている場合は，１接続送電サービス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(18)ロにかかわらず，
次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。
(ｲ) 30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。

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

当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事
業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した
場合
ｂ 38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前
以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制（配電事業者の約款に定めるＮ－
１電制を含みます。
）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発電設備等を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
ｄ 38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム
電源を含みます。
）に対して出力の抑制を実施したとき。

24

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
(ﾊ) 次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計
画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量
は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量ｂ

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ニによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。
）に対して，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

25

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

ｃ

当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）であり，かつ，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，
38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)への場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，零といたします。

発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)へによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。

26

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

ｄ

当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受
電計画差対応補給電力量は，零といたします。

発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量ｅ

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

27

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

発電量調整受電計画
発電量調整受電計画
発電量調整受電＝－
差対応補給電力量
電力量
電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制
対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量

38（給電指令の実
発電量調整施等）(2)ホによ
発電量調整＝ 受電計画電 －－る出力抑制対象電
受電電力量
力量
力量

(c) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ニによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ニによる出力抑制対
象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調
整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等(2)イ，ロまたはへによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。

発電量調整
発電量
受電計画差
調整受
＝
対応補給電
電計画
力量
電力量

28

38（給電指令の実施等）(2)ニに
－
よる出力抑
制対象電力
量

38（給電指発電量令の実施
調整受等）(2)ホに
－
－ 電電力
よる出力抑
量
制対象電力
量

現（令和５年４月１日実施）
リ 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(19)ロにかかわらず，
30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して当社または配電事業者が給電指令時補給を行なった場合または38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制（配電事業者の約款に定めるＮ－１電制を含みます。）を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画
差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電
指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電
バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，チによるものといたします。

発電量調整受電計画
差対応余剰電力量＝

発電量調整受電
電力量－

発電量調整受電計画
電力量

発電量調整受電計画
差対応余剰電力量

ヌ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(20)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電
事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたしま
す。
接続対象計画差＝ 接続対象電力量
対応補給電力量新（令和５年 12 月 27 日実施）
リ 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(19)ロにかかわらず，
30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バランシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事
業者が給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制（配電事業者の約款に定めるＮ－１電制を含みます。）を実施し，当社もしくは配電事業者が給電
指令時補給を行なったとき，38（給電指令の実施等）(2)ニの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき
または38（給電指令の実施等）(2)ホの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファー
ム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，チによるものといたします。

＝

発電量調整受電
電力量

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(20)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電
事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたしま
す。
接続対象計画差＝ 接続対象電力量
対応補給電力量29

発電量調整受電計画
電力量

ヌ－ 接続対象計画電力量

ル 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電
事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたしま－ル－ 接続対象計画電力量

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電
事業者の約款に定める供給地点を含みます。）で計量された30分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその30分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその30分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたしま

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

す。

す。

接続対象計画差＝ 接続対象計画電力量対応余剰電力量

接続対象計画差＝ 接続対象計画電力量対応余剰電力量－ 接続対象電力量

ヲ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制
バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロにかかわらず，
当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラ
インから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量＝

需要抑制量調整
受電計画電力量－－ 接続対象電力量

ヲ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制
バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロにかかわらず，
当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラ
インから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。

需要抑制量調整
受電電力量

需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力量＝

需要抑制量調整
受電計画電力量－

需要抑制量調整
受電電力量

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として30（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として30（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量

接続供給電力量＝

需要抑制量調整
受電計画電力量＋

接続供給電力量

１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）

－

ベース
ライン

＝

ワ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制
バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受
電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量＝

需要抑制量調整
受電電力量－

需要抑制量調整
受電計画電力量

需要抑制量調整
受電計画電力量

＋

ベース
ライン

ワ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制
バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受
電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量30

１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）－＝

需要抑制量調整
受電電力量－

需要抑制量調整
受電計画電力量現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(6) （略）(7) （略）(8) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
イ 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場
合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(1)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググ
ループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギ
ー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバランシンググループに属することはできないものといたします。
ロ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。
）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が平成28年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス
発電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号
ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。
）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
(ｲ) 発電量調整供給に係る料金は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エ
ネルギー発電設備〕）(5)ロにかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，(ﾛ)により算定されるイ
ンバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エ
ネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
(ﾛ) インバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(5)ホにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバラン
スリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたしま
す。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例発電バラン
シンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力量を含みます。）に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 当社は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)トにかかわらず，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特
定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計
画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いた
します。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。

(6) （略）(7) （略）(8) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
イ 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場
合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(1)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググ
ループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギ
ー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバランシンググループに属することはできないものといたします。
ロ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が平成28年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス
発電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号
ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
(ｲ) 発電量調整供給に係る料金は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エ
ネルギー発電設備〕）(5)ロにかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，(ﾛ)により算定されるイ
ンバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エ
ネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
(ﾛ) インバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(5)ホにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバラン
スリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたしま
す。）といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例発電バラン
シンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力量を含みます。）に，再生可能エネルギー予測誤差対応単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ﾊ) 当社は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)トにかかわらず，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特
定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前々日の午後４時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計
画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日午前６時までに契約者に再通知いた
します。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
(ﾆ) ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事
業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）の出力の抑制に係る通知を発電者または契31

現（令和５年４月１日実施）

ハ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する
ときの契約者の指定する発電バランシンググループ（ロにおいて，契約者が希望される場合を除きます。
）に係るインバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(6)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にイン
バランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。
）といたします。

新（令和５年 12 月 27 日実施）
約者に行なったときは，(ﾊ)にかかわらず，契約者は，発電量調整受電計画電力量の見直しを行なっていただきます。
ハ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する
ときの契約者の指定する発電バランシンググループ（ロにおいて，契約者が希望される場合を除きます。）に係るインバランスリスク料は，附則４（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(6)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にイン
バランスリスク単価を適用してえられる金額のその１月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。
）といたします。
(9) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価について
は，(4)イ(ﾛ)ａ(c)，(4)ロ(ﾛ)ａ(c)，(4)ハ(ﾛ)ａ(c)または(4)ニ(ｲ)ｄもしくは(4)ニ(ﾛ)ｄにかか
わらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき38 円 71 銭

ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源（配電
事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電指令
時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
ロ

発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，(4)イ(ﾛ)ｂ(c)，(4)ロ(ﾛ)ｂ(c)または(4)ハ(ﾛ)ｂ(c)にかかわらず，次のとおりといたします。
１キロワット時につき19 円 84 銭(10) その他の事項については，この約款および配電事業者の約款に準ずるものといたします。

(9) その他の事項については，この約款および配電事業者の約款に準ずるものといたします。
16

料金についての切替措置
令和５年４月１日を含む料金の算定期間の料金の算定にあたっては，当社は，32（料金の算定）に準じて日割計算を行ない，料金を算定いたします。
なお，電力量料金は，料金の算定期間における令和５年４月１日の前後それぞれの期間の接続供給電
力量により算定いたします。

別

（削除）

表

別

４ 負荷設備の入力換算容量

４32

負荷設備の入力換算容量表

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(1) （略）(2) （略）(3) （略）(4) 電 気 溶 接 機
電気溶接機の換算容量は，次の算式によって算定された値といたします。
イ 日本工業規格に適合した機器（コンデンサ内蔵型を除きます。）の場合
入力
最大定格１次入力＝
×（キロワット）（キロボルトアンペア）(1) （略）(2) （略）(3) （略）(4) 電 気 溶 接 機
電気溶接機の換算容量は，次の算式によって算定された値といたします。
イ 日本産業規格に適合した機器（コンデンサ内蔵型を除きます。）の場合
入力
最大定格１次入力＝
×（キロワット）（キロボルトアンペア）

70 パーセントロ イ以外の場合
入力実測した１次入力＝
×（キロワット）（キロボルトアンペア）

ロ

イ以外の場合入力
実測した１次入力＝
×（キロワット）（キロボルトアンペア）

70 パーセント(5) （略）(5) （略）33

70 パーセント70 パーセント[託送供給等約款

別冊

系統連系技術要件]
現（令和５年４月 1 日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

系 統 連 系 技 術 要 件

系 統 連 系 技 術 要 件「託送供給等約款別冊」「託送供給等約款別冊」

（低

圧

版）

（低

圧

版）

令和５年４月１日実施

令和５年12月27日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

沖 縄 電 力 株 式 会 社

34

現（令和５年４月 1 日実施）

目Ⅰ

総新（令和５年 12 月 27 日実施）

次則·················································· 1

目
Ⅰ

総

次

則

·················································· 1

１

目

的

················································· 1

１

目

的

················································· 1

２

適 用 の 範 囲················································· 1

２

適 用 の 範 囲················································· 1３協················································· 1３協················································· 1

Ⅱ議発電設備等の接続に必要な技術要件································· 2

Ⅱ議

発電設備等の接続に必要な技術要件

４

電 気 方

式

················································· 2

４

電

式

················································· 2５運転可能周波数················································· 2５運転可能周波数················································· 2

６

力

率

················································· 3

６

力

率

················································· 3

７

高

波

················································· 3

７

高

波

················································· 3８

需給バランス制約による発電出力の抑制

８

需給バランス制約による発電出力の抑制

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制

10

不要解列の防止調··························· 3

方調··························· 3······················· 4９不要解列の防止10保護装置の設置場所············································· 711保護装置の設置場所············································· 7

11保護リレーの設置相数··········································· 7

12保護リレーの設置相数··········································· 712保護装置の設置················································· 813保護装置の設置················································· 8

13

解

列 箇

所

················································· 9

14

解

列

箇

所

················································· 9

14

接

地 方

式

················································ 10

15

接

地

方

式

················································ 1015直流流出防止変圧器の設置······································ 1016直流流出防止変圧器の設置

16

電

圧 変

動

················································ 10

17

電

圧

変

動

················································ 10

17

短

絡 容

量

················································ 12

18

短

絡

容

量

················································ 1218過電流引き外し素子を有する遮断器の設置························ 1219過電流引き外し素子を有する遮断器の設置

19

発電設備等の種類·············································· 1320

発電設備等の種類

20

サイバーセキュリティ対策······································ 13

21

サイバーセキュリティ対策

21

発 電 機 諸 元················································ 1322発 電 機 諸 元

Ⅲ················································· 4気································ 2

需要設備の接続に必要な技術要件·································· 15Ⅲ················································· 4······································ 10························ 12·············································· 13······································ 13················································ 13

需要設備の接続に必要な技術要件································· 1522

力 率 の 保 持················································ 1523

力 率 の 保 持················································ 1523保護装置の設置················································ 1524保護装置の設置················································ 1535

現（令和５年４月 1 日実施）

Ⅱ

新（令和５年 12 月 27 日実施）

発電設備等の接続に必要な技術要件

Ⅱ

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目

発電設備等の接続に必要な技術要件

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用 について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用する場合，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

する場合，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

８ 需給バランス制約による発電出力の抑制

８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制

逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備には，当社の求めに応じて，当逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備ならびに蓄電池には，当社の求社からの遠隔制御により0％から100％の範囲（1％刻み）で発電出力（自家消費分を除くことも可）のめに応じて，当社からの遠隔制御により0％から100％の範囲（1％刻み）で出力（自家消費分を除くこ

制限をかけられる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していたとも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施してだきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラ

いただきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントロ

ーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。

ーラーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。

逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促

逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔平成24年経済産業省令第46号〕に定める地域資源バイオマス発電設進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〕に定める地域資源バイオマス発電設備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備してを技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等

いただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち10kW以上の設備には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとする。

９

不要解列の防止10

不要解列の防止(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）36

現（令和５年４月 1 日実施）
10

新（令和５年 12 月 27 日実施）

保護装置の設置場所

11

保護リレーは,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

11

保護装置の設置場所
保護リレーは,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

保護リレーの設置相数

12

保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）12保護装置の設置

13

保護装置の設置(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）

13

解 列 箇

所

14

解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる

次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があり

次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があり

ます。

ます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）

14

接 地 方

式

15

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

15

接

地

方

式

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

直流流出防止変圧器の設置

16

直流流出防止変圧器の設置

逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただき止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただき37

現（令和５年４月 1 日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

ます。

ます。

ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。

ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

16

電 圧 変

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

動

17

電

圧

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）

17

短 絡 容

量

18

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合

絡

動

容

量

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合

は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

18

短

変

は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

過電流引き外し素子を有する遮断器の設置

19

過電流引き外し素子を有する遮断器の設置

単相３線式の電気方式に連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流により中性線

単相３線式の電気方式に連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流により中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等及び負荷設備等の並列点よりも系統に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等及び負荷設備等の並列点よりも系統側に，3極に過電流引き外し素子を有する遮断器を設置していただきます。

側に，3極に過電流引き外し素子を有する遮断器を設置していただきます。

19

発電設備等の種類

20

連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を用いな連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を用いない発電設備等の連系は，逆潮流がない場合に限ります。

20

発電設備等の種類

い発電設備等の連系は，逆潮流がない場合に限ります。

サイバーセキュリティ対策

21

サイバーセキュリティ対策

サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場

サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場

合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバーセキュリ

合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバーセキュリ

ティ対策を講じていただきます。

ティ対策を講じていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）38

現（令和５年４月 1 日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(3) （略）21(3) （略）

発 電 機 諸 元22

当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。（第３者認証機関発行の認証証明書によ
る提供可）
電源種
共通

発 電 機 諸 元
当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。（第３者認証機関発行の認証証明書によ

る提供可）
設備

発電プラント

構内設備

諸元

電源種

定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）

共通

設備
発電プラント逆変換

発電プラント制御装置

装置

風力発電プラント

力率（定格，運転可能範囲）

単線結線図，系統並解列箇所

単線結線図，系統並解列箇所

高調波発生機器と高調波対策資料

構内設備

発電プラント

高調波発生機器と高調波対策資料
電圧フリッカの発生源と対策設備資料

設置要素

保護装置

設置要素

設置場所

設置場所

設置相数

設置相数

解列箇所

解列箇所

整定範囲

整定範囲

整定値

整定値

シーケンスブロック

シーケンスブロック

メーカー，型式

逆変換

単独運転検出方式，整定値装置

発電プラント制御装置

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量逆変換装置の容量

FRT 要件の適用有無

FRT 要件の適用有無

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無

風力

制御装置
蓄電池

定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）力率（定格，運転可能範囲）

電圧フリッカの発生源と対策設備資料
保護装置

諸元

発電プラント

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無

制御装置
蓄電容量

蓄電池

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

39

発電プラント

蓄電容量

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

現（令和５年４月 1 日実施）

Ⅲ

新（令和５年 12 月 27 日実施）

需要設備の接続に必要な技術要件

Ⅲ

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。

なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

22

力 率 の 保 持

なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

23

力 率 の 保 持(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）23

需要設備の接続に必要な技術要件

保護装置の設置

24

保護装置の設置

需要者は，次の原因で他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当需要者は，次の原因で他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場合社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼすおそれがある場合（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，お客（この場合の判定は，その原因となる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，お客さまの負担で，必要な調整装置または保護装置を需要場所に施設していただくなどの対策を講じていさまの負担で，必要な調整装置または保護装置を需要場所に施設していただくなどの対策を講じていただきます。

ただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）(5) （略）(5) （略）40

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

系 統 連 系 技 術 要 件

系 統 連 系 技 術 要 件「託送供給等約款別冊」「託送供給等約款別冊」

（高

圧

版）

（高

圧

版）

令和５年４月１日実施

令和５年12月27日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

沖 縄 電 力 株 式 会 社

41

現（令和５年４月１日実施）

目
Ⅰ

総

則

新（令和５年 12 月 27 日実施）

次··················································· 1

目
Ⅰ

総

則

次

·················································· 1

１

目

的

················································· 1

１

目

的

················································· 1

２

適 用 の 範 囲················································· 1

２

適 用 の 範 囲················································· 1３協················································· 1３協················································· 1

Ⅱ議発電設備等の接続に必要な技術要件································· 2

Ⅱ議

発電設備等の接続に必要な技術要件

４

電 気 方

式

················································· 2

４

電

式

················································· 2５運転可能周波数················································· 2５運転可能周波数················································· 2

６

力

率

················································· 2

６

力

率

················································· 2

７

高

波

················································· 3

７

高

波

················································· 3８

需給バランス制約による発電出力の抑制

８

需給バランス制約による発電出力の抑制

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制

10

不要解列の防止調··························· 3

方調··························· 3······················· 4９不要解列の防止10保護装置の設置場所············································· 611保護装置の設置場所············································· 611保護リレーの設置相数··········································· 612保護リレーの設置相数··········································· 612保護装置の設置················································· 713保護装置の設置················································· 7

13

解

所

················································· 9

14

解

所

················································· 914自動負荷制限················································· 915自動負荷制限················································· 915線路無電圧確認装置の設置······································· 916線路無電圧確認装置の設置

16

接················································ 10

17

接

17

直流流出防止変圧器の設置······································ 1018直流流出防止変圧器の設置

18

電

動

················································ 11

19

電

動

················································ 1119出力変動対策················································ 1320出力変動対策················································ 13

20

短················································ 14

21

短················································ 1421発電機定数・諸元·············································· 1422発電機定数・諸元·············································· 1422昇圧用変圧器················································ 1623昇圧用変圧器················································ 1623連················································ 1724連················································ 1724

バンク逆潮流の制限

25

バンク逆潮流の制限

25

サイバーセキュリティ対策······································ 18

26

サイバーセキュリティ対策

26

そ················································ 19

27

そ

Ⅲ

列 箇

地 方
圧 変
絡 容

絡 体

の

式

量

制

他

················································· 4気································ 2············································ 18

需要設備の接続に必要な技術要件

27

高

調

波

28

電圧フリッカ・電圧変動

2930·································· 20Ⅲ················································ 20

列

箇

地

方

圧

変

絡

容

絡

体

の

式

量

制

他

················································· 4······································· 9················································ 10······································ 10············································ 18······································ 18················································ 19

需要設備の接続に必要な技術要件

28

高········································ 2129

電圧フリッカ・電圧変動

瞬時電圧低下················································ 2230瞬時電圧低下················································ 22

電 圧 不 平 衡················································ 2231

電 圧 不 平 衡················································ 22

42

調

波

································· 20················································ 20········································ 21

31保護協調の目的現（令和５年４月１日実施）················································ 2232

保護装置の設置················································ 2233

保護装置の設置場所············································ 2334

保護装置の設置場所············································ 23

34

保護リレーの設置相数·········································· 23

35

保護リレーの設置相数·········································· 2335

遮················································ 23

36

遮

断 箇

所

43

32

保護協調の目的新（令和５年 12 月 27 日実施）················································ 2233

保護装置の設置················································ 23

断

箇

所

················································ 23

現（令和５年４月１日実施）

Ⅱ

新（令和５年 12 月 27 日実施）

発電設備等の接続に必要な技術要件

Ⅱ

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目

発電設備等の接続に必要な技術要件

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用 について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用する場合，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

する場合，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

７ 高

７

調

波

高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合

は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率３％以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，３％以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，

「27

「28

高調波」に準じた対策を実施していただきます。

８ 需給バランス制約による発電出力の抑制

８高調波」に準じた対策を実施していただきます。

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制

逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備には，当社の求めに応じて，当逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備ならびに蓄電池には，当社の求社からの遠隔制御により0％から100％の範囲（1％刻み）で発電出力（自家消費分を除くことも可）のめに応じて，当社からの遠隔制御により0％から100％の範囲（1％刻み）で出力（自家消費分を除くこ

制限をかけられる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していたとも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施してだきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラ

いただきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントロ

ーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。

ーラーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。

逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促

逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔平成24年経済産業省令第46号〕に定める地域資源バイオマス発電設進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〕に定める地域資源バイオマス発電設備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備してを技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等

いただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとする。

44

現（令和５年４月１日実施）
９

新（令和５年 12 月 27 日実施）

不要解列の防止10(1) 保護協調

不要解列の防止(1) 保護協調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うために次の考発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うために次の考え方にもとづいて，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。なお，

え方にもとづいて，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。なお，

構内設備の故障に対しては，「31構内設備の故障に対しては，「32保護協調の目的」に準じた対策を実施していただきます。

イ 発電設備等の異常及び故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させイないために，発電設備等を即時に解列すること。
ロ 連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

ハ 上位系統事故時など，連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一ハ

上位系統事故時など，連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

ニ 事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ 連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

ホ

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

(2) （略）保護装置の設置場所(2) （略）11

保護リレーは,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

11

発電設備等の異常及び故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

10

保護リレーの設置相数保護装置の設置場所
保護リレーは,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

12

保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）(5) （略）(5) （略）12

保護協調の目的」に準じた対策を実施していただきます。

保護装置の設置

13

保護装置の設置(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）45

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

(4) （略）(4) （略）(5) （略）(5) （略）

13

解 列 箇

所

14

解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる

次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があり

次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があり

ます。

ます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）

また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にもまた，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチ

完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。

を遮断装置として適用することはできません。

14

自動負荷制限15

発電設備等の脱落時等に連系する配電線や配電用変圧器等が過負荷になるおそれがある場合は，自発電設備等の脱落時等に連系する配電線や配電用変圧器等が過負荷になるおそれがある場合は，自動的に負荷を制限する対策を行っていただきます。

15

自動負荷制限動的に負荷を制限する対策を行っていただきます。

線路無電圧確認装置の設置

16

線路無電圧確認装置の設置

発電設備等を連系する系統の再閉路時の事故防止のため，当該系統の配電用変電所の配電線引出口発電設備等を連系する系統の再閉路時の事故防止のため，当該系統の配電用変電所の配電線引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。

置を省略できるものといたします。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）(5) （略）(5) （略）46

現（令和５年４月１日実施）
16

接 地 方

新（令和５年 12 月 27 日実施）式

17

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

17

接

地

方

式

接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

直流流出防止変圧器の設置

18

直流流出防止変圧器の設置

逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただき止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただき

ます。

ます。

ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。

ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

18

電 圧 変

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

動

19

電

圧

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）19

出力変動対策20

再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれ

変動

出力変動対策
再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。

があるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。

(1) （略）(1) （略）

20

短 絡 容

量

21

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合

絡

容

量

発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合

は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

21

短は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

発電機定数・諸元

22

発電機並列時の短絡電流抑制対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。

発電機定数・諸元
発電機並列時の短絡電流抑制対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。

また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
（第３者認証機関発行の認証証明書

47

また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
（第３者認証機関発行の認証証明書

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

による提供可）電源種
共通による提供可）設備

発電プラント

構内設備

受電用変圧器，連系用変圧器

諸元

電源種

定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）

共通

設備
発電プラント

最低出力

所内負荷（定格，最低）

所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）

力率（定格，運転可能範囲）

運転可能周波数の範囲

運転可能周波数の範囲

単線結線図，系統並解列箇所

単線結線図，系統並解列箇所

自家消費電力の最大値，最小値

構内設備

自家消費電力の最大値，最小値

総合負荷力率

総合負荷力率高調波発生機器と高調波対策資料

高調波発生機器と高調波対策資料

電圧フリッカの発生源と対策設備資料

電圧フリッカの発生源と対策設備資料

定格（定格容量，定格電圧）

受電用変圧器，連系用変圧器

定格（定格容量，定格電圧）

インピーダンス（変圧器定格容量ベース）

インピーダンス（変圧器定格容量ベース）

制御方式，整定値制御方式，整定値

調相設備

定格（容量，台数）

調相設備

定格（容量，台数）

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）

保護装置

発電プラント

自動同期検定装置の有無

設置要素

保護装置

発電プラント

設置要素

設置場所

設置場所

設置相数

設置相数

解列箇所

解列箇所

整定範囲

整定範囲

整定値

整定値

CT 比，VT 比

CT 比，VT 比シーケンスブロック

シーケンスブロック

拘束リアクタンス

誘導機

発電プラント限流リアクトル容量
同期機

定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）

最低出力

自動同期検定装置の有無

誘導機

諸元

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量

各種内部リアクタンス

同期機

48

発電プラント

各種内部リアクタンス

制御装置

逆変換

発電プラント制御装置

装置

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

各種短絡時定数・開路時定数

各種短絡時定数・開路時定数

慣性定数（発電機＋タービン）

慣性定数（発電機＋タービン）

制動巻線の有無

制動巻線の有無

ガバナ系ブロック（調定率，GF 幅，CV，ICV モデル

制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，GF 幅，CV，ICV モデル

を含む）

を含む）

励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）

励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）

FRT 要件の適用有無

FRT 要件の適用有無

メーカー，型式

逆変換

単独運転検出方式，整定値装置

発電プラント制御装置

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量逆変換装置の容量

通電電流制限値

通電電流制限値

FRT 要件の適用有無

FRT 要件の適用有無

発電機の出力特性

風力

出力変動対策の方法

発電プラント

発電機の出力特性

制御装置

出力変動対策の方法

蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

二次励発電プラント

拘束リアクタンス

二次励

発電プラント

拘束リアクタンス

磁機

磁機

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

22

昇圧用変圧器

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

23

短絡電流抑制対策や発電機並列時の電圧低下対策等の面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を

短絡電流抑制対策や発電機並列時の電圧低下対策等の面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。

当社から指定させていただく場合があります。

また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。

23

連 絡 体

制

昇圧用変圧器

また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。

24

連

絡

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）49

体制

現（令和５年４月１日実施）
24

新（令和５年 12 月 27 日実施）

バンク逆潮流の制限

25

バンク逆潮流の制限

配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面及び保護協調面で問題が生じるお

配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面及び保護協調面で問題が生じるおそれがあることから，原則として逆潮流が生じないよう発電者で発電または放電出力を抑制していた

それがあることから，原則として逆潮流が生じないよう発電者で発電または放電出力を抑制していただきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面及び保護協調面でだきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面及び保護協調面で問題が生じないよう対策を行う場合はこの限りではありません。

問題が生じないよう対策を行う場合はこの限りではありません。

25

サイバーセキュリティ対策

26

事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，「電力制御

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発

上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）

26

そ

の

他

27

そ

の

他

発電設備等の異常，系統の異常等により発電設備等が系統から解列した場合には，すみやかに当社

発電設備等の異常，系統の異常等により発電設備等が系統から解列した場合には，すみやかに当社に連絡していただきます。この場合，当社から系統に再連系可能である旨をお知らせするまでの間，に連絡していただきます。この場合，当社から系統に再連系可能である旨をお知らせするまでの間，

発電者の発電設備等を再連系せずに解列状態を保持していただきます。

発電者の発電設備等を再連系せずに解列状態を保持していただきます。

Ⅲ

需要設備の接続に必要な技術要件

Ⅲ

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。

需要設備の接続に必要な技術要件

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。

なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

50

なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

現（令和５年４月１日実施）
27

高

調

新（令和５年 12 月 27 日実施）

波28

需要者は，高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，当社系統に高調波電流が流出

高

調

波

需要者は，高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，当社系統に高調波電流が流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，以下の要件に従っていただきます。

する場合は，その高調波電流を抑制するため，以下の要件に従っていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）28

電圧フリッカ・電圧変動

29

電圧フリッカ・電圧変動

電気アークを使用する電気炉などの特殊負荷，周期的な変動負荷，大型モータのように始動時に大電気アークを使用する電気炉などの特殊負荷，周期的な変動負荷，大型モータのように始動時に大きな電流を必要とする負荷など，系統内の電圧に擾乱を与え他の需要者に支障を及ぼすおそれがある

きな電流を必要とする負荷など，系統内の電圧に擾乱を与え他の需要者に支障を及ぼすおそれがある場合は，負荷に応じた抑制装置（フリッカ補償装置，バッファリアクトル，無効電力補償装置など）場合は，負荷に応じた抑制装置（フリッカ補償装置，バッファリアクトル，無効電力補償装置など）を，需要者において設置していただきます。

を，需要者において設置していただきます。

29

瞬時電圧低下30

瞬時電圧低下系統に落雷などにより事故が発生した場合，事故点を保護リレーで検出し，それを系統から切り離系統に落雷などにより事故が発生した場合，事故点を保護リレーで検出し，それを系統から切り離すまでの間，事故点を中心に瞬時的に電圧が低下することがあります。こうした瞬時電圧低下は避けすまでの間，事故点を中心に瞬時的に電圧が低下することがあります。こうした瞬時電圧低下は避けることができないため，これにより影響を受ける場合は，需要者において，負荷制御方法の改善・無ることができないため，これにより影響を受ける場合は，需要者において，負荷制御方法の改善・無停電電源装置の設置・瞬時電圧補償装置など，使用する機器に最も適した対策を講じていただきます。

停電電源装置の設置・瞬時電圧補償装置など，使用する機器に最も適した対策を講じていただきます。

30

電 圧 不 平 衡

31

負荷の特性によって，各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合には，他の需要者に支障を及ぼすこと

負荷の特性によって，各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合には，他の需要者に支障を及ぼすことがないように，需要者で必要な対策を実施していただきます。

31

電 圧 不 平 衡がないように，需要者で必要な対策を実施していただきます。

保護協調の目的

32

需要者の電気設備の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うために次保護協調の目的
需要者の電気設備の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うために次の考えにもとづいて，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。

の考えにもとづいて，保護協調を図ることを目的に適正な保護装置を設置していただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）51

現（令和５年４月１日実施）
32

新（令和５年 12 月 27 日実施）

保護装置の設置

33

需要者は，負荷設備を系統に連系する場合は，系統の保護のため，需要場所における構内設備の短需要者は，負荷設備を系統に連系する場合は，系統の保護のため，需要場所における構内設備の短

絡事故または地絡事故を検出することができる保護装置を設置していただきます。

33

保護装置の設置場所

絡事故または地絡事故を検出することができる保護装置を設置していただきます。

34

保護リレーは，供給地点または事故の検出が可能な場所に設置していただきます。

34

保護リレーの設置相数保護装置の設置

保護装置の設置場所
保護リレーは，供給地点または事故の検出が可能な場所に設置していただきます。

35

保護リレーの設置相数は次のとおりといたします。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりといたします。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）

35

遮 断 箇

所

36

遮断箇所は，原則として連系用遮断器といたします。

遮

断

箇

所

遮断箇所は，原則として連系用遮断器といたします。

52

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）

系 統 連 系 技 術 要 件

系 統 連 系 技 術 要 件「託送供給等約款別冊」「託送供給等約款別冊」（特別高圧版）（特別高圧版）

令和５年４月１日実施

令和５年12月27日実施

沖 縄 電 力 株 式 会 社

沖 縄 電 力 株 式 会 社

53

現（令和５年４月１日実施）

目
Ⅰ

総

則

新（令和５年 12 月 27 日実施）

次目··················································· 1

Ⅰ

総

則

次

·················································· 1

１

目

的

················································· 1

１

目

的

················································· 1

２

適 用 の 範 囲················································· 1

２

適 用 の 範 囲················································· 1３協················································· 1３協················································· 1

Ⅱ議発電設備等の接続に必要な技術要件

４

電 気 方

５

運転可能周波数・並列時許容周波数

６

力

７

高

８

需給バランス制約による発電出力の抑制

調式································· 2Ⅱ················································· 2

議発電設備等の接続に必要な技術要件

４電······························· 2５運転可能周波数・並列時許容周波数率················································· 3

６

力

波

················································· 3

７

高

８

需給バランス制約による発電出力の抑制

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制··························· 3

気

方

調

式

································ 2················································· 2······························· 2率················································· 3

波················································· 3··························· 3······················· 4９不要解列の防止················································· 410不要解列の防止················································· 410保護装置の設置················································· 611保護装置の設置················································· 711

再 閉 路 方 式················································ 1012

再 閉 路 方 式················································ 1012保護装置の設置場所············································ 1013保護装置の設置場所

13

解················································ 10

14

解

14

保護リレーの設置相数·········································· 11

15

保護リレーの設置相数·········································· 1115

自動負荷制限・発電抑制········································ 1116

自動負荷制限・発電抑制········································ 1216線路無電圧確認装置の設置······································ 1217線路無電圧確認装置の設置······································ 1217発電機運転制御装置の付加······································ 1318発電機運転制御装置の付加······································ 1318中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施·············· 1619中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施

19

直流流出防止変圧器の設置······································ 1720直流流出防止変圧器の設置

20

電

動

················································ 17

21

電

動

················································ 1721

出力変動対策················································ 1922

出力変動対策················································ 1922

短絡・地絡電流対策············································ 20

23

短絡・地絡電流対策············································ 2023発電機定数・諸元·············································· 2024発電機定数・諸元·············································· 2024昇圧用変圧器················································ 2425昇圧用変圧器················································ 24

25連················································ 24

26連················································ 24

26

電気現象記録装置·············································· 26

27

電気現象記録装置

27

サイバーセキュリティ対策 ········································ 27

28

サイバーセキュリティ対策 ········································ 27

Ⅲ

列 箇

圧 変

絡 体

所

制

需要設備の接続に必要な技術要件

28

供

給 電

29

進相用コンデンサの運用

30

高

調

圧
波

·································· 28

Ⅲ················································ 28

列

箇

圧

変

絡

体

所

制

············································ 11················································ 11·············································· 26

29

供········································ 2830進相用コンデンサの運用················································ 28

31

高

54

······································ 17

需要設備の接続に必要な技術要件
給

電
調

圧
波

·············· 16································· 28················································ 28········································ 28················································ 28

現（令和５年４月１日実施）········································ 3032

電圧フリッカ・電圧変動

新（令和５年 12 月 27 日実施）········································ 3031

電圧フリッカ・電圧変動

32

瞬時電圧低下················································ 3033瞬時電圧低下················································ 3033

電 圧 不 平 衡················································ 3134

電 圧 不 平 衡················································ 3134

保護協調の目的················································ 3135

保護協調の目的················································ 3135

保護装置の設置················································ 3136

保護装置の設置················································ 3136

保護装置の設置場所············································ 3237保護装置の設置場所············································ 32

37

保護リレーの設置相数·········································· 32

38

保護リレーの設置相数·········································· 32

38

遮

所

················································ 32

39

遮

所

················································ 32

39

再 閉 路 方 式················································ 3240

再 閉 路 方 式················································ 3240

連絡体制及び系統連系上必要な情報

41

連絡体制及び系統連系上必要な情報

断 箇······························ 32

55

断

箇

······························ 32

現（令和５年４月１日実施）

Ⅱ

新（令和５年 12 月 27 日実施）

発電設備等の接続に必要な技術要件

Ⅱ

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目

発電設備等の接続に必要な技術要件

発電者の発電設備等を当社の系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用 について遵守していただきます。なお，需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用する場合，もしくは事業場所内の発電設備等を系統に連系する場合は，逆潮流の有無に係らず，本要件 する場合，もしくは事業場所内の発電設備等を系統に連系する場合は，逆潮流の有無に係らず，本要件を適用していただきます。

を適用していただきます。

７ 高

７

調

波

高

調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合

は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５％，各次電流歪率３％以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，３％以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，

「30

「31

高調波」に準じた対策を実施していただきます。

８ 需給バランス制約による発電出力の抑制

８高調波」に準じた対策を実施していただきます。

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制

逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備には，当社の求めに応じて，当逆潮流のある発電設備等のうち，太陽光発電設備及び風力発電設備ならびに蓄電池には，当社の求社からの遠隔制御により0%から100%の範囲（1%刻み）で発電出力（自家消費分を除くことも可）の制

めに応じて，当社からの遠隔制御により0%から100%の範囲（1%刻み）で出力（自家消費分を除くこと

限をかけられる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラー

ただきます。なお，ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。

ラーがない風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とさせていただきます。

逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促

逆潮流のある火力発電設備及びバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔平成24年経済産業省令第46号〕に定める地域資源バイオマス発電設進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〕に定める地域資源バイオマス発電設備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力備であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備してを技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等

いただきます。なお，停止による対応も可能とします。また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。

９

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとしま

56

現（令和５年４月１日実施）

新（令和５年 12 月 27 日実施）す。

９

不要解列の防止(1) 保 護 協10

調

不要解列の防止

(1) 保

護

調

発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保などを行なうために，次の考え方に基づき保護協調を図っていただきます。なお，構衆保安の確保などを行なうために，次の考え方に基づき保護協調を図っていただきます。なお，構内設備の故障に対しては，「34内設備の故障に対しては，「35保護協調の目的」に準じた対策を実施していただきます。

イ 発電設備等の異常及び故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電イ

設備等を当該系統から解列すること。

保護協調の目的」に準じた対策を実施していただきます。

発電設備等の異常及び故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電設備等を当該系統から解列すること。

ロ 連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。

ロ

ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もある。

連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。
ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もある。

ハ 上位系統事故，連系する系統の事故などにより当該系統の電源が喪失した場合であって単独運ハ転が認められない場合には，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。

上位系統事故，連系する系統の事故などにより当該系統の電源が喪失した場合であって単独運転が認められない場合には，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。

ニ 連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されてい

ニ

ること。

連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。

ホ 連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。

ホ

連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。

ヘ 連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，不足電力リレー等による解ヘ連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要な遮断を列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要な遮断を回避できる時限でおこなうこと。

回避できる時限でおこなうこと。

ト 当社の保護リレーと協調が必要な場合は，当社の保護リレー方式や整定と協調を図ること。

ト

当社の保護リレーと協調が必要な場合は，当社の保護リレー方式や整定と協調を図ること。

チ 連系する系統との保護協調を考慮し，当社設備と同等の遮断時間とすること。

チ

連系する系統との保護協調を考慮し，当社設備と同等の遮断時間とすること。

(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）10

協保護装置の設置

11

保護装置の設置(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) 単独運転防止対策(3) 単独運転防止対策

イ 逆潮流がある場合

イ57

逆潮流がある場合

現（令和５年４月１日実施）
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇リレー及び周波数低下リ

新（令和５年 12 月 27 日実施）
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇リレー及び周波数低下リレーまたは転送遮断装置を設置していただきます。また，周波数上昇リレー及び周波数低下リレ

レーまたは転送遮断装置を設置していただきます。また，周波数上昇リレー及び周波数低下リレ

ーは，単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40％程度まで低下したとしても周波数

ーは，単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40％程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。なお，上記特性を有しないときは，単独運転状態になっを検出可能なものとしていただきます。なお，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リレーと組み合わた場合に系統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リレーと組み合わせて補完しながら使用していただきます。なお，必要により周波数上昇リレー及び周波数低下リせて補完しながら使用していただきます。なお，必要により周波数上昇リレー及び周波数低下リ

レーに加えて転送遮断装置を設置していただく場合があります。

レーに加えて転送遮断装置を設置していただく場合があります。

また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，

また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，

電圧及び位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独

電圧及び位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独

系統から解列していただきます。

系統から解列していただきます。

ロ 逆潮流がない場合

ロ

逆潮流がない場合単独運転防止のため，周波数上昇リレー及び周波数低下リレーを設置していただきます。ただ単独運転防止のため，周波数上昇リレー及び周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまたは周波

し，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまたは周波数低下リレーにより検出・保護できないおそれがあるときは，逆電力リレーを設置していただき

数低下リレーにより検出・保護できないおそれがあるときは，逆電力リレーを設置していただき

ます。

ます。

また，22kV 以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件

12

また，22kV 以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合に保護装置の設置」には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件準じていただきます。

(4) （略）(5) 構内設備事故対策(5) 構内設備事故対策
保護装置の設置」に準じた対策を実施していただきます。

構内設備事故対策として「36(6) （略）11

再 閉 路 方 式

12

再 閉 路 方 式
自動再閉路を実施している送電線へ連系する場合で，自動再閉路方式を採用する場合は，連系送電線の再閉路方式と協調を図っていただき，必要な設備を設置していただきます。

保護装置の設置場所

保護装置の設置」に準じた対策を実施していただきます。

(6) （略）

自動再閉路を実施している送電線へ連系する場合で，自動再閉路方式を採用する場合は，連系送電12保護装置の設置」に準じていただきます。

(4) （略）

構内設備事故対策として「3513線の再閉路方式と協調を図っていただき，必要な設備を設置していただきます。

13

保護リレーは，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

保護装置の設置場所
保護リレーは，受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

58

現（令和５年４月１日実施）
13

解 列 箇

新（令和５年 12 月 27 日実施）

所

14

解

列

箇

所

保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる

次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があり

次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があり

ます。

ます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）

また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にもまた，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチ

完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。

を遮断装置として適用することはできません。

14

保護リレーの設置相数

15

保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）15

自動負荷制限・発電抑制

16

自動負荷制限・発電抑制(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）16

線路無電圧確認装置の設置

17

線路無電圧確認装置の設置

発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されていない場合には，再閉路発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されていない場合には，再閉路時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置いたしま

時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。

す。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。

(1) 逆潮流が無い場合であって，電力系統との連系に係る保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，(1) 逆潮流が無い場合であって，電力系統との連系に係る保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，遮断器及び制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているとき。ただし，次のいず遮断器及び制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているとき。ただし，次のいず

れかにより簡素化を図ることができる。

れかにより簡素化を図ることができる。

59

現（令和５年４月１日実施）
イ ２系列の保護リレーのうちの１系列は，不足電力リレーのみとすることができる。

イ

新（令和５年 12 月 27 日実施）
２系列の保護リレーのうちの１系列は，不足電力リレーのみとすることができる。

ロ 計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場合，１系列目と２系列目

ロ

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場合，１系列目と２系列目を兼用できる。

を兼用できる。

ハ 計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置する場合，１系列目と２系列目

ハを兼用できる。

を兼用できる。

また，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件

15

また，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，

線路無電圧確認装置の設「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件置」に準じていただきます。

17

計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置する場合，１系列目と２系列目

線路無電圧確認装置の設置」に準じていただきます。

発電機運転制御装置の付加

18発電機運転制御装置の付加(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）1816

中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施

19

中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施

中性点の接地が必要な場合は，昇圧変圧器の中性点に接地装置を設置していただきます。また，中中性点の接地が必要な場合は，昇圧変圧器の中性点に接地装置を設置していただきます。また，中性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策及び地中ケーブルの防護対策

性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策及び地中ケーブルの防護対策の強化等が必要となった場合には，適切な対策を講じていただきます。

の強化等が必要となった場合には，適切な対策を講じていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）19

直流流出防止変圧器の設置

20

直流流出防止変圧器の設置

逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただき止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただき

ます。

ます。

ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。

ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

60

現（令和５年４月１日実施）
20

電 圧 変

新（令和５年 12 月 27 日実施）

動21(1) 常時電圧変動対策

電

圧

変

動

(1) 常時電圧変動対策

発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±１～２％以内を適正値とし，この範囲を発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±１～２％以内を適正値とし，この範囲を逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただき

逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただき

ます。

ます。

ただし，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件

18

電圧変動」に準じて

ただし，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件

いただきます。

いただきます。

(2) 瞬時電圧変動対策(2) 瞬時電圧変動対策

発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±２％を目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。

19

電圧変動」に準じて発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±２％を目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。

また，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，また，22kV以下の特別高圧配電線路のうち配電線扱いの電線路に発電設備等を連系する場合には，「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件 18 電圧変動」に準じていた「系統連系技術要件（高圧版）Ⅱ発電設備等の接続に必要な技術要件 19 電圧変動」に準じていた

だきます。

だきます。

イ 同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱イ

同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

装置を設置すること。

ロ 二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いるこロと。

二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ 誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から±２％程

ハ

誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から±２％程

度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をすること。

対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をすること。

ニ 自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。

ニ

自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。

ホ 他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時ホ

他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の２％を目安とします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置するこ

電圧の２％を目安とします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。なお，これにより対応できない場合には，自励式の逆変換装置を用いること。

と。なお，これにより対応できない場合には，自励式の逆変換装置を用いること。

ヘ 発電設備等の出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及ヘ

発電設備等の出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及

ぼすおそれがあるとき，適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制や並ぼすおそれがあるとき，適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

61

現（令和５年４月１日実施）(ｲ) 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときに新（令和５年 12 月 27 日実施）
(ｲ) 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（SVC）の設置やサイリスタ等によるソフトスタート機能を有する

は，静止型無効電力補償装置（SVC）の設置やサイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置を用いること。

装置を用いること。

(ﾛ) 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，(ﾛ) 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVCなどを設置すること。

SVCなどを設置すること。

[対策要否の判定基準例][対策要否の判定基準例]

受電点における電圧フリッカレベル（ΔV10）を0.45V以下（当該設備のみの場合は，0.23V以

受電点における電圧フリッカレベル（ΔV10）を0.45V以下（当該設備のみの場合は，0.23V以下）に維持する。

下）に維持する。

(3) （略）21(3) （略）

出力変動対策22

再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれ

出力変動対策
再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。

があるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）22

短絡・地絡電流対策

23

発電設備等の連系により系統の短絡・地絡電流が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある

発電設備等の連系により系統の短絡・地絡電流が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある

場合は，短絡・地絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

場合は，短絡・地絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

これにより対応できない場合には，短絡容量対策について個別に検討・協議させていただきます。

23

発電機定数・諸元

これにより対応できない場合には，短絡容量対策について個別に検討・協議させていただきます。

24

連系系統，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策や短絡・地絡電流抑制対策，慣性低下対策
等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。

共通

設備
発電プラント発電機定数・諸元連系系統，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策や短絡・地絡電流抑制対策，慣性低下対策

等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。

また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
電源種

短絡・地絡電流対策

また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。

諸元

電源種

定格容量，定格出力，台数，定格電圧共通

設備
発電プラント

諸元
定格容量，定格出力，台数，定格電圧

最低出力

最低出力

所内負荷（定格，最低）

所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）

力率（定格，運転可能範囲）

62

現（令和５年４月１日実施）
運転可能周波数の範囲，運転継続時間

構内設備

新（令和５年 12 月 27 日実施）
運転可能周波数の範囲，運転継続時間

単線結線図，系統並解列箇所

単線結線図，系統並解列箇所

発電プラントモデル（原動機の種類，発電機

発電プラントモデル（原動機の種類，発電機

の種類）

の種類）

電気所監視制御方式

電気所監視制御方式

自家消費電力の最大値，最小値

構内設備

自家消費電力の最大値，最小値

総合負荷力率

総合負荷力率

電動機容量（高圧・低圧）

電動機容量（高圧・低圧）

電灯容量

電灯容量

高調波発生機器と高調波対策資料

高調波発生機器と高調波対策資料

電圧フリッカの発生源と対策設備資料

電圧フリッカの発生源と対策設備資料

受電用変圧器，連系用変圧 定格（定格容量，定格電圧）

受電用変圧器，連系用変圧 定格（定格容量，定格電圧）

器

器

調相設備

インピーダンス（タップ電圧毎，変圧器定格インピーダンス（タップ電圧毎，変圧器定格

容量ベース）

容量ベース）

励磁特性曲線

励磁特性曲線制御方式，整定値制御方式，整定値

定格容量，台数

調相設備

制御方式，整定値

定格容量，台数
制御方式，整定値

アクセス線・構内線路

インピーダンス，アドミタンス

アクセス線・構内線路

インピーダンス，アドミタンス

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）

自動同期検定装置の有無
保護装置

自動同期検定装置の有無

設置要素

保護装置

設置要素

仕様

仕様

設置場所

設置場所

設置相数

設置相数

解列箇所

解列箇所

整定範囲

整定範囲

整定値

整定値

CT比，VT比

CT比，VT比63

現（令和５年４月１日実施）
シーケンスブロック新（令和５年 12 月 27 日実施）
シーケンスブロック

送電線再閉路方式

誘導機

同期機

記録

電気現象記録装置

発電プラント

拘束リアクタンス発電プラント

制御装置

送電線再閉路方式

誘導機

記録

電気現象記録装置

発電プラント

拘束リアクタンス

限流リアクトル容量

限流リアクトル容量

限時リアクトルインピーダンス

限時リアクトルインピーダンス

慣性定数

慣性定数

定格すべり

定格すべり

等価回路定数等価回路定数各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）

同期機

発電プラント

各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）

各種短絡時定数・開路時定数

各種短絡時定数・開路時定数

慣性定数（発電機＋タービン）

慣性定数（発電機＋タービン）

制動巻線の有無

制動巻線の有無

飽和特性

飽和特性

可能出力曲線可能出力曲線

発電機軸モデル

発電機軸モデル

発電機プラントモデル，モデル構築に必要な発電機プラントモデル，モデル構築に必要なプラント，制御系の各種定数（ボイラ，ター

プラント，制御系の各種定数（ボイラ，タービン，水車等）ビン，水車等）並解列所要時間（平常時，事故時）並解列所要時間（平常時，事故時）

ガバナ系ブロック（調定率，GF幅，CV，ICVモ

制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，GF幅，CV，ICVモデルを含む）

デルを含む）

LFC・発電機出力制御ブロック

LFC・発電機出力制御ブロック

EDC変化速度（出力毎）

EDC変化速度（出力毎）

LFC幅・変化速度（出力毎）

LFC幅・変化速度（出力毎）

出力キープタイム（出力毎，上げ下げ）

出力キープタイム（出力毎，上げ下げ）励磁装置の形式（直流・交流・サイリスタ・

励磁装置の形式（直流・交流・サイリスタ・他）

他）

応答速度（超速応励磁か否か）

応答速度（超速応励磁か否か）64

現（令和５年４月１日実施）
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）

水力

新（令和５年 12 月 27 日実施）
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）

FRT要件の適用有無

FRT要件の適用有無

過励磁保護59V/Fブロック

過励磁保護59V/Fブロック

OEL，UELブロック

OEL，UELブロック

発電プラント

揚水待機・開始所要時間

制御装置

上ダム・下ダム運用可能水位

水力

発電プラント

揚水待機・開始所要時間

制御装置

上ダム・下ダム運用可能水位

電水比（kW/(m3/s)）

電水比（kW/(m3/s)）

逆 変 換 発電プラント

メーカ，型式

逆 変 換 発電プラント

メーカ，型式装置

単独運転検出方式，整定値装置

単独運転検出方式，整定値

風力

蓄電池

制御装置

逆変換装置の容量逆変換装置の容量

通電電流制限値

通電電流制限値

系統事故時の力率制御時間

系統事故時の力率制御時間

三相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）

三相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）

一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時

一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時

間）

間）

FRT要件の適用有無

FRT要件の適用有無

無効電力制御方式，整定値

無効電力制御方式，整定値

慣性力供給能力

慣性力供給能力発電プラント周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定可能

制御装置

範囲

発電プラント二 次 励 発電プラント

制御装置

風力

発電プラント周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定可能

制御装置

範囲

発電機の出力特性

発電機の出力特性

出力変動対策の方法

出力変動対策の方法

蓄電池，ウィンドファームコントローラの有蓄電池，ウィンドファームコントローラの有

無

無

蓄電容量

蓄電池

拘束リアクタンス

二 次 励 発電プラント

磁機

発電プラント

蓄電容量
拘束リアクタンス

磁機

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

65

なお，必要に応じて，記載されていない諸元等，最新の諸元等を提供していただくことがあります。

現（令和５年４月１日実施）
24

新（令和５年 12 月 27 日実施）

昇圧用変圧器25

昇圧用変圧器連系系統や電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協連系系統や電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協調などの面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。

調などの面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。

また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）などを指定させていただく場合がまた，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）などを指定させていただく場合が

あります。

あります。

25

連 絡 体

制

26

連

絡

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）26

電気現象記録装置

27

体

制

電気現象記録装置

発電設備等の挙動等を正確に把握するため，短い周期で時刻同期のとれた電圧，電流，電力などの発電設備等の挙動等を正確に把握するため，短い周期で時刻同期のとれた電圧，電流，電力などの計測値を連続的に記録し，当社の給電指令所等へ伝送する電気現象記録装置（自動オシロ装置，高調計測値を連続的に記録し，当社の給電指令所等へ伝送する電気現象記録装置（自動オシロ装置，高調波監視記録装置等含む）を設置していただくことがあります。

波監視記録装置等含む）を設置していただくことがあります。

27

サイバーセキュリティ対策

28

事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，「電力制御

サイバーセキュリティ対策
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限ります。）は，電気事業法に基づき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発

上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行うために次のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

のとおり，適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）Ⅲ

需要設備の接続に必要な技術要件

Ⅲ

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，もしくは事業場所内の需要設備を系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。

需要設備の接続に必要な技術要件

需要者の需要設備を当社の電力系統に連系する場合，もしくは事業場所内の需要設備を系統に連系する場合は，電気設備に関する技術基準に加え，以下の項目について遵守していただきます。

66

現（令和５年４月１日実施）
なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

28

供 給 電

圧

新（令和５年 12 月 27 日実施）
なお，電気方式につきましては，「Ⅱ 発電設備等の接続に必要な技術要件」に準拠していただきます。

29

供

給

電

圧

当社変電所の母線電圧は，系統全体の電圧が良好となるよう調整していますが，個々の需要者への当社変電所の母線電圧は，系統全体の電圧が良好となるよう調整していますが，個々の需要者への供給電圧は，送電線の負荷電流の大小などによって変動し，かつ，需要者の負荷設備に起因する電圧

供給電圧は，送電線の負荷電流の大小などによって変動し，かつ，需要者の負荷設備に起因する電圧変動が加わります。これらにより，問題が生じるおそれがある場合は，負荷時タップ切換変圧器また変動が加わります。これらにより，問題が生じるおそれがある場合は，負荷時タップ切換変圧器または負荷時電圧調整器を需要者において設置していただきます。

は負荷時電圧調整器を需要者において設置していただきます。

29

進相用コンデンサの運用

30

力率改善用コンデンサの設置・運用については，以下のとおりといたします。

進相用コンデンサの運用
力率改善用コンデンサの設置・運用については，以下のとおりといたします。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）

30

高

調

波

31

高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する場合は，そ

高

調

波

高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。

の高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）(4) （略）(4) （略）31

電圧フリッカ・電圧変動

32

電圧フリッカ・電圧変動

電気アークを使用する電気炉などの特殊負荷，周期的な変動負荷，大型モータのように始動時に大電気アークを使用する電気炉などの特殊負荷，周期的な変動負荷，大型モータのように始動時に大きな電流を必要とする負荷など，系統内の電圧に擾乱を与え他の需要者に支障を及ぼすおそれがある

きな電流を必要とする負荷など，系統内の電圧に擾乱を与え他の需要者に支障を及ぼすおそれがある場合は，負荷に応じた抑制装置（フリッカ補償装置，バッファリアクトル，無効電力補償装置など）場合は，負荷に応じた抑制装置（フリッカ補償装置，バッファリアクトル，無効電力補償装置など）を，需要者において設置していただきます。

を，需要者において設置していただきます。

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瞬時電圧低下33

瞬時電圧低下系統に落雷などにより事故が発生した場合，事故点を保護リレーで検出し，それを系統から切り離系統に落雷などにより事故が発生した場合，事故点を保護リレーで検出し，それを系統から切り離すまでの間，事故点を中心に瞬時的に電圧が低下することがあります。こうした瞬時電圧低下は避けすまでの間，事故点を中心に瞬時的に電圧が低下することがあります。こうした瞬時電圧低下は避け

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現（令和５年４月１日実施）
ることができないため，これにより影響を受ける場合は，需要者において，負荷制御方法の改善・無新（令和５年 12 月 27 日実施）
ることができないため，これにより影響を受ける場合は，需要者において，負荷制御方法の改善・無停電電源装置の設置・瞬時電圧補償装置など，使用する機器に最も適した対策を講じていただきます。

停電電源装置の設置・瞬時電圧補償装置など，使用する機器に最も適した対策を講じていただきます。

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電 圧 不 平 衡

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負荷の特性によって，各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合には，他の需要者に支障を及ぼすこと

負荷の特性によって，各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合には，他の需要者に支障を及ぼすことがないように，需要者で必要な対策を実施していただきます。

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電 圧 不 平 衡がないように，需要者で必要な対策を実施していただきます。

保護協調の目的

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需要者の電気設備の事故または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うためにつ保護協調の目的
需要者の電気設備の事故または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行うためにつぎの考えに基づき保護協調を実施していただきます。

ぎの考えに基づき保護協調を実施していただきます。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）35

保護装置の設置

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保護装置の設置(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）(3) （略）(3) （略）36

保護装置の設置場所

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保護リレーは，供給地点または事故の検出が可能な場所に設置していただきます。

37

保護リレーの設置相数保護装置の設置場所
保護リレーは，供給地点または事故の検出が可能な場所に設置していただきます。

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保護リレーの設置相数は次のとおりといたします。

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりといたします。

(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）

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遮 断 箇

所

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遮断箇所は，原則として連系用遮断器といたします。

遮

断

箇

所

遮断箇所は，原則として連系用遮断器といたします。

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現（令和５年４月１日実施）
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新（令和５年 12 月 27 日実施）

再 閉 路 方 式

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架空送電線で，再閉路方式を採用する場合は，当社系統と協調した再閉路方式を適用していただき

架空送電線で，再閉路方式を採用する場合は，当社系統と協調した再閉路方式を適用していただき

ます。

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連絡体制及び系統連系上必要な情報

再 閉 路 方 式ます。

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連絡体制及び系統連系上必要な情報(1) （略）(1) （略）(2) （略）(2) （略）以 上69