託送供給等約款変更認可申請書

2023 年 12 月 1 日

関西電力送配電株式会社

託送供給等約款変更認可申請書
関送企発

第 12 号

2023 年 12 月 １ 日

経済産業大臣 西 村 康 稔

殿
大阪市北区中之島 3 丁目 6 番 16 号

関西電力送配電株式会社
代表取締役社長

白 銀 隆 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

更

実

施

の

内

容

別紙 託送供給等約款のとおりであります。

期日2024 年４月１日

別紙

託 送 供 給 等 約 款2024 年 ４ 月 １ 日 実施

関西電力送配電株式会社

託

送

供

給

目

Ⅰ

総

約

款

次

則 ········································································· Ⅰ-1

１

適

２

託送供給等約款の認可および変更·················································· Ⅰ-2

３

定

４

代表契約者の選任 ······································································· Ⅰ-8

５託送供給等に関する取扱い ··························································· Ⅰ-9６単位および端数処理 ···································································· Ⅰ-9

７

実

Ⅱ

Ⅲ

等

用 ········································································· Ⅰ-1

義 ········································································· Ⅰ-2

施

細目 ········································································Ⅰ-10

契 約 の 申 込 み ·········································································· Ⅱ-1
８

契 約 の 要 件 ·········································································· Ⅱ-1

９検討および契約の申込み ······························································ Ⅱ-5

10契約の成立および契約期間 ························································· Ⅱ-14

11

託送供給等の開始 ····································································· Ⅱ-15

12

供給準備その他必要な手続きのための協力 ···································· Ⅱ-1613

電気方式，電圧および周波数 ······················································ Ⅱ-16

14

発電場所および需要場所 ···························································· Ⅱ-18

15

供給および契約の単位 ······························································· Ⅱ-20

16

承 諾 の 限 界 ········································································ Ⅱ-24

17

契 約 書 の 作 成········································································· Ⅱ-25

料金 ········································································· Ⅲ-1

18

料

金 ········································································· Ⅲ-1

19接続送電サービス ······································································ Ⅲ-2

20

臨時接続送電サービス ······························································· Ⅲ-26
目―1

Ⅳ

21

予備送電サービス ····································································· Ⅲ-34

22

系統連系受電サービス ······························································· Ⅲ-36

23

発電量調整受電計画差対応電力 ··················································· Ⅲ-40

24

接続対象計画差対応電力 ···························································· Ⅲ-4225

需要抑制量調整受電計画差対応電力 ············································· Ⅲ-43

26

給電指令時補給電力 ·································································· Ⅲ-44

料金の算定および支払い ································································· Ⅳ-1
27

料金の適用開始の時期 ································································· Ⅳ-1

28

検

29

料金の算定期間 ·········································································· Ⅳ-2

30

計

針

日 ·········································································· Ⅳ-1

量 ·········································································· Ⅳ-4

31 電力および電力量の算定 ······························································ Ⅳ-5
32 損

失率 ········································································ Ⅳ-23

33 料 金 の 算 定 ········································································ Ⅳ-23
34 支払義務の発生および支払期日 ··················································· Ⅳ-27
35 料金その他の支払方法 ······························································· Ⅳ-30
36

保

37 連
Ⅴ

供

証
帯

金 ········································································ Ⅳ-33
責任 ········································································ Ⅳ-36
給 ·········································································· Ⅴ-1

38 託送供給等の実施 ······································································· Ⅴ-1
39 給電指令の実施等 ······································································· Ⅴ-5
40 適正契約の保持等 ····································································· Ⅴ-10
41 契 約 超 過 金 ········································································ Ⅴ-11
42 力 率 の 保 持 ········································································ Ⅴ-13
43 発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施 ····················· Ⅴ-14
44 託送供給等にともなう協力 ························································· Ⅴ-15
45 託送供給等の停止 ····································································· Ⅴ-16
46 託送供給等の停止の解除 ···························································· Ⅴ-17目―2

47 託送供給等の停止期間中の料金 ···················································Ⅴ-18
48

違

約

金 ········································································Ⅴ-18

49 損害賠償の免責 ·········································································Ⅴ-18
50 設 備 の 賠 償·········································································Ⅴ-19
Ⅵ

契約の変更および終了 ···································································· Ⅵ-1
51 契 約 の 変 更·········································································· Ⅵ-1
52 名 義 の 変 更·········································································· Ⅵ-3
53 契 約 の 廃 止·········································································· Ⅵ-3
54 供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算 ··· Ⅵ-5
55

解

約

等 ········································································· Ⅵ-9

56 契約消滅後の債権債務関係··························································Ⅵ-12
Ⅶ

受電方法および供給方法ならびに工事··············································· Ⅶ-1
57 受電地点，供給地点および施設 ···················································· Ⅶ-1
58 架 空 引 込 線·········································································· Ⅶ-3
59 地 中 引 込 線·········································································· Ⅶ-4
60 連 接 引 込 線 等 ·········································································· Ⅶ-6
61 中高層集合住宅等における受電方法および供給方法 ························· Ⅶ-6
62 引 込 線 の 接 続 ·········································································· Ⅶ-7
63 計量器等の取付け ······································································· Ⅶ-7
64 通信設備等の施設 ······································································· Ⅶ-8
65 専 用 供 給 設 備 ·········································································· Ⅶ-9

Ⅷ

工 事 費 の 負 担 ········································································· Ⅷ-1
66 受電地点への供給設備の工事費負担金 ··········································· Ⅷ-1
67 受電用計量器等の工事費負担金 ···················································· Ⅷ-6
68 会社間連系設備の工事費負担金 ···················································· Ⅷ-6
69 一般供給設備の工事費負担金 ······················································· Ⅷ-7
70 供給地点への特別供給設備の工事費負担金 ····································Ⅷ-11
71 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金 ·····················Ⅷ-13
目―3

72 供給地点への特別供給設備等の工事費の算定 ································· Ⅷ-13
73 工事費負担金の申受けおよび精算 ················································ Ⅷ-16
74 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 ······· Ⅷ-18
75 臨 時 工 事 費 ········································································ Ⅷ-19
76 工事費等に関する契約書の作成 ··················································· Ⅷ-20
Ⅸ

保安 ·········································································· Ⅸ-1

77 保 安 の 責 任 ·········································································· Ⅸ-1
78 保安等に対する発電者および需要者の協力 ······································ Ⅸ-1
79

調査 ·········································································· Ⅸ-2

80 調 査 等 の 委 託 ·········································································· Ⅸ-2
81 調査に対する需要者の協力 ··························································· Ⅸ-2
82 検査または工事の受託 ································································· Ⅸ-3
83 自家用電気工作物 ······································································· Ⅸ-3
附

則 ···································································· 附則-1

別表 ···································································· 別表-1

目―4

Ⅰ
１

適

総

則

用

当社が，小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業もしく
は電気事業法第２条第１項第５号ロにもとづき行なわれる電気の供給（以下「自己等への電気の供給」といいます。）の用に供するための託送供給または電気事業法第２条第１項第７号に定める電力量調整供給を行なうときの料金および必要となるその他の供給条件は，この託送供給等約款（以下「この約款」といいます。）によります。
なお，この約款において託送供給および電力量調整供給とは，次のものをい
います。
⑴

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（滋賀県，京都府，大阪府，奈良県，和歌山県，兵庫県〔一部を除きます。〕，福井県の一部，
岐阜県の一部および三重県の一部をいいます。）内の場所（会社間連系点を除きます。）において，契約者の小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を契約者に供給することを
いいます。

ロ

振替供給
当社が契約者から小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備（当社が使用権を有する設備を含みます。）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。
―Ⅰ-1―

⑵

電力量調整供給
次の発電量調整供給および需要抑制量調整供給をいいます。
イ 発電量調整供給
当社が発電契約者から，当社が行なう託送供給に係る小売電気事業，一
般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するための電気を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，発電契約者に，発電契約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。
ロ 需要抑制量調整供給
当社が需要抑制契約者から，特定卸供給の用に供するための電気（小売電気事業または特定送配電事業の供給の用に供するための電気で，電気事業法施行規則第１条第２項第７号に定める特定抑制依頼によってえられた電気に限ります。）を受電し，当社が維持および運用する供給設備を介して，同時に，その受電した場所において，需要抑制契約者に，需要抑制契
約者があらかじめ当社に申し出た量の電気を供給することをいいます。

2

託送供給等約款の認可および変更⑴

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。

⑵

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。
⑴

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

⑵

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。

⑶

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

⑷

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

⑸

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。

⑹

低

圧

標準電圧100ボルトまたは200ボルトをいいます。
⑺

高圧

標準電圧6,000ボルトをいいます。
⑻

特別高圧
標準電圧20,000ボルト以上の電圧をいいます。

⑼

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。

⑽

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。

⑾

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。
―Ⅰ-3―

⑿

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。

⒀

会社間連系点
当社以外の一般送配電事業者または配電事業者が維持および運用する供給設備と当社が維持および運用する供給設備（当社が使用権を有する設備を含みます。）との接続点をいいます。

⒁

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。

⒂

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。

⒃

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。

⒄

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。

⒅

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。

⒆

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。

⒇

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。
―Ⅰ-4―

(21) 接続受電電力量
受電地点において，当社が契約者から受電する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(22) 接続供給電力
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力をいいます。
(23) 接続供給電力量
供給地点において，当社が契約者に供給する接続供給に係る電気の電力量をいいます。
(24) 接続対象電力
接続供給電力を損失率で修正した値をいいます。
(25) 接続対象電力量
接続供給電力量を損失率で修正した値をいいます。
(26) 接続対象計画電力
接続対象電力の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(27) 接続対象計画電力量
接続対象電力量の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(28) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整供給の場合で，受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する電気の電力をいいます。
(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。
―Ⅰ-5―

(31) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(32) ベースライン
需要抑制量調整供給を行なう場合の基準となる電力量で，需要抑制契約者
があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(33) 損 失 率
接続供給における受電地点から供給地点に至る電気の損失率をいいます。
(34) 契約電力
契約上使用できる最大電力（キロワット）であって，接続送電サービス契
約電力，臨時接続送電サービス契約電力および予備送電サービス契約電力をいいます。
(35) 契約容量
契約上使用できる最大容量（キロボルトアンペア）であって，接続送電
サービス契約容量および臨時接続送電サービス契約容量をいいます。
(36) 契約受電電力
契約上使用できる受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値（発電量調整供給においては，同時最大受電電力をこえないものといたします。）をいいます。
(37) 同時最大受電電力
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点における最大電力（キロワット）で，発電契約者または発電者と当社との協議により発電場所ごとにあらかじめ定めた値をいいます。
(38) 最大連系電力等
低圧で受電する場合は，発電量調整受電電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で受電する場合は，30分ごとの連系電力の最大値であって，計量器またはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および―Ⅰ-6―計量値が記録される付属装置（以下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。
(39) 最大需要電力等
低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，記録型等計量器により計量される値をいいます。
(40) 発電バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）⒅イもしくはロに定める発電量調整受電計
画差対応補給電力量または31（電力および電力量の算定）⒆イもしくはロに定める発電量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，発電契約者があらかじめ発電量調整供給契約において設定するものをいいます。
(41) 需要バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）⒇に定める接続対象計画差対応補給電力量または31（電力および電力量の算定）(21)に定める接続対象計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，契約者があらかじめ接続供給契約において設定するものをいいます。
(42) 需要抑制バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または31（電力および電力量の算定）(23)に定める需要抑制量
調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，需要抑制契約者があらかじめ需要抑制量調整供給契約において設定するものをいいます。
(43) 電灯

白熱電球，けい光灯，ネオン管灯，水銀灯等の照明用電気機器（付属装置を含みます。）をいいます。
(44) 小型機器
主として住宅，店舗，事務所等において単相で使用される，電灯以外の低圧の電気機器をいいます。ただし，急激な電圧の変動等により他の電気の使―Ⅰ-7―

用者の電灯の使用を妨害し，または妨害するおそれがあり，電灯と併用できないものは除きます。
(45) 動力

電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
(46) 契約負荷設備
契約上使用できる負荷設備をいいます。
(47) 契約主開閉器
契約上設定されるしゃ断器であって，定格電流を上回る電流に対して電路をしゃ断し，需要者において使用する最大電流を制限するものをいいます。
(48) 定期検査
電気事業法第54条および第55条第１項に定められた検査をいいます。
(49) 定期補修
一定期間を限り定期的に行なわれる補修をいいます。
(50) 給電指令
発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）もしくは会社間連系点の運用または需要者の電気の使用について，当社から指令することをいいます。
(51) 昼間時間
毎日午前８時から午後10時までの時間をいいます。ただし，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，４月30日，５月１日，５月２日，12月30日および12月31日の該当する時間を除きます。
(52) 夜間時間
昼間時間以外の時間をいいます。
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―Ⅰ-8―

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。

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。
⑴

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。

⑵

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

⑶

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

低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）⑵イまたは20（臨時接続送電サービス）⑵イ(ロ)を適用した場合に算定された値が0.5キロワッ―Ⅰ-9―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）⑵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。

⑷

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。

⑸

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。

⑹

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，発電者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
なお，当社は，必要に応じて，需要者と別途協議を行なうことがあります。

―Ⅰ-10―

Ⅱ
8

契約の申込み契約の要件⑴

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

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

ロ

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

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

ニ

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

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

チ

契約者および需要者が，当社が契約者および需要者にあらかじめお知ら―Ⅱ-1―せすることなく発電量調整供給等の実施に必要な需要者の情報を発電契約
者および需要場所と同一の場所である発電場所の発電者または当社と再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法（以下「再生可能エ
ネルギー特別措置法」といいます。）第２条第５項に定める特定契約（以下「特定契約」といいます。）もしくは再生可能エネルギー特別措置法第２条の７に定める一時調達契約（以下「一時調達契約」といいます。）を締結する者に対し提供する旨の承諾をすること。
リ

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

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

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

需要者が契約者と同一の者，または契約者と電気事業法第２条第１項第５号ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者であること。
⑵

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。
―Ⅱ-2―

ホ

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

ヘ

発電契約者が，原則として，18（料金）⑶に定める発電者に係る料金，
延滞利息および契約超過金を，34（支払義務の発生および支払期日）⑷に定める期日までの間，当社に代わり，発電者から受領し，当社があらかじめ定める支払いに関する期日までに当社へ引き渡す業務を受託すること。

ト

発電契約者が，35（料金その他の支払方法）⑶ロの場合を除き，18（料金）⑶に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金の支払い業
務を発電者から無償で受託すること。

チ

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

リ

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

ヌ

発電契約者が，発電者にこの約款における発電者に関する事項を遵守させ，かつ，発電者がこの約款における発電者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。
ただし，当社と特定契約を締結する発電者（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。）および発電契約者と同一の者である発電者については，ホ，ヘ，ト，チおよびリの要件を除きます。
なお，当社は，発電契約者に対して，系統連系受電契約の締結または変更について，当社を代理する権利を付与いたします。
⑶

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

新たに系統連系受電契約を希望される場合または当該契約の内容に変更が生じる場合，発電者が当該契約の締結または変更について当社を代理する発電契約者に対して申し出ること。
―Ⅱ-3―

ロ

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

ハ

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

ニ

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

ホ

発電者が，原則として，18（料金）⑶に定める発電者に係る料金，延滞
利息および契約超過金の支払い業務を発電契約者に委託すること。

ヘ

発電者が当該契約の消滅後に接続された電気を当社が無償で受電することについて承諾すること。
ただし，発電契約者と同一の者である発電者については，イおよびホの要件を除きます。
⑷

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

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

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

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

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

電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。
―Ⅱ-4―

(ニ)

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

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

需要抑制契約者が需要抑制量調整受電計画電力量に応じて電気を供給すること。

ハ

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

ニ

需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が30（計量）⑶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，発電者（当社と特定契約を締結する発電者〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）が新たに系統連系受電契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契約者から発電量調整供給の申込みまたは需要抑制
契約者から需要抑制量調整供給の申込みをしていただきます。
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―Ⅱ-5―

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。
⑴

受電側接続検討の申込み
イ

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

ロ

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

接続供給の場合ａ

契約者の名称ｂ

代表契約者の名称（契約者が複数の場合に限ります。）

ｃ

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

ｄ

接続受電電力の最大値および最小値ｅ

接続供給の開始希望日(ロ) 振替供給の場合
ａ

契約者の名称ｂ

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

ｃ

振替供給に係る受電電力の最大値および最小値
―Ⅱ-6―

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

ハ 検討期間および検討料(イ)

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

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

検討を要しない場合ｂ

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

⑵

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―Ⅱ-7―

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

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

ニ

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

⑶

需要抑制量調整供給事前検討の申込み
イ

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

ロ

需要抑制契約者は，次の事項を明らかにして，当社所定の様式により，需要抑制量調整供給事前検討の申込みをしていただきます。この場合，需要抑制契約者への情報開示に係る需要者の承諾書（当社所定の様式によります。）をあわせて提出していただくことがあります。
(イ) 需要抑制契約者の名称―Ⅱ-8―

(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。

⑷

契約の申込み契約者は，⑴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，⑴ロ(ハ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，当社所定の様式により，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整
供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みをしていただきます。この場合，８（契約の要件）⑴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）⑵ホに定める要件を満たすことを証明する文書および８（契約の要件）⑵ヌに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは８（契約の要件）⑷ホおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を当社が需要抑制契約者に対し提供することに関する需要者の需要抑制契約者に対する承諾書の写しをあわせて提出していただきます。ただし，発電契約者と発電者との間で締結する電力受給に関する契約等において，発電者が系統連系受電契約の締結について合意していることおよび発電者がこの約款に関する事項を遵守することを承諾していることが明らかな場合，契約者と需要者との間で締結する電力需給に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合または需要抑制契約者と需要者との間で締結する需要抑制に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守す
ることおよび需要抑制量調整供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該文書および承諾書の提出を不要と判断するときは，当該文書および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。
―Ⅱ-9―

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）⑴リに定める要件を満たすことを証明する文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことの確認を行ないます。
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，⑴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）⑷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) 契約電力または契約容量(ホ) 契約受電電力(ヘ)希望される接続送電サービス，臨時接続送電サービスまたは予備送電サービスの種別(ト) 接続受電電力の計画値および接続供給電力の計画値(チ)

電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称―Ⅱ-10―

および調達量の計画値(リ)

電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称

および販売量の計画値(ヌ) 連絡体制(ル)

20（臨時接続送電サービス）を希望される場合には，契約使用期間

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

当社が小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を振替供給する場合には，当該振替供給に係る当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容
ハ 発電量調整供給の場合(イ)

発電場所の受電地点特定番号および発電設備等に係る供給地点の供給

地点特定番号(ロ) 契約受電電力および同時最大受電電力(ハ) 発電量調整受電計画電力(ニ)電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称

および調達量の計画値(ホ)

電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称

および販売量の計画値(ヘ) 連絡体制
ニ

需要抑制量調整供給の場合(イ) 需要抑制契約者の名称―Ⅱ-11―

(ロ) 需要抑制量調整受電計画電力(ハ)

需要抑制を行なう場合の30分ごとの需要抑制量調整受電計画電力量に対応する需要抑制の予定電力量（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合で，当該ベースラインにもとづく需要抑制量調整受電計画電力量を設定するときは，需要場所ごとの需要抑制量調整供給に係る需要抑制の予定電力量といたします。）の最小値(ニ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの販売計画の最小値(ホ) 需要者の名称および需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(ヘ) 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者の名称(ト)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電

計画差対応余剰電力量の算定方法となる31（電力および電力量の算定）⒁イまたはロ(チ)

電気の調達先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称

および調達量の計画値(リ)

電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称

および販売量の計画値(ヌ) 需要抑制量調整供給の開始希望日(ル) 連絡体制
なお，需要抑制バランシンググループごとの(ト)の算定方法となる31（電力および電力量の算定）⒁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。
⑸

当社は，接続供給契約（受電地点〔会社間連系点の場合に限ります。〕に係る事項に限ります。）または振替供給契約について，当日等の利用分および翌日等の利用分に限り，⑷に定める様式以外で当社が指定した方法により契約者に申込みをしていただくことがあります。また，当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により契約者に提出していただくことがあります。この場合，当該申込み方法による申―Ⅱ-12―

込みに係る託送供給の実施または受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，契約者に係る基本契約の契約期間は，契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場合
は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
また，契約者に係る基本契約で定める事項について，基本契約書を作成いたします。
⑹

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

⑺

当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項（当社以外の一般送配電事業者の連系線の利用に係る事項を含みます。）について，当社が指定した方法により需要抑制契約者に提出していただくことがあります。この場合，受給契約等にもとづく連系線の利用に係る事項の提出にともなって必要となる事項に関する契約（以下「需要抑制契約者に係る基本契約」といいます。）を当社とあらかじめ締結していただきます。
なお，需要抑制契約者に係る基本契約の契約期間は，需要抑制契約者と当社との協議が整った日から１年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に―Ⅱ-13―

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⑴

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

⑵

契約期間は，次によります。
イ 接続供給の場合(イ)

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

契約期間満了に先だって接続供給契約の消滅または変更がない場合

は，接続供給契約は，契約期間満了後も１年ごとに同一条件で継続されるものといたします。
(ハ)20（臨時接続送電サービス）を利用される場合の契約期間は，接続供給契約が成立した日から，あらかじめ定めた契約使用期間満了の日までといたします。
ロ 発電量調整供給の場合(イ)

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

契約期間満了に先だって発電量調整供給契約または系統連系受電契―Ⅱ-14―

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

契約期間は，発電設備等に係る供給地点において20（臨時接続送電サービス）が適用されている場合等特別の事情がある場合，発電量調整供給契約または系統連系受電契約が成立した日から，発電契約者または発電者と当社との協議により定めた日までといたします。
ハ 振替供給または需要抑制量調整供給の場合
契約期間は，振替供給契約または需要抑制量調整供給契約が成立した日から，契約者または需要抑制契約者の申込みにもとづき，契約者または需要抑制契約者と当社との協議により定めた日までといたします。ただし，特別の事情がない限り，契約期間は，振替供給または需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⑴

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

⑵

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

―Ⅱ-15―

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，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⑴

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。

受電電圧

⑵

低圧

交流単相２線式，交流単相３線式または
交流３相３線式

高圧または
特別高圧

交流３相３線式

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。

⑶

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

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
10,000キロワット未満

標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト―Ⅱ-16―

予備送電サービス
契約電力⑷

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
10,000キロワット未満

標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

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で，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ります。
―Ⅱ-17―

⑸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，⑶または⑷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。

⑹
14周波数は，標準周波数60ヘルツといたします。

発電場所および需要場所⑴

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

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

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

各部分の間が固定的な隔壁または扉で明確に区分されていること。

ｂ

各部分の屋内配線設備が相互に分離して施設されていること。
―Ⅱ-18―

ｃ

各部分が世帯単位の居住に必要な機能を有すること。

(ロ) 居住用以外の建物の場合
１建物に会計主体が異なる部分があり，かつ，各部分の間が固定的な隔壁で明確に区分されている場合で，次のいずれかに該当するときは，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。
なお，ｂ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

共用する部分がないこと。

ｂ

各部分の所有者が異なること。

(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。
⑵

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，⑴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。

⑶

道路その他公共の用に供せられる土地（⑴に定める構内または⑵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。

⑷⑴に定める１構内，⑴イに定める１建物，⑵に定める隣接する複数の構内または⑶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―Ⅱ-19―

れにも該当するときは，⑴，⑵または⑶にかかわらず，特例区域等を１発電場所または１需要場所といたします。
イ

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

非特例区域等について，⑴，⑵または⑶に準じて発電場所または需要場所を定めること。
(ロ)

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

特例区域等と非特例区域等の配線設備が相互に分離して施設されていること。

ニ

当社が非特例区域等における業務を実施するため，43（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に立ち入らせていただく場合には，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⑴

当社は，次の場合を除き，１需要場所について１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスを適用し，１電気方式，１引込みおよび１計量をもって託送供給を行ない，１発電場所について１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電者との間で電力―Ⅱ-20―

受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）し，１
電気方式，１引込みおよび１計量をもって発電量調整供給を行ないます。
イ

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

電灯臨時定額接続送電サービスおよび電灯臨時接続送電サービスのう

ちの１臨時接続送電サービス(ロ)

動力臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時接続送電サービスのう

ちの１臨時接続送電サービス(ハ) 高圧臨時接続送電サービス(ニ) 特別高圧臨時接続送電サービス
ロ

電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合
で，次の２接続送電サービスをあわせて契約するとき。
(イ)

電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯

別接続送電サービスおよび電灯従量接続送電サービスのうちの１接続送
電サービス
(ロ)

動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスおよび動力従量接続送電サービスのうちの１接続送電サービス
ハ 共同引込線による引込みで託送供給または発電量調整供給を行なう場合
ニ 予備送電サービスをあわせて契約する場合
ホ

災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等のための措置，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⑵

その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合
接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的―Ⅱ-21―

運営推進機関が定めた発電契約者および需要場所について，１接続供給契約を結び，１需要バランシンググループを設定いたします。この場合，それぞれの需要場所は原則として１接続供給契約に属するものとし，また，当社は，原則として，１契約者に対して１接続供給契約を結びます。
なお，電気鉄道の場合で，負荷が移動するために同一送電系統に属する２以上の供給地点において常時電気の供給を受ける契約者が希望されるときは，その料金その他の供給条件について複数供給地点を１供給地点とみなすことがあります。
⑶

振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者（発電契約者が複数ある場合
は，同一の一般送配電事業者または同一の配電事業者と発電量調整供給契約を締結するものといたします。）および１供給地点（当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約ごとに１供給地点とみなします。）
について，１振替供給契約を結びます。

⑷

発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（発電場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および発電バランシンググループについて，１発電
量調整供給契約を結びます。また，当社は，当社が特定契約を締結している
場合（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場
合を除きます。）を除き，原則として，あらかじめ定めた発電場所について，
１系統連系受電契約を結びます。
なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統運用上必要な調整機能を有する発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応する周波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整電源」といいます。）に該当する発電場所は，原則として１発電バランシンググループに属するものといたします。この場合，調整電源に該当する発電場所は，原則として発電場―Ⅱ-22―

所ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。
また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー特別措置法第２条第２項に定める再生可能エネルギー発電設備をいいます。ただし，特定契約により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に限ります。）の受電地点に係る発電場所が発電バランシンググループに含まれる場
合は，次のとおりといたします。
イ

附則３（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〕）⑸または⑹に該当する場合で，インバランスリスク単価（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕に定めるインバランスリスクに係る単価をいいます。）が異なる再生可能エネルギー発電設備をあわせて使用されるときは，同一の特定契約に係って受電する電気のみに係る発電バランシンググループ（以下「特例発電バランシンググル
ープ」といいます。）に含まれる再生可能エネルギー発電設備に適用される
インバランスリスク単価が同一となるように特例発電バランシンググルー
プを設定していただきます。

ロ

附則３（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〕）⑸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。
―Ⅱ-23―

⑸需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需要場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および需要抑制バランシンググループについて，
１需要抑制量調整供給契約を結びます。
なお，低圧で電気の供給を受ける需要場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する負荷設備であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応する周波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整負荷」といいます。）に該当する需要場所は，１需要抑制バランシンググループに属するものといたします。
また，需要抑制契約者が１需要抑制バランシンググループに係る需要場所
を複数とすることを希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる31（電力および電力量の算定）⒁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，供給設備の状況ならびに料金，この約款によって支払いを要することとなった料金以外の債務（延滞利息，保証金，契約
超過金，違約金，工事費負担金その他この約款から生ずる金銭債務〔以下「料金以外の債務」といいます。〕といたします。）および当社と締結する他の契約にもとづく料金等の金銭債務の支払状況その他によってやむをえない場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の申込みの全部または一部をお断りすることがあります。この場合は，その理由を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制―Ⅱ-24―

契約者にお知らせいたします。
17

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

―Ⅱ-25―

Ⅲ
18 料

料

金

金

料金は，次のとおりといたします。
⑴

契約者に係る料金イ

契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，24（接続対象計画差対応電力）によって算定された接続対象計画差対応補給電力料金
および接続対象計画差対応余剰電力料金ならびに26（給電指令時補給電力）⑴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，次に定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「供給側料金算定日」といいます。）を合計して算定いたします。
(イ) 検 針 日(ロ)

電灯定額接続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス（以下「定額接続送電サービス」といいます。）の場合または31（電力および電力量の算定）(25)の場合は，その供給地点の属する検針区域の検針日(ハ)28（検針日）⑸の場合は，実際に検針を行なった日(ニ)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。）(ホ)

31（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⑵

発電契約者に係る料金
発電契約者に係る料金は，23（発電量調整受電計画差対応電力）によって―Ⅲ-1―

算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量調整受電計
画差対応余剰電力料金ならびに26（給電指令時補給電力）⑵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。
⑶

発電者に係る料金イ

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

ロ

系統連系受電サービス料金は，22（系統連系受電サービス）によって，(イ)，(ロ)，(ハ)または(ニ)に定める日（以下「受電側料金算定日」といいます。）に算定いたします。
(イ) 検 針 日
(ロ)28（検針日）⑸の場合は，実際に検針を行なった日(ハ)

発電契約者が受電地点を消滅させる場合は，消滅日（特別の事情があり，その受電地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ニ)

31（電力および電力量の算定）(29)の場合は，電力量または最大連系電力等が協議によって定められた日
ただし，その１月の発電設備等に係る供給地点における供給側料金算定
日が受電側料金算定日の翌日以降となる場合は供給側料金算定日を受電側
料金算定日といたします。
⑷

需要抑制契約者に係る料金
需要抑制契約者に係る料金は，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）
によって算定された需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金お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⑴

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。

⑵

接続送電サービス契約電力等―Ⅲ-2―

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

低圧で供給する場合，または高圧で供給する場合で，接続送電サービス
契約電力が500キロワット未満のとき。
(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―Ⅲ-3―

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

低圧で供給する場合で，契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約容量（６キロボルトアンペア以上となるときに限ります。）は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値とし，接続送電サービス契約
電力に代えて適用いたします。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)

低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約電力は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，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―Ⅲ-4―

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

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

需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），負荷

設備または受電設備を変更される場合は，51（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力が500キロワット以
上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―Ⅲ-5―

における負荷設備または受電設備を変更されるときは，51（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
なお，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。
⑶

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
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。
―Ⅲ-6―

⒜

電灯料金
ｉ

電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりとい
たします。

ⅱ

10ワットまでの１灯につき

32 円

95 銭

10ワットをこえ20ワットまでの１灯に
つき

65 円

88 銭

20ワットをこえ40ワットまでの１灯に
つき

131 円

76 銭

40ワットをこえ60ワットまでの１灯に
つき

197 円

64 銭

60ワットをこえ100ワットまでの１灯
につき

329 円

41 銭

100ワットをこえる１灯につき100ワッ
トまでごとに

329 円

41 銭

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

ⅲ

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

⒝

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。

―Ⅲ-7―

ｅ

50ボルトアンペアまでの１機器につき

98 円

38 銭

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

196 円

78 銭

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

196 円

78 銭

そ の 他
特別の事情がある場合は，契約者と当社との協議によって， (ロ)ａ⒞，(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。
⒜⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合は接続送電
サービス契約電力が原則として50キロワット未満であり，⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合は接続送電サービス契
約容量が原則として50キロボルトアンペア未満であること。

⒝

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

⒞

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，⒜および⒞に該当し，かつ，⒝の接続送電サービス―Ⅲ-8―

契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス
契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が50キロワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがあります。
ｂ

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

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といた
します。
⒜

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。
ⅰⅱ⒝⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約電力６キロワットま
で

290 円

40 銭

上記をこえる接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

96 円

80 銭

⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合
１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約容量６キロボルトア
ンペアまで

240 円

90 銭

上記をこえる接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペアにつき

80 円

30 銭

電力量料金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたし
―Ⅲ-9―

ます。
１キロワット時につき

7 円

62 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

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。
⒜

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。
ⅰⅱ⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約電力６キロワットま
で

290 円

40 銭

上記をこえる接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

96 円

80 銭

⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合
１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約容量６キロボルトア
ンペアまで

240 円

90 銭

上記をこえる接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペアにつき

80 円

30 銭

―Ⅲ-10―

⒝

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

8 円

13 銭

7 円

07 銭

夜間時間
１キロワット時につき(ニ) 電灯従量接続送電サービスａ

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

ｂ

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

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき

12 円

39 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。
⒜

接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であること。
―Ⅲ-11―

⒝１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯
別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契約電力の合計または接続送電
サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との合計（この場
合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）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，⒜に該当し，かつ，⒝の接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）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。
⒜

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。
―Ⅲ-12―

ⅰ⑵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

90 銭

⑵イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

⒝

460 円

378 円

40 銭

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

⒞

4 円

69 銭

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

ｄ

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

(ヘ) 動力時間帯別接続送電サービスａ

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

ｂ

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

ｃ

接続送電サービス料金―Ⅲ-13―

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。
⒜

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。
ⅰ⑵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

90 銭

⑵イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

⒝

460 円

378 円

40 銭

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

昼間時間
１キロワット時につき

ⅱ

97 銭

4 円

37 銭

夜間時間
１キロワット時につき

⒞

4 円

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

ｄ

そ の 他
変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用す―Ⅲ-14―

ることはできません。
(ト) 動力従量接続送電サービスａ

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

ｂ

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

ｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき

ｄ

12 円

24 銭

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

ロ

高圧で供給する場合(イ) 高圧標準接続送電サービスａ

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

ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧6,000ボ―Ⅲ-15―

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。
⒜

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，⑵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

⒝

663 円

30 銭

電力量料金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき―Ⅲ-16―

2 円

29 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。
⒜

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，⑵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―Ⅲ-17―

663 円

30 銭

⒝

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

昼間時間
１キロワット時につき

ⅱ

2 円

45 銭

2 円

09 銭

夜間時間
１キロワット時につき(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
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。
１キロワット時につき

13 円

17 銭

ハ 特別高圧で供給する場合(イ) 特別高圧標準接続送電サービスａ

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

ｂ

供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。
―Ⅲ-18―

ｃ

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
⒜

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，⑵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

⒝

440 円

00 銭

電力量料金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき―Ⅲ-19―

84 銭

(ロ) 特別高圧時間帯別接続送電サービスａ

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

ｂ

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

ｃ

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
⒜

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，⑵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―Ⅲ-20―

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
⒝

440 円

00 銭

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

昼間時間
１キロワット時につき

ⅱ

86 銭

夜間時間
１キロワット時につき

81 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，接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。

ｃ

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき―Ⅲ-21―

8 円

05 銭

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，次のとおりといたします。
(イ)

力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前８時から午後10時

までの時間における平均力率（瞬間力率が進み力率となる場合には，その瞬間力率は，100パーセントといたします。）といたします。この場合，平均力率は，別表５（平均力率早見表）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（⑵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（⑵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―Ⅲ-22―

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)⑵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，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。
⑷

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，⑶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―Ⅲ-23―

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キロワットにつきハに定めるピーク
シフト電力

高圧で供給する場合

397 円

10 銭

特別高圧で供給する
場合

264 円

00 銭

ロ 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，⑵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，⑵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，⑵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，⑵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―Ⅲ-24―

き次のとおり算定いたします。
なお，⑵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，⑵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，⑵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，⑵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。
適用の対象とする供給
当該供給地点の昼間
ピークシフト電力 = 地点の接続送電サービ －時間最大電力ス契約電力
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

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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それがこの取扱い適用後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の合計金額をこの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―Ⅲ-25―

扱いを適用いたしません。
20

臨時接続送電サービス⑴

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

⑵

臨時接続送電サービス契約電力等
電灯臨時定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，臨時接続送電
サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約電力は，次によって供給地点ごとに定めます。
イ 低圧で供給する場合(イ) 契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合
次により，臨時接続送電サービス契約容量を定めます。
ａ

臨時接続送電サービス契約容量は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）に次の係数を乗じてえた値といたします。ただし，差込口の数と電気機器の数が異なる場合等特別の事情がある場合は，別表６（契約負荷設備の総容量の算定）によって総容量を定めます。

ｂ

最初の６キロボルトアンペアにつき95パーセント

次の14キロボルトアンペアにつき85パーセント

次の30キロボルトアンペアにつき75パーセント

50キロボルトアンペアをこえる部分につき65パーセント

契約者が契約主開閉器により臨時接続送電サービス契約容量（６キ
ロボルトアンペア以上となる場合に限ります。）を定めることを希望される場合には，臨時接続送電サービス契約容量は，ａにかかわら―Ⅲ-26―

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

特別の事情がある場合には，臨時接続送電サービス契約容量は，ａにかかわらず，契約者と当社との協議によって定めた値とすることがあります。

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

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

契約負荷設備のうち最大の入力のものから

最初の２台の入力につき100パーセント次の２台の入力につき

95パーセント

上記以外のものの入力につき90パーセント―Ⅲ-27―

⒝ｂ⒜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

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

ロ 高圧または特別高圧で供給する場合
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。
⑶

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(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―Ⅲ-28―

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

2 円

92 銭

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

5 円

84 銭

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

5 円

84 銭

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

58 円

40 銭

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

58 円

40 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。
⒜

臨時接続送電サービス契約容量を定める場合は，臨時接続送電
サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満であるこ―Ⅲ-29―

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。

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。
⒜

基本料金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶イ(ロ)ｃ⒜ⅱにおいて適用される該当基本料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本
料金は，半額といたします。

⒝

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

8 円

38 銭

(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―Ⅲ-30―

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。
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

77 円

81 銭

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

(ニ) 動力臨時接続送電サービスａ

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

ｂ

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

ｃ

臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。
⒜

基本料金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶イ(ホ)ｃ⒜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―Ⅲ-31―

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。
⒝

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

5 円

62 銭

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。
ａ

基本料金
基本料金は， １月につき19（接続送電サービス）⑶ロ(イ)ｃ⒜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いたしま
す。
―Ⅲ-32―

１キロワット時につき

2 円

75 銭

ハ 特別高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，特別高圧臨時接続送電サービスといたします。
(イ) 適用範囲
臨時接続送電サービス契約電力が原則として2,000キロワット以上である場合に適用いたします。
(ロ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式は，交流３相３線式とし，供給電圧は，臨時接続送電
サービス契約電力に応じて次のとおりといたします。
臨時接続送電サービス契約電力
10,000キロワット未満

標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

臨時接続送電サービス契約電力
10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト(ハ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。
ａ

基本料金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶ハ(イ)ｃ⒜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いたしま
す。
１キロワット時につき―Ⅲ-33―

1 円

00 銭

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）⑶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。
⑷

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

ハ

その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続送電サービス）に準ずるものといたします。ただし，19（接続送電サービス）⑷は，適用いたしません。

21

予備送電サービス⑴

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）を使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⑵

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，受電地点においては当該受電地点の契約受―Ⅲ-34―

電電力の値，供給地点においては当該供給地点の接続送電サービス契約電力の値とし，受電地点または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，受電地点または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。
⑶

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使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使用される場合には，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用される電圧と同位の電圧とみなします。この場合，予備送電サービス契約電力および予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，予備送電サービス料金および接続送電サービス料金の算定上，常時利用される電圧と同位の電圧にするため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

高圧で供給する場合

96 円

80 銭

特別高圧で供給する
場合

77 円

00 銭

高圧で供給する場合

185 円

90 銭

特別高圧で供給する
場合

116 円

60 銭

ロ 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―Ⅲ-35―

⑷

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）⑶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。

⑸

そ の 他
イ

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

ロ

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

ハ

契約者または発電契約者が希望される場合は，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とをあわせて使用することができます。

ニ

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

22

系統連系受電サービス⑴

適用範囲
小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するために当社が受電する電気に適用いたします。ただし，当社との特定契約に係る電気には適用いたしません。

⑵

系統連系受電課金対象電力
各月の系統連系受電課金対象電力は，次によって受電地点ごとに，発電バ
ランシンググループごとに定めます。
イ 発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力といたします。
(ロ)(イ)以外の場合―Ⅲ-36―

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

発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値といたします。
(ロ)(イ)以外の場合
発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契約受電電力の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
ハイおよびロにおいて，系統連系受電課金対象電力の算定上，次のものについても接続送電サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ) 臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ)

接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量１キ

ロボルトアンペア(ハ)

電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量（入力

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

附則２（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―Ⅲ-37―

場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット⑶

系統連系受電サービス料金
系統連系受電サービス料金は，受電地点ごとに，発電バランシンググルー
プごとに算定された基本料金および電力量料金の合計から系統設備効率化割
引額を差し引いたものといたします。
イ 基本料金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まったく発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合
等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調整受電電力量
等が零であるときに限ります。）の基本料金は，半額といたします。
系統連系受電課金対象電力１キロワットにつき

97 円

98 銭

ロ 電力量料金
電力量料金は，その１月の発電量調整受電電力量によって算定いたしま
す。
１キロワット時につき

32 銭

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

用
系統設備効率化割引Ａ
受電地点について当社が選定した変電所等（以下「連系変電所等」といいます。）が割引対象変電所等（別表２〔系統設備効率化割引の対象変電所等〕⑴に定める割引区分Ａ－１，Ａ－２またはＡ－３に該―Ⅲ-38―

当する変電所等といたします。）の場合に適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。
ｂ

系統設備効率化割引Ｂ
低圧または高圧で受電する場合で，連系変電所等が割引対象変電所等（別表２〔系統設備効率化割引の対象変電所等〕⑴に定める割
引区分Ｂ－１またはＢ－２に該当する変電所等といたします。）のときに適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。

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

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

受電電圧が標準電圧140,000ボルトをこえる場合
連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつき単価

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ａ－１の場合

32 円

19 銭

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ａ－２の場合

5 円

78 銭

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ａ－３の場合

2 円

89 銭

―Ⅲ-39―

⒝⒜以外の場合連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワット
につき

ｂ

単

価

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ａ－１の場合

32 円

19 銭

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ａ－２の場合

11 円

55 銭

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ａ－３の場合

5 円

78 銭

系統設備効率化割引Ｂ単価
系統設備効率化割引Ｂに係る単価とし，１月につき次のとおりといたします。
連系変電所等系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつき単価

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ｂ－１の場合

60 円

35 銭

別表２（系統設備効率化
割引の対象変電所等） ⑴の割引区分Ｂ－２の場合

21 円

92 銭

(ハ) 系統設備効率化割引額
系統設備効率化割引額は，⑵の系統連系受電課金対象電力に(ロ)の系統
設備効率化割引単価を乗じてえた金額といたします。ただし，まったく発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する
場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調整受電電力量等が零であるときに限ります。）の系統設備効率化割引額は，半額といたします。
ニ そ の 他
系統連系受電サービス料金の計算における合計金額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
23

発電量調整受電計画差対応電力⑴

適用―Ⅲ-40―

発電バランシンググループにおいて，39（給電指令の実施等）⑸または⑹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。
⑵

発電量調整受電計画差対応電力
イ

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

ロ

発電量調整受電計画差対応余剰電力(イ) 適用範囲
30分ごとの発電量調整受電電力量が，その30分の発電量調整受電計画
電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入す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。
―Ⅲ-41―

(ハ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
24

接続対象計画差対応電力⑴

適用39（給電指令の実施等）⑷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。
⑵

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
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規
則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応余剰電力(イ) 適用範囲
30分ごとの接続対象電力量が，その30分の接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
―Ⅲ-42―

(ロ) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの接続対象計画差対応
余剰電力量に(ハ)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規
則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
25 需要抑制量調整受電計画差対応電力⑴

適用

需要抑制バランシンググループに適用いたします。
⑵

需要抑制量調整受電計画差対応電力
イ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(イ) 適用範囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制量調整
受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30分ごとの需要抑制
量調整受電計画差対応補給電力量に(ハ)の需要抑制量調整受電計画差対応
補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
―Ⅲ-43―

ロ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(イ) 適用範囲
30分ごとの需要抑制量調整受電電力量が，その30分の需要抑制量調整
受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30分ごとの需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力量に(ハ)の需要抑制量調整受電計画差対応
余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
(ハ) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款
料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
26

給電指令時補給電力⑴

契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適用範囲39（給電指令の実施等）⑷により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ロ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，31（電力および電力量の算定）⒇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―Ⅲ-44―

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
⑵

発電契約者に係る給電指令時補給電力料金イ

適用範囲
39（給電指令の実施等）⑸または⑹により補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。

ロ

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

ハ

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，31（電力および電力量の算定）⒅により30分ごとに算定された値といたします。

ニ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，当社の電力系統における電気の潮流
が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合に出力の抑制を実施することを前提として連系を行なった発電設備等（以下「ノンファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑸により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設
備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，―Ⅲ-45―

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。

―Ⅲ-46―

Ⅳ

料金の算定および支払い

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

針

日

検針日は，次により，実際に検針を行なった日または検針を行なったものとされる日といたします。
⑴

検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社が受電地点または供給地点の属する検針区域に応じて定めた毎月一定の日〔以下「検針の基準となる日」といいます。〕および休日等を考慮して定めます。）に，各月ごとに行ないます。
なお，高圧で受電する場合で契約受電電力が500キロワット以上のとき，高圧で供給する場合で19（接続送電サービス）⑵ロによって契約電力を定めるとき，または特別高圧で受電もしくは供給する場合の検針日は，当社が検針日を定める場合を除き，実際に検針を行なった日にかかわらず，毎月１日
といたします。
また，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場所にある場―Ⅳ-1―

合は，受電地点における検針日と供給地点における検針日は，原則として同一の日といたします。
⑵

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

⑶

当社は，やむをえない事情のある場合には，⑴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。

⑷

当社は，次の場合には，⑴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⑸⑶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。

⑹⑷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。

⑺⑷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。

29

料金の算定期間⑴

送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「供給側検針期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の検針日の前日までの期間または直前の検―Ⅳ-2―

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計量日（接続供給の場合，電力量または最大需要電力等が記録型等計量器に記録される日をいいます。）をお知らせした場合は，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「供給側計量期間」といいます。）といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から直後の計量日の前日までの期間または直前の計量日から消滅日の前日までの期間といたします。

ハ

定額接続送電サービスの料金または31（電力および電力量の算定）(25)の場合の送電サービス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。
この場合，イにいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。

⑵

系統連系受電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

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

ロ

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

⑶

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―Ⅳ-3―

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日から消滅日までの期間といたします。
30

計
⑴

量
当社は，発電量調整受電電力量および最大連系電力等は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器により受電電圧と同位の電圧で，接続供給電力量および最大需要電力等は，原則として，供給地点ごとに取り付けた記録型等計量器により供給電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点において他の発電量調整供給契約等と同一計量する場
合は，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を原則として38（託送供給等の実施）によりあらかじめ定められたその30分に対する電力量の計
画値および仕訳に係る順位にもとづいて仕訳いたします。ただし，発電契約
者から発電場所において発電契約者等の負担により，発電契約者等で取り付けた計量器により計量された発電設備等ごとの電力量にもとづく仕訳の申出がある場合で，当社が適当と認めるときは，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を当該受電地点における発電設備等ごとの計量器により計量された電力量にもとづいて仕訳することがあります。この場合，仕訳に必要となる発電設備等ごとの電力量は，契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
なお，30分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場
合は，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
⑵

受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者または発電契約者および発電者にお知らせいたします。
―Ⅳ-4―

なお，発電者への受電地点の計量の結果のお知らせは，発電契約者を通じて行ないます。
⑶

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

31 電力および電力量の算定⑴

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。

⑵

発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ

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

ロ

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

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

⑶

発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，⑷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。

⑷

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―Ⅳ-5―

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10（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７(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）⑴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10（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７（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）⑴のとおりとい
たします。

⑸

接続受電電力接続受電電力は，接続供給の場合で，⑹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。

⑹

接続受電電力量
接続受電電力量は，30分ごとの⑿の接続対象計画電力量といたします。

⑺

接続供給電力接続供給電力は，⑻の接続供給電力量の値を２倍した値とし，供給地点ごとに，30分ごとに，算定いたします。

⑻

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21（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―Ⅳ-6―

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）⑶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。
⑼

接続対象電力
接続対象電力は，⑽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。

⑽

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⒃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。
接続対象電力量 ＝ロ

接続供給電力量
１－ 損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします｡）

需要抑制契約者があらかじめ通知した⒃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。
―Ⅳ-7―

(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，⒁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といたします。
ａ１ベースラインに係る需要場所を単一とする場合⒜

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回る場合
接続対象電力量＝⒝

需要抑制量
接続供給電力量－調整受電
１－ 損失率（32〔損失率〕に
計画電力量
定める損失率といたします｡）

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
接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒞

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
接続対象電力量＝ｂ

接続供給電力量
１－ 損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします｡）

１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合⒜

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

⒝

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―Ⅳ-8―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
接続対象電力量 ＝ ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒞

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインから需要抑制量調整受電
計画電力量を差し引いた値を下回る場合
接続対象電力量 ＝⒟

当該需要場所に係る⒟によって算定された値の合計値⒜および⒞にいう⒟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。
接続供給電力量
１－ 損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします｡）(ロ)

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電

計画差対応余剰電力量の算定方法として，⒁ロを適用している場合は，次の式により算定された値といたします。
接続対象電力量 ＝ ベースライン－ 需要抑制量調整受電計画電力量⑾

接続対象計画電力
接続対象計画電力は，⑿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。

⑿

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９（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７（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―Ⅳ-9―する取扱い）⑵のとおりといたします。
⒀

需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整受電電力は，⒁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。

⒁

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，次の式により算定された値といたします。
(イ)

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

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

接続供給電力量
需要抑制量調整＝ ベースライン －受電電力量
１－ 損失率（32〔損失率〕に定める損失率
といたします｡）(ハ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該―Ⅳ-10―

需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインから需要抑制量調整受
電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
需要抑制量調整受電電力量 ＝ 需要抑制量調整受電計画電力量
ロ

イ以外の場合は，次の式により算定された値（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。）といたします。ただし，算定された値が負となる場合
は，零といたします。
接続供給電力量
需要抑制量調整＝ ベースライン －受電電力量
１－ 損失率（32〔損失率〕に定める損失率
といたします｡）⒂

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，⒃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。

⒃

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11（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７（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）⑶のとおりといたします。

⒄

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〕⑴イまたはロ―Ⅳ-11―

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。
⒅

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，⑵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⑷イにより通知された
その30分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，⑵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。
発電量調整受電発電量調整受電発電量調整受電計画差
＝
－
電力量
計画電力量
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)⑵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⑷ロにより通知されたその30分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
(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，⑵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―Ⅳ-12―

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発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
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ｂ39（給電指令の実施等）⑵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。

ｃ39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。

ｄ39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施したとき。

(ハ)次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画

差対応補給電力量の算定上，⑵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。
ａ39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等―Ⅳ-13―

および39（給電指令の実施等）⑵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⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（39〔給電指令の実施等〕⑵ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｂ

ファーム電源に対して，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合―Ⅳ-14―

⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（39〔給電指令の実施等〕⑵ヘの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｃ

ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合―Ⅳ-15―

⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｄ39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合―Ⅳ-16―

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差 ＝ 発電量調整受電 － 発電量調整受電
電力量
計画電力量
対応補給電力量⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｅ39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，
39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施
した場合⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，―Ⅳ-17―

次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場
合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差 ＝ 発電量調整受電 － 発電量調整受電
電力量
計画電力量
対応補給電力量⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回り，かつ，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象
電力量を加えた値を下回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量⒞

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量を加えた値と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合―Ⅳ-18―

の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電
力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量
39（給電指令の実施等）
発電量調整－ ⑵ヘによる出力 －抑制対象電力量 受電電力量⒆

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，⑵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⑷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，⑵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発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
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で，⑵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⑷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―Ⅳ-19―

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，39（給電指令の実施等）⑵イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－１電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，⑵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，⒅ロによるものといたします。
発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
電力量
⒇

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，⑻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 － 接続対象計画電力量対応補給電力量(21) 接続対象計画差対応余剰電力量―Ⅳ-20―

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，⑻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＝ 接続対象計画電力量 － 接続対象電力量対応余剰電力量(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⒁の需要抑制
量調整受電電力量がその30分における⒃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，⒁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
需要抑制量調整
需要抑制量調整＝－
対応補給電力量
受電電力量
受電計画電力量
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⒁ロを適用している場合で，30分ごとの⒁の需要抑制量調整受電電力量が零となるときは，次のとおりといたします。
需要抑制量調整 需要抑制量
接続供給電力量－ ベースライン
受電計画差対応 ＝ 調 整 受 電 +１－
損失率（32〔損失率〕に
補給電力量
計画電力量
定める損失率といたします｡）―Ⅳ-21―

(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⒁の需要抑制
量調整受電電力量がその30分における⒃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，⒁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
需要抑制量調整
需要抑制量調整－＝対応余剰電力量
受電計画電力量
受電電力量(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８（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８（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) 28（検針日）⑵または⑷の場合で，検針を行なわなかったときの電力量，最大連系電力等または最大需要電力等は，別表８（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。
(27) 15（供給および契約の単位）⑴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―Ⅳ-22―

別の事情があるときは，その需要場所または発電場所における30分ごとの電力および電力量の算定は，計量器ごとに計量された電力および電力量をそれぞれ30分ごとに合計することがあります。
(28) その他，電力量の算定を行なうために必要な事項については，あらかじめ契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
(29) 計量器の故障等により電力量，最大連系電力等または最大需要電力等を正しく計量できない場合には，電力量，最大連系電力等または最大需要電力等は，別表８（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。ただし，その１月の電力量の合計が計量できている場合で，30分ごとの電力量を正しく計量できないときまたは計量器の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８（電力量の協定）⑶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。
32 損

失

率

この約款で用いる損失率は，次のとおりといたします。
低圧で供給する場合

7.8 パーセント

高圧で供給する場合

4.2 パーセント

特別高圧で供給する場合

2.9 パーセント

33 料金の算定⑴

送電サービス料金，系統連系受電サービス料金，発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑制量調整受電
計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金お―Ⅳ-23―

よび給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，料金の算定期間を「１月」として算定いたします。
イ

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

ロ

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

ハ

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

ニ

接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サー
ビスの種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電力，予備送電
サービス契約電力，ピークシフト電力，契約受電電力，同時最大受電電力等を変更したことにより，料金に変更があった場合

ホ29（料金の算定期間）⑴イの場合で供給側検針期間の日数がその供給側
検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

ヘ

29（料金の算定期間）⑴ロの場合で供給側計量期間の日数がその供給側
計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

ト29（料金の算定期間）⑵イの場合で受電側検針期間の日数がその受電側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

チ29（料金の算定期間）⑵ロの場合で受電側計量期間の日数がその受電側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

⑵

当社は，⑴ロ，ハ，ニ，ホ，ヘ，トまたはチの場合は，基本料金，定額接続送電サービスの料金，予備送電サービス料金，ピークシフト割引額および―Ⅳ-24―

系統設備効率化割引額について，次の式により日割計算をいたします。
イ

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

日割計算対象日数
供給側検針期間または受電側検針期間の日数×

ただし，⑴ホ，ヘ，トまたはチに該当する場合は，次の式といたします。
１月の該当料金ロ

×

日割計算対象日数
暦日数

ピークシフト割引額または系統設備効率化割引額を日割りする場合１月の該当割引額×

日割計算対象日数
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

ただし，⑴ホ，ヘ，トまたはチに該当する場合は，次の式といたします。
１月の該当割引額⑶

×

日割計算対象日数
暦日数⑴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，⑴ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。

⑷⑴ハの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には発電契約
者が受電地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，⑴ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。

⑸

契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場合，
または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう供給側検針期間または受電側検針期間の日数は，次のとおりといたします。
―Ⅳ-25―

イ 供給地点または受電地点を新たに設定した場合
供給地点または受電地点を新たに設定した日の直前のその供給地点または受電地点の属する検針区域の検針日から，その供給地点または受電地点を新たに設定した直後の検針日の前日までの日数といたします。
ロ 供給地点または受電地点を消滅させる場合
消滅日の直前の検針日から，当社が次回の検針日として契約者または発電契約者にあらかじめお知らせした日の前日までの日数といたします。
⑹

定額接続送電サービスの適用を受ける場合または31（電力および電力量の算定）(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⑵イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，⑸に準ずるものといたします。この場合，⑸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。

⑺

29（料金の算定期間）⑴ロの場合は，⑵イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，供給側計量期間の日数といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，⑸に準ずるものといたします。この場合，⑸にいう検針日は，計量日といたします。

⑻

29（料金の算定期間）⑵ロの場合は，⑵イおよびロにいう受電側検針期間の日数は，受電側計量期間の日数といたします。ただし，発電契約者が受電地点を新たに設定し，または受電地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう受電側検針期間の日数は，⑸に準ずるものといたします。この場合，⑸にいう検針日は，計量日といたします。

⑼

契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場合，
または発電契約者が受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。
イ 供給地点または受電地点を新たに設定した場合―Ⅳ-26―

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

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

⑽

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，⑵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。

⑾

供給地点への接続供給または受電地点における発電量調整供給の停止期間
中の料金の日割計算を行なう場合は，⑵イおよびロの日割計算対象日数は，停止期間中の日数といたします。この場合，停止期間中の日数には，接続供給または発電量調整供給を停止した日を含み，接続供給または発電量調整供給を再開した日は含みません。また，停止日に接続供給または発電量調整供給を再開する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。

34 支払義務の発生および支払期日⑴

日程等別料金の支払義務は，18（料金）⑴ロに定める供給側料金算定日に発生いたします。

⑵

系統連系受電サービス料金の支払義務は，18（料金）⑶ロに定める受電側
料金算定日に発生いたします。

⑶

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―Ⅳ-27―

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，28（検針日）⑸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とき，または31（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５営業日以降に電力量を協議によって定めたときは，その日といたします。
⑷⑴の日程等別料金，⑵の系統連系受電サービス料金または⑶の料金のうち発電量調整受電計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応補給電力料金，
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金もしくは給電指令時補給電力料
金は，次の場合を除き，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日（以下「支払期日」といいます。）までに支払っていただきます。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。
イ 55（解約等）⑴により解約となった場合
ロ

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

ハ

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

ホ

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

その他の理由で契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知した場合⑸

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が⑷イからヘまでのい―Ⅳ-28―

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，発電者または需要抑制契約者が⑷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，支払いがなされていない料金（支払期日を超過していない料金に限ります。）については，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者
が⑷イからヘまでのいずれかに該当することとなった日を支払期日といたします。ただし，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が⑷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，発電者または需要抑制契約者が⑷イからヘまでのいずれかに該当することとなった日の翌日以降に支払義務が発生する料金については，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日といたします。
なお，⑷イからホまでのいずれかに該当する場合であっても，一定期間の支払いが遅滞なく行なわれる等，料金の支払状況から支払いの延滞が生じるおそれがないと当社が認めるときは，支払義務発生日の翌日から起算
して30日目を支払期日とすることがあります。この場合，当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。ただし，この通知をした後，料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認める場合は，支払義務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とすることがあります。この場合も当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。

⑹

当社は，⑶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。
―Ⅳ-29―

35

料金その他の支払方法⑴

契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

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

ハ

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

ニ 契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
⑵

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―Ⅳ-30―

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。

⑶

発電者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

次の場合には，発電者の料金について，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電者の負担といたします。
(イ) 発電者が料金を支払期日までに発電契約者に支払われない場合(ロ)

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

発電者の料金について，支払いは，次のときになされたものといたします。
(イ) イの場合，発電者から発電契約者に支払われたとき。
(ロ)

ロの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる場合，発電者がその金融機関に払い込まれたとき。
―Ⅳ-31―

ニ

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

ホ

発電者の料金は，原則として，支払義務の発生した順序で支払っていた
だきます。

ヘ

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

⑷

需要抑制契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

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

ハ

料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算
して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を需要抑制契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，１円とし，その端数は，切り捨てます。
―Ⅳ-32―

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。

⑸

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。

36 保
⑴

証

金

契約者の場合は，次によります。
イ

当社は，次のいずれかに該当する場合で，必要と認められるときは，契約者から，接続供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，それぞれ予想月額料金の３月分に相当する金額をこえない範囲
で保証金を預けていただきます。
(イ) 料金の支払いの延滞があった場合―Ⅳ-33―

(ロ)30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，31（電力および電力量の算定）⒇によって算定された値が著しく大きい場合または31（電力および電力量の算定）⒇によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，40（適正契約の保持等）⑶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。

⑵

発電契約者の場合は，次によります。
イ

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

ロ 保証金の預かり期間は，２年以内といたします。
ハ

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

ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ

当社は，保証金の預かり期間満了前であっても発電量調整供給契約が消―Ⅳ-34―

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。
⑶

発電者の場合は，次によります。
イ

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

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

ハ

当社は，系統連系受電契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた
場合には，保証金を発電者の支払額に充当することがあります。

ニ

当社は，保証金について利息を付しません。

ホ

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

⑷

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―Ⅳ-35―

額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
37

連帯責任
１接続供給契約において契約者が複数となる場合，接続対象計画差対応補給
電力料金，給電指令時補給電力料金等に係る金銭債務および接続供給契約の履行に関する事項（接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス料金，予備送電サービス料金，契約超過金，違約金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。

―Ⅳ-36―

Ⅴ

供

給38 託送供給等の実施⑴

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９（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９（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９（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９（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。

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―Ⅴ-1―

通知された計画の調整を行なうことがあります。
ト

当社は，系統運用上の制約その他によって，低圧で供給する場合を除き，契約者または需要者に給電指令を行なうことがあります。この場合，契約者および需要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，39（給電指令の実施等）および78（保安等に対する発電者および需要者の協力）⑷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。

⑵

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。

⑶

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10（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10（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―Ⅴ-2―

電計画，調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正していただきます。
ハ

原則として，発電計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内容は別表10（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10（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，39（給電指令の実施等）および78（保安等に対する発電―Ⅴ-3―

者および需要者の協力）⑷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。
⑷

需要抑制量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(イ)

需要抑制契約者は，別表11（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11（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11（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。
―Ⅴ-4―

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。

39 給電指令の実施等⑴

当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，38（託送供給等の実施）⑶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。

⑵

当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次のときには，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（当社が使用権を有する設備を含みます。）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（当社が使用権を有する設備を含みます。）の点検，修繕，変更その他の工事上やむをえない場合

ハ

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

ニ振替供給の場合で，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。

ホ

イおよびロ以外の場合で，送電設備および変電設備で構成される電力系
統のうち，当社の供給区域における最上位電圧から２階級の送電設備および変電設備で構成される電力系統ならびに当社が指定した電力系統（以下「基幹系統」といいます。）における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがあり，発―Ⅴ-5―

電設備等の出力を抑制する必要が生じたとき。
ヘ

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

ト その他電気の需給上または保安上必要がある場合⑶

当社は，低圧で受電または供給する場合で，⑵イ，ロ，ホ，ヘまたはトのときには，発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，もしくは中止し，または振替供給もしくは発電量調整供給の全部もしくは一
部を中止することがあります。
なお，この場合には，当社は，あらかじめその旨を広告その他によっ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。

⑷

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。

⑸

当社は，発電量調整供給において，⑵イ，ロ，ホ，ヘまたはトの場合で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは―Ⅴ-6―

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。
⑹

当社は，発電量調整供給において，⑵ハの場合で，給電指令等により，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１時間前以降に発電者の発電もし
くは放電を制限し，または中止したときは，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業
または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。ただし，発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合（当該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。

⑺

当社は，⑵イ，ロ，ホ，ヘ，トまたは⑶によって，発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合，⑵ロの場合で，発電契約者もしくは発電者と当社が事前に調整を行なった計画的な作業（電力広域的運営推進機関送配電等業
務指針の定めによって調整を行なった作業に限ります。）による制限もしくは中止のときその他あらかじめ発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止することが明らかな場合または⑵トの場合（低圧で受電する場合を含みます。）で，電気の需給上必要となった制限もしくは中止のときは，その部分については割引いたしません。
イ

低圧で受電する場合または高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット未満となるとき。
(イ) 割引の対象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化
割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，―Ⅴ-7―

ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割引率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した日を１日として計算いたします。
ロ 高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で受電する場合(イ) 割引の対象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化
割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，
ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割引率
１月中の制限し，または中止した延べ時間数１時間ごとに0.2パーセン
トといたします。
(ハ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式によって修正したうえで合計い
たします。
（算
ａ

式）

発電量調整受電電力を制限した場合
Ｈ’ ＝

Ｈ×（Ｄ－ｄ）／Ｄ

Ｈ’ ＝

修正時間
―Ⅴ-8―

ｂ

Ｈ

＝

制限時間

Ｄ

＝

当該受電地点の同時最大受電電力ｄ＝

制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力の最大値

発電量調整受電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受電地点の基準となる電力量（発電者の平常操業時の発電量調整受電電力量の実績等にもとづき算定される推定発電量調整受電電力量といたしま
す。）

Ｂ
ｃ

＝

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

⑻⑺による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が発電者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。

⑼

当社は，⑵または⑶によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止
した場合，これにともなう料金の減額は行ないません。

⑽

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

⑾

当社は，⑵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―Ⅴ-9―

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。
40

適正契約の保持等⑴

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

⑵

当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合等，発電契約者との発電量調整供給契約が発電・放電状態に比べて不適当と認められるときには，その契約受電電力または同時最大受電電力をすみやかに適正なものに変更していただきます。

⑶

当社は，31（電力および電力量の算定）⒇もしくは(21)によって算定された値が著しく大きい場合，31（電力および電力量の算定）⒅イもしくは⒆イによって算定された値が著しく大きい場合，31（電力および電力量の算定）⒅ロもしくは⒆ロによって算定された値が著しく大きい場合（いずれの場合も，給電指令時補給電力量として算定された値を除きます。），31（電力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または31（電力および電力量の算定）⒄のベースラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接続供給契約に比べて使用状態が不適当と認められる場合，発電契約者との発電量調整供給契約に比べて発電・放電状態が不適当と認められる場合または需要抑制契約者との需要抑制量調整
供給契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，―Ⅴ-10―

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。
41 契約超過金⑴

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19（接続送電サービス）もしくは20（臨時接続送電サービス）の該当基本料金率または21（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。

⑵

発電者が同時最大受電電力をこえて発電または放電された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過受電電力に系統連系
受電サービスの基本料金率を乗じてえた金額の1.5倍に相当する金額を，契約超過金として発電者から申し受けます。
なお，この場合，契約超過受電電力は，次によって受電地点ごとに，発電
バランシンググループごとに定めます。
イ 発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契

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

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契

約電力を下回る場合―Ⅴ-11―

その１月の最大連系電力等から発電設備等に係る供給地点の接続送電
サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ロ 発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契

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

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契

約電力を下回る場合
発電バランシンググループごとの契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を契約受電電力の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ハイおよびロにおいて，契約超過受電電力の算定上，次のものについても接続送電サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ) 臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ)

接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量１キ

ロボルトアンペア(ハ)

電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容量（入力

といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといた
します。）１キロボルトアンペア
ただし，電灯臨時定額接続送電サービスにおける契約負荷設備の総容―Ⅴ-12―

量の端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。
(ニ)

附則２（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場

合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット⑶

契約超過金の支払期日および支払方法については，次のとおりといたします。
イ 契約者の場合
契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が供給側料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，供給側料金算定日
が直後の日程等別料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その日程等別料金とあわせて支払っていただきます。
ロ 発電者の場合
同時最大受電電力をこえて発電または放電された月の検針日が受電側料金算定日となる系統連系受電サービス料金（該当する系統連系受電サービ
ス料金がない場合は，受電側料金算定日が直後の系統連系受電サービス料
金といたします。）の支払期日までに，原則として，その系統連系受電サービス料金とあわせて支払っていただきます。

42 力率の保持⑴

低圧で供給する場合
イ

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

ロ

進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，２以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放によ―Ⅴ-13―

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12（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。
⑵

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。

43

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
当社は，次の業務を実施するため，発電者の承諾をえて発電者の土地もしくは建物に，または需要者の承諾をえて需要者の土地もしくは建物に立ち入らせていただくことがあります。この場合（託送供給または発電量調整供給の終了
後の立入りとなる場合を含みます。）には，正当な理由がない限り，立ち入ることおよび業務を実施することを承諾していただきます。
なお，発電者または需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
⑴

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⑵

78（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⑶

不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の試験，契約負荷設備，契約主開閉器もしくはその他電気工作物の確認もしくは検査または発電者もしくは需要者の電気の使用用途の確認―Ⅴ-14―

⑷

計量器の検針または計量値の確認⑸

45（託送供給等の停止），53（契約の廃止）または55（解約等）により必要な処置⑹

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

44 託送供給等にともなう協力⑴

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負担で，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負担で，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。

⑵

イ

負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合

ロ

負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合

ハ負荷等の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合

ニ

著しい高周波または高調波を発生する場合

ホ

その他イ，ロ，ハまたはニに準ずる場合
発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用される場合は，⑴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。

―Ⅴ-15―

45

託送供給等の停止⑴

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，託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ

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

ロ

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

ハ62（引込線の接続）に反して，当社の電線路または引込線と発電者または需要者の電気設備との接続を行なった場合⑵

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

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

ロ

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

ハ 契約負荷設備以外の負荷設備によって電気を使用された場合
ニ

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

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

ヘ

44（託送供給等にともなう協力）によって必要となる措置を講じられない場合⑶

契約者，発電契約者または発電者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または発電者にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態または発電・放電状態への―Ⅴ-16―

修正に応じていただけないときには，当社は，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19（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20（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21（予備送電サービス）を使用される場合

ニ

発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場
合ホ

接続供給電力の最大値が接続送電サービス契約電力に比べて著しく乖離する場合（19〔接続送電サービス〕⑶イ(ニ)に定める電灯従量接続送電サー
ビス，19〔接続送電サービス〕⑶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〕⑶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〕⑶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。）⑷

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，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。

⑸⑴から⑷によって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。

46 託送供給等の停止の解除
45（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止した
場合で，契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を―Ⅴ-17―

解消したときには，当社は，すみやかに託送供給または発電量調整供給を再開
いたします。
47

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

48

違 約
⑴

金

契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために料金の全部または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の３倍に相当する金額を，違約金として接続供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者から，系統連系受電契約については発電者から申し受けます。
イ １（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合
ロ 45（託送供給等の停止）⑵ロ，ハまたはニの場合⑵⑴の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法または発電・放電方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。

⑶

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

49

損害賠償の免責⑴

11（託送供給等の開始）⑵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，39（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限し，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―Ⅴ-18―

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。
⑵

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

⑶

45（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう旨を文書等により発電者もしくは需要者にお知らせした場合または55（解約等）によって契約者もしくは発電契約者が55（解約等）⑴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。

⑷

その他当社の責めとならない理由により事故が生じた場合には，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。

50 設備の賠償
契約者，発電契約者，発電者または需要者が故意または過失によって，発電場所内または需要場所内の当社の電気工作物，電気機器その他の設備を損傷し，または亡失した場合は，その設備について次の金額を託送供給契約については契約者に，発電量調整供給契約については発電契約者に賠償していただきます。
⑴

修理可能の場合
修理費⑵

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―Ⅴ-19―

Ⅵ

契約の変更および終了

51 契約の変更⑴

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

⑵

契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力の減少を希望される場
合の⑴による契約の変更は，次のとおりといたします。
ただし，当社の供給設備を同一条件で継続して利用または反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者から，発電設備等の検査，補修，休止等の理由により契約受電電力または同時最大受電電力の減少の申出がある場合は，正当な理由がない限り，契約受電電力または同時最大受電電力の減少はできないものといたします。
イ

契約者または発電契約者は，あらかじめ契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力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，契約者または発電契約者が申し出た契約
電力等，契約受電電力または同時最大受電電力の減少希望日に契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力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，契約受電電力または同時最大受電電力は，次の場合を除き，契約者または発電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)

当社が契約者または発電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，契約受電電力または同時最大受電電力が減少したものといたします。
―Ⅵ-1―

(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，契約受電電力または同時最大受電電力を減少させるための処置ができない場合は，契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力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。
⑶

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⑴による接続供給契約の変更は，次のとおりといたします。
イ

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

ロ

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

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。

⑷

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

52 名義の変更
合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が，それまで託送供給または電力量調整供給を受けていた契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者の当社に対する接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給
契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き託送供給または電力量調整供給を希望される場合は，名義変更の手続きによることができます。この場合には，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，その旨を当社へ文書により申し出ていただきます。ただし，新たな契約者，発電契
約者または発電者が，それまで託送供給を受けていた契約者の当社に対する自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約もしくは振替供給契約，発電量調整供給契約または系統連系受電契約についてのすべての権利義務を受け継ぎ，引き続き当該接続供給契約もしくは当該振替供給契約，当該発電量調整供給契約または当該系統連系受電契約を希望される場合は，８（契約の要件）⑴リに定める要件を満たすことを文書により証明できるときに限り，名義変更の手続きによることができます。
53 契約の廃止⑴

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，―Ⅵ-3―

発電契約者が発電量調整供給契約を廃止しようとされる場合，発電者が系統
連系受電契約を廃止しようとされる場合または需要抑制契約者が需要抑制量
調整供給契約を廃止しようとされる場合は，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知していただきます。この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給を終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていた
だきます。
⑵

当社の供給設備を継続して利用または反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者または発電者から，発電設備等の検査，補修，休止等の理由により発電量調整供給契約または系統連系受電契約の廃止の申出がある場合は，正当な理由がない限り，⑴にかかわらず，発電量調整供給契約または系統連系受電契約の廃止はできないものといたします。

⑶

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

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

ロ

当社の責めとならない理由（非常変災等の場合を除きます。）により託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置ができない場合は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または系統連系受電契
約は，託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置が可能となった日に消滅するものといたします。
―Ⅵ-4―

⑷

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

⑸

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

54 供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算⑴

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

接続供給の場合(イ) 低圧で供給する場合
ａ

契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された接続送電サービス契約―Ⅵ-5―

電力または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電
サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用し，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電
サービス契約容量を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，75（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または接続送電サービス契約容量の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
ｂ

契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯
時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の10パーセントを割増ししたものを適用
し，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスの適用を受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，供給設備のうち接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量の減少に見合う部分について，75（臨時工事費）の臨時工事費として算定され―Ⅵ-6―

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，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電
サービス契約電力または接続送電サービス契約容量の減少分と残余分の比であん分したものといたします。
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し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。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，75（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し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。ま―Ⅵ-7―

た，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，75（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，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）⑵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〕⑵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〕⑵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）⑵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）⑵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。
(ニ)

契約者が19（接続送電サービス）⑵ニにより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新たに設定し，または増加
しようとされる場合で，当該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を新たに設定し，または増加された後１年に満たないで
当該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を減少し―Ⅵ-8―ようとされるときには，当該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，69（一般供給設備の工事費負担金）および70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）により工事費負担金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。
ロ

発電量調整供給の場合(イ)

発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービ

ス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，新たに施設した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，同時最大受電電力または予備送電サービ

ス契約電力を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，供給設備のうち契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，
新たに施設した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。
⑵

発電者または需要者が供給設備を同一の使用形態で利用され，利用されてからの期間が１年以上になる場合には，１年以上利用される契約電力等に見合う部分については，⑴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⑴に準じて精算を行ないます。

⑶

非常変災等やむをえない理由による場合は，⑴にかかわらず精算いたしま
せん。

55 解
⑴

約

等

当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契
約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあり
―Ⅵ-9―

ます。
なお，系統連系受電契約を解約した場合には，当該発電場所に係る発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいたします。
また，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者がロに該当する
場合は，その旨を文書等により発電者，需要者または需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者にお知らせすることがあります。
イ

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

ロ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場合(イ) 料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ロ)

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

他の接続供給契約（既に消滅しているものを含みます。），発電量調整

供給契約（既に消滅しているものを含みます。），系統連系受電契約（既に消滅しているものを含みます。）または需要抑制量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。）の料金を支払期日を経過してな
お支払われない場合(ニ)

料金以外の債務を支払われない場合(ホ)

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

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更―Ⅵ-10―

および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないとき。
(イ) ８（契約の要件）を欠くに至った場合(ロ)

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

発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量と発電量調整

受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(ニ)

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

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

発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合(ト) その他この約款に反した場合⑵

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。
なお，この場合には，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。

⑶

発電者がその発電場所において，その発電場所に係る設備の保全の意思がないことまたは今後も発電もしくは放電しないことが明らかな場合には，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。
―Ⅵ-11―

⑷発電場所が複数の発電バランシンググループに属しており，かつ，発電者の料金その他を支払期日を経過してなお支払われない場合で，系統連系受電契約を解約したときは，当該発電契約者からの申出がない場合であっても，発電量調整供給契約を変更していただくものとし，当社は，その旨を発電契約者に通知いたします。
なお，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

⑸

発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，発電量調整供給契
約または系統連系受電契約を締結している発電場所と同一の場所である需要場所において締結している接続供給契約（発電設備等に係る供給地点の接続供給契約に限ります。）が⑴によって解約されたときは，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行ないます。
この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。

56

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

―Ⅵ-12―

Ⅶ

受電方法および供給方法ならびに工事

57 受電地点，供給地点および施設
⑴

受電地点
イ

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

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

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

59（地中引込線）⑷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⑵

供給地点
イ 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，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，契約者と当社との協議により，需要場所以外の地点
を供給地点とすることがあります。
―Ⅶ-1―

ａ

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

当社の立入りが困難な需要場所に対して電気を供給する場合

ｃ

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

ｄ59（地中引込線）⑷により地中引込線によって電気を供給する場合

ｅ

その他特別の事情がある場合

ロ 振替供給の場合
供給地点は，会社間連系点といたします。
⑶

受電地点または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支持物，引込線，変圧器，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。

⑷

付帯設備（⑶により発電者または需要者の土地もしく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。

⑸

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，⑴または―Ⅶ-2―

⑵に準じて契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，当該複数の発電場所または複数の需要場所につき，１受電地点または
１供給地点といたします。
58 架空引込線⑴

当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者または需要者の建造物もしく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。

⑵

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

⑶

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。

⑷

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。

⑸

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―Ⅶ-3―

物の管理（材料費の負担を含みます。）は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点は，発電者または需要者へ引き込むための引込線の終端に変更いたします。
ロ

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

59

地中引込線
⑴

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

発電者または需要者が発電場所内または需要場所内に施設する開閉器，断路器また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を施設す

ることがあります。
⑵⑴により当社の電線路と接続する電気設備の施設場所は，当社の電線路の最も適当な支持物または分岐点から最短距離にあり，原則として，地中引込線の施設上とくに多額の費用を要する等特別の工事を必要とせず，かつ，安全に施設できる次のいずれにも該当する場所とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，これ以外の場合には，発電場所内または需要場所内の地中引込線
は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担―Ⅶ-4―

により，発電契約者で施設していただきます。
イ

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

建物の３階以下にある場所

ハその他地中引込線の施設上特殊な工法，材料等を必要としない場所⑶

当社の電線路と発電者または需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なう場合の付帯設備は，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

管路，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。）⑷

ロ

発電者または需要者の土地または建物に施設されるマンホール等

ハ

その他イまたはロに準ずる設備
接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者の希望によりとくに地中引込線によって行なうときには，地中引込線
は，原則として，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のために施設する場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。ただし，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，⑴に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵，⑷または70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）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。

―Ⅶ-5―

60

連接引込線等⑴

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る引込みで電気を受電または供給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。

⑵

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。

61

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
中高層集合住宅等の場合で，１建物内の２以上の発電場所または需要場所において電気を受電または供給するときには，当社は，原則として共同引込線による１引込みで電気を受電または供給いたします。
なお，技術上その他やむをえない場合は，当社は，発電者または需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたしま―Ⅶ-6―

す。この場合，変圧器の２次側接続点までは，当社が施設いたします。
62 引込線の接続
当社の電線路または引込線と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
なお，契約者または発電契約者の希望によって引込線の位置変更工事をする
場合には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。
63 計量器等の取付け⑴

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，計量器の情報等を伝送するための通信端末装置等をいいます。）
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。）は，以下のとおりといたします。ただし，計量器の情報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，67（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。

⑵

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，検針，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。
―Ⅶ-7―

また，集合住宅等の場合で，契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置を建物内に取り付けたときには，契約者または発電契約者と当社との協議により，あらかじめ鍵の提出等解錠に必要な協力を行なっていただくことがあります。
⑶

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，⑴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。

⑷

当社は，計量器の情報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。

⑸

契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の取付位置を変更する場合には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。

⑹

法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器，その付属装置および区分装置を取り替える場合には，当社は，低圧で受電するときを除き，実費を発電契約者から申し受けます。

64

通信設備等の施設⑴

給電指令上必要な保安通信電話は，契約者または発電契約者の負担により，契約者または発電契約者で施設していただきます。

⑵

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。
⑶

給電指令上必要な給電情報伝送装置等は，原則として当社の所有とし，当社で施設いたします。この場合，当社は，67（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。ただし，Ｎ－１電制の実施に必要な通信設備として施設する場合は申し受けません。

⑷

給電情報伝送装置等の取付場所は，発電者または需要者から無償で提供し―Ⅶ-8―

ていただきます。
⑸

当社の通信設備と契約者または発電契約者の通信設備との接続点は，原則として発電場所内または需要場所内の地点とし，当社の通信線路が最短距離となる場所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。ただし，山間地，離島にある発電場所または需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周辺地域に他の発電設備等の設置が見込まれない発電場所または他の需要が見込まれない需要場所の場合，その他特別の事情がある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議により，発電場所または需要場所以外の地点を通信設備の接続点とすることがあります。

⑹

当社の変電所等から接続点に至るまでの通信設備は，原則として当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。

⑺

契約者または発電契約者の希望によって通信設備の取付位置を変更する場
合には，当社は，実費を契約者または発電契約者から申し受けます。

65 専用供給設備⑴

当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設
備を施設いたします。この場合，受電地点への供給設備については，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵または⑷の工事費負担金を，供給地点への供給設備については70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）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，当社が適当と認める
場合

ロ

44（託送供給等にともなう協力）の場合

ハ

発電者もしくは需要者の施設の保安上の理由，または発電場所，需要場
所およびその他周囲の状況から将来においても他に当該供給設備の使用が見込まれない等の事情により，特定の契約者または発電契約者のみが使用されることになる供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認―Ⅶ-9―

められる場合⑵⑴の専用設備は，原則として，受電地点から当該受電地点に最も近い変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止を目的として施設される変電所を除きます。）までの電線路または供給地点から供給地点に最も近い変電所までの電線路（配電盤，継電器およびその変電所の受電電圧もしくは供給電圧と同位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。

⑶⑵において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。

⑷⑴および⑵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。

⑸

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，⑴イの場合は，次に該当する場合で，いずれの契約者または発電契約者にも承諾をいただいたときに限ります。
イ

２以上の契約者または発電契約者が同時に申込みをされる場合で，いずれの契約者または発電契約者も，専用供給設備から電気を受電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，既に施設されている専用供給設備から電気を受電または供給することを希望される場合―Ⅶ-10―

Ⅷ

工事費の負担

66 受電地点への供給設備の工事費負担金⑴

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13（標準設計基準）に定める標準設計（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

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，受電地点に最も近い変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止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，受電地点に最も近い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路および引込線
等をいいます。
なお，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。また，基幹送電設
備とは，ループ状に施設された基幹的な送電設備その他の特定の電源に係る送電を目的としない送電設備をいいます。

⑵

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受電地点への供給―Ⅷ-1―

設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ

受電に必要な標準設計をこえる電線，支持物等を施設する場合ｂ

架空受電側接続設備で受電できるにもかかわらず，地中受電側接続設備を施設する場合

ｃ

標準設計による受電側接続設備以外の受電側接続設備により受電する場合

ｄ

その他受電に必要な標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場合
また，この場合も，⑴の工事費負担金を申し受けます。

(ロ)

65（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は， 65（専用供給設備）⑵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託送供給等約款（平成27年12月18日
付け20150731資第50号認可。）64（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵イ(ハ)ａただし書の適用を受けている場合は，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―Ⅷ-2―

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

2,970 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，受電側接続設備に準ずるものといたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備
として施設する場合は，65（専用供給設備）⑵によるものといたします。

⑶

受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ

発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，発電契約者の希望によって当該受電地点への供給設備を変更する場合は，62（引込線の接続），63（計量器等の取付け）または64（通信設備等の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

ロ

44（託送供給等にともなう協力）によって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。

⑷

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。）には，⑵イ(イ)，(ロ)および⑶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（⑵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。

⑸

工事費の算定⑴から⑷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，次により算定した標準設計工事費といたします。

―Ⅷ-3―

(イ)

標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる供給設備の工事に要す

る材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担
関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）
を加えた金額といたします。
(ロ)

材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
(ハ)

土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額）は，工事費に計上いたしません。ただし，架空電線路の経過地に地役権を設定する場合には，その対価の50パーセントに相当する金額（地役権の登記に要する費用を除きます。）は工事費に計上いたしま
す。
(ニ)

架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に計上いたしま
す。
(ホ)

補償費中残地補償費は，それが明確に区分されている場合に限り工事費に計上いたします。
(ヘ)

建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り工事費に計上いたします。
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。
―Ⅷ-4―

(イ) 鉄塔を利用して受電する場合
工事費 ×

使用回線数
施設回線数

(ロ) 管路等を利用して受電する場合
工事費 ×
ニ

使用孔数
施設孔数 － 予備孔数

特別高圧で受電する場合で，使用開始後３年以内の供給設備を利用する
ときは，新たな利用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⑵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，新たな利用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。

ヘ

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。

⑹

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，―Ⅷ-5―

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。
⑺

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，⑴，⑵または⑷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，⑵の場合に準じて算定いたします。

⑻

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ます。

67

受電用計量器等の工事費負担金⑴

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。

⑵

発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場合等で，これにともない新たに給電情報伝送装置等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。

68

会社間連系設備の工事費負担金
契約者が新たに託送供給を開始し，または契約受電電力等を増加される場合
で，これにともない会社間連系設備（会社間連系点に至る供給設備をいいます。）を新たに施設するときには，当社は，工事費負担金を契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または―Ⅷ-6―

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。
69 一般供給設備の工事費負担金⑴

低圧または高圧で供給する場合
イ

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

分

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

26,840 円 00 銭

なお，張替えまたは添架を行なう場合は，架空供給側接続設備についてはその工事こう長の60パーセント，地中供給側接続設備についてはその工事こう長の20パーセントに相当する値を新たに施設される供給側接続設備の工事こう長とみなします。
ロ

２以上の供給地点に係る供給側接続設備の全部または一部を共用する場
合の工事費負担金の算定は，次によります。
(イ)

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，⑴イの無償こう長に―Ⅷ-7―

供給地点の数を乗じてえた値といたします。
(ロ)

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。
(イ)

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。
(ロ)

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
地中供給側接続設 地中供給側接続設
架空供給側接続設－－＝
備の工事こう長備の工事こう長備の無償こう長備の超過こう長（×⑵)

架空供給側接続設備の無償こう長
地中供給側接続設備の無償こう長特別高圧で供給する場合
イ

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される
供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）について(イ)により算定される工事費が(ロ)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，新増加接続送電サービス契約電力は，新たな利用部分にもとづき算定―Ⅷ-8―

し，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
(イ) 工 事 費ａ

架空供給側接続設備の場合（工事こう長100メートル当たり）
新増加接続送電サー
ビス契約電力１キロ
ワットにつき

標準電圧20,000ボルトまたは
30,000ボルトで供給する場合

561 円 00 銭

標準電圧70,000ボルトで供給する場合

165 円 00 銭

なお，標準電圧20,000ボルトまたは30,000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12パーセントといたします。
また，標準電圧20,000ボルト，30,000ボルトまたは70,000ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
ｂ

地中供給側接続設備の場合（工事こう長100メートル当たり）
新増加接続送電サー
ビス契約電力１キロ
ワットにつき

標準電圧20,000ボルトまたは
30,000ボルトで供給する場合

627 円 00 銭

標準電圧70,000ボルトで供給する場合

418 円 00 銭

なお，張替えを行なう場合には，その部分の単価は，上表の該当欄の単価の20パーセントといたします。
また，標準電圧20,000ボルト，30,000ボルトまたは70,000ボルト以外の電圧で当社が供給する場合は，その工事に要した費用の全額といたします。
ｃ

スポットネットワーク方式で供給するために，当社が新たに地中供給側接続設備を施設する場合の工事費は，ｂにかかわらず，別表14（スポットネットワーク方式の工事費の算式）により算定いたしま
す。
なお，スポットネットワーク方式とは，当社が技術的，経済的に必要と認めた場合に，原則として３回線の当社の電線路から，それぞれ―Ⅷ-9―

の回線ごとに施設していただいた変圧器の２次側母線で常時並行して供給を受ける方式をいいます。
(ロ) 当社負担額
新増加接続送電サービス契約電力
１キロワットにつき
ロ

5,500 円

00 銭

契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力を増加される場合で，使用開始後３年以内の供給設備を利用して当社が供給するときは，新たな利用部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。

⑶

19（接続送電サービス）⑵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，⑴または⑵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。

⑷

供給側接続設備とは，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，供給地点に最も近い発電所もしくは変電所の引出口に施設される断路器またはこれに相当する設備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，供給地点に最も近い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路および引込線等をいいます。
なお，開閉所は，変電所とみなします。また，送電線路とは，発電所相互間，変電所相互間または発電所と変電所との間を連絡する電線路をいいます。

⑸

Ⅷ（工事費の負担）の各項において，供給地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。

⑹

工事こう長とは，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，工事こう長の単位は，１メートルとし，その端数は，小数点以下第―Ⅷ-10―

１位で四捨五入いたします。
⑺

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

電灯定額接続送電サービスおよび電灯臨時定額接続送電サービスの場合の契約負荷設備の総容量

ロ

契約電力

ハ

契約容量
なお，19（接続送電サービス）⑵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。
⑻

高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）⑵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〕⑵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〕⑵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。

70 供給地点への特別供給設備の工事費負担金⑴

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―Ⅷ-11―

約者から申し受けます。
イ

契約者の希望によって標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
なお，標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。
(イ) 供給に必要な標準設計をこえる電線，支持物等を施設する場合(ロ)

標準設計による供給側接続設備以外の供給側接続設備により供給する

場合(ハ)

その他供給に必要な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また，この場合も，69（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。
ロ

架空供給側接続設備で供給できるにもかかわらず，契約者の希望によって地中供給側接続設備を施設する場合は，(イ)または(ロ)の金額(イ) 標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も，69（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。
(ロ)

供給地点が行政庁から認可，認定等を受けている市街地開発事業等（都市計画法第４条第７項に規定する市街地開発事業その他これらに類する事業をいいます。）に係る区域の場合は，イにかかわらず，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の工事費を差し引いた金額
ハ65（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，65（専用供給設備）⑵によるものといたします。

⑵

19（接続送電サービス）⑵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―Ⅷ-12―

ために19（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，供給側接続設備に準ずるものといたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，65（専用供給設備）⑵によるものといたします。
71 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金⑴

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供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される
前から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを含みます。）は，62（引込線の接続），63（計量器等の取付け）または64（通信設備等の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社
は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

⑵

44（託送供給等にともなう協力）によって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。

72 供給地点への特別供給設備等の工事費の算定
70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）および71（供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金）の場合の工事費は，次により算定いたします。
⑴

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，次により算定した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供給設備の工事に要する
材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額といたします。
―Ⅷ-13―

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（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額）は，工事費に計上いたしません。ただし，架空電線路の経過地に地役権を設定する場合には，その対価の50パーセントに相当する金額（地役権の登記に要する費用を除きます。）は工事費に計上いたします。

ニ

架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する金額を工事費に計上いたします。

ホ

補償費中残地補償費は，それが明確に区分されている場合に限り工事費に計上いたします。

ヘ

建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り工事費に計上いたします。

ト

契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，75（臨時工事費）に準じて算定いたします。

⑵

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，⑴に準じて算定いたします。

⑶

低圧または高圧で供給する場合で，70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）⑴イまたはロ(イ)に該当し，かつ，その工事費を69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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，⑴および⑵にかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費を
いずれも69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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。
―Ⅷ-14―

⑷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

鉄塔を利用して供給する場合
工事費 ×

ロ

管路等を利用して供給する場合
工事費 ×

⑸

使用回線数
施設回線数

使用孔数
施設孔数 － 予備孔数

特別高圧で供給する場合で，使用開始後３年以内の供給設備を利用するときは，新たな利用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，69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)に準じて算定いたします。

⑹

高圧で供給する場合で，予備供給設備の工事費を69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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，⑴または⑵にかかわらず，その工事費を69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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。

⑺

特別高圧で供給する場合，予備供給設備の工事費は，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ときを除き，⑴にかかわらず，69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)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，一般供給
設備と予備供給設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，69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)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。

⑻

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（⑶および⑹の場合を―Ⅷ-15―

除きます。）は，⑴または⑵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。
⑼

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，69（一般供給設備の工事費負担金）または70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）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，70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）の場合に準じて算定いたします。

73

工事費負担金の申受けおよび精算⑴

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）⑷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。

⑵

工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するものといたします。
イ69（一般供給設備の工事費負担金）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) 標準電圧100ボルト，200ボルト，6,000ボルト，20,000ボルト，30,000
ボルトまたは70,000ボルト以外の電圧で当社が供給する場合(ハ) その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合
ロ

66（受電地点への供給設備の工事費負担金），67（受電用計量器等の工事費負担金），68（会社間連系設備の工事費負担金），70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）（69〔一般供給設備の工事費負担金〕に準じ―Ⅷ-16―

て算定する場合は，イに準ずるものといたします。）および71（供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金）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（架空引込線を除きます。）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⑶

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，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。

⑷

当社は，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵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。
―Ⅷ-17―⑸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。

⑹

低圧または高圧で供給する場合で，居住用の分譲地として整備された地域等において，原則として１年以内にすべての建物が施設される場合で，すべての供給地点について２以上の契約者が共同して申込みをされたとき，またはすべての供給地点について契約者から申込みがあり，かつ，一括して工事費負担金を算定することを希望されるときには，当社は，施設を予定しているすべての建物に対する工事こう長のうち無償こう長に供給地点の数の70パーセントの値を乗じてえた値をこえる部分を超過こう長として算定される
69（一般供給設備の工事費負担金）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（76〔工事費等に関する契約書の作成〕に定める工事費負担金契約書をいいます。）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。

74

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⑴

託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更される場合
供給設備の一部または全部を施設した後，契約者または需要者の都合によって託送供給の開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止
または変更される場合は，当社は，要した費用の実費を契約者から申し受けます。
なお，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督―Ⅷ-18―

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。
⑵

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。

75 臨時工事費⑴

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。

⑵

臨時工事費を申し受ける場合は，69（一般供給設備の工事費負担金），70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）および71（供給地点への供給―Ⅷ-19―

設備を変更する場合の工事費負担金）の工事費負担金は申し受けません。
⑶

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。

⑷

臨時工事費の精算は，73（工事費負担金の申受けおよび精算）⑵ロの場合に準ずるものといたします。

76

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，工事費負担金に関する必要な事項について，原則として工事着手前に，工事費負担金契約書を作成いたします。

―Ⅷ-20―

Ⅸ保

安

77 保安の責任
当社は，受電地点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。
78 保安等に対する発電者および需要者の協力⑴

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⑵

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，⑴に準じて，適当な処置をいたします。

⑶

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。

⑷

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。
―Ⅸ-1―

79

調
⑴

査
当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者のお求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
⑵

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⑶

当社は，⑴の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措
置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいたします。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書等により，原則として調査時に行ないます。

80

調査等の委託⑴

当社は，79（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。

⑵

当社は，⑴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。

81

調査に対する需要者の協力⑴

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。

⑵

当社は，79（調査）⑴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。
―Ⅸ-2―

82 検査または工事の受託⑴

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。

⑵⑴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。

⑶

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。

⑷⑶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。

83 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。
⑴

79（調査）⑵

80（調査等の委託）⑶

81（調査に対する需要者の協力）⑷

82（検査または工事の受託）

―Ⅸ-3―

附

則

附
1

則

実 施 期 日この約款は，2024年４月１日から実施いたします。

2

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⑴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。
⑴

適用範囲
イ

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

ロ

イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気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。
(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）または最大容量（キロボルトアンペア）（以下「揚水最大電力等」といいます。）およびそれ以外の電気の最大電力または最大容量（以下「その他最大電力等」といいます。）(ロ)

当該供給地点におけるイの接続供給に係る電気に相当する電力量（以下「揚水等接続供給電力量」といいます。）およびそれ以外の電気の電力量（以下「その他接続供給電力量」といいます。）
ハイおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定められた―附則-1―

順序または手続き等にしたがって揚水または蓄電および発電または放電を制御することが可能なものであること。
⑵

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）⑶イ(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，(ニ)ｃ，(ホ)ｃ，(ヘ)ｃ，(ト)ｃ，ロ(イ)ｃ，(ロ)ｃ，(ハ)ｃ，ハ(イ)ｃ，(ロ)ｃもしくは(ハ)ｃ，または，20（臨時接続送電サービス）⑶イ(ロ)ｃ，(ニ)ｃ，ロ(ハ)もしくはハ(ハ)の適用にあたっては，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の算定上，イ(イ)または(ロ)により，接続供給課金対象電力または接続供給課
金対象電力量を定め，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約容量もしくは臨時接続送電サービス契約電力
または接続供給電力量に代えて適用いたします。
なお，高圧または特別高圧で供給する場合で，１年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ピークシフト電力は，19（接続送電サービス）⑷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。ただし，接続供給課金対象電力の算定上，１キロ
ボルトアンペアを１キロワットとみなします。
接続供給課金 =揚水最大電力等 ×揚水等損失率 +その他最大電力等
対象電力(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 = 揚水等接続供給
その他接続供給× 揚水等損失率 +
対象電力量
電力量
電力量
―附則-2―

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，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から適用の対象とする供給地点の１年間を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大電力等およびその他最大電力等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）⑶イ(イ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービス）⑶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）⑶イ(イ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）⑶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）⑶イ(ハ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）⑶イ(ニ)ａにかかわらず，動力臨時接続送電サービスを適用いたします。
⑶

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―附則-3―

区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうとき
は，接続対象計画電力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計
画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）⑿，⒇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。）
は，31（電力および電力量の算定）⑻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―附則-4―

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，31（電力および電力量の算定）⑻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⑷

計量器等の取付け
料金の算定上必要な計量器等については，63（計量器等の取付け）によるものといたします。また，これに加え，⑴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，⑴ロによって区分する場合には，区分するために必要な計量器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。

―附則-5―

⑸供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
接続供給電力量および最大需要電力等は，30（計量）および附則４（受電電圧または供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なった電圧で計量することがあります。この場合，接続供給電力量
および最大需要電力等は，計量された接続供給電力量および最大需要電力等を，供給電圧と同位にするために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた損失修正率によって修正したものといたします。

3

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〕⑴

契約者が特定契約を締結している場合または特定送配電事業者が特定契約を締結している場合もしく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。

⑵⑴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。）の申込みに先だち，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。

⑶⑴により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締結する電気事業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約の変更を希望されることにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，51（契約の変更）⑶に準じて契約を変更していただくことがあります。
―附則-6―

⑷⑴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。

⑸⑴により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネルギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定発電設備〔以下「バイオマス発電設備」といいます。〕であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ

８（契約の要件）⑵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）⑵にかかわらず，18（料金）⑵に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エ
ネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。

ハ

特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受電計画差対応電力）⑵イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第 29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシング
グループに係る発電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受電計画差―附則-7―

対応電力）⑵イ(ハ)およびロ(ハ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則
附則第３条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
この場合，23（発電量調整受電計画差対応電力）⑵イ(ロ)およびロ(ロ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電バランシ
ンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググ
ループに係る発電量調整供給について，それぞれ23（発電量調整受電計画
差対応電力）⑵イ(ロ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計
画差対応余剰電力料金は，特例発電バランシンググループに係る発電量調
整供給およびその他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ23（発電量調整受電計画差対応電力）⑵ロ(ロ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ

特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）⑵ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規
則第29条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググ
ループに係る給電指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）⑵ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第３条（卸電力取引
所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。ただし，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，ノンファー
ム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価
は，39（給電指令の実施等）⑸により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
―附則-8―

この場合，26（給電指令時補給電力）⑵ロにかかわらず，給電指令時補給電力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およびその他の発電バランシンググループに係る補給について，それぞれ26（給電指令時
補給電力）⑵ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ

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

ヘ

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

ト(イ)

29（料金の算定期間）(ロ)

33（料金の算定）(ハ)34（支払義務の発生および支払期日）(ニ)

35（料金その他の支払方法）(ホ)36（保証金）(ヘ)

48（違約金）(ト)55（解約等）
当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは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―附則-9―

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。

⑹⑴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（⑸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）⑵にかかわらず，18（料金）⑵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―附則-10―いたします。
ハ

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

⑺

(イ)

29（料金の算定期間）(ロ)

33（料金の算定）(ハ)34（支払義務の発生および支払期日）(ニ)

35（料金その他の支払方法）⑴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）⑴にかかわらず，１発電場所について１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合―附則-11―

を除きます。〕を除きます。）し，１電気方式，１引込，２計量をもって発電量調整供給を行ないます。この場合，当該発電場所に係る発電バラン
シンググループは，計量区分ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。
ハ 計

量

当社は，30（計量）⑴にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記録型等計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計
量器で計量された電力量の差し引きにより，30分ごとに，発電バランシン
ググループごとに，電力量を仕訳いたします。この場合，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
ニ 38（託送供給等の実施）⑶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。

⑻

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―附則-12―

ごとに算定いたします。
ロ

契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バ
ランシンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，38（託送供給等の実施）⑶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。

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。

⑼

その他の事項については，発電契約者および発電者の場合に準ずるものといたします。

4

受電電圧または供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，30（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧または供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，発電量調整
受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，計量された発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等を，受電電圧または供給電圧と同位にするために，原則として３パーセントの損失修正率によって修正したものといたします。

5

記録型等計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置⑴

低圧で供給する場合で，30分ごとに計量することができない計量器（以下「記録型等計量器以外の計量器」といいます。）で計量するときの接続供給
電力量および接続送電サービス契約電力については，次のとおりといたしま―附則-13―す。
イ 移行期間における30分ごとの接続供給電力量
その１月のうち記録型等計量器以外の計量器で計量する期間（以下「移行期間」といいます。）における30分ごとの接続供給電力量は，移行期間において計量された接続供給電力量を移行期間における30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。ただし，移行期間の接続供給電力量を時間帯区分ごとに計量する場合は，移行期間において各時間帯区分ごとに計量された接続供給電力量をそれぞれの時間帯区分の30分ごとの接続供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ロ 移行期間において料金の変更があった場合の30分ごとの接続供給電力量
ハ，19（接続送電サービス）⑵イ(ロ)，(ハ)または20（臨時接続送電サービ
ス）⑵イによって，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約電力を定める場合で，移行期間において，接続送電サービスの種別，臨時接続
送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約
容量，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電力等を変更したことにより，料金に変更があったときは，移行期間における接続供給電力量を，料金の変更のあった日の前後の期間の日数にそれぞれ接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サー
ビス契約容量または臨時接続送電サービス契約電力を乗じた値の比率により区分して算定いたします。
この場合，移行期間における料金の変更のあった日の前後の接続供給電
力量を，イに準じて，30分ごとの接続供給電力量として均等に配分いたします。
ハ 接続送電サービス契約電力
契約者が19（接続送電サービス）⑵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―附則-14―

ス）⑵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。
⑵

発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電電力量を記録型等計量器以外の計量器で計量するときの30分ごとの発電量調整受
電電力量は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。

6

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⑴

１発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する場
合で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，31（電力および電力量の算定）⒅イおよび⒆イにおける発電量調整
受電計画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算
定上，31（電力および電力量の算定）⑵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。

⑵

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，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量された電力量および当該受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみなします。

7

損害賠償の免責についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕
発電者が再生可能エネルギー特別措置法附則第４条第１項に定める旧特定供給者に該当する場合で，39（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限
し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号トにおいて特定契約申込者が補償を求めることができると―附則-15―

されている場合の損害に限ります。）を受けたときは， 49（損害賠償の免責）⑴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。
8

みなし登録特定送配電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４条第２項に規定されるみなし登録特定送配電事業者が，特定送配電事業の用に供するための託送供給を行なう場合の料金および必要となるその他の供給条件のうち，この約款によりがたい事項については，みなし登録特定送配電事業者と当社との協議によって
定めます。

9

軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置⑴

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）⑵ニによって接続送電
サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用する場合に適用いたします。
(イ)

軽負荷期（毎年４月１日から５月31日までおよび10月１日から11月30日までの期間をいいます。）における平日（毎年10月1日から11月30日までの期間を除きます。），土曜日，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日の午前８時から午後４時までの時間―附則-16―

(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係る事項（需要者の名称，需要場所〔供給地点特定番号を含みます。〕）を明らかにして，当社所定の様式により，申込みをしていただきます。
(ロ)

原則として，当社が指定する期限までに，使用の申出をしていただきます。
ハ

接続送電サービス契約電力
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）⑵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）⑵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）⑵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）⑷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）⑷ハにかかわらず，(ロ)といたします。
(イ) 昼間時間最大電力
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）⑵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。
―附則-17―

また，19（接続送電サービス）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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―附則-18―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）⑵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。
適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 －昼間時間最大電力
サービス契約電力
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）⑶ロ(イ)ｃ⒜，(ロ)ｃ⒜，ハ(イ)ｃ⒜または(ロ)ｃ⒜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）⑶ロ(イ)ｃ⒜，(ロ)ｃ⒜，ハ(イ)ｃ⒜または(ロ)ｃ⒜に準じて算定いたします。

ホ

そ の 他
(イ)

当社は，契約者との間で，この特別措置の適用に必要となる事項について，別途覚書を締結することがあります。
(ロ)

当社は，電気の需給状況その他によってやむをえない場合には，この特別措置の適用をしないことがあります。
⑵

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―附則-19―イ

19（接続送電サービス）⑷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８時から午後４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８時から午後４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）⑷にかかわらず，19（接続送電サービス）⑶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）⑷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）⑷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）⑵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）⑵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）⑵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―附則-20―

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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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
当該供給地点の供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
サービス契約電力
最大電力―附則-21―

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，この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）⑷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〕⑷によって適用したピークシフト割引額を含みます。）の合計金額をこの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）⑷ニに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）⑷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）⑶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）⑷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）⑷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。
―附則-22―

(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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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）⑵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―附則-23―

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）⑵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）⑵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。
適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それがこの取扱い適用後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の合計金額をこの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２（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―附則-24―

クシフト電力は，附則２（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）⑵ロまたはイ(ハ)もしくはロ(ハ)にかかわらず，
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から適用の対象とする供給地点の１年間を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大電力等およびその他最大電力等ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。
なお，各月の負荷移行元時間における接続供給電力の最大値の実績等か
ら，ピークシフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに負荷移
行元時間最大電力を修正の上，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⑴の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場合の負荷移行元時
間最大電力は，イ(ロ)またはロ(ロ)にかかわらず，(イ)とし，ピークシフト電力
は，⑴ハ(ロ)またはイ(ハ)もしくはロ(ハ)にかかわらず，(ロ)といたします。
(イ) 負荷移行元時間最大電力
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）⑵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）⑵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，⑴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）⑵イに準じ―附則-25―

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）⑵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，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）⑵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）⑵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，⑴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）⑵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）⑵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。

―附則-26―

適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
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。
10 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）⑴にもとづき受電側接続検討をいたします。この場合，検討料については，選定事業者を発電者とする発電契約者から申し受けます。
11 給電指令時補給電力料金に係る特別措置
39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込書類を当社が2023年１月31日までに受領し，当該受電側接続検討を当社が2023年３月31日までに受け付けたノンファーム電源（ローカル系統の増強に要する工事費負担金を当社が申し受けた発電設備等に限ります。以下「みなしファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，26（給電指令時補給電力）⑵ニ，31（電力および電力量の算定）⒅ロおよび⒆ロにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。
12 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―附則-27―臣に届け出たものをいい，電気事業法第27条の12の11第２項ただし書にもとづき経済産業大臣の承認を受けた料金その他の供給条件を含みます。以下「配電事業者の約款」といいます。）により託送供給または電力量調整供給を受ける場
合で，当該配電事業者の配電事業に係る業務の一部（発電量調整受電計画差対
応電力，接続対象計画差対応電力および需要抑制量調整受電計画差対応電力の不足電力の補給または送電超過分電力もしくは抑制超過分電力の購入ならびに給電指令等により生じた不足電力の補給に係る業務といたします。）について，
当該配電事業者と当社との間で受委託に関する契約を締結し，かつ，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当該配電事業者の供給区域における需要場
所または発電場所（調整電源に該当する発電場所を除きます。）をこの約款で設定する需要バランシンググループ，発電バランシンググループまたは需要抑制
バランシンググループに属することを希望されるときの料金および必要となる
その他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
⑴

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。
―附則-28―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。

⑵

契約の要件
需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制
契約者が特定卸供給を行なう事業を営むものであるときは，８（契約の要件）⑷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。
―附則-29―⑶供給および契約の単位
イ

接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需要バラン
シンググループを設定していただきます。

ロ

発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における発電場所（調整電源に該当する場合を除きます。）について，この約款で設定する発電バランシンググループと同一の発電バランシンググループを設定していただきます。

ハ

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシンググル
ープと同一の需要抑制バランシンググループを設定していただきます。
なお，需要抑制契約者は，需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受
電計画差対応余剰電力量の算定方法（31〔電力および電力量の算定〕⒁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。

⑷

料金
イ 発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，23（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおり
といたします。
(イ) 適用
発電バランシンググループにおいて，39(給電指令の実施等)⑸もしく―附則-30―は⑹または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ロ) 発電量調整受電計画差対応電力ａ

発電量調整受電計画差対応補給電力⒜

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⑸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。

⒝

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⒞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。

⒞

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

ｂ

発電量調整受電計画差対応余剰電力⒜

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⑸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。

⒝

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―附則-31―

整受電計画差対応余剰電力量に⒞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。
⒞

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

ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算定上，
24（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ) 適用39(給電指令の実施等)⑷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⒜

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⑸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。

⒝

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⒞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。

⒞

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―附則-32―

定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するもの
といたします。
ｂ

接続対象計画差対応余剰電力⒜

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⑸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。

⒝

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⒞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。

⒞

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

ハ

需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画差対
応電力の算定上，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，
次のとおりといたします。
(イ) 適用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ロ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力ａ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力⒜

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―附則-33―

る需要抑制量調整受電電力量を含みます。）が，その30分の⑸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。
⒝

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⒞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。

⒞

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

ｂ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力⒜

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⑸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。

⒝

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⒞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。

⒞

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等
約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設―附則-34―

定するものといたします。
ニ

給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，26（給電指令時補給電力）にかかわらず，
次のとおりといたします。
(イ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金ａ

適用範囲
39（給電指令の実施等）⑷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，⑸ヌにより30分ごとに算定された値といたします。

ｄ

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

(ロ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金ａ

適用範囲
39（給電指令の実施等）⑸もしくは⑹または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググルー
プに適用いたします。
―附則-35―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，⑸チにより30分ごとに算定された値といたします。

ｄ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
ただし，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，ノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑸により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。
また，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものとい
たします。

⑸

電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）⑶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―附則-36―

算定いたします。
ロ

発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）⑷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10（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７（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）⑴のとおりといたします。

ハ

接続対象計画電力
接続対象計画電力は，31（電力および電力量の算定）⑾にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を２倍した値とし，30分ごとに算定いたしま
す。

ニ

接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，31（電力および電力量の算定）⑿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９（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７（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）⑵のとおりといたします。
―附則-37―

ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）⒂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，31（電力および電力量の算定）⒃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11（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７（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）⑶のとおりといたします。
ト ベースライン
ベースラインは，31（電力および電力量の算定）⒄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〕⑴イまたはロの場合は１接続送電サービスまたは１臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数の接続送電サービス等が適用されている場合は，１接続送電サービス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）―附則-38―

⒅ロにかかわらず，次の(イ)，(ロ)および(ハ)によって算定された値とし，発電
バランシンググループごとに算定いたします。
(イ)

30分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその30分における発電量調整受電計
画電力量を下回る場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
(ロ)

次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なったとき

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

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

ｂ

39（給電指令の実施等）⑵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。

ｃ39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発電設備等を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。
―附則-39―ｄ39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。

(ハ)次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なったとき

は，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵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⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）
を下回る場合39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵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。）―附則-40―

と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｂ

当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定める
ファーム電源を含みます。）に対して，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）
を下回る場合39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量―附則-41―

（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｃ

当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）であり，かつ，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）
を下回る場合39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
―附則-42―

発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｄ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）
を下回る場合39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整
受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
―附則-43―

発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘ による出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｅ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）
を下回る場合39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給お―附則-44―

よび39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場
合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制
対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値を下回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘ による出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量⒞

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）―附則-45―

に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事
業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，
39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。
発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホ による出 力
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量
39（給電指令の実施等）
発電量調整－ ⑵ヘによる出力 －抑制対象電力量 受電電力量
リ 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）⒆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―附則-46―

時補給を行なった場合，39（給電指令の実施等）⑵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，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における30分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，チによるもの
といたします。
発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
電力量
ヌ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）⒇にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を上回る
場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⑻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―附則-47―

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
ル 接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続
対象電力量を含みます。）がその30分における接続対象計画電力量を下回る
場合に，30分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⑻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＝ 接続対象計画電力量 － 接続対象電力量対応余剰電力量
ヲ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制バランシン
ググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⒁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―附則-48―

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
需要抑制量調整受電計画差
需要抑制量調整＝－
受電電力量
対応補給電力量
受電計画電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として
31（電力および電力量の算定）⒁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は，次のとおりといたします。
需要抑制量調整 需要抑制量
接続供給電力量－ ベースライン
受電計画差対応 ＝ 調 整 受 電 +１－
損失率（32〔損失率〕に
補給電力量
計画電力量
定める損失率といたします｡）
ワ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）がその30分における需要抑制量調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バランシン
ググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⒁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
需要抑制量調整
需要抑制量調整＝－対応余剰電力量
受電計画電力量
受電電力量―附則-49―⑹託送供給等の実施
イ

接続供給の場合，契約者は，別表９（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10（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11（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。

⑺

解約等
当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当
し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場
合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，55（解約等）⑴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）⑴を，発電量調整供給の場合は，
８（契約の要件）⑵を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）⑷ロ，ハ，ニもしくはホまたは⑵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。
―附則-50―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。

⑻

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３（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〕）⑴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2016年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス発
電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置法
施行規則第14条第８号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
―附則-51―

(イ)

発電量調整供給に係る料金は，附則３（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〕）⑸ロにかかわらず，18（料金）⑵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３（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〕）⑸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３（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〕）⑸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―附則-52―

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３（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〕）⑹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。
⑼

給電指令時補給電力料金に係る特別措置
39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，みなしファーム電源（配電事業者の約款に定めるみなしファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，⑷ニ(ロ)ｄ，⑸チおよび⑸リにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。

⑽

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。

13 Ｎ－１電制の実施についての特別措置⑴

当社は，39（給電指令の実施等）⑵イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑾にかかわら―附則-53―ず，Ｎ－１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額から，30
分ごとのＮ－１電制時調達不足電力量に再生可能エネルギー特別措置法施行規則第13条の３の４に定める回避可能費用単価（以下「回避可能費用単価」といいます。）に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－１電制
オペレーション費用として契約者にお支払いいたします。
⑵

当社は，39（給電指令の実施等）⑵イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって契約者または特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，39（給電指令の実施等） ⑾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。

⑶

当社は，39（給電指令の実施等）⑵イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑾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―附則-54―

をいいます。）を加えた金額から，Ｎ－１電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ－１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－１電制オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。
14 系統連系受電サービス等についての特別措置⑴

発電場所が，次のいずれかに該当する場合，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力は，22（系統連系受電サービス）⑵ロおよびハならびに41（契約超過金）⑵ロおよびハに準じて定めます。
なお，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力の算定上，次に定める比を，22（系統連系受電サービス）⑵ロおよび41（契約超過金）⑵ロに定める契約受電電力の比とみなします。
また，発電場所がイ(ハ)に該当する場合，22（系統連系受電サービス）⑶イの基本料金および22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ハ)の系統設備効率化割引額の算定上，まったく発電または放電しない場合とは，１月においてイ(ハ)における当社が無償で受電している電気以外の電気をまったく発電または放電しない場合をいいます。
イ 発電設備が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合(イ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の特定契約が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電電力と発電者と当社との間の特定契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ロ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の一時調達契約が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電電力と発電者と当社との間の一時調達契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比―附則-55―

(ハ)発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約が締結され，かつ，

当該発電場所が発電量調整供給契約に属さないこととなった場合または発電者と当社との間の特定契約が消滅した場合で，接続された電気を当社が無償で受電しているとき。
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電電力と発電量調整供給契約に属さないこととなった場合の直前の当該発電量調整供給契約に定める契約受電電力または発電者と当社との間の特定契約が消滅した場合の直前の当該契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比
ロ

イ(イ)，(ロ)または(ハ)に該当する場合で，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備のとき。
当該バイオマス発電設備の再生可能エネルギー特別措置法施行規則第４条の２第２項第９号イに定めるバイオマス比率（以下「認定バイオマス比率」といいます。）
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更後の認定
バイオマス比率を発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則３（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〕）⑻イに定める当該バイオマス発電設備のバイオマス比率等を基準として，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた比率といたします。

⑵⑴の場合で，特定契約または一時調達契約に係る電力受給に関する契約における金銭債務が当該契約における金銭債務の支払期日を経過してなお支払
われず，当該契約を解約したときは，受電地点において同一計量する発電量調整供給に係る発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，
系統連系受電契約は消滅するものとし，また，すべての発電契約者の発電量調整供給契約を変更していただくものといたします。
―附則-56―なお，この場合には，当社は，その旨を発電契約者または発電者に通知いたします。
また，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
⑶

発電場所における発電出力（発電設備等の定格発電出力〔太陽光発電設備の場合は，太陽電池の合計出力とパワーコンディショナーの出力のいずれか
小さい方の出力とし，パワーコンディショナーを複数台設置している場合は，各系列における太陽電池の合計出力とパワーコンディショナーの出力のいずれか小さい方の出力を合計した値といたします。〕をいいます。また，複数の発電設備等を使用する発電場所の場合は，当該複数の発電設備等の定格発電出力の合計値といたします。）または同時最大受電電力が10キロワット未満（発電場所が，⑴イ(ハ)またはロ〔⑴イ(ハ)に該当する場合に限ります。〕に該当する場合は，当社が無償で受電している電気以外の電気を発電または放電している発電設備等に係る発電出力または同時最大受電電力が10キロワット未満のときといたします。）の場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10未満のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記録型等計量器
により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大
値が10キロワット未満のとき。
22（系統連系受電サービス）⑶に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）⑵に定める契約超過金は申し受けません。

ロ

低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10以上のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記録型等計量器
により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大
値が10キロワット以上のとき。
―附則-57―(イ)22（系統連系受電サービス）⑵イまたはロにおける系統連系受電課金

対象電力の算定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなします。
(ロ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合または発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電
サービス契約電力が10キロワット未満の場合は，次のとおりといたします。
ａ41（契約超過金）⑵イ(イ)またはロ(イ)における契約超過受電電力の算
定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなします。

ｂ41（契約超過金）⑵イ(ロ)またはロ(ロ)における契約超過受電電力の算
定上，10キロワットを接続送電サービス契約電力とみなします。

⑷

契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備または再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能
エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備において，イに定める適用範囲に該当する場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，
次のとおりといたします。
イ 適用範囲原則として，2024年３月31日までに再生可能エネルギー特別措置法第９条第４項に定める認定を受け，または，再生可能エネルギー特別措置法第７条にもとづいて落札された発電設備に適用いたします。
ロ 系統連系受電サービス料金等
22（系統連系受電サービス）⑶に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）⑵に定める契約超過金は申し受けません。
なお，発電場所において，イ以外の発電設備等（当社が特定契約を締結
する発電設備を除きます。）が混在する場合またはイの発電設備が化石燃
料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，(イ)，(ロ)または(ハ)により，イ以外の部分に係る系統連系受電課金対象電力，系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量または契約超過受電電力を定め，系統連系受電サー
ビス料金および契約超過金を申し受けます。
―附則-58―(イ) 系統連系受電課金対象電力
ａ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場
合系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系
統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，あん分に必要となる発電出力は，契約者または発電契約者から当社へ通知していただきます。

ｂ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を認定バイオマス
比率であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を認定バイオマス比率であん分してえた
値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る
場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更後の認定バイオマス比率を契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則３（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〕）⑻イに定める当該バイオマス発電設備のバイオマス比率等を基準として，契約者，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた比率といたします。

(ロ) 発電量調整受電電力量ａ

イの発電設備が，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー―附則-59―

発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）⑴ただし書または附則３(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〕) ⑺ハもしくは⑻イに準じて算定い
たします。
ｂ

イの発電設備が，再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）⑴ただし書または附則３（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〕) ⑺ハに準じて算定いたします。
ただし，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，発電量調
整受電電力量から発電量調整受電電力量に当該バイオマス発電設備のバイオマス比率を乗じてえた値を差し引いた値にもとづき，算定いたします。
なお，バイオマス比率は，算定後すみやかに発電契約者または発電者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を発電契約者または発電者から提出していただきます。

(ハ) 契約超過受電電力
ａ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場
合⒜

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において
電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を発電出力等の比であん分してえた値から同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
―附則-60―⒝同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を発電出力等の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場
合は，契約超過金を申し受けません。

ｂ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合⒜

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において
電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイオマ
ス比率であん分してえた値から同時最大受電電力を認定バイオマス
比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。

⒝

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービ
ス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイオマ
ス比率であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を認定バイオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。

⑸

揚水発電設備等が設置された受電地点において，揚水発電設備等により発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場合，当該発電量調整供給に係る電気の電力量については，22（系統連系受電サービス）⑶ロに定める電力量料金を申し受けません。ただし，発電設備（当社が特定契約を締結する発電設備を除きます。）に揚水発電設備等が併設されている場合は，次のとおりといたします。
イ

発電設備が⑷イに定める適用範囲に該当する場合―附則-61―22（系統連系受電サービス）⑶に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）⑵に定める契約超過金を申し受けません。
ロ 発電設備が⑷イに定める適用範囲に該当しない場合
発電契約者または発電者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量を算定し，22（系統連系受電サービス）⑶ロに定める電力量料金を申し受けます。
⑹

発電設備等に係る供給地点において最終保障供給約款にもとづく電気の需給契約（以下「当社との電気の需給契約」といいます。）を締結している場
合は，次のとおりといたします。
イ

18（料金）⑶ロにおいて，当社との電気の需給契約における料金の支払義務発生日を供給側料金算定日とみなします。

ロ

22（系統連系受電サービス）⑵における系統連系受電課金対象電力または41（契約超過金）⑵における契約超過受電電力の算定上，当社との電気の需給契約における契約電力を接続送電サービス契約電力または臨時接続
送電サービス契約電力とみなします。

ハ39（給電指令の実施等）⑺において，当社との電気の需給契約を結んだ
者を需要者とみなします。

ニ53（契約の廃止）⑷または55（解約等）⑸において，当社との電気の需給契約を接続供給契約とみなします。

⑺

2024年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所
で，イに定める近接性評価地域に立地している発電場所における系統設備効率化割引単価は，別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴に定める
系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間，ロまたはハといたします。
イ 近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。

―附則-62―

都 道 府 県

市

町

村

大

阪

府

岸和田市，豊中市，池田市，吹田市，泉大津市，高槻市， 貝塚市， 守口市， 枚方市， 茨木市，泉佐野市，富田林市，寝屋川市，大東市，和泉市，箕面市，門真市，摂津市，泉南市，四條畷市，交野市，阪南市，島本町，忠岡町，熊取町，田尻町

兵

庫

県

尼崎市，伊丹市

京都

府

京都市，宇治市，城陽市，向日市，長岡京市，八幡市，京田辺市，大山崎町，久御山町，精華町

奈

良

県

奈良市，大和高田市，大和郡山市，天理市，橿原市，生駒市，香芝市，葛城市，三郷町，斑鳩町，安堵町，
川西町，三宅町，田原本町，上牧町，王寺町，
広陵町，河合町

滋賀

県

草津市，守山市，栗東市，野洲市，湖南市，竜王町，
愛荘町，豊郷町，甲良町

ロ 受電電圧が標準電圧6,000ボルト以下の場合の系統設備効率化割引単価
22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化
割引単価が，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２およびＢ－２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２およびＢ－
２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価といたします。
ハ 受電電圧が標準電圧6,000ボルトをこえる場合の系統設備効率化割引単価
22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化
割引単価が，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価といたします。
15 2025年３月31日までの給電指令の実施等についての特別措置
この約款実施の日から2025年３月31日までの期間における需要者の電気の使―附則-63―

用または21（予備送電サービス）の使用を制限または中止した場合の料金については，39（給電指令の実施等）⑼または⑽にかかわらず，次のとおりといたします。
⑴

当社は，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハ，トまたは⑶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19（接続送電サービス）または20（臨時接続送電サービス）の基本料
金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金
といたします。）といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ロ，
ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割 引 率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した日を１日として計算いたします。

ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供―附則-64―

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19（接続送電サービス）または20（臨時接続送電サービス）の基本料金といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割 引 率
１月中の制限し，または中止した延べ時間数１時間ごとに0.2パーセ
ントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式によ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

＝

―附則-65―

Ａ＝

制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量（需要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定接続供給電力量といたします。）

Ｂｃ＝

制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量

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

⑵⑴による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。

⑶

21（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，⑴および⑵に準じて割引を行ない料金を算定いたします。

16

料金についての切替措置
2024年４月１日を含む料金の算定期間の料金の算定にあたっては，当社は，33（料金の算定）に準じて日割計算を行ない，料金を算定いたします。
なお，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の電力量料金
は，料金の算定期間における2024年４月１日の前後それぞれの期間の接続供給
電力量により算定いたします。

―附則-66―

別

表

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（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定いたします。

2

系統設備効率化割引の対象変電所等⑴

系統設備効率化割引の対象変電所等
次の変電所等を系統設備効率化割引の対象変電所等といたします。
割引区分

割引対象変電所等

Ａ－１

信貴変電所

Ａ－２

西京都変電所，南京都変電所，新生駒変電所，紀の川変電所，金剛変電所，御坊変電所，淀川変電所，東大阪変電所，下穂積変電所，湖南変電所，洛南変電所，
枚方変電所，新寝屋川変電所，南河内変電所，
南大阪変電所，北葛城変電所，喜撰山開閉所，
東大和開閉所，東近江開閉所，紀北変換所，鳴門変電所（四国電力送配電株式会社）

Ａ－３

北摂変電所，猪名川変電所，新綾部変電所，嶺南変電所，
能勢変電所，奥多々良木変電所，伊丹変電所，北大阪変電所，
東播変電所，西神戸変電所，北豊中変電所，小曽根変電所，
湖東変電所，西大阪変電所，甲賀変電所，栗東変電所，
泉南変電所，泉北変電所，海南港変電所，多奈川変電所，
西淡変電所，京北開閉所，山崎開閉所，大河内開閉所―別表-1―

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ－１

有馬変電所，城見変電所，松ケ丘変電所，真上町変電所，
阿武野変電所，水無瀬変電所，富田変電所，上牧変電所，
高槻変電所，芥川変電所，東天川変電所，西天川変電所，
五百住変電所，如是変電所，茨木変電所，春日変電所，
下穂積変電所，南茨木変電所，山田変電所，千里丘変電所，小野原変電所，西宿変電所，上新田変電所，稲変電所，
桜ケ丘変電所，渋谷変電所，箕面変電所，石橋変電所，
刀根山変電所，北豊中変電所，池田変電所，熊野変電所，長興寺変電所，佐井寺変電所，岸部変電所，山手町変電所，西千里変電所，楠葉変電所，招提変電所，牧野変電所，
田口変電所，長尾変電所，長尾元町変電所，津田変電所，中宮変電所，洞ヶ峠変電所，郡津東変電所，禁野変電所，
南枚方変電所，中振変電所，茄子作変電所，唐崎変電所，
光善寺変電所，目垣変電所，真砂変電所，沢良宜変電所，
鳥飼変電所，正雀変電所，味生変電所，香里変電所，
三井変電所，豊野変電所，下池田変電所，平池変電所，
交野変電所，星田変電所，寝屋川変電所，四条畷変電所，
砂変電所，神田変電所，大庭変電所，大和田変電所，
藤田変電所，浜町変電所，八雲変電所，守口変電所，
速見変電所，寺方変電所，旭東変電所，島頭変電所，北島橋変電所，茨田変電所，茨田浜変電所，末広変電所，
瑞光変電所，小松変電所，吹田変電所，野崎変電所，
大東変電所，中垣内変電所，豊里町変電所，豊津変電所，
浜変電所，南金田変電所，豊南変電所，西三国変電所，
淡路町変電所，東淀川変電所，木川変電所，三国変電所，
服部変電所，庄内変電所，三津屋変電所，十三変電所，
長柄変電所，西扇町変電所，北野変電所，大仁変電所，
福島変電所，曽根崎変電所，扇町変電所，空心町変電所，天満橋変電所，北浜変電所，船場変電所，久宝寺変電所，
亀甲町変電所，大開町変電所，備後町変電所，農人橋変電所，赤川変電所，生江町変電所，森小路変電所，
関目変電所，放出変電所，都島変電所，野江変電所，
新喜島変電所，中本変電所，今津町変電所，御幣島変電所，
姫島変電所，福変電所，新大岩変電所，加納変電所，鴻池変電所，石切変電所，下島変電所，枚岡変電所，
桜町変電所，三宅変電所，田井城変電所，藤井寺変電所，
道明寺変電所，中村変電所，津久野変電所，深井変電所，
西浦変電所，福田変電所，八田変電所，北野田変電所，
高石変電所，喜志変電所，信太変電所，深阪変電所，
菱木変電所，新狭山変電所，府中変電所，黒鳥変電所，
光明池変電所，富田林変電所，泉ヶ丘変電所，錦織変電所，汐ノ宮変電所，滝谷変電所，唐国変電所，岸和田変電所，
田治米変電所，栂変電所，蛸地蔵変電所，長野変電所，三日市変電所，桂変電所，上里変電所，長岡変電所，
大山崎変電所，久我変電所，双ケ岡変電所，嵯峨変電所，
太秦変電所，西院変電所，太子道変電所，朱雀野変電所，白梅町変電所，北衣手変電所，堀川変電所，島原変電所，―別表-2―

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ－１

西京極変電所，東寺変電所，大仏変電所，三条変電所，
下京変電所，吉祥院変電所，七条変電所，向日町変電所，
神足変電所，醍醐変電所，山科変電所，西山科変電所，
大塚変電所，新山科変電所，木津変電所，多田変電所，
川西変電所，中山寺変電所，山本変電所，久代変電所，
宝塚変電所，安倉変電所，仁川変電所，昆陽変電所，
千僧変電所，東伊丹変電所，稲野変電所，椎堂変電所，
塚口変電所，神崎変電所，潮江変電所，杭瀬変電所，
名神町変電所，立花変電所，尼崎変電所，前浜変電所，
北鳴尾変電所，北立花変電所，武庫変電所，甲東園変電所，
広田変電所，中須佐変電所，西宮変電所，津門変電所，
香枦園変電所，夙川変電所，岩園変電所，芦屋変電所，
深江変電所，本山変電所，甲南変電所，魚崎変電所，
六甲アイランド変電所，御影変電所，新在家変電所，
篠原変電所，上筒井変電所，葺合変電所，神戸港変電所，
三宮変電所，元町変電所，新開地変電所，和田変電所，
秋篠変電所，登美ヶ丘変電所，東生駒変電所，堅田変電所，阪本変電所，守山変電所，駒井沢変電所，皇子山変電所，
草津変電所，矢橋変電所，野路変電所，瀬田変電所，
木村橋変電所，野口変電所，別府変電所

Ｂ－２

上本町変電所，岡町変電所，江戸堀変電所，中之島変電所，真田山変電所，信濃橋変電所，立売堀変電所，波除変電所，四貫島変電所，北港変電所，舞洲変電所，市岡変電所，
本田変電所，築港変電所，泉尾変電所，鶴町変電所，
南恩加島変電所，諏訪変電所，鶴橋変電所，中川町変電所，
猪飼野変電所，今里変電所，佃変電所，河内変電所，
稲田変電所，春宮変電所，三休橋変電所，道頓堀変電所，
西堤変電所，高井田変電所，荒本変電所，意岐部変電所，
千日前変電所，高津変電所，永和変電所，湊町変電所，
足代変電所，難波変電所，桃谷変電所，下寺町変電所，芦原橋変電所，花園変電所，俊徳変電所，小坂変電所，
布施変電所，瓢箪山変電所，津守変電所，萩之茶屋変電所，
田島変電所，天王寺変電所，長瀬変電所，友井変電所，阿倍野変電所，今宮変電所，百済変電所，巽変電所，
美章園変電所，正覚寺変電所，小畑変電所，西八尾変電所，緑ヶ丘変電所，上尾町変電所，玉出変電所，帝塚山変電所，
南港変電所，敷津変電所，平野変電所，山坂変電所，
中野変電所，粉浜変電所，加美変電所，東郷変電所，
鷹合町変電所，加賀屋変電所，竜華変電所，刑部変電所，上住吉変電所，老原変電所，八尾変電所，住之江変電所，
長吉変電所，苅田変電所，我孫子変電所，瓜破変電所，
錦綾変電所，川辺変電所，堅下変電所，弓削変電所，三宝変電所，東堺変電所，大小路変電所，長曽根変電所，
天美変電所，竜神変電所，松原変電所，高鷲変電所，―別表-3―

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ－２

土師ノ里変電所，金岡変電所，旭ケ丘変電所，石津川変電所，恵我之荘変電所，梅町変電所，金田変電所，浜寺変電所，美原変電所，鳳変電所，大野芝変電所，
泉北港変電所，日置荘変電所，福泉変電所，助松変電所，
泉大津変電所，荒木変電所，土生変電所，貝塚変電所，二色浜変電所，見出川変電所，佐野変電所，
りんくうタウン変電所，鶴原変電所，羽倉崎変電所，
尾崎変電所，上中町変電所，南川町変電所，小浜変電所，
高浜変電所，白鳥変電所，中舞鶴変電所，弥栄町変電所，
間人変電所，峰山変電所，岩滝変電所，波路変電所，
東舞鶴変電所，岩井変電所，綾部変電所，馬堀変電所，大原野変電所，大宮変電所，西賀茂変電所，上賀茂変電所，
田中変電所，室町変電所，松ヶ崎変電所，山端変電所，
中京変電所，竹間変電所，上鳥羽変電所，蹴上変電所，河原町変電所，寺町変電所，祇園変電所，有隣変電所，
勧進橋変電所，清井町変電所，錦変電所，淀変電所，
丹波橋変電所，伏見変電所，下鳥羽変電所，木幡変電所，小倉変電所，菟道変電所，稲荷変電所，深草変電所，
枇杷庄変電所，市辺変電所，大久保変電所，久御山変電所，
岩田変電所，男山変電所，久世変電所，久津川変電所，
松井変電所，篠山変電所，丹南変電所，ゆりのき台変電所，
弥生が丘変電所，鹿の子台変電所，藤原台変電所，
口酒井変電所，園田変電所，南尼崎変電所，南灘変電所，
旭変電所，ポート南変電所，ポートアイランド変電所，
中山手変電所，楠橋変電所，有馬道変電所，
丸山変電所（兵庫県神戸市），会陽変電所，菅原変電所，
長田変電所，千歳町変電所，鷹取変電所，須磨変電所，
神戸変電所，箕谷変電所，鈴蘭台変電所，高塚山変電所，
樫野台変電所，白川変電所，落合変電所（兵庫県神戸市），
名谷変電所，垂水変電所，舞子変電所，歌敷山変電所，大蔵谷変電所，有瀬変電所，太寺変電所，南明石変電所，
西明石変電所，明石変電所，西大久保変電所，
江井島変電所，土山変電所，奈良変電所，高天町変電所，
平城変電所，南生駒変電所，学園前変電所，富雄変電所，
菅原町変電所，六条西変電所，京終変電所，北之庄変電所，
昭和変電所，二階堂変電所，丹波市変電所，王寺変電所，
真美ヶ丘変電所，市場変電所，高田変電所，西橿原変電所，橿原変電所，田原本変電所，千代変電所，桜井変電所，
畝傍変電所，栄和町変電所，下田変電所，川合変電所，川原樋川変電所，草野川変電所，高月町変電所，
新長浜変電所，長浜変電所，彦根変電所，芹川変電所，
八幡変電所，近江河西変電所，祇王変電所，浜大津変電所，大津変電所，新草津変電所，膳所変電所，松江変電所，
北島変電所，和歌山変電所，貝柄町変電所，宮変電所，
城北橋変電所，湊変電所，手平変電所，堀止変電所，
海南変電所，甲斐川変電所，田辺変電所，新宮変電所，
浜坂変電所，城崎変電所，八鹿変電所，中瀬変電所，―別表-4―

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ－２

城北変電所，城西変電所，総社変電所，宮西変電所，
東延末変電所，城南変電所，手柄変電所，飾磨港変電所，
高畑変電所，一色変電所，矢田川変電所

なお，系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
⑵

系統設備効率化割引の割引区分の適用
イ⑴の割引区分は，10（契約の成立および契約期間）⑴により系統連系受電契約が成立したときの連系変電所等により適用いたします。
なお，連系変電所等については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
また，2024年３月31日までに発電量調整供給契約を締結している発電場所については，原則としてこの約款の実施期日までに当社が選定し，発電者にお知らせした連系変電所等により適用いたします。

ロ⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割
引単価の見直しまでの間に利用する変電所等に変更があった場合であっても，⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化
割引単価の見直しまでの間に適用される割引区分は継続されるものといたします。

ハ⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割
引単価の見直し後に発電量調整供給を開始した場合であっても，⑴の割引区分は，イにより適用するものといたします。ただし，適用される22（系
統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価は見直し後のものといたします。

ニ

2024年４月１日以降，受電地点を新たに設定する発電場所（発電設備等―別表-5―

を新たに使用する場合に限ります。）または同一地点で発電設備等のすべての変更を行なう発電場所について，発電量調整供給の開始または変更以降，⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化
割引単価の見直しを行なった場合における見直し後に適用する割引区分は，その次の⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間１回に限り，次のとおりといたします。ただし，適用される22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の系統設備効率化割
引単価は見直し後のものといたします。
見直し前の割引区分

見直し後の割引区分適用される割引区分

Ａ－１

Ａ－１，Ａ－２，Ａ－３
または割引対象外

Ａ－１

Ａ－１

Ａ－１

Ａ－２，Ａ－３
または割引対象外

Ａ－２

Ａ－１

Ａ－１

Ａ－２

Ａ－２

Ａ－３または割引対象外

Ａ－３

Ｂ－１，Ｂ－２
または割引対象外

Ｂ－１

Ｂ－１

Ｂ－１

Ｂ－２または割引対象外

Ｂ－２

Ａ－２

Ａ－３

Ｂ－１
Ｂ－２

3

契約電力および契約容量の算定方法
19（接続送電サービス）⑵イ(ロ)もしくは(ハ)または20（臨時接続送電サービ
ス）⑵イ(イ)ｂもしくは(ロ)ｂの場合の契約電力または契約容量は，次により算定いたします。ただし，契約電力を算定する場合は，力率（100パーセントといたします。）を乗じます。
⑴

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―別表-6―

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。
⑵

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⑴

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

換 算 容 量入力（ボルトアンペア）
入力（ワット）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
管灯の定格消費電力 （ワット）×125パーセント（ワット）×200パーセント

ロ ネオン管灯
２次電圧（ボルト）

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

3,000

30

80

30

6,000

60

150

60

9,000

100

220

100

12,000

140

300

140

15,000

180

350

180

―別表-7―

ハ スリームラインランプ
管の長さ（ミリメートル）

換 算 容
入力（ボルトアンペア）量
入力（ワット）

999以下

40

40

1,149以下

60

60

1,556以下

70

70

1,759以下

80

80

2,368以下

100

100

ニ 水 銀 灯出力（ワット）

換 算 容 量入力（ボルトアンペア）
高力率型
低力率型

入力（ワット）

40以下

60

130

50

60以下

80

170

70

80以下

100

190

90

100以下

150

200

130

125以下

160

290

145

200以下

250

400

230

250以下

300

500

270

300以下

350

550

325

400以下

500

750

435

700以下

800

1,200

735

1,000以下

1,200

1,750

1,005

―別表-8―

⑵ 誘導電動機
イ

単相誘導電動機(イ)

出力が馬力表示の単相誘導電動機の換算容量（入力〔キロワット〕）

は，換算率100.0パーセントを乗じたものといたします。
(ロ) 出力がワット表示のものは，次のとおりといたします。
換 算 容
入力（ボルトアンペア）
高力率型
低力率型

出
力
（ワット）
35以下

―

160

45以下

―

180

65以下

―

230

100以下

250

350

200以下

400

550

400以下

600

850

550以下

900

1,200

750以下

1,000

1,400

量
入力（ワット）

出力（ワット）×133.0パーセント

ロ ３相誘導電動機
換算容量（入力〔キロワット〕）
出力（馬力）

× 93.3パーセント

出力（キロワット）× 125.0パーセント⑶

レントゲン装置
レントゲン装置の換算容量は，次によります。
なお，レントゲン装置が２以上の装置種別を兼ねる場合は，いずれか大きい換算容量といたします。

―別表-9―

装置種別（携帯型および移動型を含みます。）

最 高 定 格 管 電 管 電 流 （ 短 時 間 換算容量（入力）
圧（キロボルト 定格電流）（ミリ （キロボル トアン ペ
ピーク）
アンペア）
ア）
定格１次最大入力（キロボルトアン
ペア）の値といた
します。

治療用装置

診察用装置

1

20ミリアンペア超過
30ミリアンペア以下

1.5

30ミリアンペア超過
50ミリアンペア以下
50ミリアンペア超過
100ミリアンペア以下
95キロボルトピーク
以下 100ミリアンペア超過
200ミリアンペア以下
200ミリアンペア超過
300ミリアンペア以下
300ミリアンペア超過
500ミリアンペア以下
500ミリアンペア超過
1,000ミリアンペア以下

10200ミリアンペア以下

5200ミリアンペア超過
300ミリアンペア以下
300ミリアンペア超過
500ミリアンペア以下
500ミリアンペア超過
1,000ミリアンペア以下

6

13.5

500ミリアンペア以下

9.5500ミリアンペア超過
1,000ミリアンペア以下

16

500ミリアンペア以下

11500ミリアンペア超過
1,000ミリアンペア以下

19.5

95キロボルトピーク
超過
100キロボルトピーク
以下

100キロボルトピーク
超過
125キロボルトピーク
以下
125キロボルトピーク
超過
150キロボルトピーク
以下

蓄電器放電式
診察用装置

20ミリアンペア以下

コンデンサ容量
0.75マイクロファラッド以下
0.75マイクロファラッド超過
1.5マイクロファラッド以下
1.5マイクロファラッド超過
3マイクロファラッド以下―別表-10―

2
3
4
5
7.5

8

1
2
3

⑷

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
最大定格１次入力
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（キロワット） =⑸

実測した１次入力
× 70パーセント（キロボルトアンペア）

そ の 他
イ

⑴，⑵，⑶および⑷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

平均力率早見表⑴

この約款における平均力率は次表によります。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。

⑵

有効電力量および無効電力量の計量については， 30（計量）に準ずるもの
といたします。ただし，有効電力量または無効電力量は， 30（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧または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，受電電圧または供給電圧と同位にするために，原則として３パーセントの損失修正率によって修正したものといたします。
―別表-11―

Wo/Wの値

平均力率（％）

Wo/Wの値

平均力率（％）

0.0000から0.1004まで

100

1.0932から

1.1231まで

67

0.10050.175299

1.1232

1.153666

0.17530.227998

1.1537

1.1848650.22800.271897

1.18491.216664

0.27190.310696

1.21671.249063

0.31070.346195

1.24911.282262

0.34620.379394

1.2823

1.316161

0.37940.410893

1.31621.3508600.41090.4409921.35091.386459

0.44100.470191

1.38651.4229580.4702

0.498490

1.42301.460357

0.49850.526189

1.4604

1.498856

0.5262

0.553388

1.49891.538455

0.55340.580187

1.5385

1.579254

0.58020.606686

1.57931.621153

0.6067

0.632985

1.6212

1.664452

0.63300.659084

1.66451.709151

0.65910.685083

1.70921.755450

0.6851

0.711082

1.75551.803149

0.71110.7370811.8032

1.852648

0.7371

0.7630801.85271.9039470.76310.789279

1.90401.957146

0.78930.815478

1.95722.012445

0.81550.841977

2.01252.0700440.84200.868576

2.07012.1299430.86860.895475

2.13002.1923420.89550.922574

2.19242.2576410.92260.950073

2.25772.3258400.95010.977872

2.32592.397239

0.97791.006071

2.39732.472138

1.00611.034570

2.47222.550737

1.0346

1.0636692.55082.633436

1.0637

1.093168

2.63352.720635―別表-12―

Wo/Wの値

平均力率（％）

Wo/Wの値

平均力率（％）

2.7207から

2.8126まで

34

5.9776から

6.3736まで

16

2.81272.909933

6.37376.8237152.91003.013032

6.82387.3396143.0131

3.122531

7.33977.937313

3.1226

3.239030

7.93748.638012

3.2391

3.363329

8.63819.471211

3.36343.496228

9.471310.478710

3.49633.638927

10.4788

11.722193.63903.791926

11.7222

13.29588

3.79203.957225

13.2959

15.35217

3.95734.136224

15.352218.15436

4.13634.330523

18.1544

22.199754.33064.542422

22.1998

28.553944.54254.774421

28.5540

39.987534.77455.029820

39.9876

66.66672

5.02995.3121

19

66.6668

199.9975

1

5.31225.626118

199.9976∞

5.6262

5.977517（注）１
２

W……有効電力量（kWh）

Wo……無効電力量（kvarh）

Wo/Wは小数点以下第４位までとし，第５位で四捨五入するもの
といたします。

３ この表は平均力率＝います。

―別表-13―×100の算式により計算されて6

契約負荷設備の総容量の算定⑴

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(ロ)(イ)以外の場合
１差込口につき⑵50ボルトアンペア

100ボルトアンペア⑴により，契約負荷設備の総容量を算定することが不適当と認められる場
合は，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，寮，アパート等は，建物構造を参考に協議決定いたします。

7

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⑴

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10（発電計画・調達計
画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における発電計画といたします。
ただし，発電契約者が通知した販売計画または調達計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ

発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場約―別表-14―

定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）
ロ

発電契約者が通知した販売計画または調達計画のうち，イ以外の分が取
引相手の対応する計画と一致しない場合
発電契約者の販売計画または調達計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において発電契約者が通知した発電計画と調達計画の合計値が販売計画と一致しない場合は，販売計画から調達計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における発電計画とみなします（以下「みなし発電計画」といいます。）。
この場合の発電バランシンググループごとの発電計画は，30分ごとに次の算式によりえられた値とみなします。
当日計画の通知の期限における発電バランシンググ
発電バランシング
ループごとの発電計画の値
グ ル ー プ ご と の ＝ みなし発電計画の値 ×
当日計画の通知の期限に発電計画
おける発電計画の値⑵

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９（需要計画・調達計画・販売
計画）に定める当日計画の通知の期限における需要想定値といたします。
ただし，契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる
場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
イ

契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場約定
後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定が―別表-15―

ない場合は零とみなします。）
ロ

契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，イ以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
なお，当日計画の通知の期限において契約者が通知した需要想定値と需要想定値に対する取引計画が一致しない場合は，調達計画から販売計画を差し引いた値を当日計画の通知の期限における需要想定値とみなします。
⑶

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11（需要抑制計
画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限
における需要抑制計画といたします。
ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。
(イ)

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合
卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場約
定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）(ロ)

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，(イ)以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合
需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
ロ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または需要抑制量調整受電計
画差対応余剰電力量の算定上，次の(イ)または(ロ)に該当する場合は，次に定―別表-16―

める値を需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この場合，みなし需要抑制計画が負となるときの31（電力および電力量の算定）⒁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。
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
需要抑制バラン
画の値
シ ン グ グ ル ー プ ＝ みなし需要抑制
×ごとのみなし需計画の値
当日計画の通知の期限にお
要抑制計画
ける需要抑制計画の合計値(イ)

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値
といたします。）を上回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ロ)

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値
といたします。）を下回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から差し引いた値
8

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。
⑴

定額制供給の場合の接続供給電力量
イ

接続供給電力量の算定式
その１月の接続供給電力量は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定いたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，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―別表-17―

じた値といたします。

電
灯
定
額
接
続
送
電
サ
ー
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

小型機器である契約負荷設備１機器につき

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

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。
⑵

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または契約容量の変更があった場合は，料金の計算上区分すべき期間の日数に契約電力または契約―別表-18―

容量を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。
(イ) 前月または前年同月の接続供給電力量による場合
前月または前年同月の接続供給電力量
前月または前年同月の料金の算定期間の日数

×協定期間の日数(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，63（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。

ホ

公差をこえる誤差により修正する場合
計量電力量
100パーセント＋（±誤差率）
なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量を対象として協定いたします。
(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―別表-19―⑶⑴または⑵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，⑵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。

⑷

発電量調整受電電力量の協定については，⑵および⑶に準ずるものといたします。

―別表-20―9需要計画・調達計画・販売計画
需要計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は，次のとおりといたします。
対象期間

年間計画 月間計画 週間計画
（第１年 （翌月，度，第２ 翌々月） （翌週，
翌々週）
年度）

通知の期限

毎週
水曜日
午前10時

毎年
10月31日

毎月１日

翌々日
計画

翌日計画 当日計画

毎日
午前10時

30 分 ご と
の実需給
毎日
の開始時
午前12時 刻 の １ 時
間前

各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週 間 計 画 と需要 の接続対象 の接続対象 関が指定す 同 一 の 時 刻 30分ごとの接続対想定値 電力の最大 電力の最大 る時刻の日 の 接 続 対 象 象電力量値および最 値および ごとの接続 電力
小値
最小値
対象電力
各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週 間 計 画 との接続対象 の接続対象 関が指定す 同 一 の 時 刻
知
電力の最大 電力の最大 る時刻の日 の 接 続 対 象
値および最 値および最 ごとの接続 電 力 に 対 すの小値に対す 小値に対す 対象電力に る 発 電 契 約
需要想定 る発電契約 る発電契約 対する発電 者 ， 契 約 者
内 値に対す 者，契約者 者，契約者 契約者，契 ま た は 需 要
る調達計
抑制契約者
容 画・販売 または需要 または需要 約者または ご と の 調 達
抑制契約者 抑制契約者 需要抑制契
計画ごとの調達 ごとの調達 約者ごとの 分 お よ び 販
分および販 分および販 調達分およ 売 分 の 計 画
売分の計画 売分の計画 び販売分の 値
値
値
計画値
供給力未調達分の計画値（自己等への電気の供給の場合を除く）
通

30分ごとの接続対
象電力量に対する発電契約者，契約者または需要抑制
契約者ごとの調達分および販売分の
計画値

－

（注）１

需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。

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。

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。

４

翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

―別表-21―10

発電計画・調達計画・販売計画
発電計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は，次のとおりといたします。

対象期間

通知の期限

年間計画 月間計画 週間計画
（第１年 （翌月，度，第２ 翌々月） （翌週，
翌々週）
年度）

毎年
10月31日

毎月１日

毎週
水曜日
午前10時

翌々日
計画

翌日計画 当日計画

毎日
午前10時

原則とし
て 30 分 ご
毎日との実需
午前12時 給 の 開 始
時刻の１
時間前

力広域的
各月の平日 各週の平日 電
運
および休日 および休日 営 推 進 機 週 間 計 画 とが 指 定 す 同 一 の 時 刻 30分ごとの発電量の発電量調 関発電計画 の発電量調る
刻 の 日 の 発 電 量 調 調整受電電力量
整受電電力 整受電電力 ご 時と
発 電 整受電電力の最大値お の最大値お 量 調 の
整
よび最小値 よび最小値 電力 受 電
各月の平日 各週の平日 電力広域的
営推進機 週間計画とおよび休日 および休日 運
関指定す 同一の時刻の発電量調 の発電量調 るが時の日 の発電量調
通整受電電力 整受電電力 ごと刻の
電 整 受 電 電 力 30分ごとの発電量の最大値お の最大値お 量調整発知
受び最小値 よび最小値 電力に対電に 対 す る 契 調整受電電力量に調達計画 よす
対する契約者，発の ・販売計 に 対 す る 契 に 対 す る 契 る 契 約 者 ， 約 者 ， 発 電 電契約者または需約 者 ， 発 電 約 者 ， 発 電 発 電 契 約 者 契 約 者 ま た 要抑制契約者ごと
画
契 約 者 ま た 契 約 者 ま た ま た は 需 要 は 需 要 抑 制 の調達分および販
内は 需 要 抑 制 は 需 要 抑 制 抑 制 契 約 者 契 約 者 ご と 売分の計画値
契約者ごと 契約者ごと ごとの調達 の調達分お
容の調達分お の調達分お 分および販 よび販売分
よ び 販 売 分 よ び 販 売 分 売 分 の 計 画 の計画値
の計画値
の計画値
値
作業の開始 日時，作業の終了日 時，停止
発電設備 内容，その 他 必要な等の停止 項目
計画
－
－

－

－

－

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。

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。
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。
―別表-22―３４５６

計画外作業および計画作業の変更分については，発生のつど，すみやかに提出していただきます。
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。
翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

―別表-23―

11

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容は，次のとおりといたします。

対象期間

年間計画 月間計画 週間計画
（第１年 （翌月，度，第２ 翌々月） （翌週，
翌々週）
年度）

通知の期限

毎週
水曜日
午前10時

毎年
10月31日

毎月１日

翌々日
計画

翌日計画 当日計画

毎日
午前10時

30分ごと
の実需給
の開始時
刻の１時
間前

毎日
午前12時

各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週 間 計 画 との需要抑制 関が指定す 同 一 の 時 刻 30分ごとの需要抑
需要抑制 の需要抑制
量調整受電
量調整受電 る時刻の日 の 需 要 抑 制 制量調整受電電力
計画
電力の最大 電力の最大 ごとの需要 量 調 整 受 電 量値および最 値および最 抑制量調整 電力
小値
小値
受電電力
各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週間計画との需要抑制 の需要抑制 関が指定す 同一の時刻
知量 調 整 受 電 量 調 整 受 電 る 時 刻 の 日 の 需 要 抑 制 30分ごとの需要抑
電 力 の 最 大 電 力 の 最 大 ご と の 需 要 量 調 整 受 電 制量調整受電電力の値および最 値および最 抑制量調整 電力に対す 量 に 対 す る 契 約
調達計画
小値に対す 小値に対す 受電電力に る契約者，
内・販売計 る 契 約 者 ， る 契 約 者 ， 対 す る 契 約 発 電 契 約 者 者，発電契約者ま発 電 契 約 者 発 電 契 約 者 者 ， 発 電 契 ま た は 需 要 たは需要抑制契約
容 画
ま た は 需 要 ま た は 需 要 約 者 ま た は 抑 制 契 約 者 者ごとの調達分お抑 制 契 約 者 抑 制 契 約 者 需 要 抑 制 契 ご と の 調 達 よび販売分の計画ごとの調達 ごとの調達 約者ごとの 分および販 値
分および販 分および販 調達分およ 売分の計画
売分の計画 売分の計画 び販売分の 値
値
値
計画値
通

ベース
ライン
（注）１
２
３
４

－

－

－

－

－

30分ごと
の値

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。
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。
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。
翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

―別表-24―

12 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。
⑴

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）

コンデンサ取付容量（マイクロファラッド）

10

3.5

15

4.5

20

5.5

30

9

40

14

60

17

80

25

100

30

40

3.5

60

4.5

80

5.5

100

7

変圧器２次電圧
（ボルト）

変圧器容量
（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）

3,000

80

20

6,000

100

30

9,000

200

50

12,000300

50

15,000

350

75

100

200

ロ ネオン管灯―別表-25―

ハ 水 銀 灯
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

出力（ワット）

⑵

50以下

30

7

100以下

50

9

250以下

75

15

300以下

100

20

400以下

150

30

700以下

250

50

1,000以下

300

75

誘導電動機
イ 個々にコンデンサを取り付ける場合(イ) 単相誘導電動機

電 動 機
定格出力

コンデンサ
取付容量
（マイクロ
ファラッド）

馬

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トップランナーモータの基準を満たす電動機
馬 力 1/4 1/2 1 2 3 5 7.5 10 15電 動 機
定格出力 キ ロ
ワット 0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5 11
コンデンサ ２極 60ヘルツ － －
取付容量
60ヘルツ － －（マイクロ ４極
ファラッド） ６極60ヘルツ － －

20

25

30

40

50

15 18.5 22

30

37

20

30

40

50

30

40

50

75 100 150 200 250 300 400 500 7003050

75 100 150 200 300 300 400 400 500 750―別表-26―75 100 150 150 200 250 300 400

ｂその他の電動機馬 力 1/4 1/2 1 2 3 5 7.5 10 15電 動 機
定格出力 キ ロ
ワ ッ ト 0.2 0.4 0.75 1.5 2.2 3.7 5.5 7.5 11
コ ン デ ン サ 取 付 容 量 10（マイクロファラッド）

ロ

15

20

30

40

50

20

25

30

40

50

15 18.5 2230

37

75 100 150 200 250 300 400 500

一括してコンデンサを取り付ける場合やむをえない事情によって２以上の電動機に対して一括してコンデンサを取り付ける場合のコンデンサの容量は，各電動機の定格出力に対応するイに定めるコンデンサの容量の合計といたします。

⑶

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
45
溶
接
機 3
5
7.5
10
15
20
25
30
35
40
以上
最 大 入 力 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 以上 50（キロボルトアンペア）
未満
コンデンサ
取 付 容 量 100 150 200 250 300 400 500 600 700 800 900（マイクロファラッド）ロ 交流抵抗溶接機
イの容量の50パーセントといたします。

⑷

そ の 他
⑴，⑵および⑶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。

13 標準設計基準⑴

適イ

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，その他の法令，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。
―別表-27―

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，その設計を標準設計といたします。

⑵

低圧または高圧電線路
イ 通則(イ) 電圧降下の許容限度
低圧または高圧電線路における電圧降下の限度の標準は，次表の値といたします。この場合，電線路は受電地点または供給地点から当該の需要に電気を供給する発変電所の引出口に設置する断路器もしくはこれに相当する機器または供給用変圧器の負荷側接続点までといたします。
低圧

高圧

公称電圧（ボルト）

100

200

6,600

電圧降下（ボルト）

6

20

600

ただし，既設電線路を利用する場合または他の需要と同時に供給設備を施設する場合は，他の需要の電圧降下および法令で定められた電圧維持基準等を考慮して施設いたします。
(ロ) 経 過 地
低圧または高圧電線路の経過地は，地形その他用地の事情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
低圧または高圧電線路は架空電線路といたします。ただし，架空電線路とすることが法令上不可能な場合または技術上，経済上もしくは用地の確保が著しく困難な場合は他の方法によります。
ロ 低圧または高圧架空電線路(イ) 電線路の施設ａ低圧または高圧架空電線路は，単独電線路の新設，他の架空電線路―別表-28―

との併架，電線張替えまたは負荷分割のうち，線路の保守および保安に支障を来たさない範囲で，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。

(ロ) 支持物の種類
低圧または高圧架空電線路の支持物には，原則として，工場打鉄筋コンクリート柱で，無着色のものを使用いたします。ただし，周囲の状
況，地形または経済上適当でない場合には，他の支持物を使用することがあります。
(ハ) 標準径間
低圧または高圧架空電線路の標準径間は，原則として次表の値といた
します。
最大径間
（メートル）60(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，次表の値を標準といたします。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，装柱等の関係から必要な場合は，この長さ以外のものといたします。
（単位：メートル）
装

柱

長 さ

低

圧

12

高

圧

14

高低圧併架

14

(ホ) が い し低圧または高圧架空電線路のがいしは，原則として次表のものを使用いたします。
―別表-29―

電

使用箇所

引通箇所

引留箇所

圧

低圧引留がいし

低圧引留がいし

低 圧 引 込低圧引留がいし

低圧引留がいし
低圧引留三角がいし
低圧引留バインドレスがいし

高圧ピンがいし高圧耐張がいし限流アークホーン付引通がいし限流アーク付引留がいし

圧
低

高

圧

(ヘ) 電線の種類および太さａ

低圧または高圧架空電線の導体には，硬銅線またはアルミ線を使用
いたします。ただし，技術上，経済上不適当な場合は，他の適当な材質のものを使用いたします。

ｂ

低圧または高圧架空電線および低圧または高圧架空引込線には，絶縁電線を使用いたします。

ｃ

低圧または高圧架空電線路の電線の太さは，許容電流，電圧降下および機械的強度を考慮して，次表により選定いたします。
架空電線の太さの最低限度
電圧

直径（ミリメートル）

低

圧

5.0

低圧引込

2.6

高

5.0

圧

（注） 低圧架空引込線については，特殊なものは，上表にかかわらず2.0ミリメートルを使用することがあります。

―別表-30―硬銅線の種類，太さおよび許容電流（単位：アンペア）
単線（ミリメートル）2.6 3.2 4.0 5.0 5.5
屋外用ビニル絶 低圧線 － － － 103 －
縁電線（OW） 引込線 44 58 78 － －600ボルトビニル絶縁電線 48 62 81 － －（IV）
引込用ビニル絶 2心
38 50 － － －縁電線（DV） 3心＊ 34 44 － － －

低
圧
絶
縁
電
線 600ボルトビニル絶縁ビニ
ルシースケーブル（VV）

より線（平方ミリメートル）
8 14 22 38 60 80 100－ － － 153 206 － 302－ － 112 153 206 － 302－ 88 115 162 217 － 298－ 70 92 － － － －－ 62 80 113 152 － －34 － － － － 43 57 81 113 152 － 209

高圧架橋ポリエチレン絶
高圧 縁電線（OC）
絶縁
電線 高圧引下用架橋ポリエチ
レン絶縁電線（PDC）－ － － 146 － － － － － － 335 －－ － － － 71 － － － － － － －＊交流単相３線式の場合は２心の許容電流を適用する。

アルミ線の種類，太さおよび許容電流（単位：アンペア）
アルミより線（平方ミリメートル）
25
着雪防止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
低圧絶縁 （SN-ACSR/AC-OC)
低風圧形屋外用アルミ覆鋼心アルミ導体
電線
架橋ポリエチレン絶縁電線(ACSR/AC-OC-L)
高圧絶縁 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
電線(ACSR/AC-OC-L)

32

58 120130 － 215 －
－

－

－ 335

－ 146 － 335(ト) 柱上変圧器の容量
柱上変圧器の容量は，次表により，技術上，経済上適当なものを選定いたします。
容量（キロボルトアンペア）
10

20

30

50

75

―別表-31―

100

133

（注）

３相電力負荷に対しては，単相変圧器２台をⅤ結線または３台を△結線により使用することがあります。

(チ) 開閉器の取付けおよび容量ａ

高圧架空電線路を操作または保守するために必要な箇所には，気中開閉器を施設いたします。ただし，気中開閉器の施設が技術上，経済上不適当な場合には，他の種類の開閉器を施設することがあります。

ｂ

開閉器の容量は，次表により，技術上，経済上適当なものを選定いたします。
容量（アンペア）

100

200

300

400

(リ) その他装柱付属品等に関する事項
ａ

低圧または高圧架空電線路の装柱は複雑にならないように考慮し，標準装柱は，低圧線は垂直配列，高圧線は水平配列といたします。ただし，付近の樹木や建造物等の状況によっては，他の配列とすることがあります。

ｂ

低圧架空電線路で垂直配列する場合のアームは，ラック金物を使用いたします。また，高圧架空電線路で水平配列する場合のアームは，
軽量腕金を使用いたします。

ｃ

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。

ｄ

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。

(ヌ) 特殊地域の施設ａ

塩害地域に施設する低圧または高圧架空電線路のがいし，柱上変圧器，開閉器等の機器および材料は，耐塩構造のものを使用し，耐塩施設を行ないます。
なお，塩害地域とは，海岸からおおむね２キロメートル以内で，塩害を受ける地域をいいます。

ｂ

雷雨発生のおそれの多い地域に施設する低圧または高圧架空電線路―別表-32―には，その程度に応じ，架空地線の施設，避雷器等の取付数の増加等の耐雷施設の強化を行ないます。
ｃ
ハ

雪害地域については，その程度に応じた対策を実施いたします。

低圧または高圧地中電線路(イ) 施設方法
低圧または高圧地中電線路の施設方法は，管路式といたします。ただし，次の場合は直接埋設式または暗きょ式によることがあります。
ａ

直接埋設式
重量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
当該線路を含めて相当多数のケーブルを同一の場所等に施設する場
合(ロ) ケーブルの種類および太さ
低圧または高圧地中電線路に使用するケーブルの種類および太さは，
許容電流，短絡電流，電圧降下，施設方法等を考慮して，次表により選定するものといたします。ただし，技術上，経済上やむをえない場合
は，他の種類のケーブルを使用することがあります。
なお，ケーブルの許容電流は，日本電線工業会規格の算定方法に準じ，施設条件を考慮して算定いたします。
公称電圧
（ボルト）
600

種

類

架橋ポリエチレン
ケーブル（CVT）

6,600

導体の公称断面積（平方ミリメートル）
8
60
250

14
100
325

22
150
400

38
200

38
200

60
250

100
325

150

(ハ) 開閉器の施設および容量ａ

高圧地中電線路を操作または保守するために必要な箇所には開閉器―別表-33―

を施設いたします。
ｂ

開閉器の容量は，次表の値といたします。
容量（アンペア）

400(ニ) 変圧器の施設および容量変圧器の容量は，次表により，技術上，経済上適当なものを選定いたします。
容量（キロボルトアンペア）

⑶

単 相 用

100

150

灯力共用

75+50

100+50特別高圧電線路イ 通則(イ) 電圧降下の許容限度
特別高圧電線路における電圧降下の限度の標準は，次表の値といたします。この場合，電線路は受電地点または供給地点から当該の需要に電気を供給する発変電所の引出口に設置する断路器の負荷側接続点までといたします。
公称電圧（キロボルト）

22

33

77

電圧降下（キロボルト）

2

3

7

ただし，既設電線路を利用する場合または他の需要と同時に供給設備を施設する場合は，他の需要の電圧降下を考慮して施設いたします。
(ロ) 経過地等
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，地形その他用地の事情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。
なお，この場合，受電地点または供給地点に至るまでの供給設備は，―別表-34―

原則として，当社の発電所相互間，変電所相互間または発電所と変電所との間を連絡する電線路からの分岐を行ないません。
(ハ) 電線路の種類
特別高圧電線路は架空電線路といたします。ただし，架空電線路とすることが法令上不可能な場合または技術上，経済上もしくは用地の確保が著しく困難な場合は他の方法によります。
ロ

特別高圧架空電線路(イ) 電線路の施設
ａ

特別高圧架空電線路は，単独電線路の新設，他の架空電線路との併架または電線張替え等のうち，技術上および用地の確保が著しく困難な場合を除き，最も経済的な方法により施設いたします。

ｂ

他の架空電線路との併架により施設する場合の電線架線順位は，原則として電圧の高いものを上部，電圧の低いものを下部といたします。

(ロ) 支持物の種類
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，33キロボルト以下の特別高圧架空電線路を道路上または道路沿いに施設する場合は，原則として，工場打鉄筋コンクリート柱
で，無着色のものを使用いたします。
(ハ) 標準径間ａ

特別高圧架空電線路の標準径間は，原則として次表の値といたしま
す。
支持物種類
鉄

ｂ

標準径間（メートル）

塔150～300

そ の 他

30～200(ロ)ただし書により施設する電線路の標準径間は，原則として次表の値といたします。
―別表-35―

最大径間（メートル）60(ニ) 電線間隔
特別高圧架空電線路の電線間隔は，降雪の多い地域または特殊箇所を除き，次表の値を標準といたします。
（単位：メートル）
１ 回 線

33キロ
ボルト以下

77キロ
ボルト

２

回

線

ａ

ｂ

ｃ

ｄ

ａ

ｂ

ｃ

ｄ

ｅ

ｆ

1.5
～

3.6
～

1.5
～

1.6
～

3.0
～

3.6
～

3.2
～

1.5
～

1.6
～

1.6
～

1.6

4.4

2.1

2.2

3.2

4.4

3.6

2.1

2.2

2.2

2.1

5.4

1.9

2.6

4.2

5.4

4.6

1.9

2.6

2.3

～

～
7.2

～

～
3.2

～
5.4

～
7.2

～
6.0

～
3.3

～
3.2

～
2.8

2.7

3.3

(ホ) が い しａ

特別高圧架空電線路のがいしは，原則として250ミリメートル標準―別表-36―

懸垂がいしを使用いたします。
ｂ(ロ)ただし書により施設する電線路には，アークホーン付ＬＰがいしまたはポリマー引留がいしを使用いたします。

ｃ

懸垂がいしの連結個数は，次表の値とし，その他のがいしを使用する場合はこれに準じます。

想定最大等価塩分付着密度（ミリグラム/平方センチメートル）

0.125以下

海岸からの距離 台 風 塩 害 に 対 し

10以上（キロメートル） 季節風塩害に対し

３以上

公 称

電

圧

（キロボルト）

0.25以下
３以上
10未満
１以上
３未満

0.5以下

1.0以下

３未満
１未満

海水のし
ぶきが直
接かかる
地区

22

４個

４個

４個

４個

33

４個

４個

４個

４個

77

６個

７個

８個

９個

（注） 工場地帯等のとくに煙じん汚損のひどい場所に設置する場合は，上表の個数にさらに１～２個追加することがあります。

(ヘ) 電線の種類および太さａ

特別高圧架空電線路の電線は，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，機械的強度上とくに必要のある場合，腐食のおそれがある場
合等特別の場合は，他の電線を使用することがあります。

ｂ(ロ)ただし書により施設する電線路には，原則として硬銅線の水密圧
縮形屋外用架橋ポリエチレン絶縁電線またはアルミ線の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を使用いたします。

ｃ

特別高圧架空電線路の電線の太さは，許容電流，短絡電流，電圧降下，機械的強度，横断物件，電波障害等を考慮して定め，次表から必要最小のものを使用いたします。ただし，他の架空電線路との併架により施設する場合は，弛度の関係から既設架空電線と同じ太さのものを使用することがあります。
―別表-37―

⒜特別高圧架空電線路
裸硬銅より線（ＨＤＣＣ）

アルミ覆鋼心アル アルミ覆鋼心耐熱
ミより線
アルミ合金より線（ＡＣＳＲ/ＡＣ） （ＴＡＣＳＲ/ＡＣ）

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 （アンペア） （平方ミリメー （アンペア） （平方ミリメー （アンペア）
トル）
トル）
トル）

⒝

55

299

80

314

610

1,747

75

359

100

360

810

2,058

100

434

120

415

1,160

2,649

150

562

160

484

200

675

240

634

330

751

410

871

610

1,085

(ロ)ただし書により施設する電線路
水密圧縮形屋外用架橋ポリエチ
レン絶縁電線（SB-OCW）

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)

公称断面積（平方ミリメートル）

許容電流（アンペア）

公称断面積（平方ミリメートル）

許容電流（アンペア）

80

338

120

338

(ト) 架空地線の施設
ａ

77キロボルト以上の特別高圧架空電線路のうち，鉄塔を使用する線
路には，すべて架空地線を施設いたします。

ｂ

架空地線の種類および太さは，機械的強度上または電磁誘導障害対策上とくに必要のある場合，腐食のおそれのある場合等特別の場合を除き，その線路の設計条件にもとづいて次表により選定いたします。

―別表-38―

地線種類

アルミ覆鋼より線（AC）

公称断面積（平方ミリメートル）
ｃ

55

70

90

支持物の接地抵抗が高い場合には，埋設地線等を施設いたします。

(チ) 架空電線の地表上の高さ
特別高圧架空電線路の架空電線の最低地上高は，原則として次表の値
といたします。
（単位：メートル）

平

地

33キロ
ボルト以下

77キロ
ボルト

中高層建造物があるか，または将来その建設が予想される地域

16（10）

17

２階建建造物があるか，または将来その建設が予想される地域

13（10）

14

9（６）

10

6（５）

7

その他の地域
山地，山林で人が容易に立入れない地域（注） １

その他の地域については，技術上，経済上適当と認められる
地上高によります。
２ （ ）内は，(ロ)ただし書により施設する電線路の場合といたします。

(リ) その他装柱付属品等に関する事項
ａ

特別高圧架空電線路のがいし装置（(ロ)ただし書により施設する電線路を除きます。）には，アークホーン，アーマロッドを施設いたします。

ｂ(ロ)ただし書により施設する電線路の重要機器およびケーブルとの接続点には，原則として避雷器を施設いたします。

ｃ

分岐箇所には，必要に応じ開閉型端子または開閉器を施設いたします。

(ヌ) ブロッキングコイルの施設
搬送波の重畳されている電線路から分岐電線路を施設する場合は，原
―別表-39―

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 特別高圧地中電線路(イ) 施設方法
特別高圧地中電線路の施設方法は，管路式または暗きょ式といたします。ただし，重量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は，直接埋設式によることがあります。
(ロ) ケーブルの種類および太さ特別高圧地中電線路に使用するケーブルの種類および太さは，許容電流，短絡電流，電圧降下，施設方法等を考慮して，次表により選定いた
します。ただし，技術上，経済上やむをえない場合は，他の種類および太さのケーブルを使用することがあります。
なお，ケーブルの許容電流は，日本電線工業会規格の算定方法に準じ，施設条件を考慮して算定いたします。
公称電圧

22キロボルト種

架橋ポリエチレン 架橋ポリエチレン 架橋ポリエチレン 架橋ポリエチレン
ケーブル（CVT） ケーブル（CVT） ケーブル（CVT） ケーブル（CV）

類

線 心 数

導

体

の

公称断面積
（平方ミリメートル）

33キロボルト

77キロボルト

３心

３心

３心

単心

60
100
150
200
250
325
400

60
100
150
200
250
325
400

100
150
200
250
325
400

400
600
800
1,000
1,200
1,500
1,800
2,000

―別表-40―

⑷

変電設備
イ

通

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台数は，次表を標準といたします。
公称電圧 母線形態

補

結

線

法

機

器

名

台

数

プラグイン形しゃ断器

１

台

断

路

器

１

台

変

流

器

２

台

零 相 変 流 器

１

台

配

盤

１

式

プラグイン形しゃ断器

１

台

断

路

器

１

台

変

流

器

２

台

零 相 変 流 器

１

台

配

１

式

助

母線付

6.6キロ
ボルト

電

切替断
路器付

電

盤

（注） １ 切替断路器付に記載の台数は引出設備１回線分といたします。
２

接地装置については，固体絶縁開閉装置を使用する場合は，線路側に１台設置することがあります。

―別表-41―公称電圧 母線形態

結 線

法

機
し

単母線

22キロ
ボルト
33キロ
ボルト
補

器

ゃ

名
断

台

数

器

１

台

断

路

器

２

台

変

流

器

３

台

計 器 用 変 圧 器

１

台

配

盤

１

式

プラグイン形しゃ断器

１

台

断

路

器

１

台

変

流

器

３

台

計 器 用 変 圧 器

１

台

配

１

式

電

助

母線付

電

盤

（注） １ 接地装置については，原則として線路側に１台設置いたします。
２ 計器用変圧器は，検圧装置とすることがあります。
３ 変流器については，用途，制御回路の構成によって台数が増減することがあります。
４ 耐雷設計上，線路側に避雷器を設置することがあります。
５ 変電所の中性点接地方式により零相変流器を設置することがあります。

―別表-42―公称電圧 母線形態

結

線

法

機
し

単母線

77キロ
ボルト

（注） １

２
３
４
５

ゃ

名
断

台

数

器

１

台

断

路

器

２

台

変

流

器

７

台

計 器 用 変 圧 器

１

台

配

盤

１

式

器

１

台

し

複母線

器

電
ゃ

断

断

路

器

３

台

変

流

器

７

台

計 器 用 変 圧 器

１

台

配

１

式

電

盤

接地装置は，原則として線路側に１台設置いたします。ただし，ガス絶縁開閉装置を使用する場合は，しゃ断器の両端にも設置することがあります。
計器用変圧器は，コンデンサ形計器用変圧器とすることがあります。
変流器については，用途，制御回路の構成によって台数が増減することがあります。
しゃ断器がプラグイン形の場合には，単母線にあっては断路器２台を，複母線にあっては断路器１台を省略いたします。
耐雷設計上，線路側に避雷器を設置することがあります。

―別表-43―

凡例

しゃ断器 プラグイン形
し ゃ 断 器

断路器

接地装置

変流器

零 相
変流器

計器用
変圧器

ハ しゃ断器(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，その使用回

路の公称電圧（以下「回路電圧」といいます。）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れることが予定されている系統構成について計算した短絡電流から判断して，次表から必要最小のものを選定いたします。
(ロ) 系統構成は10年程度先を目標といたします。
回路電圧 定格電圧
定格電流
定格しゃ断電流（キロボルト）（キロボルト） （アンペア） （キロアンペア）

型

式

6.6

7.2

600

12.5

真空型

ガス型

22

24

600

25

同

上

33

36

600

16

同

上

77

84

800 1,200
2,000

20 25 31.5

同上ニ 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で必要な定格短時間電流から判断して，次表から必要最小のものを選定いたします。
(ロ) 系統構成は10年程度先を目標といたします。

―別表-44―回路電圧 定格電圧
定格電流
定格短時間電流（キロボルト）（キロボルト） （アンペア） （キロアンペア）

型
三

式

6.6

7.2

600

12.5

極

単

投

22

24

600

25

同

上

33

36

600

16

同

上

77

84

800 1,200
2,000

20 25 31.5

同上

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で必要な定格短時間電流から判断して，必要最小のものを選定いたします。
(ロ) 系統構成は10年程度先を目標といたします。
ヘ

計器用変圧器
計器用変圧器は，当社で一般的に使用しているもののなかから回路電圧，使用負担に応じ，必要最小のものを選定いたします。

ト

配 電 盤
配電盤には，原則として電流計およびしゃ断器等の操作用開閉器ならびに運転に必要な装置を取り付けます。また，必要に応じ電力量計，無効電
力量計，電圧計等を取り付けます。

チ

保護装置
電線路に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，原則として電線路には自動再閉路継電器を施設いたします。

⑸

電力保安通信設備
イ

施設基準
(イ)

給電指令等，電力系統の運用に必要となる給電情報伝送設備を施設い

たします。
(ロ)

電力保安の確保に必要となる場合または給電指令上必要となる場合に―別表-45―

は，保安通信電話用設備を施設いたします。
(ハ)

電力系統の保護に必要となる場合には，系統保護情報伝送設備を施設いたします。
ロ 施設方法既設設備と協調を図ることを基本とし，技術上，経済上最も適当な方法により施設いたします。
14

スポットネットワーク方式の工事費の算式
69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)ｃの工事費の算定は，次の算式によります。
工事費相当額 × 工事こう長 ×

新増加接続送電サービス契約電力
１×
利用回線数－1100

この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。
69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ ×｛100パーセント＋ 20パーセント×（利用回線数－1）｝(イ)ｂの工事費単価―別表-46―

系統連系技術要件〔託送供給等約款別冊〕

2024 年 ４ 月 １ 日 実施

関西電力送配電株式会社

系

統

連

系

技

術

要

件

〔託送供給等約款別冊〕
目

次

Ⅰ 総

則······································································································ Ⅰ-1

１目

的 ······································································································ Ⅰ-1

２

適 用 の 範 囲 ······································································································ Ⅰ-1

３

協議 ······································································································ Ⅰ-1

Ⅱ 発電設備等の低圧配電線との連系要件 ······················································Ⅱ-1
４

電

気

方

式 ·······················································································Ⅱ-1

５

運転可能周波数 ·······················································································Ⅱ-1

６

力

７

高

８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制································Ⅱ-2

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ·······································Ⅱ-310

不要解列の防止 ·······················································································Ⅱ-3

11

保護リレーの設置 ····················································································Ⅱ-6

12

保護リレーの設置場所 ············································································Ⅱ-7

13

解

14

保護リレーの設置相数 ············································································Ⅱ-8

15

接

16

直流流出防止変圧器の設置 ·····································································Ⅱ-9

17

電

圧

変

動 ·······················································································Ⅱ-9

18

短

絡

容

量 ····················································································· Ⅱ-1119過電流引き外し素子を有する遮断器の設置 ········································· Ⅱ-1120

発電設備等の種類 ·················································································· Ⅱ-11

21

サイバーセキュリティ対策 ··································································· Ⅱ-12率 ·······················································································Ⅱ-1
調列地

波 ·······················································································Ⅱ-2

箇

方

所 ·······················································································Ⅱ-8

式 ······················································································Ⅱ-8

目―1

22

発 電 機 諸 元 ··································································································· Ⅱ-12

Ⅲ 発電設備等の高圧配電線との連系要件 ······························································· Ⅲ-1
23

電 気

方

式 ······································································································ Ⅲ-1

24

運転可能周波数 ······································································································ Ⅲ-1

25

力

26

高

27

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制 ····································· Ⅲ-2

28送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ·············································· Ⅲ-229

不要解列の防止 ······································································································ Ⅲ-3

30

保護リレーの設置 ·································································································· Ⅲ-6

31

保護リレーの設置場所 ························································································· Ⅲ-8

32

解 列

33

保護リレーの設置相数 ························································································· Ⅲ-934

自動負荷制限 ··········································································································· Ⅲ-935

線路無電圧確認装置の設置················································································· Ⅲ-9

36

接 地

37

直流流出防止変圧器の設置·············································································· Ⅲ-10

38

電 圧

変

動 ··································································································· Ⅲ-11

39

短 絡

容

量 ··································································································· Ⅲ-1340

発電機定数・諸元 ······························································································· Ⅲ-13

41

昇 圧 用 変 圧 器 ··································································································· Ⅲ-15

42

連 絡

43

バンク逆潮流の制限··························································································· Ⅲ-16

44

サイバーセキュリティ対策·············································································· Ⅲ-17

率 ······································································································ Ⅲ-1
調

波 ······································································································ Ⅲ-2

箇

方

体

所 ······································································································ Ⅲ-8

式 ··································································································· Ⅲ-10

制 ··································································································· Ⅲ-15

Ⅳ 発電設備等の特別高圧電線路との連系要件 ······················································ Ⅳ-1
45

電 気

方

式 ······································································································ Ⅳ-1
目―2

46

運転可能周波数・並列時許容周波数 ······························································· Ⅳ-1

47

力

48

高

49

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制····································· Ⅳ-2

50送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ············································· Ⅳ-351

不要解列の防止 ······································································································ Ⅳ-3

52

保護リレーの設置 ································································································· Ⅳ-553

再 閉 路 方 式 ····································································································· Ⅳ-8

54

保護リレーの設置場所 ························································································· Ⅳ-8

55

解

56

保護リレーの設置相数 ························································································· Ⅳ-957

自動負荷制限・発電抑制 ···················································································· Ⅳ-958

線路無電圧確認装置の設置 ·············································································· Ⅳ-1059

発電機運転制御装置の付加 ·············································································· Ⅳ-1160

中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施 ·························· Ⅳ-1461

直流流出防止変圧器の設置 ·············································································· Ⅳ-14

62

電

圧

変

動 ···································································································· Ⅳ-15

63

出

力

変

動 ···································································································· Ⅳ-1664

短絡・地絡電流対策 ··························································································· Ⅳ-1765

発電機定数・諸元 ······························································································· Ⅳ-17

66

昇 圧 用 変 圧 器 ···································································································· Ⅳ-20

67

連

68

電気現象記録装置 ······························································································· Ⅳ-22

69

サイバーセキュリティ対策 ·············································································· Ⅳ-22

率 ······································································································ Ⅳ-1
調列絡

波 ······································································································ Ⅳ-2

箇体

所 ······································································································ Ⅳ-8制 ···································································································· Ⅳ-20

Ⅴ 負荷設備の低圧配電線との連系要件 ··································································· Ⅴ-170

力率 ······································································································ Ⅴ-1

71

保護リレーの設置·································································································· Ⅴ-1

目―3

Ⅵ 負荷設備の高圧配電線との連系要件 ··································································· Ⅵ-1
72

力率 ······································································································ Ⅵ-1

73

電 力

品

質 ······································································································ Ⅵ-1

74

保 護

協

調 ······································································································ Ⅵ-2

75

保護リレーの設置 ·································································································· Ⅵ-3

76

保護リレーの設置場所 ························································································· Ⅵ-3

77

遮 断

箇

所 ······································································································ Ⅵ-3

78

連 絡

体

制 ······································································································ Ⅵ-3

79

サイバーセキュリティ対策················································································· Ⅵ-3

Ⅶ 負荷設備の特別高圧電線路との連系要件 ·························································· Ⅶ-180

力率 ······································································································ Ⅶ-1

81

電 力

品

質 ······································································································ Ⅶ-1

82

保 護

協

調 ······································································································ Ⅶ-3

83

保護リレーの設置 ·································································································· Ⅶ-3

84

保護リレーの設置場所 ························································································· Ⅶ-3

85

保護リレーの設置相数 ························································································· Ⅶ-3

86

遮 断

箇

所 ······································································································ Ⅶ-4

87

連 絡

体

制 ······································································································ Ⅶ-4

88

サイバーセキュリティ対策················································································· Ⅶ-4

目―4

Ⅰ
1

目

総

則

的

この系統連系技術要件（以下「この要件」といいます。）は，託送供給等約款８（契約の要件）⑴ニおよび⑵ハにもとづき，電気設備を当社の電力系統（以下「系統」といいます。）に電気的に接続（以下「連系」といいます。）するにあたり遵守していただく技術要件を定めたものです。
2

適用の範囲
この要件は，発電者の発電設備および蓄電池（以下「発電設備等」といいます。）ならびに負荷設備または需要者の負荷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においても，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。
なお，需要者が需要場所において発電設備等を系統に連系する場合は，この要件に準じ，当社は，需要者と協議いたします。

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。

―Ⅰ-1―

Ⅱ
4

発電設備等の低圧配電線との連系要件

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。
⑴

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⑵

単相３線式の系統に単相２線式200ボルトの発電設備等を連系する場合に，受電地点の遮断器を開放したとき等に負荷の不平衡により生じる過電圧に対して逆変換装置を停止する対策，または発電設備等を解列する対策を行なう
場合

5

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
⑴

連続運転可能周波数は，58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下とすること。

⑵

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，

57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れる範囲の最大値
は２秒といたします。）としていただきます。
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で事故時運転継続要件（以下「ＦＲＴ要件」といいます。）の適用を受けない設備については，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パーセント以上とするとともに，進―Ⅱ-1―

み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。
7

高 調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント以下に，かつ，各次電流歪率３パーセ
ント以下にしていただきます。
なお，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，Ⅴ（負荷設備の低圧配電線との連系要件）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，太陽光発電設備およ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，需給バラン
ス制約による０パーセントから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くことも可能とします。）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。ただし，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に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある火力発電設備およびバイオマス発電設備（ただし，再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則に定める地域資源バイオマス発電設備〔以下「地域資源バイオマス発電設備」といいます。〕
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きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも
50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能とします。
―Ⅱ-2―

また，自家消費を主な目的とした発電設備等については，個別の事情を踏まえ対策の内容を協議させていただきます。
9

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制
逆潮流のある発電設備等のうち10キロワット以上の設備には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を実施していただきます。

10 不要解列の防止⑴

保護協調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために適正な保護リレーを設置の上，次のとおり保護協調を実施していただきます。
なお，発電場所における構内設備の故障に対しては，Ⅴ（負荷設備の低圧配電線との連系要件）に準じた対策を実施していただきます。
イ

発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

ハ

上位系統事故時等，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，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
⑵

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列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ＦＲ―Ⅱ-3―

Ｔ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

周波数変動（運転継続）

電圧低下
残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝﾄ
未満（運転継続またはｹ ﾞ ｰﾄ ﾌﾞ ﾛｯ ｸ による出力停止）残電圧 52 ﾊﾟｰｾﾝ・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 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後0.2 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出
力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ

・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒 以 内 ※ 2に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟ
ｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒 以 内 ※ 2に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟ
ｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出
力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ

単機出力 ・電圧低下継続
2 ｷﾛﾜｯﾄ
時間 0.3 秒以未満
下・電圧復帰後単機出力
1.0 秒 以 内 に
2 ｷﾛﾜｯﾄ
電圧低下前の以上
出力の 80 ﾊﾟｰｾ
10 ｷﾛﾜｯﾄﾝﾄ以上の出力未満※１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 ﾊﾟｰｾ
ﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出
力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ

発電設備等

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上（運転継続）

太陽光

風力

単

蓄電池

相

燃料電池

ガ
ス
エ
ン
ジ
ン

―Ⅱ-4―

ﾄ以上・位相変化 41 度以下

60 ﾍﾙﾂ系統(運転継続)

周波数変動（運転継続）

電圧低下

発電設備等

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上（運転継続）

単
相

単
相

太陽光
+蓄電池

複
数
直
流
入
力
シ
ス
テ
ム

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 1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒以内※2※3に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟ
ｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ未満（運転継続またはｹ ﾞｰ ﾄﾌﾞ ﾛｯｸ による出力停止）残電圧 52 ﾊﾟｰｾﾝ・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 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 1.0 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒以内※2※3に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟ
ｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出
力まで復帰

ﾄ以上・位相変化 41 度以下

60 ﾍﾙﾂ系統(運転継続)
・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ，3 ｻ
ｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ

太陽光
蓄電池
燃料電池

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

ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ三相
風力・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 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出
力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ※1 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。
※2

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秒以内の復帰とすることも可能とします。

※3 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秒以内とすることも可能とします。

―Ⅱ-5―

また，ＦＲＴ要件のイメージは，次のとおりといたします。（太陽光発電
設備を例に記載。）※１：残電圧が５２％以上の場合は電圧低下中に４１°の位相変化を考慮すること

電圧低下耐量(％)
１００※２：残電圧が２０％以上５２％未満の場合は位相変化がないものとする

UVR
整定値

残
電
圧

※1

運転継続

※2

運転継続

５２

２０

※３：位相変化を伴わない
電圧低下時に限る（位相変化がある場合は解列可）

運転継続又は※3
ゲートブロックによる出力停止
０．０

１．０

(秒)

（電圧低下
開始）

出力復帰動作（残電圧２０％以上の場合）

電
(％)
圧
低
下 １００
前
の
８０
出
力
に
対
す
る
比
率

出力復帰動作（残電圧２０％未満の場合）

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

1秒以下
電圧低下
開始

０．０

０．１

（電圧復帰）(秒)

周波数変動耐量（ステップ上昇）

電
(％)
圧
低
下 １００
前
の ８０
出
力
に
対
す
る
比
率

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

1秒以下
電圧低下
開始

０．０

０．２

（電圧復帰）(秒)

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）

(Hz)

(Hz)
OFR
整定値

６１．０

周 ６０．０
波
数

運転継続
周
波
数

運転継続

変化率±２Hz/秒

UFR
整定値
０

３

（周波数上昇開始）

11(サイクル)

０．０(秒)（周波数変動開始）

保護リレーの設置⑴

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，発電電圧の異常を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。
―Ⅱ-6―

⑵

系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。ただし，発電設備の故障対策用不足電圧リレー，または過電流リレーにより，連系する系統の短絡事故が検出できる場合は，短絡方向リレーの設置を省略することができます。

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。

⑶

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。

⑷

単独運転防止対策
単独運転防止のため，過電圧リレー，不足電圧リレー，周波数上昇リレー，
周波数低下リレーおよび次のすべての条件を満たす受動的方式と能動的方式
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。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ連系する系統のインピーダンス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。

12 保護リレーの設置場所
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。

―Ⅱ-7―

13

解列箇所
保護リレー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。この場合，当社から解列箇所を指定させていただくことがあります。

14⑴

機械的な解列箇所２箇所⑵

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⑶

発電設備等連絡用遮断器

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。
⑴

過電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および三相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いたします。

⑵

不足電圧リレーおよび短絡方向リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，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いたします。

⑶

周波数上昇リレー，周波数低下リレーおよび逆電力リレーは，単相２線式，単相３線式および三相３線式について１相に設置すること。

⑷

逆充電検出の場合は，次のとおりとすること。
イ

不足電力リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式においては２相，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いたします。また，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ことといたします。

ロ

不足電圧リレーは，単相２線式においては１相，単相３線式および三相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いたします。

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。
―Ⅱ-8―

16 直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
⑴

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。

⑵

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。

17 電 圧 変 動⑴

常時電圧変動対策
系統の電圧を適正値（低圧の需要場所においては，標準電圧100ボルトに対して101±6ボルト以内，標準電圧200ボルトに対して202±20ボルト以内といたします。）に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により系統の電圧が適正値を逸脱するおそれがある場合は，進相無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行なっていただきます。
なお，これにより対応できない場合は，配電線増強等の対策が必要となります。

⑵

瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

ロ

他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
―Ⅱ-9―

ハ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ニ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ホ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクト
ル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策が必要となります。

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なうこと。

⑶

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（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ10〕が0.45 ボルト以下〔当該設備のみの場
合は，0.23 ボルト以下〕に維持するものといたします。）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等を行なっていただきます。
イ

風力発電設備等の頻繁な並解列による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがある場合には，静止型無効電力補償装置（以下「ＳＶＣ」といいます。）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，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。

ロ

風力発電設備等の出力変動による電圧フリッカにより適正値を逸脱する

おそれがある場合には，ＳＶＣ等の設置や配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
―Ⅱ-10―なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがある場合（新型能動的方式を具備する場合等）には，無効
電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置等の対策を行なうこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系

統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲で，周波数フィードバックゲインや無効電力の注入量の上下限値の変更等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じていただきます。
なお，ソフトウェア改修不可等で対応できない場合については，機器取替や対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。
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，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮
流により中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備
等および負荷設備等の並列点よりも系統側に，３極に過電流引き外し素子を有する遮断器を設置していただきます。
20 発電設備等の種類
逆潮流ありの連系とすることができる発電設備等は，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場合であっても，逆変換装置を用いた発電設備等と同等の単独運転検出および解列ができ，かつ，他の需要家へ影響を及ぼすおそれがない場合に限り，逆潮流ありの連系―Ⅱ-11―

とすることができます。
21

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工
作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために，次のとおり適切なサイバ
ーセキュリティ対策を講じていただきます。
⑴

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。
⑵

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。
⑶

発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講じる必要があるため，発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置するとともに，氏名および一般加入電話番号，または携帯電話番号を通知すること。

22

発電機諸元
発電機諸元は，当社の求めに応じて，次のとおり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も可能とします。）
なお，必要に応じて，記載されていない諸元や最新の諸元等を提供していただくことがあります。

―Ⅱ-12―

電源種

設備

諸元
定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）発電プラント

力率（定格，運転可能範囲）
単線結線図，系統並解列箇所
高調波発生機器と高調波対策資料

構内設備
電圧フリッカの発生源と対策設備資料
設置要素
共 通
設置場所
設置相数
保護装置

解列箇所
整定範囲
整定値
シーケンスブロック
メーカ，型式

逆変換装置

単独運転検出方式，整定値発電プラント制御装置
逆変換装置の容量
FRT 要件の適用有無

風 力

蓄電池

発電プラント制御装置
発電プラント

蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

蓄電容量―Ⅱ-13―

Ⅲ

発電設備等の高圧配電線との連系要件

23 電 気 方 式
発電設備等は，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。
24 運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
⑴

連続運転可能周波数は，58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下とすること。

⑵

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，

57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れる範囲の最大値
は２秒といたします。）としていただきます。
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設
備については，この限りではありません。
25 力率

発電者の受電地点における力率は，連系する系統の電圧を適切に維持するため，原則として系統側からみて遅れ力率85パーセント以上とするとともに，進
み力率とならないようにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電地点の力率を系統側からみて遅れ力率80パーセントまで制御できるものといたします。

―Ⅲ-1―

26

高 調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント以下に，かつ，各次電流歪率３パーセ
ント以下にしていただきます。
なお，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，Ⅵ（負荷設備の高圧配電線との連系要件）に準じた対策を実施していただきます。
27

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，太陽光発電設備およ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，需給バラン
ス制約による０パーセントから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くことも可能とします。）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。ただし，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に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある火力発電設備およびバイオマス発電設備（ただし，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きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能とします。
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。

28

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実施していただきます。
―Ⅲ-2―

29 不要解列の防止⑴

保護協調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために適正な保護リレーを設置の上，次のとおり保護協調を実施していただきます。
なお，発電場所における構内設備の故障に対しては，Ⅵ（負荷設備の高圧配電線との連系要件）に準じた対策を実施していただきます。
イ

発電設備等の異常および故障に対しては，確実に検出・除去し，連系する系統に事故を波及させないために，発電設備等を即時に解列すること。

ロ

連系する系統の事故に対しては，迅速かつ確実に，発電設備等が解列すること。

ハ

上位系統事故時等，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，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
⑵

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列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ＦＲ
Ｔ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。

―Ⅲ-3―

電圧低下
三相短絡を想定

二相短絡を想定

周波数変動（運転継続）

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上（運転継続）

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ による出力停止）残電圧 52 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上・位相変化 41 度以下(運転継続)

60 ﾍﾙﾂ系統

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ず
る

発電設備等

太陽光
風力
単
相

蓄電池
燃料電池
ガスエンジン

―Ⅲ-4―

電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等
残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上（運転継続）

三相

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ未満（運転継続またはｹ ﾞｰ ﾄﾌﾞ ﾛｯｸ による出力停止）・電圧低下継続
時間 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 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰

二相短絡を想定
残電圧 52 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上・位相変化 41 度以下(運
転継続)

太陽光

・電圧低下継続
時間 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 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰

風力

残電圧 0 ﾊﾟｰｾﾝﾄ・継続時間 0.15 秒と残電圧 90 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ・継続時間 1.5 秒を結ぶ直線以上の残電圧がある電圧低下に対しては運転を継続し,電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰

・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後蓄電池
0.1 秒 以 内 ※ 2に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟ
ｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後燃料電池※1
1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下ガスエンジン・電圧復帰後（単機出力
1.0 秒 以 内 に
35 ｷﾛﾜｯﾄ以
電圧低下前の下）
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰※1・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 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後0.1 秒 以 内 ※ 2に電圧低下前の出力の 80 ﾊﾟ
ｰｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出力まで復帰・電圧低下継続
時間 0.3 秒以
下・電圧復帰後1.0 秒 以 内 に
電圧低下前の
出力の 80 ﾊﾟｰ
ｾﾝﾄ以上の出
力まで復帰

周波数変動
（運転継続）

60 ﾍﾙﾂ系統
・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ・ｽﾃｯﾌﾟ状に+1.0 ﾍﾙﾂ, 3 ｻｲ
ｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2 ﾍ
ﾙﾂ/秒(周波数上限)61.8 ﾍﾙﾂ(周波数下限)57.0 ﾍﾙﾂ

燃料電池にマイクロガスタービンを組み合わせた発電設備は除
きます。

※2

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秒以内の復帰とすることも可能とします。
―Ⅲ-5―

また，ＦＲＴ要件のイメージは，次のとおりといたします。（太陽光発電
設備を例に記載。）

電圧低下耐量(％)※：三相短絡事故に伴う平衡した
電圧低下時に限る

１００
UVR
整定値

運転継続

残
電
圧
２０

運転継続又はゲートブロック
による出力停止※
０．０

０．３

(秒)

（電圧低下
開始）

出力復帰動作（残電圧２０％以上の場合）

電
(％)
圧
低
下 １００
前
の
８０
出
力
に
対
す
る
比
率

出力復帰動作（残電圧２０％未満の場合）

電
(％)
圧
低
下 １００
前
の ８０
出
力
に
対
す
る
比
率

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

0.3秒以下
電圧低下
開始

０．０

０．１

（電圧復帰）(秒)

周波数変動耐量（ステップ上昇）

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
電圧低下
開始

０．０

０．２

（電圧復帰）(秒)

周波数変動耐量（ランプ上昇・下降）

(Hz)

(Hz)
OFR
整定値

６１．０

周 ６０．０
波
数

運転継続
周
波
数

運転継続

変化率±２Hz/秒

UFR
整定値
０

３

（周波数上昇開始）

30(サイクル)

０．０(秒)（周波数変動開始）

保護リレーの設置⑴

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，発電電圧の異常を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。
―Ⅲ-6―

⑵

系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機および逆変換装置を用いた発電設備等の場
合は，連系する系統の短絡事故時に発電設備等の電圧低下を検出し，発電設備等を解列するための不足電圧リレーを設置すること。

⑶

系統側地絡事故対策
連系する系統における地絡事故時の保護のため，地絡過電圧リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リ
レーを省略できることといたします。
イ

発電設備等の引出口にある地絡過電圧リレーにより系統側地絡事故が検出できる場合ロ

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，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さいとき

ハ

逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合で，その出力容量が10キロワット以下のとき⑷

逆潮流がある場合の単独運転防止対策
逆潮流がある場合，単独運転防止のため，発電設備等故障対策用の過電圧
リレーおよび不足電圧リレーに加えて，周波数上昇リレーおよび周波数低下
リレーを設置するとともに，転送遮断装置または次のすべての条件を満たす
単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含みます。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用線の場合は，周波数上昇リレーを省略できることといたします。
なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。
イ連系する系統のインピーダンス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。
―Ⅲ-7―

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，誘導発電機を用いる発電設備等において，周波数上昇リレーおよび
周波数低下リレーを設置することにより転送遮断装置または単独運転検出機
能（能動的方式１方式以上を含みます。）を有する装置を省略できる場合があります。
⑸

逆潮流がない場合の単独運転防止対策
逆潮流がない場合，単独運転防止のため，逆電力リレーおよび周波数低下
リレーを設置していただきます。ただし，専用線の場合で，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ときは，周波数低下リ
レーを省略できることといたします。
なお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式および能動的方式それぞれ１方式以上を含みます。）を有する装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合は，逆電力リレーを省略できることといたします。
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。

31

保護リレーの設置場所
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。

32

解列箇所
保護リレー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。この場合，当社から解列箇所を指定させていただくことがあります。
⑴

受電用遮断器⑵

発電設備等出力端遮断器またはこれと同等の機能を有する装置⑶

発電設備等連絡用遮断器
―Ⅲ-8―

⑷

母線連絡用遮断器
なお，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。
33 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。
⑴

地絡過電圧リレーは零相回路に設置すること。

⑵

過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リレ
ーは，１相設置とすること。

⑶

短絡方向リレーは，３相設置とすること。ただし，連系する系統と協調を図ることができる場合，２相設置とすることができることといたします。

⑷

不足電圧リレーは，３相設置とすること。ただし，同期発電機を用いる場
合で，短絡方向リレーと協調を図ることができるときは，１相設置とすることができるものといたします。

⑸

不足電力リレーは，２相設置とすること。

34 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なっていただきます。
35 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する必要があります。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。
⑴

専用線による連系であって，連系する系統の自動再閉路を必要としない場合⑵

転送遮断装置および単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）を有す―Ⅲ-9―

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⑶

２方式以上の単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含むものに限ります。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮断できる場合⑷

単独運転検出機能（能動的方式に限ります。）を有する装置および整定値が発電設備等の運転中における配電線の最低負荷より小さい逆電力リレーを設置し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮断できる場合⑸

逆潮流がない場合で，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，遮断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化を図ることができるものといたします。
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。

36

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。

37

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
⑴

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―Ⅲ-10―

ること。
⑵

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。

38 電 圧 変 動⑴

常時電圧変動対策
系統の電圧を適正値（低圧の需要場所においては，標準電圧100ボルトに対して101±6ボルト以内，標準電圧200ボルトに対して202±20ボルト以内といたします。）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場
合は，次に示す電圧変動対策を行なっていただきます。
イ

発電設備等の脱落等により低圧の需要場所の電圧が適正値を逸脱するおそれがある場合には，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の需要場所の電圧が適正値を逸脱するおそれがある場合には，自動的に電圧を調整すること。
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線による連系を行なう等の対策が必要となります。
⑵

瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。
イ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクト
ル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策―Ⅲ-11―

が必要となります。
ニ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

ホ

他励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

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なうこと。

ト連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合は，その抑制対策を実施すること。

⑶

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（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ10〕を0.45 ボルト以下〔当該設備のみの場
合は，0.23 ボルト以下〕に維持するものといたします。）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等を行なっていただきます。
イ

風力発電設備等の頻繁な並解列による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがある場合には，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，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
ロ

風力発電設備等の出力変動による電圧フリッカにより適正値を逸脱する
おそれがある場合には，ＳＶＣ等を設置や配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。
なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
―Ⅲ-12―

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場合には，系統や当該発電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。
なお，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状

況の変化や発電設備等の連系量増加等によって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさを変更できる機構としていただきます。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系
統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響のない範囲で，能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさの変更等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じていただきます。
なお，ソフトウェア改修不可等で対応できない場合については，機器取替や対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。
39 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。
40 発電機定数・諸元
発電機並列時の短絡電流抑制対策等のために，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，発電機諸元は，当社の求めに応じて，次のとおり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も可能とします。）
なお，必要に応じて，記載されていない諸元や最新の諸元等を提供していただくことがあります。

―Ⅲ-13―

電源種

設

備

諸

元

定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）
最低出力
所内負荷（定格，最低）発電プラント
力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲
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
総合負荷力率
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
定格（定格容量，定格電圧）

共

通受電用変圧器，
連系用変圧器

インピーダンス（変圧器定格容量ベース）
制御方式，整定値

調相設備

定格（容量，台数）
定格（遮断電流，遮断時間）

遮断器
自動同期検定装置の有無
設置要素
設置場所
設置相数
解列箇所
保護装置
整定範囲
整定値
CT 比，VT 比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―Ⅲ-14―

電源種

設 備

諸

元

各種内部リアクタンス
各種短絡時定数・開路時定数
発電プラント慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無
同期機
ガバナ系ブロック（調定率，GF 幅，CV，ICV モ
デルを含む）
制御装置
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）
FRT 要件の適用有無
メーカ，型式単独運転検出方式，整定値
逆変換装置

発電プラント制御装置

逆変換装置の容量
通電電流制限値
FRT 要件の適用有無
発電機の出力特性

風力発電プラント制御装置

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
二次励
磁機

発電プラント

蓄電容量発電プラント

拘束リアクタンス

41 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ために，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ことがあります。
42 連 絡 体 制⑴

発電者の構内事故およ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―Ⅲ-15―

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，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よう，保安規程上明記されていること。
⑵

発電者は，系統運用上必要な情報（受電用遮断器の情報といたします。）
を確実に収集するために，事業所等との間に，スーパービジョンを設置していただくことがあります。
なお，受電地点における有効電力を収集するために，原則として，給電制御
所等との間に，テレメータを設置していただきます。

43

バンク逆潮流の制限
配電用変電所のバンクにおいて逆潮流が発生すると，電力品質面および保護協調面で問題が生じるおそれがあることから，原則として逆潮流が生じないよう発電者側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リレー等を設置することにより，電力品質面および保護協調面で問題が生じないよう対策を行なう場合は，この限りではありません。

―Ⅲ-16―

44 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，電気事業法にもとづき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
また，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために，次のとおり適切なサイバー
セキュリティ対策を講じていただきます。
⑴

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。

⑵

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。

⑶

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。

―Ⅲ-17―

Ⅳ

発電設備等の特別高圧電線路との連系要件

45 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。
46 運転可能周波数・並列時許容周波数⑴

運転可能周波数
発電設備等の連続運転可能周波数および運転可能周波数は，次のとおりとしていただきます。
イ

連続運転可能周波数は，58.2ヘルツを超え61.2ヘルツ以下とすること。

ロ

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。
なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，

57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレ
ーの整定値は，原則として，検出レベルを57.0ヘルツとし，検出時限を自
動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れる範囲の最大値は２秒以上といたします。）としていただきます。
⑵

並列時許容周波数
系統周波数を適正値に維持する必要があるため，並列時の周波数は並列時

許容周波数以内としていただきます。
なお，並列時許容周波数は，標準周波数＋0.1ヘルツ以下（ただし，設定可
能範囲は標準周波数＋0.1ヘルツから＋1.0ヘルツといたします。）といたします。ただし，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。
47 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―Ⅳ-1―

きるものとしていただきます。発電設備等が安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90パーセントから進み力率95パーセントとしていただきます。
なお，逆潮流がない場合は，原則として受電地点の力率を系統側からみて遅れ85パーセント以上とするとともに，系統側からみて進み力率にならないようにしていただきます。
また，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。
48

高 調

波

逆変換装置（二次励磁発電機の系統側変換装置を含みます。）を用いた発電設備等を設置する場合は，逆変換装置本体（フィルターを含みます。）の高調波流出電流を総合電流歪率５パーセント以下に，かつ，各次電流歪率３パーセ
ント以下にしていただきます。
なお，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，Ⅶ（負荷設備の特別高圧電線路との連系要件）に準じた対策を実施していただきます。
49

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，太陽光発電設備およ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，需給バラン
ス制約による０パーセントから100パーセントの範囲（１パーセント刻みといたします。）で出力（自家消費分を除くことも可能とします。）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。ただし，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に協議させていただきます。
なお，逆潮流のある火力発電設備およびバイオマス発電設備（ただし，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―Ⅳ-2―

力の抑制が困難なものを除きます。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも50パーセント以下に抑制するために必要な機能を具備していただきます。ただし，停止による対応も可能とします。
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。
50 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実施していただきます。
51 不要解列の防止⑴

保護協調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保等を行なうために，次のとおり保護協調を実施していただきます。
なお，構内設備等の故障に対しては，Ⅶ（負荷設備の特別高圧電線路との連系要件）に準じた対策を実施していただきます。
イ

発電設備等の異常および故障に対しては，この影響を連系する系統へ波及させないために，発電設備等を当該系統から解列すること。

ロ

連系する系統に事故が発生した場合は，原則として当該系統から発電設備等を解列すること。ただし，再閉路方式によっては，解列が不要な場合もあります。

ハ

上位系統事故，連系する系統の事故等により当該系統の電源が喪失した場合であって単独運転が認められない場合には，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
―Ⅳ-3―

こと。
ヘ

連系する系統から発電設備等が解列される場合には，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行なうこと。

⑵

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ＦＲ
Ｔ要件を満たしていただきます。
なお，満たすべきＦＲＴ要件は次のとおりといたします。
電圧低下
三相短絡を想定

二相短絡を想定

周波数変動（運転継続）

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上（運転継続）

残電圧 20 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ未満（運転継続また
はｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ による出力停止）残電圧 52 ﾊﾟｰｾﾝ
ﾄ以上・位相変化 41 度以下(運転継続)

60 ﾍﾙﾂ系統

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ずる

高圧三相に準ず
る

発電設備等

太陽光
風力
単

蓄電池

相

燃料電池
ガスエンジン
太陽光
風力

三

蓄電池

相

燃料電池
ガスエンジン⑶

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等に伴い，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，以下の端子電圧および周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行なわないものとしていただ
きます。
―Ⅳ-4―

なお，これを超える端子電圧および周波数変動においても，設備に支障がない範囲で運転を継続していただきます。
また，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備や，構内設備（発電用所内電源を除きます。）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。
ただし，周波数変動範囲に対しては，46（運転可能周波数・並列時許容周波数）⑴の運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。

同期発電機・誘導発電機

逆変換装置

52 保護リレーの設置⑴

発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため過電圧リレーおよび不足電圧リレーを設置していただきます。ただし，発電設備等自体の保護装置により検出・保護できる場合は省略することができます。

⑵

系統側事故対策
イ

短絡保護
系統の短絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リ
レーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきます。
(イ) 同期発電機を用いる場合
連系する系統の短絡事故を検出し，発電設備を解列することのできる
短絡方向リレーを設置すること。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リレーま―Ⅳ-5―たは電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ) 誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いる場合
連系する系統の短絡事故時に，発電電圧の異常低下を検出し解列することのできる不足電圧リレーを設置すること。
なお，当該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ます。
ロ 地絡保護系統の地絡事故時の保護のため，原則として，連系する系統と同じ方式の保護リレーを設置していただきます。ただし，系統と同じ方式の保護リ
レーを設置する必要がない場合には，次のとおりとしていただきます。
(イ)

中性点直接接地方式の系統に連系する場合は，電流差動リレーを設置していただきます。
(ロ)

中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただきます。
なお，当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは
電流差動リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略することができます。
ａ

発電機引出口にある地絡過電圧リレーにより連系する系統の地絡事故を検出できる場合ｂ

発電設備等の出力が構内の負荷より小さく周波数低下リレーにより高速に単独運転を検出し解列することができる場合

ｃ

逆電力リレー，不足電力リレーまたは受動的方式の単独運転防止機能を有する装置により高速に単独運転を検出し解列することができる
場合
なお，連系当初，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等によって，地絡過電圧
リレーの省略要件を満たさなくなった場合は，発電者または発電設備等
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してい―Ⅳ-6―

ただきます。
⑶

単独運転防止対策イ

逆潮流がある場合
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇リ
レーおよび周波数低下リレーまたは転送遮断装置を設置していただきます。
また，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーは，単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40パーセント程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。ただし，当該特性を有しない
場合は，単独運転状態になったとき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，必要に応じて周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転送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，電圧および位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独系統から解列していただ
きます。

ロ

逆潮流がない場合単独運転防止のため，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを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。

⑷

事故波及防止対策
発電機が脱調した場合の事故波及を防止するため，脱調分離リレーを設置していただく場合があります。

⑸

構内設備事故対策
構内設備事故対策としてⅦ（負荷設備の特別高圧電線路との連系要件）に準じた対策を実施していただきます。
―Ⅳ-7―

⑹

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の必要があるため，連系点および同一
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。
イ 遮断器は，２サイクル以内とすること。
ロ 保護リレー（短絡・地絡事故除去用）は，２サイクル以内とすること。
なお，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。
⑺

そ の 他

イ

系統の安定を維持するため，系統から解列する発電設備等の発電電力が大きい場合には，発電場所に，事故を検出し情報を伝送するために必要な装置を設置していただきます。

ロ

33,000ボルト以下の特別高圧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は，30（保護リレーの設置）に準じます。

53

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。
なお，再閉路方式の運用にあたっては，発電設備の回転軸強度等に支障がないようにしていただきます。

54

保護リレーの設置場所
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。

55

解列箇所
保護リレー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。この場合，―Ⅳ-8―

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。
⑴

受電用遮断器⑵

発電設備等出力端遮断器⑶

発電設備等連絡用遮断器⑷

母線連絡用遮断器
なお，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。
56 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。
⑴

地絡過電圧リレー，地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレーおよび地絡検出用回線選択リレーは零相回路に設置すること。

⑵

過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リレー
は１相設置とすること。

⑶

不足電力リレーは２相設置とすること。

⑷

短絡方向リレー，不足電圧リレー，短絡検出・地絡検出兼用電流差動リレー，短絡検出用電流差動リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用回線選
択リレーおよび地絡方向距離リレーは３相設置とすること。

57 自動負荷制限・発電抑制⑴

発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線およ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なっていただ
きます。また，系統事故等により他の送電線およ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（揚水遮断および蓄電池の充電停止を含みます。）を行なっていただくことがあります。この場合，発電場所に必要な装置を設置していただきます。
―Ⅳ-9―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から，本要件は適用いたしません。
⑵

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および運用する発電者，または新規に送電系
統への連系を行なう発電者に対して，Ｎ－１電制装置の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電制装置の設置およびその他Ｎ－１電制の実施に必要な対応をしていただきます。

58

線路無電圧確認装置の設置
発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置が設置されていない場合には，再閉路時の事故防止のために，発電設備等を連系する変電所の引出口に線路無電圧確認装置を設置する必要があります。ただし，逆潮流がない場合で，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，遮断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されている
ときは，無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいず
れかにより簡素化を図ることができるものといたします。
⑴

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。

⑵

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。

⑶

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。
なお，33,000ボルト以下の特別高圧電線路のうち配電線扱いの電線路に発電―Ⅳ-10―

設備等を連系する場合は，35（線路無電圧確認装置の設置）に準じます。
59 発電機運転制御装置の付加⑴

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，次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。
イ

ＰＳＳ（Power System Stabilizer）

ロ

超速応励磁自動電圧調整機能
なお，設置については，個別に協議させていただきます。

⑵

周波数調整のための機能
火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（ただし，地域資源バイオマ
ス発電設備を除きます。）については，次の周波数調整機能を具備していただきます。
なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ

ガバナフリー運転機能
タービンの調速機（以下「ガバナ」といいます。）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転する機能を具備すること。

ロ

ＬＦＣ（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からのＬＦＣ信号に追従し，発電機出力を変動させる機能を具備すること。

ハ

周波数変動補償機能
標準周波数±0.2ヘルツを超えた場合，系統の周波数変動により，発電所の自動出力制御装置がガバナで調整した出力を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―Ⅳ-11―

100メガワット以上の火力発電設備は，周波数58.8ヘルツまでは発電機出力が低下せず，周波数58.8ヘルツ以下については，1.2ヘルツ低下するごとに5パーセント以内の出力低下に抑える機能，または，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。
なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりといたします。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議させていただきます。

―Ⅳ-12―

100メガワット以上
ガスタービン発電設備(GT) お よ び ガ ス タ ー
ビンコンバインドサイ
クル発電設備(GTCC)

その他の火力発電設備
および混焼バイオマス発電
設備※６

GF調定率

５パーセント以下

５パーセント以下

GF幅※１

５パーセント以上（定格出力基準）

３パーセント以上（定格出力基準）

発電機定格出力

GF制御応答性

機
能
・
仕
様
等

※１

※２
※３

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※７LFC幅±５パーセント以上（定格出力基準）±５パーセント以上（定格出力基準）

LFC変化速度※２５パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

LFC制御応答性

20秒以内に出力変化開始※７60秒以内に出力変化開始※７

EDC変化速度※２５パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

EDC制御応答性

20秒以内に出力変化開始※７60秒以内に出力変化開始※７

EDC+LFC変化速度

10パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

最低出力※３※４（定格出力基準）

50パーセント以下
DSS機能具備※５30パーセント以下

ＧＴおよびＧＴＣＣについては，負荷制限設定値までの上げ余裕値が定格出力の５パーセント以上，その他の発電機については，
定格出力の３パーセント以上を確保すること。ただし，定格出力付近等の要件を満たせない出力帯については，別途協議させていただきます。
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，別途協議させていただきます。
気化ガス（ＢＯＧ）処理等により最低出力を満たせない場合には，別途協議させていただきます。
※４ ＥＤＣ・ＬＦＣ指令により制御可能な最低出力といたします。
※５ 日間起動停止運転（ＤＳＳ）は，発電機解列から並列まで８時間以内で可能なこと。
※６ 地域資源バイオマス発電設備を除きます。
※７ 記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期に出力変化開始し，出力変化完了すること。
―Ⅳ-13―

また，周波数調整機能に必要な受信信号（ＥＤＣ指令値，ＬＦＣ増/減指令）を受信する機能および，必要な送信信号（現在出力，可能最大出力〔ＧＴおよびＧＴＣＣのみといたします。〕，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。
⑶

早期再並列のための機能
定格出力の合計が400メガワット以上の火力発電設備（ＧＴＣＣ）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。
⑷

電圧調整のための機能

イ275,000ボルト以上の系統に連系する発電設備等は，当社が指定する電圧，
無効電力または力率に応じて運転可能な機能を具備し，有効電力に応じて出力可能な範囲で無効電力を調整できるようにしていただきます。

ロ

154,000ボルト以下の系統に連系する発電設備等においても，必要に応じて，イと同等の機能を具備していただくことがあります。

60

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，昇圧用変圧器の中性点に接地装置を設置していただきます。また，中性点接地装置の設置により，当社の系統において電磁誘導障害防止対策および地中ケーブルの防護対策の強化等が必要となった場合には，次の適切な対策を講じていただきます。
⑴

154,000ボルト以下の系統に連系する場合は，必要に応じて昇圧用変圧器の中性点に中性点接地装置（抵抗接地方式）を設置すること。

⑵

275,000ボルト以上の系統に連系する場合は，昇圧用変圧器の中性点を直接接地すること。

61

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。この場合，設置する変―Ⅳ-14―

圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。
なお，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
⑴

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。

⑵

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。

62 電 圧 変 動⑴

常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね１パーセントから
２パーセント以内を適正値とし，この範囲を逸脱しないよう，自動電圧調整装置（ＡＶＲ）の設置等により，自動的に電圧を調整していただきます。

⑵

瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の２パーセントを目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。
イ

同期発電機を用いる場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機
を含みます。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から２パーセント程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。
なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をしていただきます。

ニ

自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。
―Ⅳ-15―

ホ

他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により，系統の電圧が適正値（常時電圧の２パーセントを目安とします。）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いたします。

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 場合または電圧フリッカにより適正値（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ 10〕を
0.45ボルト以下〔当該設備のみの場合は， 0.23ボルト以下〕に維持す
るものといたします。）を逸脱するおそれがある 場合には，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

るおそれがある場合には，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おそれがある場合には，ＳＶＣ等を設置すること。
⑶

そ の 他
イ

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

ロ

33,000ボルト以下の特別高圧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は，38（電圧変動）に準じます。

63

出力変動
風力発電設備を連系する場合で，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を具備する等の対策を行なっていただきます。
⑴

発電に必要な自然エネルギーが得られる状況において，連系点での５分間の最大変動幅が発電所設備容量の10パーセント以下となるよう対策を行なう―Ⅳ-16―

こと。
なお，ウィンドファームコントローラーを有しない小規模発電所については，対策を別途協議させていただきます。
⑵

高風速時にカットアウトが予想される場合は，即座に停止しないよう，
ストーム制御機能を具備する等の対策を行 なうこと。また，カットインが予想される場合は，徐々に出力を上昇するよう対策を行なうこと。

⑶

系統周波数が上昇し適正値を逸脱するおそれがある場合は，発電設備の出力を調定率に応じて自動的に抑制すること。
なお，調定率は，２パーセントから５パーセントの範囲で当社から指定する値とし，不感帯は，0.2ヘルツ以下といたします。

64 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。
なお，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。
65 発電機定数・諸元
連系系統や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，慣性低下対策等のために，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。
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。

―Ⅳ-17―

電源種

設

備

諸

元

定格容量，定格出力，台数，定格電圧
最低出力
所内負荷（定格，最低）発電プラント

力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲，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
自家消費電力の最大値，最小値
総合負荷力率

構内設備

電動機容量（高圧・低圧）
電灯容量
高調波発生機器と高調波対策資料
電圧フリッカの発生源と対策設備資料
定格（定格容量，定格電圧）

共

通受電用変圧器，

インピーダンス（タップ電圧毎，変圧器定格容量ベース）

連系用変圧器

励磁特性曲線制御方式，整定値

調相設備
アクセス線・構内線路
遮断器

定格容量，台数
制御方式，整定値
インピーダンス，アドミタンス
定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無
設置要素
仕様
設置場所
設置相数

保護装置

解列箇所
整定範囲
整定値
CT 比，VT 比シーケンスブロック
送電線再閉路方式

記録

電気現象記録装置―Ⅳ-18―

電源種

設 備

諸

元

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量
誘導機

発電プラント

限時リアクトルインピーダンス
慣性定数
定格すべり
等価回路定数各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）
各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無

発電プラント

飽和特性
可能出力曲線
発電機軸モデル
発電機プラントモデル，モデル構築に必要なプラント，
制御系の各種定数（ボイラ，タービン，水車等）
並解列所要時間（平常時，事故時）

同期機

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）
制御装置

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

発電プラント制御装置

揚水待機・開始所要時間
上ダム・下ダム運用可能水位
電水比（kW/(m3/s)）
メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
通電電流制限値

逆変換

発電プラント系統事故時の力率制御時間

装置

制御装置

三相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）
一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）
FRT 要件の適用有無
無効電力制御方式，整定値
慣性力供給能力―Ⅳ-19―

電源種

設

備

諸

元

周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定可能範囲
風力発電プラント

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
二次励
磁機

66

発電プラント

蓄電容量発電プラント

拘束リアクタンス

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等のために，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）等を指定させていただくことがあります。

67

連絡体制
⑴

発電者の構内事故およ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，当社の給電制御所等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，当社の給電制御所等と発電者の技術員駐在箇所等との間に，保安通信用電話設備（専用保安通信用電話設備または電気通信事業者の専用回線電話）を設置していただきます。ただし，保安通信用電話設備は，33,000ボル
ト以下の特別高圧電線路と連系する場合には，次のうちのいずれかを用いることができます。
イ 専用保安通信用電話設備
ロ 電気通信事業者の専用回線電話
ハ

次の条件を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―Ⅳ-20―

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制御所等と連絡が取れない場合には，当社の給電制御所等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よう，保安規程上明記されていること。
⑵

特別高圧電線路と連系する場合には，当社の給電制御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およびテレメータを設置していただきます。この場合，収集する情報は，原則として次のとおりといたします。
情報種別

情報内容
発電機並列用遮断器の開閉状態※1
連系用遮断器の開閉状態

スーパービジョン連系用断路器の開閉状態
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

情報種別

情報内容
発電機の有効電力
発電機の無効電力
連系する母線（引込口母線）の電圧

テレメータ

引込口（受電地点）の有効電力
引込口（受電地点）の無効電力
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。
―Ⅳ-21―

68

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，電力等の計測値を連続的に記録し，当社の給電制御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を含みます。）
を設置していただくことがあります。

69

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，電気事業法にもとづき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
また，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために，次のとおり適切なサイバー
セキュリティ対策を講じていただきます。
⑴

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。

⑵

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。

⑶

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。

―Ⅳ-22―

Ⅴ
70 力⑴

負荷設備の低圧配電線との連系要件

率
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。
⑵

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，やむを得ない事情によって，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12（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。

71 保護リレーの設置
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には，必要な調整装置または保護リレ
ーを需要場所に施設していただく等の対策を講じていただきます。
⑴

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⑵

負荷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⑶

負荷の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合⑷

著しい高周波または高調波を発生する場合⑸

その他⑴，⑵，⑶または⑷に準ずる場合

―Ⅴ-1―

Ⅵ
72 力

負荷設備の高圧配電線との連系要件

率⑴

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

⑵

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。

73 電 力 品 質⑴

高調波抑制対策
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，系統に高調波電流を流出する場合で，イの条件に該当し，かつ，ロの高調波流出
電流がハの高調波流出電流の上限値を超えるときは，高調波電流を抑制するために必要となる対策を実施していただきます。
イ 等価容量の合計値が50キロボルトアンペアを超える場合
ロ

系統に流出する高調波流出電流は，次の式により算出いたします。ただし，需要場所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し算出することができるものといたします。
高調波発生機器ごとの定高調波発生機器の最大高調波流出電流 ＝ 格運転状態において発生 ×の稼働率
する高調波電流の合計値
なお，高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計して得た値とし，また，その対象とする高調波の次数は，40次以下といたします。

ハ系統に流出する高調波流出電流の上限値は，高調波の次数ごとに，次の式により算出いたします。
受給電力１キロワット
高調波流出電流＝ 当たりの高調波流出電 × 当該需要場所の受給電力
の上限値
流の上限値
―Ⅵ-1―

なお，受給電力とは，原則として需要場所における接続送電サービス契
約電力または臨時接続送電サービス契約電力といたします。
受給電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア/キロワット）

⑵

公称電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次超過

6.6
キロボルト

3.50

2.50

1.60

1.30

1.00

0.90

0.76

0.70

電圧フリッカ対策
需要者は，電圧フリッカ発生機器を用いた電気設備を使用する場合，10ヘルツの変動に等価換算した電圧変動ΔＶ10が基準値以内（１時間連続して測定した１分間データのΔＶ10値の内，４番目最大値が0.45ボルト以下）となるよう必要な対策を実施していただきます。

⑶

電圧変動対策
受電用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。
なお，上記理由に関わらず，他者の電気の使用に影響を及ぼす，または影響を及ぼすおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

74

保護協調
需要者は，需要場所における負荷設備，構内設備または系統の事故時において，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために，負荷設備が連系する系統の保護リレーと協調を図り，次のとおり保護協調を実施していただきます。
⑴

連系する系統以外の系統で事故が発生した場合には，系統から負荷設備が遮断されないこと。

⑵

需要場所における負荷設備または構内設備の事故が発生した場合には，これにともなう影響を連系する系統へ波及させないため，負荷設備または構内設備を当該系統から遮断すること。
―Ⅵ-2―

75 保護リレーの設置
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リレーを設置していただきます。
76 保護リレーの設置場所
保護リレーは，需要場所の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。
77 遮 断 箇 所
遮断箇所は，系統から需要場所の負荷設備を遮断することができ，かつ，事
故を除去できる箇所としていただきます。
78 連 絡 体 制
需要者は，系統運用上必要な情報（供給用遮断器の情報といたします。）
を確実に収集するために，事業所等との間に，スーパービジョンを設置していただくことがあります。
なお，供給地点における有効電力を収集するために，原則として，給電制御
所等との間に，テレメータを設置していただきます。
79 サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工
作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

―Ⅵ-3―

Ⅶ
80 力

負荷設備の特別高圧電線路との連系要件
率⑴

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

⑵

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。

81 電 力 品 質⑴

高調波抑制対策
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，系統に高調波電流を流出する場合で，イまたはロの条件に該当し，かつ，ハの高調波流出電流がニの高調波流出電流の上限値を超えるときは，高調波電流を抑制するために必要となる対策を実施していただきます。
イ

22,000ボルトまたは33,000ボルトの系統に連系する場合で，等価容量の合計値が300キロボルトアンペアを超えるとき。

ロ

77,000ボルト以上の系統に連系する場合で，等価容量の合計値が2,000キ
ロボルトアンペアを超えるとき。

ハ系統に流出する高調波流出電流は，次の式により算出いたします。ただし，需要場所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し算出することができるものといたします。
高調波発生機器ごとの定高調波発生機器の最大高調波流出電流 ＝ 格運転状態において発生 ×の稼働率
する高調波電流の合計値
なお，高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計して得た値とし，また，その対象とする高調波の次数は，40次以下といたします。

ニ

系統に流出する高調波流出電流の上限値は，高調波の次数ごとに，次の―Ⅶ-1―

式により算出いたします。
受給電力１キロワット
高調波流出電流＝ 当たりの高調波流出電 × 当該需要場所の受給電力
の上限値
流の上限値
なお，受給電力とは，原則として需要場所における接続送電サービス契
約電力または臨時接続送電サービス契約電力といたします。
受給電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア/キロワット）

⑵

公称電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次超過

22
キロボルト
33
キロボルト
77
キロボルト
154
キロボルト
275
キロボルト

1.80

1.30

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

1.20

0.86

0.55

0.46

0.35

0.32

0.26

0.24

0.50

0.36

0.23

0.19

0.15

0.13

0.11

0.10

0.25

0.18

0.11

0.09

0.07

0.06

0.05

0.05

0.14

0.10

0.06

0.05

0.04

0.03

0.03

0.02

電圧フリッカ対策
需要者は，電圧フリッカ発生機器を用いた電気設備を使用する場合，10ヘルツの変動に等価換算した電圧変動ΔＶ10が基準値以内（１時間連続して測定した１分間データのΔＶ10値の内，４番目最大値が0.45ボルト以下）となるよう必要な対策を実施していただきます。

⑶

電圧変動対策
受電用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。
なお，上記理由に関わらず，他者の電気の使用に影響を及ぼす，または影響を及ぼす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。

―Ⅶ-2―

82 保 護 協 調
需要者は，需要場所における負荷設備，構内設備または系統の事故時において，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために，負荷設備が連系する系統の保護リレーと協調を図り，次のとおり保護協調を実施していただきます。
⑴

連系する系統に事故が発生した場合で，系統保護方式に応じて必要なときには，当該系統から負荷設備を遮断すること。

⑵

連系する系統以外の系統で事故が発生した場合には，原則として系統から負荷設備が遮断されないこと。

⑶

需要場所における負荷設備または構内設備の事故が発生した場合には，これにともなう影響を連系する系統へ波及させないため，負荷設備または構内設備を当該系統から遮断すること。

83 保護リレーの設置
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，次のとおり保護リレーを設置していただきます。
⑴

中性点直接接地方式の系統に連系する場合は，原則として電流差動リレーを設置していただきます。その他の中性点接地方式の系統に連系する場合
で，系統の保護方式が電流差動リレーのときは，系統と同じ方式の保護リ
レーを設置していただきます。

⑵

154,000ボルト以上の特別高圧電線路に負荷設備を連系する場合には，需要場所における構内設備の短絡事故時または地絡事故時に高速遮断できる保護リレー（母線保護リレー等）を設置していただきます。

84 保護リレーの設置場所
保護リレーは，需要場所の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。
85 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。
⑴

地絡用電流差動リレーは零相回路に設置すること。
―Ⅶ-3―

⑵

短絡地絡兼用電流差動リレーおよび短絡用電流差動リレーは３相に設置す
ること。

86

遮断箇所
遮断箇所は，系統から需要場所の負荷設備を遮断することができ，かつ，事
故を除去できる箇所としていただきます。

87

連絡体制
⑴

需要者は，給電制御所等との間に，保安通信電話を設置していただきます。
ただし，33,000ボルト以下の特別高圧電線路と連系する場合は，保安通信電話を一般加入電話，携帯電話等とすることができます。

⑵

需要者は，系統運用上必要な情報（供給用遮断器の情報といたします。）
を確実に収集するために，原則として，給電制御所等との間に，スーパービ
ジョンを設置していただきます。
なお，供給地点における有効電力を収集するために，原則として，給電制御
所等との間に，テレメータを設置していただきます。
情報種別
スーパービジョン

テレメータ

88

情報内容
供給用遮断器供給地点の有効電力

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

―Ⅶ-4―

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
３ 電気事業法施行規則第 17 条の４第１項の規定により提出した書類の写し
４ 一般送配電事業託送供給等約款料金算定規則の規定に基づいて作成した書類

関西電力送配電株式会社

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，総合資源エネルギー調査会電力・ガス事業分科会電力・ガス
基本政策小委員会において取りまとめられた「今後の電力政策の方向性について
中間とりまとめ（2023 年２月公表）」において，2024 年度から発電側課金制度を導入する整理がなされたことを踏まえ，当該内容を供給条件に反映し，新たに系
統連系受電サービス料金を設定するとともに，2023 年 11 月 24 日に経済産業大臣の承認を受けた託送供給等に係る収入の見通しの変更を料金率に反映するべ
く，託送供給等約款を変更することといたしました。
つきましては，電気事業法第 18 条第１項の規定にもとづき，ここに託送供給
等約款の変更を申請する次第であります。

２

託送供給等約款の変更の内容
および新旧比較表

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，発電側課金制度を導入する整理がなされたこと，託送供給等に係る収入の見通しの変更について経済産業大臣の承認を受けたことを踏まえ，必要となる変更を行なうとともに，その他の今日的見直しをいたしました。

旧新託 送 供 給 等 約 款

託 送 供 給 等 約 款

2023 年 12 月 27 日 実施

2024 年 ４ 月 １ 日 実施

関西電力送配電株式会社

関西電力送配電株式会社

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ

旧

新

託送供給等約款

託送供給等約款

目 次

目 次

則 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

総Ⅰ

則 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

総

１

適

用 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

１

適

２

託送供給等約款の認可および変更 ........................................................................................................ Ⅰ-2

２

託送供給等約款の認可および変更 ........................................................................................................ Ⅰ-2

３

定義 .................................................................................................................................. Ⅰ-2

３

定

４

代表契約者の選任 ............................................................................................................................... Ⅰ-8

４

代表契約者の選任 .............................................................................................................................. Ⅰ-8

５託送供給等に関する取扱い .................................................................................................................. Ⅰ-8

５託送供給等に関する取扱い .................................................................................................................. Ⅰ-9６単位および端数処理 ............................................................................................................................ Ⅰ-9６単位および端数処理 ........................................................................................................................... Ⅰ-9

７

実

目 ................................................................................................................................ Ⅰ-10

７

実

施

細

契約の申込み ......................................................................................................................................... Ⅱ-1

Ⅱ

用 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

義 .................................................................................................................................. Ⅰ-2

施 細

目 ................................................................................................................................ Ⅰ-10

契約の申込み ........................................................................................................................................ Ⅱ-1

８契約の要件......................................................................................................................................... Ⅱ-1

８契約の要件 ........................................................................................................................................ Ⅱ-1

９検討および契約の申込み ..................................................................................................................... Ⅱ-3

９検討および契約の申込み ..................................................................................................................... Ⅱ-5

10契約の成立および契約期間 ................................................................................................................ Ⅱ-12

10

契約の成立および契約期間 ................................................................................................................ Ⅱ-14

11

託送供給等の開始 ............................................................................................................................. Ⅱ-13

11

託送供給等の開始 ............................................................................................................................ Ⅱ-15

12

供給準備その他必要な手続きのための協力 .......................................................................................... Ⅱ-13

12

供給準備その他必要な手続きのための協力 ......................................................................................... Ⅱ-1613

電気方式，電圧および周波数 ............................................................................................................. Ⅱ-1313

電気方式，電圧および周波数 ............................................................................................................ Ⅱ-16

14

発電場所および需要場所 ................................................................................................................... Ⅱ-15

14

発電場所および需要場所 ................................................................................................................... Ⅱ-18

15

供給および契約の単位....................................................................................................................... Ⅱ-18

15

供給および契約の単位 ...................................................................................................................... Ⅱ-20

16

承諾の限界....................................................................................................................................... Ⅱ-22

16

承諾の限界 ...................................................................................................................................... Ⅱ-24

17

契約書の作成 ................................................................................................................................... Ⅱ-22

17

契約書の作成 ................................................................................................................................... Ⅱ-25

金 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

料Ⅲ

金 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

料

18

料

金 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

18

料

金 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

19接続送電サービス ............................................................................................................................... Ⅲ-3

19接続送電サービス .............................................................................................................................. Ⅲ-2

旧

Ⅳ

Ⅴ

新

20

臨時接続送電サービス....................................................................................................................... Ⅲ-26

20

臨時接続送電サービス ...................................................................................................................... Ⅲ-26

21

予備送電サービス ............................................................................................................................. Ⅲ-35

21

予備送電サービス ............................................................................................................................ Ⅲ-34

22

系統連系受電サービス ...................................................................................................................... Ⅲ-36

22

発電量調整受電計画差対応電力 .......................................................................................................... Ⅲ-37

23

発電量調整受電計画差対応電力 ......................................................................................................... Ⅲ-40

23

接続対象計画差対応電力 ................................................................................................................... Ⅲ-38

24

接続対象計画差対応電力 ................................................................................................................... Ⅲ-4224

需要抑制量調整受電計画差対応電力 ................................................................................................... Ⅲ-39

25

需要抑制量調整受電計画差対応電力 ................................................................................................... Ⅲ-43

25

給電指令時補給電力 .......................................................................................................................... Ⅲ-40

26

給電指令時補給電力 ......................................................................................................................... Ⅲ-44

料金の算定および支払い ......................................................................................................................... Ⅳ-1

Ⅳ

料金の算定および支払い ........................................................................................................................ Ⅳ-1

26

料金の適用開始の時期......................................................................................................................... Ⅳ-1

27

料金の適用開始の時期 ........................................................................................................................ Ⅳ-1

27

検日 .................................................................................................................................. Ⅳ-1

28

検

28

料金の算定期間 .................................................................................................................................. Ⅳ-2

29

料金の算定期間 .................................................................................................................................. Ⅳ-2

29

計量 .................................................................................................................................. Ⅳ-3

30

計

30

電力および電力量の算定 ..................................................................................................................... Ⅳ-4

31

電力および電力量の算定 ..................................................................................................................... Ⅳ-531

損

率 ................................................................................................................................ Ⅳ-22

32

損

32

料金の算定....................................................................................................................................... Ⅳ-2233

料金の算定 ...................................................................................................................................... Ⅳ-23

33

支払義務の発生および支払期日 .......................................................................................................... Ⅳ-25

34

支払義務の発生および支払期日 ......................................................................................................... Ⅳ-2734

料金その他の支払方法....................................................................................................................... Ⅳ-2835

料金その他の支払方法 ...................................................................................................................... Ⅳ-30

35

保

金 ................................................................................................................................ Ⅳ-30

36

保

証

金 ................................................................................................................................ Ⅳ-33

36

連

任 ................................................................................................................................ Ⅳ-32

37

連

帯 責

任 ................................................................................................................................ Ⅳ-36

供

針

失

証
帯

責

給 .................................................................................................................................. Ⅴ-1

Ⅴ

供

針

日 .................................................................................................................................. Ⅳ-1

量 .................................................................................................................................. Ⅳ-4

失率 ................................................................................................................................ Ⅳ-23

給 .................................................................................................................................. Ⅴ-1

37

託送供給等の実施 ............................................................................................................................... Ⅴ-1

38

託送供給等の実施 .............................................................................................................................. Ⅴ-1

38

給電指令の実施等 ............................................................................................................................... Ⅴ-539

給電指令の実施等 .............................................................................................................................. Ⅴ-5

39

適正契約の保持等 ............................................................................................................................. Ⅴ-10

40

適正契約の保持等 ............................................................................................................................ Ⅴ-10

40

契約超過金....................................................................................................................................... Ⅴ-11

41

契約超過金 ...................................................................................................................................... Ⅴ-11

41

力率の保持....................................................................................................................................... Ⅴ-1142

力率の保持 ...................................................................................................................................... Ⅴ-13

旧

Ⅵ

Ⅶ

新

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 .......................................................................... Ⅴ-12

43

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施 ......................................................................... Ⅴ-14

43

託送供給等にともなう協力 ................................................................................................................ Ⅴ-13

44

託送供給等にともなう協力 ................................................................................................................ Ⅴ-15

44

託送供給等の停止 ............................................................................................................................. Ⅴ-1445

託送供給等の停止 ............................................................................................................................ Ⅴ-16

45

託送供給等の停止の解除 ................................................................................................................... Ⅴ-15

46

託送供給等の停止の解除 ................................................................................................................... Ⅴ-17

46

託送供給の停止期間中の料金 ............................................................................................................. Ⅴ-16

47

託送供給等の停止期間中の料金 ......................................................................................................... Ⅴ-18

47

違

金 ................................................................................................................................ Ⅴ-16

48

違

48

損害賠償の免責 ................................................................................................................................ Ⅴ-16

49

損害賠償の免責 ................................................................................................................................ Ⅴ-1849

設備の賠償....................................................................................................................................... Ⅴ-17

50

設備の賠償 ...................................................................................................................................... Ⅴ-19

約契約の変更および終了 ............................................................................................................................ Ⅵ-1

Ⅵ

約

金 ................................................................................................................................ Ⅴ-18

契約の変更および終了............................................................................................................................ Ⅵ-1

50

契約の変更......................................................................................................................................... Ⅵ-1

51

契約の変更 ........................................................................................................................................ Ⅵ-1

51

名義の変更......................................................................................................................................... Ⅵ-2

52

名義の変更 ........................................................................................................................................ Ⅵ-3

52

契約の廃止......................................................................................................................................... Ⅵ-3

53

契約の廃止 ........................................................................................................................................ Ⅵ-3

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 .................................................. Ⅵ-4

54

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

54

解等 .................................................................................................................................. Ⅵ-8

55

解

55

契約消滅後の債権債務関係 ................................................................................................................ Ⅵ-10

56

契約消滅後の債権債務関係 ................................................................................................................ Ⅵ-12

約

受電方法および供給方法ならびに工事...................................................................................................... Ⅶ-1

Ⅶ

約等 .................................................................................................................................. Ⅵ-9

受電方法および供給方法ならびに工事 ..................................................................................................... Ⅶ-1

56

受電地点，供給地点および施設 ............................................................................................................ Ⅶ-1

57

受電地点，供給地点および施設 ........................................................................................................... Ⅶ-1

57

架空引込線......................................................................................................................................... Ⅶ-358

架空引込線 ........................................................................................................................................ Ⅶ-358

地中引込線......................................................................................................................................... Ⅶ-459

地中引込線 ........................................................................................................................................ Ⅶ-459

連接引込線等 ..................................................................................................................................... Ⅶ-660

連接引込線等 ..................................................................................................................................... Ⅶ-660

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法 ............................................................................... Ⅶ-661

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法 .............................................................................. Ⅶ-661

引込線の接続 ..................................................................................................................................... Ⅶ-762

引込線の接続 ..................................................................................................................................... Ⅶ-762

計量器等の取付け ............................................................................................................................... Ⅶ-763

計量器等の取付け .............................................................................................................................. Ⅶ-7

63

通信設備等の施設 ............................................................................................................................... Ⅶ-864

通信設備等の施設 .............................................................................................................................. Ⅶ-864

専用供給設備 ..................................................................................................................................... Ⅶ-965

専用供給設備 ..................................................................................................................................... Ⅶ-9

旧

Ⅷ

Ⅸ

工事費の負担 ......................................................................................................................................... Ⅷ-1

新Ⅷ

工事費の負担 ........................................................................................................................................ Ⅷ-1

65

受電地点への供給設備の工事費負担金 .................................................................................................. Ⅷ-1

66

受電地点への供給設備の工事費負担金 .................................................................................................. Ⅷ-1

66

受電用計量器等の工事費負担金 ............................................................................................................ Ⅷ-667

受電用計量器等の工事費負担金 ........................................................................................................... Ⅷ-667

会社間連系設備の工事費負担金 ............................................................................................................ Ⅷ-668

会社間連系設備の工事費負担金 ........................................................................................................... Ⅷ-6

68

一般供給設備の工事費負担金 ............................................................................................................... Ⅷ-7

69

一般供給設備の工事費負担金 .............................................................................................................. Ⅷ-7

69

供給地点への特別供給設備の工事費負担金 .......................................................................................... Ⅷ-1170

供給地点への特別供給設備の工事費負担金 ......................................................................................... Ⅷ-1170

供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金 .......................................................................... Ⅷ-13

71

供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金 ......................................................................... Ⅷ-13

71

供給地点への特別供給設備等の工事費の算定 ...................................................................................... Ⅷ-13

72

供給地点への特別供給設備等の工事費の算定 ...................................................................................... Ⅷ-13

72

工事費負担金の申受けおよび精算 ...................................................................................................... Ⅷ-16

73

工事費負担金の申受けおよび精算 ...................................................................................................... Ⅷ-16

73

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 ................................................ Ⅷ-18

74

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................................................ Ⅷ-1874

臨時工事費....................................................................................................................................... Ⅷ-1975

臨時工事費 ...................................................................................................................................... Ⅷ-1975

工事費等に関する契約書の作成 .......................................................................................................... Ⅷ-20

76

工事費等に関する契約書の作成 ......................................................................................................... Ⅷ-20

安 .................................................................................................................................. Ⅸ-1

保Ⅸ

安 .................................................................................................................................. Ⅸ-1

保76

保安の責任......................................................................................................................................... Ⅸ-1

77

保安の責任 ........................................................................................................................................ Ⅸ-1

77

保安等に対する発電者および需要者の協力 ............................................................................................ Ⅸ-1

78

保安等に対する発電者および需要者の協力 ........................................................................................... Ⅸ-1

78

調査 .................................................................................................................................. Ⅸ-2

79

調

79

調査等の委託 ..................................................................................................................................... Ⅸ-2

80

調査等の委託 ..................................................................................................................................... Ⅸ-2

80

調査に対する需要者の協力 .................................................................................................................. Ⅸ-2

81

調査に対する需要者の協力 .................................................................................................................. Ⅸ-2

81

検査または工事の受託......................................................................................................................... Ⅸ-3

82

検査または工事の受託 ........................................................................................................................ Ⅸ-3

82

自家用電気工作物 ............................................................................................................................... Ⅸ-3

83

自家用電気工作物 .............................................................................................................................. Ⅸ-3

査 .................................................................................................................................. Ⅸ-2

附

則 ........................................................................................................................... 附則-1

附則 ............................................................................................................................ 附則-1

別表 ........................................................................................................................... 別表-1

別

表 ............................................................................................................................ 別表-1

旧

Ⅰ

3定

総

新

則

義

(36) 契約受電電力

Ⅰ

3定

総

則

義

(36) 契約受電電力

契約上使用できる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（キロ契約上使用できる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。

ワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値（発電量調整
供給においては，同時最大受電電力をこえないものといたします。）をいいます。
(37) 同時最大受電電力
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点における最大電力（キロワット）で，発電契
約者または発電者と当社との協議により発電場所ごとにあらかじめ定めた値をいいます。
(38) 最大連系電力等
低圧で受電する場合は，発電量調整受電電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で受電する場合は，30分ごとの連系電力の最大値であって，計量器またはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および計量値が記録される付属装置（以下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。

旧(37) 最大需要電力等

新(39) 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。

低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。

高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，計量器ま

高圧または特別高圧で供給する場合は，30分ごとの需要電力の最大値であって，記録型等

たはその付属装置に計量値が記録される場合の計量器および計量値が記録される付属装置（以

計量器により計量される値をいいます。

下「記録型等計量器」といいます。）により計量される値をいいます。
(38) 発電バランシンググループ(40) 発電バランシンググループ

30（電力および電力量の算定）⒅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

31（電力および電力量の算定）⒅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）⒆イもしくはロに定める発電量調整受電計画差対応余量または31（電力および電力量の算定）⒆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。

設定するものをいいます。

(39) 需要バランシンググループ(41) 需要バランシンググループ

30（電力および電力量の算定）⒇に定める接続対象計画差対応補給電力量または30（電力31（電力および電力量の算定）⒇に定める接続対象計画差対応補給電力量または31（電力

および電力量の算定）(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

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。

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。

(40) 需要抑制バランシンググループ(42) 需要抑制バランシンググループ

30（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量また31（電力および電力量の算定）(22)に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または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は31（電力および電力量の算定）(23)に定める需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，需要抑制契約者があらかじめ需要抑制量調整供給契約において設定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。

するものをいいます。

(41) 電灯(43) 電灯(42) 小型機器(44) 小型機器(43) 動(45) 動力力(44) 契約負荷設備(46) 契約負荷設備(45) 契約主開閉器(47) 契約主開閉器(46) 定期検査(48) 定期検査(47) 定期補修(49) 定期補修(48) 給電指令(50) 給電指令

旧新(49) 昼間時間(51) 昼間時間(50) 夜間時間(52) 夜間時間

6単位および端数処理⑶

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

6単位および端数処理⑶

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，

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

契約受電電力，同時最大受電電力，最大連系電力等，最大需要電力等およびその他の電気の電ワットとし，その端数は，小数点以下第１位で四捨五入いたします。

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。

イロ

低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）⑵イまたは20（臨時接続送電サービス）イ

低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）⑵イまたは20（臨時接続送電サービス）⑵イ(ロ)を適用した場合に算定された値が0.5キロワット以下となるときは，契約電力を0.5⑵イ(ロ)を適用した場合に算定された値が0.5キロワット以下となるときは，契約電力を0.5キロワットといたします。

キロワットといたします。

高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）⑵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。

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。

ロ

高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）⑵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。

7実 施 細 目
この約款の実施上必要な細目的事項は，そのつど契約者，発電契約者，発電者または需要抑制
契約者と当社との協議によって定めます。
なお，当社は，必要に応じて，需要者と別途協議を行なうことがあります。

旧

Ⅱ

新

契約の申込みⅡ

8契約の要件

8契約の要件⑴⑴

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

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。

きます。

イ

イ

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

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。

ロ

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

ハ

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

ホ

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

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

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。

認められる方法によって連系すること。

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

ホ

がうこと。
ヘ

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。

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。

旧ト

需要者が他の契約者から電気の供給を受けることを当社が確認した場合は，契約者が，当新ト

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

他の契約者に対し提供する旨の承諾をすること。
チ

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

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

望される場合は，次の要件を満たすこと。

(イ)

(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。

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。

旧

(ハ)

新

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(ハ)

業省令で定める密接な関係を有する者であること。
⑵

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。

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。
⑵

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。

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。

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

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

ニ基準，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。

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。

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ニしたがうこと。

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

ホ

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

ヘ

発電契約者が，原則として，18（料金）⑶に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金を，34（支払義務の発生および支払期日）⑷に定める期日までの間，当社に代わり，発電者から受領し，当社があらかじめ定める支払いに関する期日までに当社へ引き渡す業務を受託すること。

ト

発電契約者が，35（料金その他の支払方法）⑶ロの場合を除き，18（料金）⑶に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金の支払い業務を発電者から無償で受託すること。

旧

新

チ

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

リ

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

ホ

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

ヌ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。

発電契約者が，発電者にこの約款における発電者に関する事項を遵守させ，かつ，発電者がこの約款における発電者に関する事項を遵守する旨の承諾をすること。
ただし，当社と特定契約を締結する発電者（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。）および発電契約者と同一の者である発電者については，
ホ，ヘ，ト，チおよびリの要件を除きます。
なお，当社は，発電契約者に対して，系統連系受電契約の締結または変更について，当社を代理する権利を付与いたします。
⑶

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

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

ロ

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

ハ

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

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

旧

新

ホ

発電者が，原則として，18（料金）⑶に定める発電者に係る料金，延滞利息および契約超過金の支払い業務を発電契約者に委託すること。

ヘ

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

⑶

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⑷

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。

きます。

イ

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，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。

当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。

ａ

需要抑制量（１キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）

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。

(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)

(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。

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。

旧

(ホ)

新

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(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。

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。

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

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。

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）⑶に該当しないこと。

ニ

需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が30（計量）⑶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電量調整供給契約を希望される場合，発電者（当社と特定契約を締結する発電者〔発電契約者が望される場合は，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発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）が新た申込み，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に系統連系受電契約を希望される場合または需要抑制契約者が新たに需要抑制量調整供給契約をの申込みをしていただきます。

希望される場合は，あらかじめこの約款を承認のうえ，次の手続きにより，契約者から託送供給の申込み，発電契約者から発電量調整供給の申込みまたは需要抑制契約者から需要抑制量調整供給の申込みをしていただきます。

旧新

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，

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

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。

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。

⑷⑷

契約の申込み契約の申込み契約者は，⑴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，⑴ロ(ハ)の事項

契約者は，⑴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，⑴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続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供ていただきます。この場合，８（契約の要件）⑴ヘおよび接続供給の実施に必要な需要者の情

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）⑴ヘおよび接続供給の実施

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約の要件）⑵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）⑶

諾書の写し，８（契約の要件）⑵ホに定める要件を満たすことを証明する文書および８（契約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の要件）⑵ヌに定める発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは８（契約の要件）⑷ホ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

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が系統連系受電契約の締結について合意していることおよび発電者がこの約款に関する事項を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

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

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出を省略することができるものといたします。

情報を，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該文書および承諾書の提出を不要と判断するときは，当該文書および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。

旧新

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

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）⑴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れる場合は，８（契約の要件）⑴リに定める要件を満たすことを証明する文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことのしていただきます。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。

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

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，

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，⑴の申込みに対する当社の回答日から当社と工事費負担金の補償に関する契約を締結のうえ，⑴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

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」

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。）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）⑶イに定める要件を満たすことを証

制量調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）⑷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。

明する文書を提出していただきます。

イ

イ

接続供給の場合接続供給の場合(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(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(ロ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧

旧新(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(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) 契約電力または契約容量(ニ) 契約電力または契約容量(ホ) 契約受電電力(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(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(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)

(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)

画値

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

(リ)

画値

ロ

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

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(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(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，契約電力または契約容量については，１年間を通じての最大の負荷を基

なお，負荷設備，契約電力または契約容量については，１年間を通じての最大の負荷を基準として，契約者から申し出ていただきます。この場合，１年間を通じての最大の負荷を確準として，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。

所定の様式により申し出ていただきます。

振替供給の場合(イ) 連絡体制

ロ

振替供給の場合(イ) 連絡体制

旧

(ロ)

ハ

新

当社が小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の(ロ)

当社が小売電気事業，一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気を振替供給する場合には，当該振替供給に係る当社以外の一般送配電事業用に供する電気を振替供給する場合には，当該振替供給に係る当社以外の一般送配電事業者または配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容者または配電事業者との接続供給契約等の内容または申込内容

発電量調整供給の場合

ハ

発電量調整供給の場合(イ) 発電場所の受電地点特定番号および発電設備等に係る供給地点の供給地点特定番号(イ) 契約受電電力(ロ) 契約受電電力および同時最大受電電力(ロ) 発電量調整受電計画電力(ハ) 発電量調整受電計画電力

(ハ)

(ニ)

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

画値
(ニ)

画値

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

(ホ)

画値

需要抑制量調整供給の場合電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および販売量の計

画値(ホ) 連絡体制
ニ

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(ヘ) 連絡体制
ニ

需要抑制量調整供給の場合(イ) 需要抑制契約者の名称(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(ロ) 需要抑制量調整受電計画電力

旧新(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(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

もとづく需要抑制量調整受電計画電力量を設定するときは，需要場所ごとの需要抑制量調

整供給に係る需要抑制の予定電力量といたします。）の最小値

整供給に係る需要抑制の予定電力量といたします。）の最小値(ニ) 需要抑制を行なう場合の30分ごとの販売計画の最小値(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。）(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(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)

(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）⒁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

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる31（電力および電力量の算定）⒁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(ヌ) 需要抑制量調整供給の開始希望日(ル) 連絡体制(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

なお，需要抑制バランシンググループごとの(ト)の算定方法となる31（電力および電力量の算定）⒁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算定）⒁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。

していただくものといたします。

旧

10契約の成立および契約期間⑴

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，振替供新10契約の成立および契約期間⑴

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

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

たときに，需要抑制量調整供給契約は，需要抑制量調整供給契約の申込みを当社が承諾した
ときに，それぞれ成立いたします。

⑵

契約期間は，次によります。
イ

接続供給の場合⑵

契約期間は，次によります。
イ(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(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)

接続供給の場合立した日から，料金適用開始の日以降１年目の日までといたします。

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(ロ)

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。

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(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。

日から，あらかじめ定めた契約使用期間満了の日までといたします。
ロ

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

旧

新

(ロ)

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

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

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

ハ

振替供給または需要抑制量調整供給の場合

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

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⑴

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

11託送供給等の開始⑴

当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要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

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に託送供給または電力量調整供給を開始いたします。

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。

14発電場所および需要場所

14発電場所および需要場所

旧⑷⑴に定める１構内，⑴イに定める１建物，⑵に定める隣接する複数の構内または⑶に定める

新⑷⑴に定める１構内，⑴イに定める１建物，⑵に定める隣接する複数の構内または⑶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。）

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，⑴，⑵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，⑴，⑵または⑶にかかわらず，特例区域等を１発電場所または１需要場所といたします。

または⑶にかかわらず，特例区域等を１発電場所または１需要場所といたします。

イイ

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。

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，⑴，⑵または⑶に準じて発電場所または需要場所を定めること。

(イ) 非特例区域等について，⑴，⑵または⑶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(ロ) 当社が特例区域等における業務を実施するため，43（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に準じて，非特例区域等の発電者または需要者の土地または建物に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

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。

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。

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。

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。

旧

ニ

ホ

新

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

ニ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

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。

とを承諾していただくこと。

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

ホでなく，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⑴

当社が非特例区域等における業務を実施するため，43（発電場所および需要場所への立入

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

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⑴

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

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。

について１系統連系受電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）し，
１電気方式，１引込みおよび１計量をもって発電量調整供給を行ないます。

イ

１需要場所につき，(イ)および(ロ)の２臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合，また

イ

１需要場所につき，(イ)および(ロ)の２臨時接続送電サービスをあわせて契約する場合，または，次の１臨時接続送電サービス（(イ)および(ロ)の２臨時接続送電サービスをあわせて契約すは，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)

(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

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

旧

(ロ)

新

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

(ロ)

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(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(ニ) 特別高圧臨時接続送電サービス

電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合で，次の２接続送

ロ

電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合で，次の２接続送電サービスをあわせて契約するとき。

電サービスをあわせて契約するとき。

(イ)

(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)

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

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(ロ)ービスのうちの１接続送電サービス

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

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

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，またはヘ

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

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。

当と認めたとき。

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

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

旧⑷

発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（発電場所が複数

新⑷

発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（発電場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および発電ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および発電

バランシンググループについて，１発電量調整供給契約を結びます。

バランシンググループについて，１発電量調整供給契約を結びます。また，当社は，当社が特定契約を締結している場合（発電契約者が発電者との間で電力受給に関する契約を締結している場合を除きます。）を除き，原則として，あらかじめ定めた発電場所について，１系統連系
受電契約を結びます。

なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事

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」とい供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応すいます。）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る周波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整電源」といいます。）

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。

シンググループを設定していただきます。

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。

旧

新

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

また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー特別措置法第２条第２項に定め措置法〔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

る再生可能エネルギー発電設備をいいます。ただし，特定契約により再生可能エネルギー電気

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

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グループに含まれる場合は，次のとおりといたします。

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。
イロ

附則３（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〕）⑸まイ

附則３（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〕）⑸または⑹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

たは⑹に該当する場合で，インバランスリスク単価（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕

に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギー特別措置法施行規則」といいます。〕に定めるインバランスリスクに係る単価をいいます。）が異なる再生可能エネルギー発電設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

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

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。

ランシンググループを設定していただきます。

附則３（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〕）⑸のロ

附則３（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〕）⑸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

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。

はできないものといたします。

旧

ハ

⑸

新

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

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

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。

量調整供給契約に属するものといたします。

需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需要場所が⑸

需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需要場所が複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および需複数ある場合は，同一の一般送配電事業者の供給設備に接続するものといたします。）および需要抑制バランシンググループについて，１需要抑制量調整供給契約を結びます。

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

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」との供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（極短周期成分に対応いいます。）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する周波数制御用の調整機能のみを提供する場合を除きます。以下「調整負荷」といいます。）

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。

旧新また，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

また，需要抑制契約者が１需要抑制バランシンググループに係る需要場所を複数とすることを希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，を希望される場合は，需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の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）⒁イまたはロが同一となるように需要抑制バラ算定方法となる31（電力および電力量の算定）⒁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

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。

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

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，料金およびこの約款によって支払いを要す

当社は，法令，電気の需給状況，供給設備の状況ならびに料金，この約款によって支払いを要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

他この約款から生ずる金銭債務〔以下「料金以外の債務」といいます。〕といたします。）および

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当社と締結する他の契約にもとづく料金等の金銭債務の支払状況その他によってやむをえない場

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

合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制

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。

量調整供給契約の申込みの全部または一部をお断りすることがあります。この場合は，その理由を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいたします。

旧

Ⅲ
18 料

金

⑴

契約者に係る料金
イ

料

新

金

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）

Ⅲ
18

料
⑴

料

金

金
契約者に係る料金イ

契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，24（接続対象計画差対応電力）

によって算定された接続対象計画差対応補給電力料金および接続対象計画差対応余剰電力

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）⑴によって算定された給電指令時補給電力料金とい料金ならびに26（給電指令時補給電力）⑴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。

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（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

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，次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「料ます。）のうち，次に定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「供金算定日」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

給側料金算定日」といいます。）を合計して算定いたします。

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(イ) 検針日(ロ)(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（電力および電サービス（以下「定額接続送電サービス」といいます。）の場合または31（電力および電力量の算定）(25)の場合は，その供給地点の属する検針区域の検針日

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) 27（検針日）⑸の場合は，実際に検針を行なった日(ハ) 28（検針日）⑸の場合は，実際に検針を行なった日

旧

(ニ)

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，その供給地点の消新(ニ)

滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ホ)30（電力および電力量の算定）(29)の場合は，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〕⑴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場合を除きます。）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

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。）(ホ)

31（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旧ａ

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

ｂ

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

ｃ

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

⑵

発電契約者に係る料金⑵

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

発電契約者に係る料金は，23（発電量調整受電計画差対応電力）によって算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量調整受電計画差対応余剰電力料金ならびに25

調整受電計画差対応補給電力料金および発電量調整受電計画差対応余剰電力料金ならびに26（給電指令時補給電力）⑵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。

（給電指令時補給電力）⑵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。
⑶

発電者に係る料金イ

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

旧新系統連系受電サービス料金は，22（系統連系受電サービス）によって，(イ)，(ロ)，(ハ)または(ニ)ロに定める日（以下「受電側料金算定日」といいます。）に算定いたします。
(イ) 検針日(ロ) 28（検針日）⑸の場合は，実際に検針を行なった日(ハ)

発電契約者が受電地点を消滅させる場合は，消滅日（特別の事情があり，その受電地点の消滅日以降に計量値の確認を行なった場合は，その日といたします。）(ニ)

31（電力および電力量の算定）(29)の場合は，電力量または最大連系電力等が協議によって定められた日旧新ただし，その１月の発電設備等に係る供給地点における供給側料金算定日が受電側料金算
定日の翌日以降となる場合は供給側料金算定日を受電側料金算定日といたします。
⑶

需要抑制契約者に係る料金

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）によって算定され需要抑制契約者に係る料金は，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）によって算定された需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力

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。

料金といたします。

19 接続送電サービス⑵⑷

接続送電サービス契約電力等

19

接続送電サービス⑵

接続送電サービス契約電力等

電灯定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，接続送電サービス契約電力または接

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

続送電サービス契約容量は，次によって供給地点ごとに定めます。

イイ

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

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。

ワット未満のとき。

(イ)

(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。

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。

旧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

新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，

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新た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。

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

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

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。

いたします。

旧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新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

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

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

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。）

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。

は，接続送電サービス契約電力は，その上回る最大需要電力等の値といたします。

(ロ) 低圧で供給する場合で，契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給し，かつ，(ロ) 低圧で供給する場合で，契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約容量（６キロボルトアンペア以上となる契約者が希望されるときの接続送電サービス契約容量（６キロボルトアンペア以上となる

ときに限ります。）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（契ときに限ります。）は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値とし，接続送電サービス契約電力

約電力および契約容量の算定方法）により算定された値とし，接続送電サービス契約電力に代えて適用いたします。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。

に代えて適用いたします。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。

旧新

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

低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，かつ，契約者が希望されるときの接続送電サービス契約電力は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にされるときの接続送電サービス契約電力は，(イ)にかかわらず，契約主開閉器の定格電流にもとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたしま

もとづき，別表３（契約電力および契約容量の算定方法）により算定された値といたします。この場合，契約主開閉器をあらかじめ設定していただきます。

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。
(ニ)

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。

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

(ホ)

需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），負荷設備または受電設備

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

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

低圧で供給する場合で，契約者が動力を使用する需要者に供給し，かつ，契約者が希望需要場所における主開閉器（低圧で供給する場合に限ります。），負荷設備または受電設備を変更される場合は，51（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。

ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力が500キロワット以上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

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。

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

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。

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。

旧

ハ

ニ

新

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

ハ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

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。

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。

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。

基準として，契約者と当社との協議によって定めた値を加えたものといたします。

また，当該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，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または受電設備を変更されるときは，51（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていた

だきます。

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

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。
⑶

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，最大需要電力等が接続送電サービス料金から提出していただきます。
⑶

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。

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。

旧イ

低圧で供給する場合(イ) 電灯定額接続送電サービス
ａ

ｂ

ｃ

適用範囲

新

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

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

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〔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。

ペア以下であるときに適用いたします。

供給電気方式および供給電圧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

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

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。

トおよび200ボルトとすることがあります。

契約負荷設備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

契約負荷設備をあらかじめ設定していただきます。
ｄ

接続送電サービス料金

接続送電サービス料金は，電灯料金および小型機器料金の合計といたします。
⒜

電灯料金
ｉ

電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりといたします。

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。
⒜

電灯料金
ｉ

電灯料金は，各契約負荷設備ごとに１月につき次のとおりといたします。

旧

ⅱ

ⅲ

⒝

新

10ワットまでの１灯につき

34円

56銭

10ワットまでの１灯につき

32円

95銭

10ワットをこえ20ワットまでの１灯に
つき

69円

12銭

10ワットをこえ20ワットまでの１灯に
つき

65円

88銭

20ワットをこえ40ワットまでの１灯に
つき

138円

26銭

20ワットをこえ40ワットまでの１灯に
つき

131円

76銭

40ワットをこえ60ワットまでの１灯に
つき

207円

38銭

40ワットをこえ60ワットまでの１灯に
つき

197円

64銭

60ワットをこえ100ワットまでの１灯
につき

345円

64銭

60ワットをこえ100ワットまでの１灯
につき

329円

41銭

100ワットをこえる１灯につき100ワッ
トまでごとに

345円

64銭

100ワットをこえる１灯につき100ワッ
トまでごとに

329円

41銭

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

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

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。

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。

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。

なして電灯料金を適用いたします。

小型機器料金⒝

小型機器料金旧ｅ

新

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

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。

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

103円

24銭

50ボルトアンペアまでの１機器につき

98円

38銭

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

206円

47銭

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

196円

78銭

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

206円

47銭

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

196円

78銭

その他

その他

特別の事情がある場合は，契約者と当社との協議によって，(ロ)ａ⒞，(ハ)ａまたは(ニ)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⒞，(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。

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

ｅ

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。

(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。

旧

⒜

⒝

⒞

ｂ

新

⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合は接続送電サービス契約電力⒜⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合は接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であり，⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定が原則として50キロワット未満であり，⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合は接続送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満である

める場合は接続送電サービス契約容量が原則として50キロボルトアンペア未満である

こと。

こと。

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⒝

１需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス

または動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契または動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契

約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が原則とし合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が原則として50キロワット未満であること。

て50キロワット未満であること。

電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。

⒞

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，⒜および⒞に該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，⒜および⒞に該当

し，かつ，⒝の接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接し，かつ，⒝の接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットと続送電サービス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）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。こみなします。）が50キロワット以上であるものについても適用することがあります。この場合，当社は，需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設することがありの場合，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。

ます。

供給電気方式および供給電圧ｂ

供給電気方式および供給電圧

旧

ｃ

新

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

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，

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

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。

す。

接続送電サービス料金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。
⒜

基本料金

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。
⒜

基本料金

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

ⅱ

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。

⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

ⅰ⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約電力６キロワットま
で

290円

40銭

１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約電力６キロワットま
で

290円

40銭

上記をこえる接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

96円

80銭

上記をこえる接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

96円

80銭

⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合
１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約容量６キロボルトア
ンペアまで

240円

上記をこえる接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペアにつき80円

ⅱ⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合

90銭

１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約容量６キロボルトア
ンペアまで

240円

90銭

30銭

上記をこえる接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペアにつき

80円

30銭

旧

⒝

新

電力量料金

⒝

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8円

１キロワット時につき

07銭(ハ) 電灯時間帯別接続送電サービスａ

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。

適用範囲

ｃ

供給電気方式および供給電圧62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。
ｂ7円(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

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，

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

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。

す。

接続送電サービス料金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。
⒜

基本料金

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。
⒜

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。
ⅰ⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

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。
ⅰ⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

旧

ⅱ

⒝

新

１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約電力６キロワットま
で

290円

40銭

１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約電力６キロワットま
で

290円

40銭

上記をこえる接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

96円

80銭

上記をこえる接続送電サービス契約電力１キロワットにつき

96円

80銭

⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合
１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約容量６キロボルトア
ンペアまで

240円

上記をこえる接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペアにつき

80円

ⅱ

90銭

１接続送電サービスにつき最初の接続
送電サービス契約容量６キロボルトア
ンペアまで

240円

90銭

30銭

上記をこえる接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペアにつき

80円

30銭

電力量料金

⒝

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

ⅱ

ⅰ
8円

(ニ) 電灯従量接続送電サービス
適用範囲

ⅱ
7円

昼間時間
１キロワット時につき

65銭

夜間時間
１キロワット時につきａ

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。

昼間時間
１キロワット時につき⑵イ(ロ)により接続送電サービス契約容量を定める場合(ニ) 電灯従量接続送電サービス
ａ

13銭

7円

07銭

夜間時間
１キロワット時につき

44銭

8円

適用範囲

旧

新

(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(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。
ｂｃ

約者が希望されるときに適用いたします。

供給電気方式および供給電圧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

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，

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

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。

す。

接続送電サービス料金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。

１キロワット時につき12円

１キロワット時につき85銭(ホ) 動力標準接続送電サービス
ａ

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。

適用範囲

39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。

用いたします。

⒜⒜

接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であること。

12円

接続送電サービス契約電力が原則として50キロワット未満であること。

旧

⒝

ｂ

ｃ

新

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⒝

１需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービ

スまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契スまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，接続送電サービス契

約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サービス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が原則とし合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）が原則として50キロワット未満であること。

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，⒜に該当し，かつ，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，⒜に該当し，かつ，⒝の接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サー⒝の接続送電サービス契約電力の合計または接続送電サービス契約電力と接続送電サー

ビス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）

ビス契約容量との合計（この場合，１キロボルトアンペアを１キロワットとみなします。）

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，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。

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。

供給電気方式および供給電圧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

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

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。

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。

接続送電サービス料金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。
⒜

基本料金

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。
⒜

基本料金

旧

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

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

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。

本料金は，半額といたします。

ⅰ⑵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

460円

ⅰ

378円

接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

ⅱ

接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき⒝

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。

⒞

5円

378円

40銭

電力量料金

１キロワット時につき

13銭

その他

⒞

4円

69銭

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

90銭

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。

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

ｄ

460円

⑵イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

40銭

電力量料金

１キロワット時につき⑵イ(イ)により接続送電サービス契約電力を定める場合

90銭⑵イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

⒝

新

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

旧

新

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

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。

ん。

(ヘ) 動力時間帯別接続送電サービスａ(ヘ) 動力時間帯別接続送電サービス

適用範囲

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。
ｂｃ

供給電気方式および供給電圧(ホ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧

供給電気方式および供給電圧は，交流３相３線式標準電圧200ボルトといたします。た

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

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。

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。

接続送電サービス料金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。
⒜

基本料金

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。
⒜

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

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

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。

本料金は，半額といたします。

ⅰ⑵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

460円

ⅰ
90銭

⑵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

460円

90銭

旧

ⅱ

⑵イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

⒝

新

378円

ⅱ

接続送電サービス契約電力１キロワッ
トにつき

40銭

電力量料金

⒝

ⅱ

１キロワット時につきⅱ
4円

１キロワット時につき

その他

⒞

ｄ

適用範囲

37銭

その他

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。

ａ

4円

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。

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(ト) 動力従量接続送電サービス

97銭

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

4円

夜間時間

75銭

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

ｄ

昼間時間

47銭

夜間時間
１キロワット時につき

⒞

ⅰ

5円

40銭

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。

昼間時間

１キロワット時につき

378円

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。
ⅰ⑵イ(ハ)により接続送電サービス契約電力を定める場合ん。
(ト) 動力従量接続送電サービス
ａ

適用範囲

旧

新

(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(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。
ｂｃ

約者が希望されるときに適用いたします。

供給電気方式および供給電圧ｂ

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

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

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。

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。

接続送電サービス料金ｃ

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。
１キロワット時につきｄ

12円

１キロワット時につき

69銭

その他

ｄ

(イ) 高圧標準接続送電サービス
ａ

適用範囲

12円

24銭

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。
高圧で供給する場合

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。

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ロ

供給電気方式および供給電圧ん。
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

旧

ｂ

新

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

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

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。

いても適用することがあります。

供給電気方式および供給電圧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

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

す。

接続送電サービス料金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，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

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。

したものといたします。

⒜

⒜

基本料金

基本料金

旧

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，⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定め

本料金は，半額といたします。また，⑵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。

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。

します。

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

⒝

新

663円

電力量料金

⒝

電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき(ロ) 高圧時間帯別接続送電サービス

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

30銭

2円

86銭

663円

30銭

電力量料金
電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき(ロ) 高圧時間帯別接続送電サービス

2円

29銭

旧

ａ

適用範囲

新

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(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

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

す。

接続送電サービス料金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，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

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。

したものといたします。

⒜

⒜

基本料金

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，⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定め

本料金は，半額といたします。また，⑵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。

ます。

旧

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。

します。

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

⒝

新

663円

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

30銭

電力量料金

⒝

ⅱ

ⅰ
3円

ⅱ
2円

適用範囲

ａ

2円

09銭

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。
供給電気方式および供給電圧

45銭(ハ) 高圧従量接続送電サービス(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

ｂ

2円

夜間時間
１キロワット時につき62銭(ハ) 高圧従量接続送電サービス

昼間時間
１キロワット時につき

10銭

夜間時間
１キロワット時につきａ

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。

昼間時間
１キロワット時につき

30銭

電力量料金

電力量料金は，その１月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ663円

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

旧

新

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

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

す。

接続送電サービス料金ｃ

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。
１キロワット時につきハ13円

１キロワット時につきハ(イ) 特別高圧標準接続送電サービス
ａ

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。

74銭

特別高圧で供給する場合

17銭(イ) 特別高圧標準接続送電サービス

適用範囲

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。

たします。

供給電気方式および供給電圧ｂ

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

ｃ

13円

特別高圧で供給する場合

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ｂ

接続送電サービス料金に応じて次のとおりといたします。

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス料金ｃ

接続送電サービス料金旧

新

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，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

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。

したものといたします。

⒜

⒜

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，⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定め

本料金は，半額といたします。また，⑵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。

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。

します。

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

⒝

基本料金

電力量料金

440円

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

00銭

⒝

電力量料金

440円

00銭

旧

新

電力量料金は，その１月の接続供給電力量によって算定いたします。
１キロワット時につき1円

１キロワット時につき24銭(ロ) 特別高圧時間帯別接続送電サービスａ

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。

(ロ) 特別高圧時間帯別接続送電サービス

適用範囲

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(イ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ

供給電気方式および供給電圧

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

ｃ

84銭に応じて次のとおりといたします。

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス料金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，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

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。

したものといたします。

⒜

⒜

基本料金

基本料金

旧

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，⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定め

本料金は，半額といたします。また，⑵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。

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。

します。

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

⒝

新

440円

接続送電サービス契約電力１キロワット
につき

00銭

電力量料金

⒝

昼間時間
１キロワット時につき電力量料金は，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

1円

31銭

00銭

電力量料金

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

440円

昼間時間
１キロワット時につき

86銭

旧

ⅱ

新

夜間時間
１キロワット時につきⅱ
1円

１キロワット時につき17銭(ハ) 特別高圧従量接続送電サービス
ａ

適用範囲

ａ

約者が希望されるときに適用いたします。

供給電気方式および供給電圧ｂ

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

に応じて次のとおりといたします。

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット未満標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス契約電力10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

接続送電サービス料金ｃ

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。
１キロワット時につきニ

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。

ｃ81銭(ハ) 特別高圧従量接続送電サービス(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

ｂ

夜間時間

8円

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。
１キロワット時につき44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。

接続送電サービス料金

ニ

8円

05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。

旧

(イ)

新

(イ)

力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前８時から午後10時までの時間における平均力率（瞬間力率が進み力率となる場合には，その瞬間力率は，100パーセントといる平均力率（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５（平均力率早見表）によるもの

たします。）といたします。この場合，平均力率は，別表５（平均力率早見表）によるもの

といたします。

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)ホ

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（⑵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（⑵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

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（⑵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

パーセントにつき，基本料金（⑵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。

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。

その他
(イ)

力率は，供給地点ごとに，その１月のうち毎日午前８時から午後10時までの時間におけ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。

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。

旧

(ロ)

(ハ)

(ニ)

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

新(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」

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

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

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（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

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。

送電サービスを適用いたしません。

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(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

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。

スを適用いたしません。

⑵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(ニ)⑵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。

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。

旧

(ホ)

新

(ホ)

当社は，必要に応じて，需要者の発電設備の運転に関する記録を契約者から提出していただきます。

⑷

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。

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⑷

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

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

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，⑶によって算定された金額から，イによ

きのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，⑶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。

ます。

イ

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，

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。

ます。）のピークシフト割引額は，半額といたします。

ハに定めるピーク
ピークシフト割引額＝次に定める割引単価× シフト電力
高圧で供給する場合
ピークシフト電力１キロワットにつきロ

ピークシフト割引額

昼間時間最大電力

特別高圧で供給する場合

397円

ハに定めるピーク
ピークシフト割引額＝次に定める割引単価× シフト電力

10銭
ピークシフト電力１キロワットにつき

264円

00銭

ロ

昼間時間最大電力

高圧で供給する場合

397円

10銭

特別高圧で供給する
場合

264円

00銭

旧

ハ

新

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

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，⑵イによって接続送電サービ

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，⑵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

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，⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，電力の最大値といたします。また，⑵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，⑵イに準じて値を定め

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，⑵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，⑵ニで原則として需要者ます。）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，⑵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。

します。

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。

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。

旧新なお，⑵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

なお，⑵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。

における最大需要電力等といたします。

また，⑵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，また，⑵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，⑵イに準じて値を定めるときは，次の式におけるめの電気の供給分以外の供給分について，⑵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，⑵ニで原則として需要者の発電設備のし引いた値を２倍した値の１年を通じての最大値に，⑵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。

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。
適用の対象とする供給
当該供給地点の昼間
ピークシフト電力 = 地点の接続送電サービ －時間最大電力ス契約電力適用の対象とする供給
ピークシフト電力 = 地点の接続送電サービ － 当該供給地点の昼間
時間最大電力ス契約電力ニ

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

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

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。

電力を適正なものに変更していただきます。

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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。

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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。

旧

新

なお，それがこの取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引

なお，それがこの取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引

額の合計金額をこの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額の合計金額をこの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。

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⑶

臨時接続送電サービス料金

ません。

20

臨時接続送電サービス⑶

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

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。

別に応じて，次の各項により算定いたします。

イ

イ

低圧で供給する場合(イ) 電灯臨時定額接続送電サービス
ａ

ｂ

適用範囲

低圧で供給する場合(イ) 電灯臨時定額接続送電サービスａ

適用範囲

契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，その総容量（入力

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

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〔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。

アンペア以下であるときに適用いたします。

供給電気方式および供給電圧ｂ

供給電気方式および供給電圧

旧ｃ

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

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

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。

トとすることがあります。

臨時接続送電サービス料金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〕

力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表４〔負荷設備の入力換算容量〕

によって換算するものといたします。）によって１日につき次のとおりといたします。

によって換算するものといたします。）によって１日につき次のとおりといたします。

総容量が50ボルトアンペアまでの場合

3円

07銭

総容量が50ボルトアンペアまでの場合

2円

92銭

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

6円

13銭

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

5円

84銭

5円

84銭

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

6円

13銭

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

61円

28銭

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

58円

40銭

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

61円

28銭

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

58円

40銭

(ロ) 電灯臨時接続送電サービス
ａ

新

適用範囲

(ロ) 電灯臨時接続送電サービス
ａ

適用範囲

旧

新

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。

当するときに適用いたします。

⒜⒜

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

⒝
ｂｃが原則として50キロボルトアンペア未満であること。

電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。

供給電気方式および供給電圧

臨時接続送電サービス契約容量を定める場合は，臨時接続送電サービス契約容量⒝ｂ

電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。

供給電気方式および供給電圧

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

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

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。

トとすることがあります。

臨時接続送電サービス料金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。
⒜

⒝

基本料金

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。
⒜

基本料金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶イ(ロ)ｃ⒜ⅱにおいて適用される

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶イ(ロ)ｃ⒜ⅱにおいて適用される

該当基本料金率の10パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まった

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。

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。

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。

⒝

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。

旧１キロワット時につき

新8円(ハ) 動力臨時定額接続送電サービス
ａ

１キロワット時につき

88銭

適用範囲

ａ

が５キロワット以下であるときに適用いたします。

供給電気方式および供給電圧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

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

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。

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。

臨時接続送電サービス料金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

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。

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。

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

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。

ｃ38銭(ハ) 動力臨時定額接続送電サービス

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

ｂ

8円

82円

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

(ニ) 動力臨時接続送電サービス

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

59銭

ｄ

77円

81銭

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

(ニ) 動力臨時接続送電サービス

旧

ａ

新

適用範囲

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

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。
ｂｃ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。

供給電気方式および供給電圧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

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

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。

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。

臨時接続送電サービス料金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。
⒜⒝

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。

基本料金

⒜

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶イ(ホ)ｃ⒜ⅱにおいて適用される

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶イ(ホ)ｃ⒜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

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。

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。

電力量料金

⒝

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

ロ

基本料金

6円

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15銭

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。

電力量料金

ロ

5円

62銭

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。

旧新(イ) 適用範囲(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

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(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。

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(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，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。

たものといたします。

ａ

ａ

ｂ

基本料金
基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶ロ(イ)ｃ⒜において適用される該当基

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶ロ(イ)ｃ⒜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

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。

使用しない場合の基本料金は，半額といたします。

電力量料金

ｂ

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

ハ

基本料金

3円

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43銭

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。

電力量料金

ハ

2円

75銭

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。

旧新(イ) 適用範囲(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。

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(ロ) 供給電気方式および供給電圧

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

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

臨時接続送電サービス契約電力
10,000キロワット未満

標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

臨時接続送電サービス契約電力
10,000キロワット未満

標準電圧20,000ボルト
または30,000ボルト

臨時接続送電サービス契約電力
10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト

臨時接続送電サービス契約電力
10,000キロワット以上

標準電圧70,000ボルト(ハ) 臨時接続送電サービス料金(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，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。

たものといたします。

ａ

ａ

ｂ

基本料金

基本料金

基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶ハ(イ)ｃ⒜において適用される該当基本料金は，１月につき19（接続送電サービス）⑶ハ(イ)ｃ⒜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

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。

を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。

電力量料金

ｂ

電力量料金

旧

新

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。

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ニ

1円

１キロワット時につき50銭

力率割引および割増し

ニ

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）

その他

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。

切り捨てます。

その他

⑷

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。

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使用することを希望される場

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使用することを希望される場

ハ合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間満了の日までが１年未満合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間満了の日までが１年未満となるときは，臨時接続送電サービスを適用いたします。

となるときは，臨時接続送電サービスを適用いたします。

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

ハるものといたします。ただし，19（接続送電サービス）⑷は，適用いたしません。

21 予備送電サービス⑶

力率割引および割増し⑶ニに準じて適用いたします。

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，⑷00銭

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）⑶ニに準じて適用いたします。
ホ

1円

予備送電サービス料金

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）⑷は，適用いたしません。

21

予備送電サービス⑶

予備送電サービス料金旧

新

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使用の有無にかかわらず，

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使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。

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

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。

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使用される場合にまた，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使用される場合には，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用される電圧と同位の電圧とみなします。この場

は，予備送電サービスの供給電圧は，常時利用される電圧と同位の電圧とみなします。この場合，予備送電サービス契約電力および予備送電サービスによって使用した電気の電力量は，予合，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

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。

にするために修正したものといたします。

イ

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

96円

80銭

特別高圧で供給する
場合

77円

00銭

予備送電サービス契約
電力１キロワットにつき

予備送電サービスＢ

予備送電サービス契約
電力１キロワットにつきロ
高圧で供給する場合

185円

90銭

特別高圧で供給する
場合

116円

60銭

予備送電サービスＡ

系統連系受電サービス
⑴

96円

80銭

特別高圧で供給する
場合

77円

00銭

高圧で供給する場合

185円

90銭

特別高圧で供給する
場合

116円

60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

22

高圧で供給する場合

適用範囲

旧

新

小売電気事業，当社以外の一般送配電事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供するために当社が受電する電気に適用いたします。ただし，当社との特定契約に係る電気には適用いたしません。
⑵

系統連系受電課金対象電力
各月の系統連系受電課金対象電力は，次によって受電地点ごとに，発電バランシンググルー
プごとに定めます。
イ

発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ) 発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力といたします。
(ロ)(イ)以外の場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力から発電設備等に係る供給地点におけるその１月の接続送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。

ロ

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

旧

新発電バランシンググループごとの系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を契
約受電電力の比であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
ハイおよびロにおいて，系統連系受電課金対象電力の算定上，次のものについても接続送電
サービス契約電力１キロワットとみなします。
(イ) 臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ) 接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペア(ハ)

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

(ニ) 附則２（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット⑶

系統連系受電サービス料金

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

基本料金
基本料金は，１月につき次のとおりといたします。ただし，まったく発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調整受電電力量等が零であるときに限ります。）の基本料金は，半額
といたします。
系統連系受電課金対象電力１キロワットにつき

ロ

97円

98銭

電力量料金
電力量料金は，その１月の発電量調整受電電力量によって算定いたします。
１キロワット時につきハ32銭

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

用

旧

新

ａ

系統設備効率化割引Ａ
受電地点について当社が選定した変電所等（以下「連系変電所等」といいます。）が割引対象変電所等（別表２〔系統設備効率化割引の対象変電所等〕⑴に定める割引区分
Ａ－１，Ａ－２またはＡ－３に該当する変電所等といたします。）の場合に適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。

ｂ

系統設備効率化割引Ｂ
低圧または高圧で受電する場合で，連系変電所等が割引対象変電所等（別表２〔系
統設備効率化割引の対象変電所等〕⑴に定める割引区分Ｂ－１またはＢ－２に該当する変電所等といたします。）のときに適用いたします。
なお，連系変電所等は，あらかじめ発電者にお知らせいたします。

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

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

旧

新

⒜

受電電圧が標準電圧140,000ボルトをこえる場合

系統連系受電
課金対象電力１キロワット
につき

⒝

単

価

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ａ－１の場合

32円

19銭

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ａ－２の場合

5円

78銭

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ａ－３の場合

2円

89銭

連系変電所等単価

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ａ－１の場合

32円

19銭

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ａ－２の場合

11円

55銭

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ａ－３の場合

5円

78銭⒜以外の場合系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつきｂ

連系変電所等

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

旧新系統連系受電
課金対象電力１キロワットにつき

連系変電所等単価

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ｂ－１の場合

60円

35銭

別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴の割
引区分Ｂ－２の場合

21円

92銭

(ハ) 系統設備効率化割引額
系統設備効率化割引額は，⑵の系統連系受電課金対象電力に(ロ)の系統設備効率化割引単価を乗じてえた金額といたします。ただし，まったく発電または放電しない場合（他の発電量調整供給契約等と同一計量する場合等は，その１月のすべての発電量調整供給等に係る発電量調整受電電力量等が零であるときに限ります。）の系統設備効率化割引額は，半額といたします。
ニ

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

旧22

発電量調整受電計画差対応電力
⑴

適

新

23

用

発電量調整受電計画差対応電力⑴

適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）⑸または⑹により補給される発電バランシンググループにおいて，39（給電指令の実施等）⑸または⑹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。

23 接続対象計画差対応電力⑴

適用電気を使用されていないときに適用いたします。

24用

接続対象計画差対応電力⑴

適38（給電指令の実施等）⑷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。

用

39（給電指令の実施等）⑷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。

24 需要抑制量調整受電計画差対応電力

25

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

26

給電指令時補給電力⑴

契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ

適用範囲

⑴

契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ38（給電指令の実施等）⑷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

39（給電指令の実施等）⑷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）⒇により30分ごとに算定された値といたします。

給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める30分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令

時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ

適用範囲

時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその１月の合計といたします。
ハ

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，31（電力および電力量の算定）⒇により30分ごとに算定された値といたします。

旧

ニ

⑵

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は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定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。

するものといたします。

適用範囲

⑵

発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ38（給電指令の実施等）⑸または⑹により補給される電気を使用されているときに，補給給電指令時補給電力料金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給電指令時補給電力量

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は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）⒅により30給電指令時補給電力料金単価

給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，31（電力および電力量の算定）⒅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
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

適用範囲
39（給電指令の実施等）⑸または⑹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単価

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバラ

発電契約者に係る給電指令時補給電力料金イ

新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

旧

新

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバラ

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定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）⑵ホの場合で，当社の電力系統にするものといたします。ただし，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，当社の電力系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超おける電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合に出力の抑制を実施することを前提として連系を行なった発電設備

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（給等（以下「ノンファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑸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電指令の実施等）⑸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

卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設

備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうも備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといのに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社が指定する要件を有する発電設備等またはノンファーム電源以外の発たします。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

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。

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。

旧

Ⅳ

新

料金の算定および支払い

Ⅳ

26 料金の適用開始の時期

27

料金の適用開始の時期

27 検

28

検

⑴

針

日

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

⑴

針

日

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」

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。

といいます。〕および休日等を考慮して定めます。）に，各月ごとに行ないます。

なお，高圧で受電する場合で契約受電電力が500キロワット以上のとき，高圧で供給する場

なお，高圧で受電する場合で契約受電電力が500キロワット以上のとき，高圧で供給する場

合で19（接続送電サービス）⑵ロによって契約電力を定めるとき，または特別高圧で受電もし合で19（接続送電サービス）⑵ロによって契約電力を定めるとき，または特別高圧で受電もしくは供給する場合の検針日は，当社が検針日を定める場合を除き，実際に検針を行なった日に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かかわらず，毎月１日といたします。

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

また，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場所にある場合は，受電地点に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。
28 料金の算定期間⑴

料金の算定および支払い

送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イロ

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。）といおける検針日と供給地点における検針日は，原則として同一の日といたします。
29

料金の算定期間⑴

送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「供給側検針期間」といいます。）

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

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

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。

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。

当社があらかじめ契約者に電力量または最大需要電力等が記録型等計量器に記録される

ロ

当社があらかじめ契約者に計量日（接続供給の場合，電力量または最大需要電力等が記録日（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，前月の計量日型等計量器に記録される日をいいます。）をお知らせした場合は，イにかかわらず，前月のから当月の計量日の前日までの期間（以下「計量期間」といいます。）といたします。ただ

計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「供給側計量期間」といいます。）といた

し，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日から消滅日の前日までの期間といたします。

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。

旧
ハ

新

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

ハ

定額接続送電サービスの料金または31（電力および電力量の算定）(25)の場合の送電サー

ビス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。この場合，イにいう検針日は，その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。

供給地点の属する検針区域の検針日といたします。
⑵

系統連系受電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ

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

旧

新
ロ

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

⑵

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

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

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

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日から消滅日までの期間といた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日から消滅日までの期間といた

します。

します。

29 計
⑴

⑶

量
当社は，発電量調整受電電力量は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器

30

計
⑴

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

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る場合は，30分ごとに，受電地点において計量された電力量を原則として38（託送供給等の実められたその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

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

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，契約者ら当社に通知していただきます。

または発電契約者から当社に通知していただきます。

旧

⑵

新

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（電力おなお，30分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場合は，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電よび電力量の算定）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。

力量とみなします。

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⑵

者にお知らせいたします。

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

30 電力および電力量の算定⑵

発電量調整受電電力量

31電力および電力量の算定⑵

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分ごと発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イに，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

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。

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

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

旧
⑽

新

接続対象電力量⑽

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

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。

合はその合計といたします。）といたします。

イ

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⒃の需要抑制量調

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⒃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。

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。

接続対象電力量＝ロ

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｡）

需要抑制契約者があらかじめ通知した⒃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

接続対象電力量＝
ロ

接続供給電力量
１－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします｡）

需要抑制契約者があらかじめ通知した⒃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，⒁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力量の算定方法として，⒁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

値といたします。

値といたします。

ａａ１ベースラインに係る需要場所を単一とする場合⒜

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単一とする場合⒜

が，ベースラインを上回る場合
接続供給電力量
接続対象電力量＝ １－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします｡）⒝

が，ベースラインを上回る場合
需要抑制量－ 調整受電接続供給電力量
接続対象電力量＝ １－損失率（32〔損失率〕に

計画電力量

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

定める損失率といたします｡）
⒝

需要抑制量
－調整受電
計画電力量

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

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

調整受電計画電力量を差し引いた値を上回る場合

接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒞

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

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値
が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
接続対象電力量＝

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｡）

接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒞

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値
が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
接続対象電力量＝

接続供給電力量
１－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします｡）

旧
ｂ

新

１ベースラインに係る需要場所を複数とする場合⒜

ｂ

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

合計値が，ベースラインを上回る場合

接続対象電力量＝⒝

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回る場合

当該需要場所に係る需要抑制量調整受電⒟によって算定された －
計画電力量
値の合計値

接続対象電力量＝

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⒝

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

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

接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒞

接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量

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⒞

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

合計値が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る

場合

場合
接続対象電力量 ＝⒟

当該需要場所に係る⒟によって算定された値の合計値

接続対象電力量 ＝⒜および⒞にいう⒟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。

します。
接続供給電力量
１－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします｡）

需要抑制量調整受電計画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(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，⒁ロを適用している場合は，次の式により算定された値といたし力量の算定方法として，⒁ロを適用している場合は，次の式により算定された値といたし

ます。

ます。

接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒁

当該需要場所に係る⒟によって算定された値の合計値⒜および⒞にいう⒟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

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)

当該需要場所に係る需要抑制量調整受電⒟によって算定された －
計画電力量
値の合計値

需要抑制量調整受電電力量

接続対象電力量＝ベースライン－需要抑制量調整受電計画電力量⒁

需要抑制量調整受電電力量

旧

新

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。

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

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

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，次の式により算定され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，次の式により算定された値といたします。

た値といたします。

(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(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

回る場合

需要抑制量調整受電電力量＝０(ロ)

当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（１ベ

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

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値を上回る場合

接続供給電力量
需要抑制量調整＝ ベースライン －
受電電力量
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ベ接続供給電力量
需要抑制量調整＝ ベースライン －
受電電力量
１－損失率（32〔損失率〕に定める損失率
といたします｡）(ハ)

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

需要抑制量調整受電電力量 ＝ 需要抑制量調整受電計画電力量

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

旧
ロ

新

イ以外の場合は，次の式により算定された値（１ベースラインに係る需要場所を複数とす

ロ

イ以外の場合は，次の式により算定された値（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。）といたします。ただし，算定され給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）といたします。ただし，算定された値が負となる場合は，零といたします。

た値が負となる場合は，零といたします。

接続供給電力量
需要抑制量調整＝ ベースライン －
受電電力量
１－損失率（31〔損失率〕に定める損失率
といたします｡）⒅

発電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＝ ベースライン －
受電電力量
１－損失率（32〔損失率〕に定める損失率
といたします｡）⒅

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

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。

って算定された値の合計といたします。

イ

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，⑵イにより計量された30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，⑵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⑷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

分ごとの発電量調整受電電力量が⑷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，

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，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，⑵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⑵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。

受電電力量とみなします。

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
ロ

発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，次の(イ)，(ロ)および(ハ)に

発電量調整受電発電量調整受電計画差発電量調整受電＝－
電力量
対応補給電力量
計画電力量
ロ

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

よって算定された値といたします。

(イ)

(イ)

⑵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⑷ロにより通知されたその⑵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⑷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。

された値といたします。

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

旧

新

(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(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，⑵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の算定上，⑵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

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。

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発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
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

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
ａ

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ｂｃ

38（給電指令の実施等）⑵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に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ

39（給電指令の実施等）⑵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

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

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。

とき。

38（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出ｃ力の抑制を実施したとき。
ｄ

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

38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施した

39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施したとき。

ｄとき。

39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施した
とき。

(ハ) 次の場合で，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応補給電力量(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，⑵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の算定上，⑵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

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。

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。

ａａ38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵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

旧
⒜

新

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）⑵ホによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕⑵ホの場合指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（39〔給電指令の実施等〕⑵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）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

電指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発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

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）⑵ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵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）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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）⑵ホによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力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。

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
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｂ

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電

ファーム電源に対して，38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｂ

ファーム電源に対して，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合制を実施した場合⒜⒜

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（給電発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕⑵ヘの場合指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（39〔給電指令の実施等〕⑵ヘの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合

旧

新38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

電指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発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合

38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出

力の抑制を

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。

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
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｃ

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量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

途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵トの場合の給電指の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合

令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜⒜

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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合

38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

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。

旧

新

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－
対応補給電力量
電力量
計画電力量

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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合

38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施し出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式によ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。

り算定された値といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整＝
計 画 差 対 応
受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｄ

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電

38（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵ヘ

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整＝
計 画 差 対 応
受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｄ39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合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⒜⒜

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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合

38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵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（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

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 ＝ 発電量調整受電 － 発電量調整受電
電力量
計画電力量
対応補給電力量⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合発電量調整受電計画差 ＝ 発電量調整受電 － 発電量調整受電
電力量
計画電力量
対応補給電力量⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合

旧

新38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施し出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵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。

り算定された値といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整＝
計 画 差 対 応
受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｅ38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，38（給電指令の発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整＝
計 画 差 対 応
受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｅ39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令

実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合

等により，同時に出力の抑制を実施した場合⒜⒜

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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量を下回る場合

38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合

電指令時補給および39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

の給電指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 ＝ 発電量調整受電 － 発電量調整受電
電力量
計画電力量
対応補給電力量⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電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（給電発電量調整受電計画差 ＝ 発電量調整受電 － 発電量調整受電
電力量
計画電力量
対応補給電力量⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量と一致または上回り，かつ，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）⑵ホによる指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量を加えた値を下回る場合

出力抑制対象電力量を加えた値を下回る場合

旧

新38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施し出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵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）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力のり算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量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。

は，零といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量⒞⒆

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

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⒞

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）⑵ホによる指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量を加えた値と一致または上回る場合

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）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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）⑵ホによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施し出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指た場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，

令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受

ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受

電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。

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
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ホによる出力
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ホによる出力
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

38（給電指令の実施等）
発電量調整－ ⑵ヘによる出力 －抑制対象電力量 受電電力量

39（給電指令の実施等）
発電量調整－ ⑵ヘによる出力 －抑制対象電力量 受電電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量⒆

発電量調整受電計画差対応余剰電力量

旧

新

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

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。

って算定された値の合計といたします。

イ

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，⑵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⑷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

分ごとの発電量調整受電電力量が⑷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，

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，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，⑵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⑵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。

受電電力量とみなします。

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
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する場合で，⑵イにより計量された30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，⑵ロにより計量された発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
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で，⑵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⑷ロにより通知されたその30分における発電量調整受

30分ごとの発電量調整受電電力量が⑷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，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）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対なったとき，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）⑵して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときまたは39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，ヘの場合で，ファーム電源に対して出力の抑制を実施し，給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，⑵ロにかかわらず，当該発電設備等の30分

発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，⑵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，⒅ロによるものといたしるとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，⒅ロによるものといたし

ます。

ます。

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
電力量

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
電力量

旧

新

(22) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量(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⒁の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は，30分ごとの⒁の需要抑制量調整受電電力量がその30分における⒃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

がその30分における⒃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，

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

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，⒁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場合は，⒁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

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。

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
需要抑制量調整
需要抑制量調整＝－
対応補給電力量
受電電力量
受電計画電力量

需要抑制量調整受電計画差
需要抑制量調整
需要抑制量調整＝－
対応補給電力量
受電電力量
受電計画電力量

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⒁ロを適用している

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⒁ロを適用している

場合で，30分ごとの⒁の需要抑制量調整受電電力量が零となるときは，次のとおりといたし場合で，30分ごとの⒁の需要抑制量調整受電電力量が零となるときは，次のとおりといたし

ます。

ます。

需要抑制量調整 需要抑制量
接続供給電力量－ ベースライン
受電計画差対応 ＝ 調 整 受 電 +１－損失率（31〔損失率〕に
補給電力量
計画電力量
定める損失率といたします｡）

需要抑制量調整 需要抑制量
接続供給電力量－ ベースライン
受電計画差対応 ＝ 調 整 受 電 +１－損失率（32〔損失率〕に
補給電力量
計画電力量
定める損失率といたします｡）(26) 27（検針日）⑵または⑷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(26) 28（検針日）⑵または⑷の場合で，検針を行なわなかったときの電力量，最大連系電力等ま等は，別表８（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たは最大需要電力等は，別表８（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または最大需要電力等といたします。

計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力等といたします。

旧新(29) 計量器の故障等により電力量，最大連系電力等または最大需要電力等を正しく計量できない(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，電力量場合には，電力量，最大連系電力等または最大需要電力等は，別表８（電力量の協定）を基準

または最大需要電力等は，別表８（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者ととして，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
めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，最大連系電力等または最大需要電力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器の情報等を量を正しく計量できないときまたは計量器の情報等を伝送することができないときは，30分ご
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８（電力量の協定）との電力量は，原則として，別表８（電力量の協定）⑶を基準として定め，定めた値を，受電⑶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。
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

32

損

32 料金の算定

33

料金の算定
⑴

⑴

失

率

送電サービス料金，系統連系受電サービス料金，発電量調整受電計画差対応補給電力料金，

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。
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，

イ

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

ロ

たは供給地点を消滅させる場合

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

ハ

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

ハ

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，接続ニ

接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サービスの種別，接続

送電サービス契約電力，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約容量，臨時

送電サービス契約電力，接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電力，予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力等を変更したこ

接続送電サービス契約電力，予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力，契約受電電力，とにより，料金に変更があった場合同時最大受電電力等を変更したことにより，料金に変更があった場合

旧ニ

28（料金の算定期間）⑴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

新ホ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）⑴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

29（料金の算定期間）⑴イの場合で供給側検針期間の日数がその供給側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

ヘ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。

29（料金の算定期間）⑴ロの場合で供給側計量期間の日数がその供給側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

ト29（料金の算定期間）⑵イの場合で受電側検針期間の日数がその受電側検針期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

チ29（料金の算定期間）⑵ロの場合で受電側計量期間の日数がその受電側計量期間の始期に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，５日を上回り，または下回るとき。

旧

新
⑵

⑵

当社は，⑴ロ，ハ，ニ，ホ，ヘ，トまたはチの場合は，基本料金，定額接続送電サービスの料

当社は，⑴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，予備送電金，予備送電サービス料金，ピークシフト割引額および系統設備効率化割引額について，次の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。
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×イ

日割計算対象日数
検針期間の日数１月の該当料金×

ただし，⑴ニまたはホに該当する場合は，次の式といたします。
１月の該当料金×ロ

日割計算対象日数
暦日数１月の該当料金×ロ

日割計算対象日数
検針期間の日数⑶

日割計算対象日数
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

ただし，⑴ホ，ヘ，トまたはチに該当する場合は，次の式といたします。

日割計算対象日数
暦日数⑴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

日割計算対象日数
暦日数

ピークシフト割引額または系統設備効率化割引額を日割りする場合１月の該当割引額×

ただし，⑴ニまたはホに該当する場合は，次の式といたします。
１月の該当割引額×

日割計算対象日数
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

ただし，⑴ホ，ヘ，トまたはチに該当する場合は，次の式といたします。

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×

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月の該当割引額×⑶

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。

日割計算対象日数
暦日数⑴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，⑴ハの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用

また，⑴ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用

いたします。

いたします。
⑷⑴ハの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には発電契約者が受電地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，⑴ニの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用
いたします。

旧

新⑸⑷

契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場合，または発電契約者

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⑵イおよびロにいうが受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう供給側
検針期間の日数は，次のとおりといたします。
検針期間または受電側検針期間の日数は，次のとおりといたします。
イ

供給地点を新たに設定した場合

イ

供給地点または受電地点を新たに設定した場合
供給地点または受電地点を新たに設定した日の直前のその供給地点または受電地点の属す

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，そのる検針区域の検針日から，その供給地点または受電地点を新たに設定した直後の検針日の前
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。
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

ロ

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

消滅日の直前の検針日から，当社が次回の検針日として契約者または発電契約者にあらか

日の前日までの日数といたします。
⑸⑹

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，供給地点または受電地点を消滅させる場合

じめお知らせした日の前日までの日数といたします。
⑹

定額接続送電サービスの適用を受ける場合または31（電力および電力量の算定）(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⑵イおよびロにいう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⑵イおよびロにいう検針期間の日数は，⑷に準ずるものといたします。この場合，⑷にいう検針日は，その供給地

供給側検針期間の日数は，⑸に準ずるものといたします。この場合，⑸にいう検針日は，その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

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。

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。

28（料金の算定期間）⑴ロの場合は，⑵イおよびロにいう検針期間の日数は，計量期間の日⑺

29（料金の算定期間）⑴ロの場合は，⑵イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，供給側数といたします。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

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，または供給地点を合の⑵イおよびロにいう検針期間の日数は，⑷に準ずるものといたします。この場合，⑷にい消滅させる場合の⑵イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，⑸に準ずるものといたします。

う検針日は，計量日といたします。

この場合，⑸にいう検針日は，計量日といたします。
⑻

29（料金の算定期間）⑵ロの場合は，⑵イおよびロにいう受電側検針期間の日数は，受電側計量期間の日数といたします。ただし，発電契約者が受電地点を新たに設定し，または受電地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう受電側検針期間の日数は，⑸に準ずるものといたします。この場合，⑸にいう検針日は，計量日といたします。

⑼⑺

契約者が供給地点を新たに設定し，もしくは供給地点を消滅させる場合，または発電契約者

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⑵イおよびロにいうが受電地点を新たに設定し，もしくは受電地点を消滅させる場合の⑵イおよびロにいう暦日数
暦日数は，次のとおりといたします。
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

イ

供給地点または受電地点を新たに設定した場合

旧

新
その供給地点または受電地点の属する検針区域の検針の基準となる日（その供給地点また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は受電地点を新たに設定した日が含まれる供給側検針期間または受電側検針期間の始期に対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。
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

ロ

供給地点または受電地点を消滅させる場合
その供給地点または受電地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が含その供給地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が含まれる検針期間
まれる供給側検針期間または受電側検針期間の始期に対応するものといたします。）の属す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。
る月の日数といたします。
⑻

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⑽

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。

いたします。

イイ

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，⑵イにより日割計算をいたします。

ロ⑵イにより日割計算をいたします。

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，変更の日を含むそロの１月から変更後の力率によります。

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。

⑾⑼

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，供給地点への接続供給または受電地点における発電量調整供給の停止期間中の料金の日割計

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，⑵イおよびロの日割算を行なう場合は，⑵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
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，接続供の場合，停止期間中の日数には，接続供給または発電量調整供給を停止した日を含み，接続供給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
給または発電量調整供給を再開した日は含みません。また，停止日に接続供給または発電量調する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。
整供給を再開する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。

33 支払義務の発生および支払期日⑴

日程等別料金の支払義務は，18（料金）⑴ロに定める料金算定日に発生いたします。

34

支払義務の発生および支払期日⑴

日程等別料金の支払義務は，18（料金）⑴ロに定める供給側料金算定日に発生いたします。

⑵

系統連系受電サービス料金の支払義務は，18（料金）⑶ロに定める受電側料金算定日に発生いたします。

旧⑵

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

新⑶

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

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

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）⑸の場合で，料金の算定期間は当社が定めます。）に発生いたします。ただし，28（検針日）⑸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とき，または30（電力および電力量の算定）の翌々月の第５営業日以降に実際に検針を行なったとき，または31（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第５営業日以降に電力量を協議によって定めたときは，(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ときは，その日といたします。

その日といたします。
⑷⑶

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⑴の日程等別料金，⑵の系統連系受電サービス料金または⑶の料金のうち発電量調整受電計⑴の日程等別料金または⑵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
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もしくは給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，支払義務発生日の翌日から給電力料金は，次の場合を除き，支払義務発生日の翌日から起算して30日目の日（以下「支払起算して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，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
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
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。
日といたします。
イ

54（解約等）⑴により解約となった場合

イ

55（解約等）⑴により解約となった場合

旧
ロ

新

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ロ

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
ハニ

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

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

ハ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が破産手続き開始，再生手続き開始，

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

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を行なった場合

ら申立てを行なった場合

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ニ申立てを受けた場合⑷

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が振り出しもしくは引き受けた手形ま契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が強制執行または担保権の実行としての競売の申立てを受けた場合

ホ

契約者，発電契約者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

ホ

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

ヘ

その他の理由で契約者，発電契約者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞

ヘ

その他の理由で契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払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

いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契約者，発電契約者，発電者

約者に通知した場合

または需要抑制契約者に通知した場合

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が⑶イからヘまでのいずれかに該当する場合の支⑸

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が⑷イからヘまでのいずれかに該当する

払期日は，次のとおり取り扱います。

場合の支払期日は，次のとおり取り扱います。

イ

イ

ロ

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が⑶イからヘまでのいずれかに該当することと契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が⑷イからヘまでのいずれかに該当す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，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

払期日を超過していない料金に限ります。）については，契約者，発電契約者，発電者また制契約者が⑶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。

は需要抑制契約者が⑷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

ただし，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が⑶イからヘまでのいずれかに該当するします。ただし，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が⑷イからヘまでのい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，支日から起算して７日目を支払期日といたします。

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。

契約者，発電契約者または需要抑制契約者が⑶イからヘまでのいずれかに該当することとロ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が⑷イからヘまでのいずれかに該当す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

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して７日目を支払期日といたします。

から起算して７日目を支払期日といたします。

旧

⑸

新

なお，⑶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

なお，⑷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

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，合，当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。

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

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

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。

も当社はその旨を契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者に通知いたします。

当社は，⑵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⑹

当社は，⑶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

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。

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

35

料金その他の支払方法⑶

発電者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ

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

ロ

次の場合には，発電者の料金について，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電者の負担といたします。
(イ) 発電者が料金を支払期日までに発電契約者に支払われない場合(ロ) 発電者の料金が発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約に係る料金を上回る
場合で，発電契約者と発電者および発電契約者と当社のそれぞれにおいて合意がなされた
とき。
(ハ)

ハ

その他当社が必要と認めた場合

発電者の料金について，支払いは，次のときになされたものといたします。
(イ) イの場合，発電者から発電契約者に支払われたとき。

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

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

ホ

発電者の料金は，原則として，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

ヘ

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

旧⑶

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

新⑷

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

り需要抑制契約者から支払っていただきます。

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

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。

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ロ

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。
ハニ⑷

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。

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（閏年の日至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日当たりの割合といたします。）の延滞利息を需要抑制契約者か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。

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。

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

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

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。

す。

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。

当社の料金の支払方法は，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

ニ⑸

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。

当社の料金の支払方法は，次によります。
イ

関の銀行口座に払い込みによってお支払いいたします。

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。

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。

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

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。

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。

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

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。

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。

旧
35 保
⑴

証

金

契約者の場合は，次によります。
イ

新
36

保
⑴

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，接続供証

金

契約者の場合は，次によります。
イ

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

３月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただきます。

(イ)

料金の支払いの延滞があった場合(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(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）⒇によって算定された値が著しく大きい場合

等によって，31（電力および電力量の算定）⒇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）⒇によって算定される値が著しく大きくなることがまたは31（電力および電力量の算定）⒇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）⑶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

れ，40（適正契約の保持等）⑶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。

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(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。

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。

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。

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。

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

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。

ます。
⑶

発電者の場合は，次によります。
イ

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

ロ

保証金の預かり期間は，２年以内といたします。

旧

新
ハ

当社は，系統連系受電契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電者の支払額に充当することがあります。

ニ

当社は，保証金について利息を付しません。

ホ

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

⑶

需要抑制契約者の場合は，次によります。
イ⑷

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

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

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。

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。

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，

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。

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。

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。

返しいたします。

36 連 帯 責 任

37

連帯責任

旧

Ⅴ

供

新

給

37 託送供給等の実施⑴

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。

Ⅴ
38

⑴

接続供給の場合
イ

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９（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(ロ) 契約者は，別表９（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。）

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９（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

が30分ごとに別表９（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。

の需要想定値と一致するようにしていただきます。

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

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，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

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。

やかに適正なものに修正していただきます。

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９

ハ（需要計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ

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９（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。

ハ

給託送供給等の実施(イ) 契約者は，別表９（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ロ

供契約者は，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。

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９（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。

旧

ホ

新

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

ホ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

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。

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ヘ

調整を行なうことがあります。
ト⑶

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

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。

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

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。

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77（保安等に対する発電者および需要者のなお，当社は，39（給電指令の実施等）および78（保安等に対する発電者および需要者の協力）⑷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協力）⑷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。

たします。

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10（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⑶

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10（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。

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10（発電計画・調達計画・販売計(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10（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。

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。

旧

ロ

ハ

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

新ロ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

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。

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。

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10

ハ（発電計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニホ

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

ト

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10（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。

す。

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

ホことがあります。
ヘ

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。

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。

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

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。

ただきます。

旧チ

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

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10（発電計画・調達計画・販売計画）

ときには，あらかじめ定めた発電場所について，別表10（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。

て別途申合書を作成いたします。

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。

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77（保安等に対する発電者および需要者のなお，当社は，39（給電指令の実施等）および78（保安等に対する発電者および需要者の協力）⑷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協力）⑷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。

たします。

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）⑶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。

⑺

チ

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

38 給電指令の実施等⑴

新

当社は，⑵イ，ロ，ハ，トまたは⑶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。

39

給電指令の実施等⑴

当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，38（託送供給等の実施）⑶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。

旧イ

低圧で供給する場合，または高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット未満のとき。
(イ) 割引の対象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスについては臨時接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の19（接続送電サービス）または20（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）⑴イからホまでのいずれかに該当する場合は，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

新旧

当該供給地点の力率割引または割増し後の19（接続送電サービス）または20（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）⑴イからホまでのいずれかに該当する場合は，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
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′
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Ｄ ＝
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

新

旧

ｂ

新

接続供給電力量を制限した場合
Ａ－Ｂ
Ａ
Ｈ′＝ 修正時間Ｈ′＝ Ｈ×

Ｈ ＝ 制限時間
制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量（需Ａ ＝ 要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定接続供給電力量といたします。）
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量ｃ

接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正
時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
⑺

当社は，⑵イ，ロ，ホ，ヘ，トまたは⑶によって，発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合，⑵ロの場合で，発電契約者もしくは発電者と当社が事前に調整を行なった計画的な作業（電力広域的運営推進機関送配電等
業務指針の定めによって調整を行なった作業に限ります。）による制限もしくは中止のときその他あらかじめ発電者の発電もしくは放電を制限し，または中止することが明らかな場合または⑵トの場合（低圧で受電する場合を含みます。）で，電気の需給上必要となった制限もしくは中止のときは，その部分については割引いたしません。

旧

新

イ

低圧で受電する場合または高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット未満となるとき。
(イ) 割引の対象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割引率
１月中の制限し，または中止した延べ日数１日ごとに４パーセントといたします。
(ハ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，１日のうち延べ１時間以上制限し，または中止した日を１日として計算い
たします。

ロ

高圧で受電する場合で，同時最大受電電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で受電する場合(イ) 割引の対象
当該受電地点の系統連系受電サービスの基本料金から系統設備効率化割引額を差し引いた金額といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ハ，ニ，トまたはチの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたします。
(ロ) 割引率

旧新

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
ａ

式）

発電量調整受電電力を制限した場合
Ｈ’＝Ｈ×（Ｄ－ｄ）／Ｄ
Ｈ’＝

ｂ

修正時間

Ｈ

＝

制限時間

Ｄ

＝

当該受電地点の同時最大受電電力ｄ＝

制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力の最大値

発電量調整受電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受電地点の基準となる電力量

旧新（発電者の平常操業時の発電量調整受電電力量の実績等にもとづき算定される推定発電量調整受電電力量といたします。）
Ｂｃ＝

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

⑻⑺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⑻⑺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月にめの工事の必要上当社が発電者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日におけつき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。

る１回の工事による制限または中止の時間といたします。

なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。
⑼

当社は，⑵または⑶によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合，これにともなう料金の減額は行ないません。

⑼

21（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，⑺および⑻に準じて割引を行ない料金を算定いたします。

⑽

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

旧⑽

当社は，⑵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⑵⑾

当社は，⑵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

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

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。

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⑴

新当社は，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40

適正契約の保持等⑴

当社は，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者との接続供給契約，振替供給契

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

約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約が使用状態，発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

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だきます。

に適正なものに変更していただきます。

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等，発電契約者との発電量調整供⑵

当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合等，発電給契約が発電・放電状態に比べて不適当と認められるときには，その契約受電電力をすみやか

契約者との発電量調整供給契約が発電・放電状態に比べて不適当と認められるときには，そのに適正なものに変更していただきます。

契約受電電力または同時最大受電電力をすみやかに適正なものに変更していただきます。

旧

⑶

新

当社は，30（電力および電力量の算定）⒇もしくは(21)によって算定された値が著しく大き⑶

当社は，31（電力および電力量の算定）⒇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）⒅イもしくは⒆イによって算定された値が著しく大い場合，31（電力および電力量の算定）⒅イもしくは⒆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）⒅ロもしくは⒆ロによって算定された値が著しくきい場合，31（電力および電力量の算定）⒅ロもしくは⒆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（電大きい場合（いずれの場合も，給電指令時補給電力量として算定された値を除きます。），31（電力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または30

力および電力量の算定）(22)もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または31（電力および電力量の算定）⒄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（電力および電力量の算定）⒄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

給契約に比べて発電・放電状態が不適当と認められる場合または需要抑制契約者との需要抑制

量調整供給契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，発電・放電

量調整供給契約に比べて需要抑制状態が不適当と認められる場合には，使用状態，発電・放電

状態または需要抑制状態をすみやかに適正なものに修正していただきます。

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

41

契約超過金
⑵

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

発電場所が１発電バランシンググループに属している場合(イ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契約電力を上回る場

旧

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

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契約電力を下回る場
合
その１月の最大連系電力等から発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契約電力を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。

ロ

発電場所が複数の発電バランシンググループに属している場合(イ)

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

(ロ)

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契約電力を下回る場
合発電バランシンググループごとの契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を契旧

新

約受電電力の比であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電
サービス契約電力を契約受電電力の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。
ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。
ハイおよびロにおいて，契約超過受電電力の算定上，次のものについても接続送電サービス
契約電力１キロワットとみなします。
(イ) 臨時接続送電サービス契約電力１キロワット(ロ) 接続送電サービス契約容量または臨時接続送電サービス契約容量１キロボルトアンペア(ハ)

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

(ニ)

附則２（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）の適用を受けている場合の接続供給課金対象電力１キロワット⑶

契約超過金の支払期日および支払方法については，次のとおりといたします。
イ

契約者の場合旧⑵

新

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

契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が供給側料金算定日となる日程等別料金

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。）（該当する日程等別料金がない場合は，供給側料金算定日が直後の日程等別料金といたしまの支払期日までに，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。

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。
ロ

発電者の場合同時最大受電電力をこえて発電または放電された月の検針日が受電側料金算定日となる系
統連系受電サービス料金（該当する系統連系受電サービス料金がない場合は，受電側料金算
定日が直後の系統連系受電サービス料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その系統連系受電サービス料金とあわせて支払っていただきます。

旧新41 力率の保持

42

力率の保持

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

発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施⑵

77（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⑵

工作物の検査等の業務

78（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⑸

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⑸

45（託送供給等の停止），53（契約の廃止）または55（解約等）により必要な処置⑹

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，⑹

その他この約款によって，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約および系統連

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

系受電契約の成立，変更もしくは終了等に必要な業務または当社の電気工作物に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

44

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⑴

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，託⑴

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，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。

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

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，当社ため緊急を要する場合
ロに重大な損害を与えた場合
ハ61（引込線の接続）に反して，当社の電線路または引込線と発電者または需要者の電気設
備との接続を行なった場合

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

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

旧⑵

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

新⑵

契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契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，託送供給または発電量調整供給

約者または発電者にその旨を警告しても改めない場合には，当社は，託送供給または発電量を停止することがあります。

調整供給を停止することがあります。

イ

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

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
合電気工作物の改変等によって不正に当社の供給設備または電気を使用された場合

ロ

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

ハ

契約負荷設備以外の負荷設備によって電気を使用された場合

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，

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，

ホ

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

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。

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。

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

ホ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⑶

りによる業務の実施を正当な理由なく拒否された場合

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

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43（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に反して，当社の係員の立入ヘ⑶

44（託送供給等にともなう協力）によって必要となる措置を講じられない場合

契約者，発電契約者または発電者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者また善を求めた場合で，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

は発電者にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更およまたは発電・放電状態への修正に応じていただけないときには，当社は，託送供給または発電

び適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じていただけないときには，当社は，託量調整供給を停止することがあります。

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。

旧

新

イ

接続送電サービス契約電力をこえて19（接続送電サービス）を使用される場合

イ

接続送電サービス契約電力をこえて19（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20（臨時接続送電サービス）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20（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21（予備送電サービス）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21（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

ニ

発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合

ホ

接続供給電力の最大値が接続送電サービス契約電力に比べて著しく乖離する場合（19〔接ホ接続供給電力の最大値が接続送電サービス契約電力に比べて著しく乖離する場合（19〔接続送電サービス〕⑶イ(ニ)に定める電灯従量接続送電サービス，19〔接続送電サービス〕⑶イ

続送電サービス〕⑶イ(ニ)に定める電灯従量接続送電サービス，19〔接続送電サービス〕⑶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〕⑶ロ(ハ)に定める高圧従量接(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〕⑶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〕⑶ハ(ハ)に定める特別高圧従量接続送電サービ

続送電サービスまたは19〔接続送電サービス〕⑶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。）

スの適用を受ける場合に限ります。）

45 託送供給等の停止の解除

46

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，

45（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止した場合で，契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を解消したときには，当社は，すみや

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，すみやかに託送供給または発電量調整供給を再開いたします。

かに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

47

託送供給等の停止期間中の料金

44（託送供給等の停止）によって接続供給を停止した場合には，その停止期間中については，

45（託送供給等の停止）によって接続供給または発電量調整供給を停止した場合には，その停

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，料金を止期間中については，まったく電気を使用しない場合またはまったく発電もしくは放電しない

算定いたします。

場合の月額料金を33（料金の算定）により日割計算をして，料金を算定いたします。

47 違

約

金

48

違

約

金

旧

⑴

⑵

新

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⑴

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，違または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の３倍に相当する金額を，違約金として接続供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者か約金として接続供給契約については契約者から，発電量調整供給契約については発電契約者から申し受けます。

ら，系統連系受電契約については発電者から申し受けます。

イ１（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合

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）⑵ロ，ハまたはニの場合

ロ

45（託送供給等の停止）⑵ロ，ハまたはニの場合⑴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⑵

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。
⑶

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⑴の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法または発電・放電方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。

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。

⑶

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

48 損害賠償の免責⑴

11（託送供給等の開始）⑵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，

49

損害賠償の免責⑴

11（託送供給等の開始）⑵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

39（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または需要者の電気の使用を制限

し，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

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。

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。

旧

⑵

⑶

新

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54⑵45（託送供給等の停止）によって託送供給もしくは発電量調整供給を停止した場合または55（解約等）によって接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調（解約等）によって接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約も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

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。

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。

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⑶

45（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう旨を文書等により発電者

もしくは需要者にお知らせした場合または54（解約等）によって契約者もしくは発電契約者がもしくは需要者にお知らせした場合または55（解約等）によって契約者もしくは発電契約者が54（解約等）⑴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，

55（解約等）⑴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

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。

償の責めを負いません。

49 設備の賠償

50

設備の賠償

旧

Ⅵ

契約の変更および終了

50 契約の変更⑴

新接続供給契約，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Ⅵ
51

契約の変更および終了

契約の変更
⑴

接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調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，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，振替振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を希望

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，すみやかされる場合に準じて接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約まに当社に変更を申し出ていただきます。

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。

⑵

契約電力等の減少を希望される場合の⑴による契約の変更は，次のとおりといたします。

⑵

契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力の減少を希望される場合の⑴による契約の変更は，次のとおりといたします。
ただし，当社の供給設備を同一条件で継続して利用または反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者から，発電設備等の検査，補修，休止等の理由により契約受
電電力または同時最大受電電力の減少の申出がある場合は，正当な理由がない限り，契約受電電力または同時最大受電電力の減少はできないものといたします。

旧

イ

新

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。

イ

契約者または発電契約者は，あらかじめ契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電

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力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，減少させるための適当な処置を行ないます。

契約者または発電契約者が申し出た契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力の減
少希望日に契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力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。

ロ

契約電力等，契約受電電力または同時最大受電電力は，次の場合を除き，契約者または発電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)

(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。

当社が契約者または発電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，契約受電電力または同時最大受電電力が減少したものといた
します。

(ロ)

(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

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，契約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

受電電力または同時最大受電電力を減少させるための処置ができない場合は，契約電力等，日に減少するものといたします。

契約受電電力または同時最大受電電力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。

51 名義の変更

52

名義の変更

旧

新

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，それまで託合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が，そ送供給または電力量調整供給を受けていた契約者，発電契約者または需要抑制契約者の当社に対れまで託送供給または電力量調整供給を受けていた契約者，発電契約者，発電者または需要抑制

する接続供給契約，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について

契約者の当社に対する接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約ま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，

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，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新たな契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，その旨を当社へ文書により申し出

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ていただきます。ただし，新たな契約者，発電契約者または発電者が，それまで託送供給を受け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の権利義務を受け継ぎ，引き続き当該接続供給契約もしくは当該振替供給契約または当該発電量替供給契約，発電量調整供給契約または系統連系受電契約についてのすべての権利義務を受け継調整供給契約を希望される場合は，８（契約の要件）⑴チに定める要件を満たすことを文書によぎ，引き続き当該接続供給契約もしくは当該振替供給契約，当該発電量調整供給契約または当該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。

系統連系受電契約を希望される場合は，８（契約の要件）⑴リに定める要件を満たすことを文書により証明できるときに限り，名義変更の手続きによることができます。

52 契約の廃止

53

契約の廃止

旧

⑴

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

新⑴

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

量調整供給契約を廃止しようとされる場合，発電者が系統連系受電契約を廃止しようとされる

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，

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，契約者また発電契約者，発電者または需要抑制契約者は，あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知

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。

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。

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。
⑵

当社の供給設備を継続して利用または反復して利用されることが想定されるにもかかわらず，発電契約者または発電者から，発電設備等の検査，補修，休止等の理由により発電量調整
供給契約または系統連系受電契約の廃止の申出がある場合は，正当な理由がない限り，⑴にかかわらず，発電量調整供給契約または系統連系受電契約の廃止はできないものといたします。

⑵

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⑶接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調約等）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

整供給契約は，55（解約等）および次の場合を除き，契約者，発電契約者，発電者または需要廃止期日に消滅いたします。

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

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

系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約が消滅したものといたします。

旧

ロ

新

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量調整供給を終了させるための処置ができない場合は，接続供給契約，振替供給契約，発電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

量調整供給契約または系統連系受電契約は，託送供給または発電量調整供給を終了させるたった日に消滅するものといたします。

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。
⑷

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

⑶

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⑸

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。

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

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

置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

54

供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算

旧⑴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，

新⑴

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

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。

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

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

旧ａ

契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定

新ａ

契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定

し，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間のし，または増加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された接続

接続送電サービス料金について，さかのぼって，新たに設定し，または増加された接続

送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電

送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電

サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用をサービス，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

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し，これにより算定受けていた場合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，当社は，契約者される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，またが接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，74（臨時工事費）の臨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，75（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

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。

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

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

ビス契約電力または接続送電サービス契約容量の増加分と残余分の比であん分したもの

ビス契約電力または接続送電サービス契約容量の増加分と残余分の比であん分したもの

といたします。

といたします。

旧ｂｃ

契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定

新ｂ

契約者が接続送電サービス契約電力または接続送電サービス契約容量を新たに設定

し，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでし，または増加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される接続送電サービスの期間の接続送電サービス料金について，さかのぼって，減少される接続送電サービス

契約電力または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯

契約電力または接続送電サービス契約容量分につき，電灯標準接続送電サービス，電灯

時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスの適用を受けていた場合

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，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

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し，これにより算定される料金と合は該当料金の20パーセントを割増ししたものを適用し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，供給設備のうち接続送電サービス

既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，供給設備のうち接続送電サービス

契約電力または接続送電サービス契約容量の減少に見合う部分について，74（臨時工事

契約電力または接続送電サービス契約容量の減少に見合う部分について，75（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。

受けます。

なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電サービス契約電力

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

または接続送電サービス契約容量の減少分と残余分の比であん分したものといたしま

または接続送電サービス契約容量の減少分と残余分の比であん分したものといたします。

す。

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。

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。

旧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

新ｄ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

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し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。ま適用し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。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

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，74（臨時工事費）の臨時工事費としてとにともない新たに施設した供給設備について，75（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。

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。

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。

旧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

新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，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し，これにより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し，これにより算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，供給設備のう算定される料金と既に申し受けた料金との差額を申し受けます。また，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，74（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いて，75（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。

担金との差額を申し受けます。

なお，この場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続送電サービス契約電力の減少分と残余分の比であん分したものといたします。

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。

旧新(ハ) 19（接続送電サービス）⑵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(ハ) 19（接続送電サービス）⑵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〕⑵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〔接続送電サービス〕⑵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〕⑵イ(イ)に準じて定める契約者を含みます。）が，需要について，19〔接続送電サービス〕⑵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）⑵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（接続送電サービス）⑵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

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）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）⑵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。

⑵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。

旧

(ニ)

ロ

新

(ニ)

契約者が19（接続送電サービス）⑵ニにより需要者の発電設備の検査，補修または事契約者が19（接続送電サービス）⑵ニにより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新たに設定し，または増加しようとされる場合で，当該不足電力の補給にあてる供給分を新たに設定し，または増加しようとされる場合で，当該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を新たに設定し，または増加された後１年に満たないでための電気の供給分以外の供給分を新たに設定し，または増加された後１年に満たないで

当該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を減少しようとされるとき

当該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を減少しようとされるときには，当該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を新たに設定し，まには，当該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，68（一般供給設備の工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，69（一般供給設備の工事費負担金）および69（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）により工事費負担金

事費負担金）および70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）により工事費負担金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。

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。

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，または増ロ

発電量調整供給の場合(イ)

発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービス契約電力を新た加された後１年に満たないでこれを消滅させる場合は，新たに施設した供給設備を撤去に設定し，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。

した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。

旧

(ロ)

54 解
⑴

新

(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，または増発電契約者が契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービス契約電力を新た加された後１年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，供給設備のうち契約受電に設定し，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，供給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，新たに施設した供給設備のうち契約受電電力，同時最大受電電力または予備送電サービス契約電力の減少に見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合う部分について，新たに施設した供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去後の受けます。

資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。

約等

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

55

解
⑴

約

等

当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
なお，系統連系受電契約を解約した場合には，当該発電場所に係る発電量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。

なお，この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者または需要抑制契約者にお知らせいたします。

この場合には，その旨を文書により契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にお知らせいたします。

また，契約者，発電契約者または需要抑制契約者がロに該当する場合は，その旨を文書等にまた，契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者がロに該当する場合は，その旨をより発電者，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

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することがあります。

お知らせすることがあります。

イ

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

ない場合

旧

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

新ロ

契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場合(イ) 料金を支払期日を経過してなお支払われない場合(ロ) 発電契約者と当社が，発電者の料金，延滞利息および契約超過金の支払いに関する期日をあらかじめ定めた場合で，あらかじめ定めた支払いに関する期日を経過してなお引き渡されないとき。

(ロ) 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(ハ) 他の接続供給契約（既に消滅しているものを含みます。），発電量調整供給契約（既に消滅しているものを含みます。）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滅しているものを含みます。），系統連系受電契約（既に消滅しているものを含みます。）

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

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(ニ) 料金以外の債務を支払われない場合(ホ)

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

旧

ハ

新

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

ハ契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約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）に定め者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，40（適正契約

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応じていただけないとき。

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(イ) ８（契約の要件）を欠くに至った場合

(ロ)

(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)

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)

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。

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。

(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(ヘ) 発電量調整受電電力が契約受電電力または同時最大受電電力をこえる場合(ト) その他この約款に反した場合(ト) その他この約款に反した場合⑶

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

旧新

この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。
⑷

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

⑸

発電量調整供給契約または系統連系受電契約の場合で，発電量調整供給契約または系統連系
受電契約を締結している発電場所と同一の場所である需要場所において締結している接続供給契約（発電設備等に係る供給地点の接続供給契約に限ります。）が⑴によって解約されたときは，発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，当社は，当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行ないます。
この場合，当社が当該発電場所に係る発電量調整供給を終了させるための処置を行なった日に発電量調整供給契約および系統連系受電契約は変更され，または消滅するものといたします。

旧55 契約消滅後の債権債務関係

新56

契約消滅後の債権債務関係

接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約の契約期間

接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整

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供給契約の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

制量調整供給契約の消滅によっては消滅いたしません。

供給契約，系統連系受電契約または需要抑制量調整供給契約の消滅によっては消滅いたしません。

旧Ⅶ

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
⑴

受電地点
イ

ロ

新

Ⅶ
57

受電地点，供給地点および施設⑴

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，受電地点
イ

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

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。

といたします。

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，当社のロ

受電地点は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，発電場所内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社との協議によって定めます。

電線路から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社との協議によって定めます。

ただし，次の場合には，発電契約者と当社との協議により，発電場所以外の地点を受電地点

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。

とすることがあります。

(イ)

(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

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(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)

(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。

⑵

受電方法および供給方法ならびに工事

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）⑷により地中引込線によって電気を受電する場合(ニ) 59（地中引込線）⑷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(ホ) その他特別の事情がある場合

供給地点

⑵

供給地点

旧

イ

新

接続供給の場合

イ

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。

(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，当社の電線路から最短距離にある場所を基準とし(ロ) 供給地点は，需要場所内の地点とし，当社の電線路から最短距離にある場所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，契約者と当社との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。

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。

ａａ

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

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

山間地，離島にある需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来においても周

当社の管理の及ばない場所を通過することとなるとき。

ｄ58（地中引込線）⑷により地中引込線によって電気を供給する場合

ｄ59（地中引込線）⑷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

ｅ

その他特別の事情がある場合

振替供給の場合

ロ

供給地点は，会社間連系点といたします。

振替供給の場合
供給地点は，会社間連系点といたします。

57 架空引込線

58

架空引込線

58 地中引込線

59

地中引込線

旧

⑷

新

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⑷

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，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，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，⑴に準じて接続を行ないます。この場合，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，⑴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）⑵，⑷または69（供給地点への特別供給

当社は，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵，⑷または70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）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。

設備の工事費負担金）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

60

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

中高層集合住宅等における受電方法および供給方法

61 引込線の接続

62

引込線の接続62 計量器等の取付け

63

計量器等の取付け⑴

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，計量器⑴

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，計量器の情報等を伝送するための通信端末装置等をいいます。）および区分装置（力率測定時間を区の情報等を伝送するための通信端末装置等をいいます。）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。）は，以下のとおりといたします。ただし，計量器の情報等を伝送分する装置等をいいます。）は，以下のとおりといたします。ただし，計量器の情報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。

の付属装置とはいたしません。

旧

イ

ロ

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

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

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。

で取り付けていただくことがあります。

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の場合，当社は，67（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を発電契約者から申し受けます。

し受けます。

64

給電指令上必要な給電情報伝送装置等は，原則として当社の所有とし，当社で施設いたしま

通信設備等の施設⑶

給電指令上必要な給電情報伝送装置等は，原則として当社の所有とし，当社で施設いたします。この場合，当社は，66（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。

す。この場合，当社は，67（受電用計量器等の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。

ただし，Ｎ－１電制の実施に必要な通信設備として施設する場合は申し受けません。

ただし，Ｎ－１電制の実施に必要な通信設備として施設する場合は申し受けません。

64 専用供給設備⑴

イ

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63 通信設備等の施設⑶

新当社は，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

65

専用供給設備⑴

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）

す。この場合，受電地点への供給設備については，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵または⑷の工事費負担金を，供給地点への供給設備については69（供給地点への特別供給設⑵または⑷の工事費負担金を，供給地点への供給設備については70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。

備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。

旧

新

イ

契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社が適当と認める場合

イ

契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社が適当と認める場合

ロ

43（託送供給等にともなう協力）の場合

ロ

44（託送供給等にともなう協力）の場合

ハ

発電者もしくは需要者の施設の保安上の理由，または発電場所，需要場所およびその他周

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することが適当と認められる場合

旧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⑵

受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ

新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，Ⅷ
66

工事費の負担

受電地点への供給設備の工事費負担金⑵

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

これにともない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。

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受電地点への供給設備を施設する場(イ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場

合は，標準設計工事費をこえる金額

合は，標準設計工事費をこえる金額

なお，標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場合とは，次のいずれ

なお，標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。

かに該当する場合をいいます。

ａ

受電に必要な標準設計をこえる電線，支持物等を施設する場合

ａ

受電に必要な標準設計をこえる電線，支持物等を施設する場合ｂ

架空受電側接続設備で受電できるにもかかわらず，地中受電側接続設備を施設する場ｂ

架空受電側接続設備で受電できるにもかかわらず，地中受電側接続設備を施設する場

合

合

ｃ

標準設計による受電側接続設備以外の受電側接続設備により受電する場合

ｃ

標準設計による受電側接続設備以外の受電側接続設備により受電する場合

ｄ

その他受電に必要な標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場合

ｄ

その他受電に必要な標準設計をこえる設計で受電地点への供給設備を施設する場合

また，この場合も，⑴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

また，この場合も，⑴の工事費負担金を申し受けます。
(ロ) 65（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額

旧新

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）⑵

なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，65（専用供給設備）⑵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(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

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の金額を除きます。）を施設する場合は，ａおよびｂの金額

ａ

ａ

ｂ

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

額
ただし，この約款実施の際現に託送供給等約款（平成27年12月18日付け20150731資第

ただし，この約款実施の際現に託送供給等約款（平成27年12月18日付け20150731資第50号認可。）64（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵イ(ハ)ａただし書の適用を受50号認可。）64（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵イ(ハ)ａただし書の適用を受けている場合は，ただし書により算定した金額といたします。

けている場合は，ただし書により算定した金額といたします。

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

ロによるものといたします。

2,970円

新増加契約受電電力１キロワット
につき

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，これにともない新たに予

ロ2,970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

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。

者から申し受けます。

旧

⑶

新

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，受電側接続設備に準ずるも

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，受電側接続設備に準ずるものといたします。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（専用供のといたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，65（専用供給設備）⑵によるものといたします。

給設備）⑵によるものといたします。

受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イロ⑶

発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，発受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ

発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，発電契約者の希望によって当該受電地点への供給設備を変更する場合は，61（引込線の接続），

電契約者の希望によって当該受電地点への供給設備を変更する場合は，62（引込線の接続），

62（計量器等の取付け）または63（通信設備等の施設）によって実費を申し受ける場合を除63（計量器等の取付け）または64（通信設備等の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。

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。

43（託送供給等にともなう協力）によって供給設備を新たに施設または変更する場合には，

ロ

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。

44（託送供給等にともなう協力）によって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。

66 受電用計量器等の工事費負担金

67

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

会社間連系設備の工事費負担金

68 一般供給設備の工事費負担金69

一般供給設備の工事費負担金

69 供給地点への特別供給設備の工事費負担金

70

供給地点への特別供給設備の工事費負担金

旧⑴

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（新新⑴

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

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。

契約者から申し受けます。

イ

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

標準設計工事費をこえる金額

なお，標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合とは，次のいずれか

なお，標準設計をこえる設計で供給地点への供給設備を施設する場合とは，次のいずれかに該当する場合をいいます。

に該当する場合をいいます。

(イ) 供給に必要な標準設計をこえる電線，支持物等を施設する場合(イ) 供給に必要な標準設計をこえる電線，支持物等を施設する場合(ロ) 標準設計による供給側接続設備以外の供給側接続設備により供給する場合(ロ) 標準設計による供給側接続設備以外の供給側接続設備により供給する場合(ハ) その他供給に必要な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(ハ) その他供給に必要な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

また，この場合も，68（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。
ロ

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，架空供給側接続設備で供給できるにもかかわらず，契約者の希望によって地中供給側接続

また，この場合も，69（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。
ロ

架空供給側接続設備で供給できるにもかかわらず，契約者の希望によって地中供給側接続

設備を施設する場合は，(イ)または(ロ)の金額

設備を施設する場合は，(イ)または(ロ)の金額(イ) 標準設計工事費をこえる金額(イ) 標準設計工事費をこえる金額

なお，この場合も，68（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。

なお，この場合も，69（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を申し受けます。

旧

(ロ)

ハ

新

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(ロ)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

７項に規定する市街地開発事業その他これらに類する事業をいいます。）に係る区域の場

合は，イにかかわらず，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の工事費を差合は，イにかかわらず，その工事費の全額からケーブル，変圧器，開閉器等の工事費を差し引いた金額し引いた金額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

ハ

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）⑵によ

65（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，65（専用供給設備）⑵によるものといたします。
⑵

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条第るものといたします。

19（接続送電サービス）⑵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⑵19（接続送電サービス）⑵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

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19（接続送電サービス）を利用される場合，ま電力の補給にあてるための電気の供給のために19（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，これにともない新たに予たは供給地点において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。

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，供給側接続設備に準ずるもの

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，供給側接続設備に準ずるもの

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

といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，65（専用供給設

備）⑵によるものといたします。

備）⑵によるものといたします。

70 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金

71

供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金

旧

⑴

⑵

新

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⑴

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供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始さいで，契約者の希望によって供給地点へ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）位の供給電圧に変更されるときを含みます。）は，62（引込線の接続），63（計量器等の取付け）

または63（通信設備等の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費または64（通信設備等の施設）によって実費を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。

43（託送供給等にともなう協力）によって供給設備を新たに施設または変更する場合には，⑵

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。

71 供給地点への特別供給設備等の工事費の算定

44（託送供給等にともなう協力）によって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。

72

供給地点への特別供給設備等の工事費の算定

69（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）および70（供給地点への供給設備を変更する

70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）および71（供給地点への供給設備を変更する

場合の工事費負担金）の場合の工事費は，次により算定いたします。

場合の工事費負担金）の場合の工事費は，次により算定いたします。

⑴⑴

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，次により算

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，次により算定した標準設計工事費といたします。

定した標準設計工事費といたします。

イ

イ

標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる供給設備の工事に要する材料費，工費およ

標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）

び諸掛り（測量監督費，諸経費，補償費，建設分担関連費およびその他の費用を含みます。）の合計額といたします。

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。

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。

旧ロ

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新ロ

払出単価等をいいます。）によって算定いたします。
ハニ

土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額）は，工事費

材料費は，払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。）によって算定いたします。

ハ

土地費（電気事業会計規則に定められた固定資産土地として計上される金額）は，工事費に計上いたしません。ただし，架空電線路の経過地に地役権を設定する場合には，その対価に計上いたしません。ただし，架空電線路の経過地に地役権を設定する場合には，その対価の50パーセントに相当する金額（地役権の登記に要する費用を除きます。）は工事費に計上の50パーセントに相当する金額（地役権の登記に要する費用を除きます。）は工事費に計上いたします。

いたします。

架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわな

ニ

架空電線路の経過地に建造物の構築，竹木の植栽等電線路に支障を及ぼす行為を行なわないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補償費の50パーセントに相当する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

金額を工事費に計上いたします。

金額を工事費に計上いたします。

ホ

補償費中残地補償費は，それが明確に区分されている場合に限り工事費に計上いたします。

ホ

補償費中残地補償費は，それが明確に区分されている場合に限り工事費に計上いたします。

ヘ

建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り

ヘ

建設分担関連費は，工事期間が12月以上を要し，かつ，工事費が50億円以上の場合に限り工事費に計上いたします。
ト

契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，74（臨時工事費）に準じて算定いたします。

工事費に計上いたします。
ト

契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，75（臨時工事費）に準じて算定いたします。

旧

⑶

⑸

低圧または高圧で供給する場合で，69（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）⑴イま新⑶

たはロ(イ)に該当し，かつ，その工事費を68（一般供給設備の工事費負担金）⑴イに定める超過

たはロ(イ)に該当し，かつ，その工事費を69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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，⑴およこう長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，⑴および⑵にかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事

び⑵にかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事

費をいずれも68（一般供給設備の工事費負担金）⑴イにもとづいて算定いたします。この場合，費をいずれも69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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

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。

して工事費を算定いたします。

特別高圧で供給する場合で，使用開始後３年以内の供給設備を利用するときは，新たな利用⑸

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，69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)に準じて算定いたします。
高圧で供給する場合で，予備供給設備の工事費を68（一般供給設備の工事費負担金）⑴イに特別高圧で供給する場合で，使用開始後３年以内の供給設備を利用するときは，新たな利用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，68（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)に準じて算定いたし⑹

低圧または高圧で供給する場合で，70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）⑴イまます。
⑹

高圧で供給する場合で，予備供給設備の工事費を69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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，⑴または⑵にかかわらず，その工事費を68（一般供給設備の工事費負担金）⑴イにもとづは，⑴または⑵にかかわらず，その工事費を69（一般供給設備の工事費負担金）⑴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

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。

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。

旧

⑺

⑼

新

特別高圧で供給する場合，予備供給設備の工事費は，契約者が標準設計をこえる設計による⑺

特別高圧で供給する場合，予備供給設備の工事費は，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ときを除き，⑴にかかわらず，68（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)おことを希望されるときを除き，⑴にかかわらず，69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)およびロによって算定いたします。

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，一般供給設備と予備供給設

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，一般供給設備と予備供給設

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，68（一般供給設備の工事費負担金）

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，69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)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。

⑵イ(イ)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。

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⑼

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，68（一般供給設備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，69（一般供給設備の工事費負担金）または69（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）にかかわらず，そのの工事費負担金）または70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）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。

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，69（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）の場合

なお，この場合の工事費負担金は，70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）の場合に準じて算定いたします。

72 工事費負担金の申受けおよび精算⑵

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（一般供給設備の工事費負担金）にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。

に準じて算定いたします。

73

工事費負担金の申受けおよび精算⑵

工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するものといたします。
イ

69（一般供給設備の工事費負担金）にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。

旧

(イ)

新

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(イ)

う長の変更の差異が５パーセントをこえる場合

う長の変更の差異が５パーセントをこえる場合(ロ) 標準電圧100ボルト，200ボルト，6,000ボルト，20,000ボルト，30,000ボルトまたは70,000(ロ) 標準電圧100ボルト，200ボルト，6,000ボルト，20,000ボルト，30,000ボルトまたは70,000

ボルト以外の電圧で当社が供給する場合

ボルト以外の電圧で当社が供給する場合(ハ) 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

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(ハ) その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合
ロ

66（受電地点への供給設備の工事費負担金），67（受電用計量器等の工事費負担金），68（会社間連系設備の工事費負担金），69（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）（68〔一（会社間連系設備の工事費負担金），70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）（69〔一般供給設備の工事費負担金〕に準じて算定する場合は，イに準ずるものといたします。）お般供給設備の工事費負担金〕に準じて算定する場合は，イに準ずるものといたします。）および70（供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金）にもとづき算定される場合

よび71（供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金）にもとづき算定される場合

は，次に該当するとき。

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(イ) 低圧または高圧で受電または供給する場合

ａｂ

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ａ

規格が変更となる場合，または主要材料の数量の変更（架空引込線を除きます。）の差

規格が変更となる場合，または主要材料の数量の変更（架空引込線を除きます。）の差

異が５パーセントをこえる場合

異が５パーセントをこえる場合

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ｂ間が短いときを除きます。）
ｃ

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

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

旧

新

原則としてすべての場合⑷

当社は，65（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵イ(ハ)に定める供給設備の全部または原則としてすべての場合⑷

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。

⑹

当社は，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）⑵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

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。

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。

低圧または高圧で供給する場合で，居住用の分譲地として整備された地域等において，原則⑹

低圧または高圧で供給する場合で，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，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（一般供給設備の工事費負担

値を乗じてえた値をこえる部分を超過こう長として算定される69（一般供給設備の工事費負担金）の工事費負担金を当初に申し受けます。

金）の工事費負担金を当初に申し受けます。

旧新また，工事費負担金契約書（75〔工事費等に関する契約書の作成〕に定める工事費負担金契

また，工事費負担金契約書（76〔工事費等に関する契約書の作成〕に定める工事費負担金契約書をいいます。）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。

じたものといたします。

73 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

74

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

74 臨時工事費

75

臨時工事費

⑵

⑷

臨時工事費を申し受ける場合は，68（一般供給設備の工事費負担金），69（供給地点への特⑵

臨時工事費を申し受ける場合は，69（一般供給設備の工事費負担金），70（供給地点への特別供給設備の工事費負担金）および70（供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金）

別供給設備の工事費負担金）および71（供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金）の工事費負担金は申し受けません。

の工事費負担金は申し受けません。

臨時工事費の精算は，72（工事費負担金の申受けおよび精算）⑵ロの場合に準ずるものとい

⑷

たします。

75 工事費等に関する契約書の作成

臨時工事費の精算は，73（工事費負担金の申受けおよび精算）⑵ロの場合に準ずるものとい
たします。

76

工事費等に関する契約書の作成

旧

Ⅸ

保

新

安

Ⅸ

保

76 保安の責任

77

保安の責任

77 保安等に対する発電者および需要者の協力

78

保安等に対する発電者および需要者の協力

78 調

79

調

80

調査等の委託査

79 調査等の委託⑴

当社は，78（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⑴「登録調査機関」といいます。）に委託することがあります。

80 調査に対する需要者の協力⑵

安査

当社は，79（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。

81

当社は，78（調査）⑴により調査を行なうにあたり，必要があるときは，需要者の承諾をえ調査に対する需要者の協力⑵て電気工作物の配線図を提示していただきます。

当社は，79（調査）⑴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。

81 検査または工事の受託

82

検査または工事の受託

82 自家用電気工作物

83

自家用電気工作物⑴

78（調査）⑴

79（調査）⑵

79（調査等の委託）⑵

80（調査等の委託）⑶

80（調査に対する需要者の協力）⑶

81（調査に対する需要者の協力）⑷

81（検査または工事の受託）⑷

82（検査または工事の受託）

旧

附
1

新

則

実施期日

附
1

実施期日

この約款は，2023年12月27日から実施いたします。
2

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⑶

電力および電力量の算定

則

この約款は，2024年４月１日から実施いたします。
2

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⑶

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）⑿，⒇および(21)にかかわらず，

象計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）⑿，⒇および(21)にかかわらず，

次のとおりといたします。

次のとおりといたします。

イ

イ

ロ

接続対象計画電力量

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。

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

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

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，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

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。

といたします。

接続対象計画差対応補給電力量

ロ

接続対象計画差対応補給電力量

旧

ハ

新

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

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

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

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

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）⑻にかかわらず，の故障等が発生したときを除きます。）は，31（電力および電力量の算定）⑻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

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。

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

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

接続対象計画差対応余剰電力量

ハ

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

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

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

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

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）⑻にかかわらず，の故障等が発生したときを除きます。）は，31（電力および電力量の算定）⑻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

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。

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⑷

接続対象計画差対応余剰電力量

計量器等の取付け

接続対象計画差 =対応余剰電力量⑷

計量器等の取付け

接続対象計画電力量 － 接続対象電力量

旧

⑸

3

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。

料金の算定上必要な計量器等については，63（計量器等の取付け）によるものといたします。

また，これに加え，⑴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

また，これに加え，⑴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，⑴ロによって区分する場合には，区分するために必要な計された電気等をいいます。）とを，⑴ロによって区分する場合には，区分するために必要な計量器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。

量器およびその付属装置は，原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。

供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い⑸⑸

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４（受電電圧または供給電

接続供給電力量および最大需要電力等は，30（計量）および附則４（受電電圧または供給電

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

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および最大需要電力等を，供給電圧と同位にするために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた損失修正率によって修正したものといたします。

よって定められた損失修正率によって修正したものといたします。

発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕⑶

新⑴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

3

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〕⑶⑴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

業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギ

ー電気卸供給契約の変更を希望されることにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約をー電気卸供給契約の変更を希望されることにともない当該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，50（契約の変更）⑶に準じて契約を変更していただくことがあります。

変更するときは，51（契約の変更）⑶に準じて契約を変更していただくことがあります。

⑴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⑸⑴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となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，（当該発電バランシンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，再生可能エネルギー特別措置法第２条第３項第５号に定めるバイオマスを電気に変換する認定

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。

おりといたします。

イ

イ

８（契約の要件）⑵イは，適用いたしません。

８（契約の要件）⑵イは，適用いたしません。

旧
ロ

ハ

ニ

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）⑵にかかわらず，18（料金）⑵に定める料金，

新ロ

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）⑵にかかわらず，18（料金）⑵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

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，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。

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。

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

ハ

特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受電

計画差対応電力）⑵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（卸計画差対応電力）⑵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

電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30分ごとに算定される金額といたします。

す。

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）⑵イ(ハ)およびロ(ハ)にかか

電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受電計画差対応電力）⑵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。）

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。

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）⑵イ(ロ)およびロ(ロ)にかかわらず，発電量

この場合，23（発電量調整受電計画差対応電力）⑵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

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（発およびその他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ23（発電量調整受電計画差対応電力）⑵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

電量調整受電計画差対応電力）⑵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

他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ23（発電量調整受

電計画差対応電力）⑵ロ(ロ)に準じて算定したものの合計といたします。

電計画差対応電力）⑵ロ(ロ)に準じて算定したものの合計といたします。

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（給電指令時補ニ

特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）⑵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給電力）⑵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。

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。

旧

ホ

ヘ

新

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）⑵ニにかかわらず，託送供給等約款

指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）⑵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

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）⑵ホの場合で，ノンファに算定される金額といたします。ただし，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，ノンファーム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，38（給電指ーム電源に対して出力の抑制を実施したときの給電指令時補給電力料金単価は，39（給電指令の実施等）⑸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令の実施等）⑸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力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたし限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたし

ます。

ます。

この場合，25（給電指令時補給電力）⑵ロにかかわらず，給電指令時補給電力料金は，特

この場合，26（給電指令時補給電力）⑵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）⑵ロに準じて算定したものの合計といたし給について，それぞれ26（給電指令時補給電力）⑵ロに準じて算定したものの合計といたし

ます。

ます。

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

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

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。

る金額のその１月の合計といたします。

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。

によるものといたします。

(イ) 28（料金の算定期間）(イ) 29（料金の算定期間）(ロ) 32（料金の算定）(ロ) 33（料金の算定）(ハ)33（支払義務の発生および支払期日）(ハ)34（支払義務の発生および支払期日）

旧

ト

新

(ニ)

34（料金その他の支払方法）(ニ)

35（料金その他の支払方法）(ホ)35（保証金）(ホ)

36（保証金）(ヘ)

47（違約金）(ヘ)

48（違約金）(ト)

54（解約等）(ト)

55（解約等）

当社は，30分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは特定送配電事業者とのト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，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

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。

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

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

リ

ヌ

る文書を当社に提出していただきます。

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チ⑹

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

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

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。

計画電力量の見直しを行なっていただきます。

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

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。

きます。

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

ヌ

す。
ル

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。

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

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。

の料金その他の供給条件を適用いたしません。

⑴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⑹⑴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，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（⑸において，契約者が希望される場合を除きま契約者の指定する発電バランシンググループ（⑸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。

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。

旧
イ

新

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）⑵にかかわらず，18（料金）⑵に定める料金おイ

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

ハ

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。

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

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。

負となる場合は零といたします。）といたします。

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

ハ差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるものといたします。

⑺

発電量調整供給に係る料金は，18（料金）⑵にかかわらず，18（料金）⑵に定める料金おインバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調整受電計画
差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるものといたします。

(イ)

28（料金の算定期間）(イ)

29（料金の算定期間）(ロ)

32（料金の算定）(ロ)

33（料金の算定）(ハ)33（支払義務の発生および支払期日）(ハ)34（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）(ニ)

35（料金その他の支払方法）⑴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⑺⑴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

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。）

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。

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

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)

用

次のいずれかに該当する場合に適用いたします。

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(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

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

合

(ロ)

ロ

適

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(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

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

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

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

供給および契約の単位

ロ

供給および契約の単位

旧新
当社は，15（供給および契約の単位）⑴にかかわらず，１発電場所について１系統連系受

当社は，15（供給および契約の単位）⑴にかかわらず，１発電場所につき，１電気方式，
電サービスを適用（当社が特定契約を締結している場合〔発電契約者が発電者との間で電力
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受給に関する契約を締結している場合を除きます。〕を除きます。）し，１電気方式，１引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す。
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

ハ

量

当社は，29（計量）⑴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

当社は，30（計量）⑴にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型等計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器によた記録型等計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記

り，受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量いたします。また，受電地点に取り付けた記

録型等計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等

録型等計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型等計量器で計量された電力量の差し引きにより，30分ごとに，発電バランシンググループごと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）の電力および電力に，電力量を仕訳いたします。この場合，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。

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）⑶ヘは，適用いたしません。

ニ38（託送供給等の実施）⑶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

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。

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。
⑻

計

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

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。
⑻

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。

します。

イ

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

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，

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

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。

ごとに算定いたします。

旧
ロ

ハ

ニ

⑼
4

新

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

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

プに係る発電量調整供給契約等と同一計量する場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，38（託送供給等の実施）⑶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（託送供給等の実施）⑶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。

きます。

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。

ていただきます。

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

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

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。

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。

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。

受電電圧または供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い⑼
4

その他の事項については，発電契約者および発電者の場合に準ずるものといたします。

受電電圧または供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および最大需要電力等は，30（計

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，
量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧または供給電圧と異なった電圧
当分の間，やむをえない場合には，受電電圧または供給電圧と異なった電圧で計量いたします。
で計量いたします。この場合，発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および
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
最大需要電力等は，計量された発電量調整受電電力量，接続供給電力量，最大連系電力等および調整受電電力量，接続供給電力量および最大需要電力等を，受電電圧または供給電圧と同位にす
最大需要電力等を，受電電圧または供給電圧と同位にするために，原則として３パーセントの損るために，原則として３パーセントの損失修正率によって修正したものといたします。
失修正率によって修正したものといたします。
6

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⑴

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6

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⑴

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

調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，31（電力および電力量の算定）⒅イおよび⒆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定）⒅イおよび⒆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）⑵イにかかわらず，発電契約者

画差対応余剰電力量の算定上，31（電力および電力量の算定）⑵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。

電量調整受電電力量とみなします。

旧
⑵

7

新

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⑵

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

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，プごとに定めます。この場合，31（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量された電力量および当該受電地協議により定めた値を，当該受電地点において30分ごとに計量された電力量および当該受電地点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみなします。

点において当社が発電契約者から受電する電気の30分ごとの電力量の計画値とみなします。

損害賠償の免責についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕

7

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

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，発合で，39（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネルギー特別措置法施行規則第14条第８号トにおいて特定契約申込者が補電者が損害（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（損害賠償を求めることができるとされている場合の損害に限ります。）を受けたときは，49（損害賠償の免責）⑴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

償の免責）⑴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

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。

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，賠償のなお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。
9 軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置⑵

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

責めを負いません。
9

軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置⑵

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

旧
イ

19（接続送電サービス）⑷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

新イ

19（接続送電サービス）⑷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８時から午後４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

土曜日の午前８時から午後４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，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８時から午後４時までの時間および再生可能エネルギー発電

軽負荷期における土曜日の午前８時から午後４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

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）⑷

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）⑷にかかわらず，19（接続送電サービス）⑶によって算定された金額から(イ)によって算定されにかかわらず，19（接続送電サービス）⑶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。

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(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）⑷イに準じて算定された金額といた

ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）⑷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）⑷イにいうハのピークシフト電力は，(ハ)のします。この場合，19（接続送電サービス）⑷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。

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(ロ) 負荷移行元時間最大電力

旧

新

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）⑵イによって接続送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）⑵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

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）⑵ニ

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）⑵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）⑵イに準じて値を定めるとき

気の供給分以外の供給分について，19（接続送電サービス）⑵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）⑵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電サービス）⑵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。

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。

(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）⑵イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，

なお，19（接続送電サービス）⑵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

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。

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。

旧新また，19（接続送電サービス）⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，また，19（接続送電サービス）⑵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

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）⑵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

ビス）⑵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

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）⑵ニで原則として需要者の発電設値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）⑵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

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。

す。
当該供給地点の適用の対象とする
供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
最大電力
サービス契約電力適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
サービス契約電力
最大電力

ピークシフト電力 =

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

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

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。

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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。

(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，この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）⑷の取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適なお，それが19（接続送電サービス）⑷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〕⑷によって適用したピークシフト割用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕⑷によって適用したピークシフト割

引額を含みます。）の合計金額をこの取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金

引額を含みます。）の合計金額をこの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。

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。

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。

旧

ロ

新

(ホ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）⑷ニに該当する場合であって(ホ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）⑷ニに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）⑷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も，19（接続送電サービス）⑷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。

しません。

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

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，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）⑶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

19（接続送電サービス）⑶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。

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(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）⑷イに準じて算定された金額といた

ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）⑷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）⑷イにいうハのピークシフト電力は，(ハ)のします。この場合，19（接続送電サービス）⑷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。

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(ロ) 負荷移行元時間最大電力

旧

新

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

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）⑵イによって接続送電サービス契約電力を定めめます。ただし，19（接続送電サービス）⑵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）⑵ニによって接続送電サービス

力の最大値といたします。また，19（接続送電サービス）⑵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

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）⑵イに準じて値を定めるときの負荷移行元時間最大電力

ついて，19（接続送電サービス）⑵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（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）⑵ニで原則と引いた値を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）⑵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。

たものといたします。

(ハ) ピークシフト電力(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。

いたします。

なお，19（接続送電サービス）⑵イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，

なお，19（接続送電サービス）⑵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

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。

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。

旧新また，19（接続送電サービス）⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，また，19（接続送電サービス）⑵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

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）⑵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

ビス）⑵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

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）⑵ニで原則として需要者の発電設値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）⑵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

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。

す。

ピークシフト電力 =適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
サービス契約電力
最大電力

当該供給地点の適用の対象とする－
負荷移行元時間
供給地点の接続送電
最大電力
サービス契約電力

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

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。

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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。

(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，この取扱いの適用をただちに解消いたします。

なお，それがこの取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引

なお，それがこの取扱い適用後１年に満たない場合は，既に適用したピークシフト割引

額の合計金額をこの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

額の合計金額をこの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。

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。

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。

旧
ハ

ニ

附則２（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

新ハ附則２（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２（揚水発電用を受け，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２（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）⑵ロもしくはイ(ハ)または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）⑵ロまたはイ(ハ)もしくはロ(ハ)にかかわらず，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から適用の対象

ロ(ハ)にかかわらず，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から適用の対象とする供給地点の１年間を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引とする供給地点の１年間を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大

いた値を上限として，負荷移行先時間に移行する負荷設備の容量（キロワット），揚水最大

電力等およびその他最大電力等ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当電力等およびその他最大電力等ならびに揚水等損失率等にもとづき，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。

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

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上，ピー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上，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。

クシフト電力を適正なものに変更していただきます。

⑴の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場合の負荷移行元時間最大電力は，イニ⑴の適用を受け，かつ，イまたはロの適用を受ける場合の負荷移行元時間最大電力は，イ(ロ)またはロ(ロ)にかかわらず，(イ)とし，ピークシフト電力は，⑴ハ(ロ)もしくはイ(ハ)またはロ(ハ)(ロ)またはロ(ロ)にかかわらず，(イ)とし，ピークシフト電力は，⑴ハ(ロ)またはイ(ハ)もしくはロ(ハ)にかかわらず，(ロ)といたします。

にかかわらず，(ロ)といたします。

(イ)

負荷移行元時間最大電力(イ)

負荷移行元時間最大電力

旧

新

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

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）⑵イによって接続送電サービス契約電力を定める場合のだし，19（接続送電サービス）⑵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）⑵ニによって接続送電サービス契

最大値といたします。また，19（接続送電サービス）⑵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，⑴イ(イ)または (ロ)の時間帯に，需要者の発電設備を停止またみます。）または，当社が，⑴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）⑵イに準じて値を定めるときの負荷移行元の供給分について，19（接続送電サービス）⑵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

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

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）⑵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サービス）⑵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。

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，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。

(ロ) 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）⑵イによって接続送電サービス契約電力を定める場合は，

なお，19（接続送電サービス）⑵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

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。

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。

旧新また，19（接続送電サービス）⑵ニによって接続送電サービス契約電力を定める場合で，また，19（接続送電サービス）⑵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，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，⑴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⑴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

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）⑵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ービス）⑵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

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）⑵ニで原則として需要者の発電た値の１年を通じての最大値に，19（接続送電サービス）⑵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

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。

す。

適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
サービス契約電力
最大電力

適用の対象とする
当該供給地点のピークシフト電力 = 供給地点の接続送電 － 負荷移行元時間
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

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。

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。

11 給電指令時補給電力料金に係る特別措置

11

給電指令時補給電力料金に係る特別措置

38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込書類を当社が2023年１39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込書類を当社が2023年１月31日までに受領し，当該受電側接続検討を当社が2023年３月31日までに受け付けたノンファー

月31日までに受領し，当該受電側接続検討を当社が2023年３月31日までに受け付けたノンファー

ム電源（ローカル系統の増強に要する工事費負担金を当社が申し受けた発電設備等に限ります。

ム電源（ローカル系統の増強に要する工事費負担金を当社が申し受けた発電設備等に限ります。

以下「みなしファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，25（給電指以下「みなしファーム電源」といいます。）に対して出力の抑制を実施したときは，26（給電指令時補給電力）⑵ニ，30（電力および電力量の算定）⒅ロおよび⒆ロにおいて，当該発電設備等

令時補給電力）⑵ニ，31（電力および電力量の算定）⒅ロおよび⒆ロにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。

をファーム電源として取り扱います。

12 バランシンググループの設定に係る特別措置

12

バランシンググループの設定に係る特別措置

旧
⑵

契約の要件

新
⑵

契約の要件

需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制契約者が特定卸供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）⑶イにかかわらず，次のいずれに給を行なう事業を営むものであるときは，８（契約の要件）⑷イにかかわらず，次のいずれにも該当すること。

も該当すること。

イイ

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。

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。）(イ)(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

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。

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

ハ立し，実施および維持することができること。

⑶

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

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

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。

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

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

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。

こと。

供給および契約の単位
イロ

ハ

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⑶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。

ます。

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。

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。

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所にハ

需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシンググループと同一の需要抑制バランシング

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。

グループを設定していただきます。

旧⑷

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

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〔電力および応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法（31〔電力および電力量の算定〕⒁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電力量の算定〕⒁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。）

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

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。

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。

料金
イ

新

⑷

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

料金
イ

発電量調整受電計画差対応電力
発電バランシンググループにおいて，発電量調整受電計画差対応電力の算定上，23（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ)

適用

発電バランシンググループにおいて，38(給電指令の実施等)⑸または⑹もしくは配電事

発電バランシンググループにおいて，39(給電指令の実施等)⑸もしくは⑹または配電事

業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に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。

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
⒜

⒝

適用範囲

(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⒜

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

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⑸ロの発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生量を含みます。）が，その30分の⑸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。

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。

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

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

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⒞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

補給電力量に⒞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。

額のその１月の合計といたします。

旧
⒞

ｂ

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
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額

条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

とし，当社が30分ごとに設定す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

ｂ

適用範囲

発電量調整受電計画差対応余剰電力⒜

適用範囲

30分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力

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⑸ロの発電量調整受電計画電力量を上回る場合の送量を含みます。）が，その30分の⑸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。

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。

⒝

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

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

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⒞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

余剰電力量に⒞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。

額のその１月の合計といたします。

⒞

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

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発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額

条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

接続対象計画差対応電力
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)⒞

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

⒜

ロ

新

適用

ロ

接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算定上，24（接続対象計
画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ)適用

38(給電指令の実施等)⑷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39(給電指令の実施等)⑷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。

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⒜

適用範囲(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
⒜

適用範囲

旧

⒝

⒞

ｂ

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⑸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す。）が，その30分の⑸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。

給にあてるための電気に適用いたします。

接続対象計画差対応補給電力料金

⒝

⒝

⒞

接続対象計画差対応補給電力料金

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⒞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⒞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。

といたします。

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

接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にも接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，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。

当社が30分ごとに設定するものといたします。

接続対象計画差対応余剰電力
⒜

ハ

新

ｂ

適用範囲

接続対象計画差対応余剰電力⒜

適用範囲

30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みま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⑸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す。）が，その30分の⑸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。

いて，当社が購入する電気に適用いたします。

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

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⒞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⒞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。

といたします。

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

接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にも接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，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。

当社が30分ごとに設定するものといたします。

需要抑制量調整受電計画差対応電力
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。

ハ

需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画差対応電力の算定上，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。

旧
(イ)

適用

新
(イ)

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
⒜

⒝

⒞

ｂ

⒝

⒞

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

適用範囲

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力⒜

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

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⑸ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を下受電電力量を含みます。）が，その30分の⑸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。

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。

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

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

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⒞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画差対応補給電力量に⒞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。

てえられる金額のその１月の合計といたします。

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価⒞

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

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則

第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力
⒜

適用

適用範囲

ｂ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力⒜

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

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⑸ヘの需要抑制量調整受電計画電力量を上

受電電力量を含みます。）が，その30分の⑸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。

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。

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

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

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⒞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画差対応余剰電力量に⒞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。

てえられる金額のその１月の合計といたします。

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

旧ニ

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

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則

第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた第27条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。

給電指令時補給電力
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)
ａ

ｂ

新

契約者に係る給電指令時補給電力料金
適用範囲ニ

給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，26（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(イ)ａ39（給電指令の実施等）⑷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。

たします。

給電指令時補給電力料金ｂ

給電指令時補給電力量

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は，給電指令等の間，⑸ヌにより30分ごとに算定された値とい

たします。
ｄ

給電指令時補給電力料金単価

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきイン

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきイン

バランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ご

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。

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

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，⑸ヌにより30分ごとに算定された値といたします。
給電指令時補給電力料金単価

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。

ｄ

適用範囲

38（給電指令の実施等）⑷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

ｃ

契約者に係る給電指令時補給電力料金

適用範囲(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）⑸または⑹もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者

39（給電指令の実施等）⑸もしくは⑹または配電事業者の約款にもとづき配電事業者

が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施するこ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。

ンシンググループに適用いたします。

旧
ｂ

新

給電指令時補給電力料金ｂ

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

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。

給電指令時補給電力量ｃ

給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，⑸チにより30分ごとに算定された値とい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，⑸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

たします。

給電指令時補給電力料金単価ｄ

給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきイン

給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第27条にもとづきイン
バランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ご
バランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。ただし，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，ノン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）⑵ホの場合で，ノン
ファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出ファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑸により補給される電気を使用さ力の抑制を実施したときは，38（給電指令の実施等）⑸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れているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における30分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものと価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受けるものとして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額をして当社の供給区域において売買取引を行なうものに限ります。）に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が30分ごとに設定するものといたします。また，当社もしくは配加えた金額とし，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。）であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時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
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。
す。
⑸

電力および電力量の算定
イ

発電量調整受電計画電力⑸

電力および電力量の算定
イ

発電量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）⑶にかかわらず，ロの発電量発電量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）⑶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

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

旧

ハ

新

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）⑷ロにかかわらず，受電地発電量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）⑷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，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10（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

別表10（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７（発電量調整受電計画電力量，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７（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）⑴のとおりとい

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）⑴のとおりとい

たします。

たします。

接続対象計画電力

ハ

接続対象計画電力は，30（電力および電力量の算定）⑾にかかわらず，ニの接続対象計画

接続対象計画電力は，31（電力および電力量の算定）⑾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。
ニホ

接続対象計画電力量

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）⑿にかかわらず，30分ごとの接続

接続対象計画電力量は，31（電力および電力量の算定）⑿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

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９（需要計画・調達計画・販売

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９（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７（発電量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７（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）⑵のとおりといたします。

扱い）⑵のとおりといたします。

需要抑制量調整受電計画電力

ホ

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）⒂にかかわらず，ヘの需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
需要抑制量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）⒂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

接続対象計画電力

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

旧

新

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）⒃にかかわらず，当社

需要抑制量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）⒃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，

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11（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

別表11（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７（発電量調整受電計画電力量，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７（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）⑶のとおりとい

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）⑶のとおりとい

たします。

たします。

ト

ベースライント

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）⒄にかかわらず，需要抑制量調整供給にベースラインは，31（電力および電力量の算定）⒄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

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〕⑴イまたはロの場合は１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〕⑴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。

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

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）⒅ロにかかわら発電量調整受電計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）⒅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。

いたします。

(イ)(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。

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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

旧

(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

新(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

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

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。

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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
ａ

ｂ

ｃ

ｄ

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発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
ａ

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実施した場合38（給電指令の実施等）⑵イの場合で，原則として30分ごとの実需給の開始時刻の１ｂ39（給電指令の実施等）⑵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

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。

に定めるＮ－１電制を含みます。）を実施したとき。

38（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業ｃ

39（給電指令の実施等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等（配電事業者の約款に定める発電量調整供給に係る発電設備等を含みます。）に対して出力の抑制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。

を実施したとき。

38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるフｄ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)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

39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるフ
ァーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したとき。

(ハ)次の場合で，当社または配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調整受

電計画差対応補給電力量の算定上，当該発電設備等の30分ごとの発電量調整受電計画電力

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

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。

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。

旧ａ

当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電

新ａ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑指令等および39（給電指令の実施等）⑵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制を実施した場合⒜⒜

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）⑵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指令の実施等）⑵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

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）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

電指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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電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（給電発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵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指令の実施等）⑵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

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）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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）⑵ホによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵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

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）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実す。）とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式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。

により算定された値といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

旧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

新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）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令

みます。）に対して，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合実施した場合⒜⒜

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）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

電指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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電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（給電発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みま

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）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実す。）とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式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。

により算定された値といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘによる出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

旧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

新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

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）⑵ヘの場合の給電指令等および38（給電結する設備に対して，39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合指令の実施等）⑵トの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合

⒜

⒜

⒝

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（給電発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

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⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みま

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）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電す。）とし，39（給電指令の実施等）⑵トによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された

指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。

値といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 －⑵ヘによる出力－
受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

旧ｄ

当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および38（給新ｄ

電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合

電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合

⒜

⒜

⒝

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（給電発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵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（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量

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⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みま

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）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電す。）とし，39（給電指令の実施等）⑵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

指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。

値といたします。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘ による出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｅ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給当社または配電事業者が38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘ による出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量ｅ

当社または配電事業者が39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）

指令等，39（給電指令の実施等）⑵ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合⑵ヘの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合

旧⒜

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（給電新⒜

指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給および38（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合

電指令時補給および39（給電指令の実施等）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

の給電指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
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電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（給電発電量調整受電計画差
発電量調整
発電量調整受電＝－
対応補給電力量
受電電力量
計画電力量
⒝

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，38（給電指令の実施等）

制に係る電力量を含みます。）と一致または上回り，かつ，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事業を含みます。）に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値を下回る場合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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給

39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）⑵ヘによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みま

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）⑵ホによって出力の抑制を実施した場合の給電す。）とし，39（給電指令の実施等）⑵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

指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）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施し値とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたし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。

ます。

発電量調整受電
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘ による出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
発電量調整
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ヘ による出力 －受電電力量
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

旧
⒞

リ

新

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⒞

発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）に38（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電制に係る電力量を含みます。）に39（給電指令の実施等）⑵ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値

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と一致または上回る場合

38（給電指令の実施等）⑵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

39（給電指令の実施等）⑵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）⑵ホによるに係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵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

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）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電す。）とし，39（給電指令の実施等）⑵ヘによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）

指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量⑵ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力のを含みます。）とし，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハまたはトによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量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。

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
発 電 量 調 整 38（給電指令の実施等）
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホ による出 力
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

発電量調整受電
発 電 量 調 整 39（給電指令の実施等）
計 画 差 対 応 ＝ 受 電 計 画 － ⑵ホ による出力
補 給 電 力 量
電 力 量 抑制対象電力量

38（給電指令の実施等）
発電量調整－ ⑵ヘ による出力 －抑制対象電力量 受電電力量

39（給電指令の実施等）
発電量調整－ ⑵ヘによる出力 －抑制対象電力量 受電電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量リ

発電量調整受電計画差対応余剰電力量

旧

新

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）⒆ロにかかわら発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）⒆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

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）

実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，39（給電指令の実施等）⑵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⑵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。）

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，39（給電指令の実施

等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社も等）⑵ホの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは38（給電指令の実施等）⑵ヘの場

しくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときまたは39（給電指令の実施等）⑵ヘの場

合で，ファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）に対して出力合で，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

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。

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発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
電力量
ヌ

接続対象計画差対応補給電力量

発電量調整受電計画差発電量調整受電発電量調整受電＝－対応余剰電力量
計画電力量
電力量
ヌ

接続対象計画差対応補給電力量

旧

新

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）⒇にかかわらず，30分

接続対象計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）⒇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）⑻にかかわらず，負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⑻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，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ル

接続対象計画差対応余剰電力量

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ル

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

接続対象計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。）がその30分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）⑻にかかわらず，負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⑻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，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ヲ

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

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
ヲ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量

旧

新

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

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，31（電力および電力量の算定）(22)にかかわ

らず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受らず，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，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

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）⒁イま業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⒁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

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

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。

制量調整受電電力量とみなします。

需要抑制量調整
需要抑制量調整受電計画差
需要抑制量調整＝－
受電電力量
対応補給電力量
受電計画電力量

需要抑制量調整
需要抑制量調整受電計画差
需要抑制量調整＝－
受電電力量
対応補給電力量
受電計画電力量

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（電力および電ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として31（電力および電力量の算定）⒁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の算定）⒁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

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

量が零となるときは，次のとおりといたします。

量が零となるときは，次のとおりといたします。

需要抑制量調整 需要抑制量
接続供給電力量－ ベースライン
受電計画差対応 ＝ 調 整 受 電 +１－損失率（31〔損失率〕に
補給電力量
計画電力量
定める損失率といたします｡）
ワ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量

需要抑制量調整 需要抑制量
接続供給電力量－ ベースライン
受電計画差対応 ＝ 調 整 受 電 +１－損失率（32〔損失率〕に
補給電力量
計画電力量
定める損失率といたします｡）
ワ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量

旧

新

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

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(23)にかかわ

らず，30分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受らず，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，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

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）⒁ロに業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）⒁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

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。

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
需要抑制量調整
需要抑制量調整＝－対応余剰電力量
受電計画電力量
受電電力量
⑺

解約等

需要抑制量調整受電計画差
需要抑制量調整
需要抑制量調整－＝対応余剰電力量
受電計画電力量
受電電力量
⑺

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，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）に定め発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，40（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応る適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，54（解約等）⑴ハ(イ)，(ロ)，(ハ)または(ニ)にかかわらず，接続供給契じていただけないときには，55（解約等）⑴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

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。

ます。

イ

イ

託送供給の場合は，８（契約の要件）⑴を，発電量調整供給の場合は，８（契約の要件）⑵

託送供給の場合は，８（契約の要件）⑴を，発電量調整供給の場合は，８（契約の要件）⑵を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）⑶ロ，ハ，ニもしくはホまたは⑵を欠を，需要抑制量調整供給の場合は，８（契約の要件）⑷ロ，ハ，ニもしくはホまたは⑵を欠くに至った場合くに至った場合

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ロ含みます。）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

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。

き。

旧
ニ

⑻

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。

しい差が生じるとき。

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

新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⑻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３（発電量調整

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３（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〕）⑴にかかわらず，原則とし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〕）⑴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

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。

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

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

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，ープ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が2016年４月１日以降に締結され，かつ，バイオマス発電設備であって化石燃料を混焼するもの〔再生可能エネルギー特別措置

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

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。

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３（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生(イ)

発電量調整供給に係る料金は，附則３（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〕）⑸ロにかかわらず，18（料金）⑵に定める料金，(ロ)により算可能エネルギー発電設備〕）⑸ロにかかわらず，18（料金）⑵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

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。

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。

旧(ロ)

インバランスリスク料は，附則３（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能新(ロ)インバランスリスク料は，附則３（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〕）⑸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

エネルギー発電設備〕）⑸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

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

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。

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３（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(ハ)

当社は，附則３（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〕）⑸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，配電事業者備〕）⑸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

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

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。

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

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。

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。

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(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

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。

画電力量の見直しを行なっていただきます。

旧
ハ

⑼

13

新

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３（発電量調整供給契約に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３（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〕）⑹ロにかかわらず，特例発電バランシン

ついての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）⑹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

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。

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。

給電指令時補給電力料金に係る特別措置⑼

給電指令時補給電力料金に係る特別措置

38（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，みなしファーム電源（配電事業者の約款に定めるみ39（給電指令の実施等）⑵ヘの場合で，みなしファーム電源（配電事業者の約款に定めるみなしファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，⑷ニ(ロ)ｄ，⑸チおよなしファーム電源を含みます。）に対して出力の抑制を実施したときは，⑷ニ(ロ)ｄ，⑸チおよび⑸リにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。

び⑸リにおいて，当該発電設備等をファーム電源として取り扱います。

近接性評価割引額の算定についての特別措置⑴

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）⑵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）⑵ロ(イ)の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価割引単価の区分ごとの電力量とみなします。

ロ

契約者が，附則12（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）⑵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12（バランシンググループの設定に係る特別措置）⑸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。

旧
ハ

新

契約者が，配電事業者の約款に定める発電契約者（附則12〔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）⑵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）⑵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。

⑵

契約者が，附則12（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）⑵ロ(ロ)および(ハ)の接続対象計画電力量は，附則12（バランシンググループの設定に係る特別措置）⑸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）⑵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。

14 Ｎ－１電制の実施についての特別措置⑴

当社は，38（給電指令の実施等）⑵イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって

13

Ｎ－１電制の実施についての特別措置⑴

当社は，39（給電指令の実施等）⑵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）⑽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は，39（給電指令の実施等）⑾にかかわらず，Ｎ－１電制時調達不足電力量の調達に要した費用の実費相当額から，30分ごとのＮ－１電制時調達不足電力量に再生可能エネルギー特別措置用の実費相当額から，30分ごとのＮ－１電制時調達不足電力量に再生可能エネルギー特別措置法施行規則第13条の３の４に定める回避可能費用単価（以下「回避可能費用単価」といいます。）

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。

ます。

旧
⑵

新

当社は，38（給電指令の実施等）⑵イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって⑵

当社は，39（給電指令の実施等）⑵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）⑽にかかわらず，Ｎ－１電制時調達不足－１電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑾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

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

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－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

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。

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。

⑶

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

当社は，38（給電指令の実施等）⑵イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって⑶

当社は，39（給電指令の実施等）⑵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

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（給電指令のー電気を供給する事業に係る発電設備に対してＮ－１電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）⑽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，実施等）⑾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

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－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施されなかったとしたときにその発電設備がＮ－１電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める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。

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。
14

系統連系受電サービス等についての特別措置⑴

発電場所が，次のいずれかに該当する場合，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電
電力は，22（系統連系受電サービス）⑵ロおよびハならびに41（契約超過金）⑵ロおよびハに準じて定めます。

旧

新
なお，系統連系受電課金対象電力および契約超過受電電力の算定上，次に定める比を，22（系
統連系受電サービス）⑵ロおよび41（契約超過金）⑵ロに定める契約受電電力の比とみなしま
す。
また，発電場所がイ(ハ)に該当する場合，22（系統連系受電サービス）⑶イの基本料金および
22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ハ)の系統設備効率化割引額の算定上，まったく発電または放電しない場合とは，１月においてイ(ハ)における当社が無償で受電している電気以外の電気をまったく発電または放電しない場合をいいます。
イ

発電設備が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合(イ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の特定契約が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電電力と発電者と当社との間の特定契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ロ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約および発電者と当社との間の一時調達契約が締結されている場合
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電電力と発電者と当社との間の一時調達契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比(ハ)

発電契約者と発電者との間の電力受給に関する契約が締結され，かつ，当該発電場所が発電量調整供給契約に属さないこととなった場合または発電者と当社との間の特定契約が消滅した場合で，接続された電気を当社が無償で受電しているとき。
発電契約者と当社との間の発電量調整供給契約に定める契約受電電力と発電量調整供給
契約に属さないこととなった場合の直前の当該発電量調整供給契約に定める契約受電電力
または発電者と当社との間の特定契約が消滅した場合の直前の当該契約に係る電力受給に関する契約に定める契約受電電力の比
ロイ(イ)，(ロ)または(ハ)に該当する場合で，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備のとき。

旧新当該バイオマス発電設備の再生可能エネルギー特別措置法施行規則第４条の２第２項第９号イに定めるバイオマス比率（以下「認定バイオマス比率」といいます。）
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更後の認定バイオマス比率を
発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則３（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〕）⑻イに定める当該バイオマス発電設備のバイオマス比率等を基準として，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた
比率といたします。
⑵⑴の場合で，特定契約または一時調達契約に係る電力受給に関する契約における金銭債務が当該契約における金銭債務の支払期日を経過してなお支払われず，当該契約を解約したときは，受電地点において同一計量する発電量調整供給に係る発電契約者または発電者からの申出がない場合であっても，系統連系受電契約は消滅するものとし，また，すべての発電契約者の発電量調整供給契約を変更していただくものといたします。
なお，この場合には，当社は，その旨を発電契約者または発電者に通知いたします。

旧新また，発電契約者と同一の者である発電者の場合は，当該発電契約者との発電量調整供給契
約は変更され，または消滅するものといたします。
⑶

発電場所における発電出力（発電設備等の定格発電出力〔太陽光発電設備の場合は，太陽電池の合計出力とパワーコンディショナーの出力のいずれか小さい方の出力とし，パワーコンディショナーを複数台設置している場合は，各系列における太陽電池の合計出力とパワーコンディショナーの出力のいずれか小さい方の出力を合計した値といたします。〕をいいます。また，複数の発電設備等を使用する発電場所の場合は，当該複数の発電設備等の定格発電出力の合計
値といたします。）または同時最大受電電力が10キロワット未満（発電場所が，⑴イ(ハ)またはロ〔⑴イ(ハ)に該当する場合に限ります。〕に該当する場合は，当社が無償で受電している電気以外の電気を発電または放電している発電設備等に係る発電出力または同時最大受電電力が10キロ
ワット未満のときといたします。）の場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10未満のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記録型等計量器により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大値が10キロワット未満のとき。
22（系統連系受電サービス）⑶に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）⑵に定める契約超過金は申し受けません。

ロ

低圧で受電する場合で，その１月の受電地点で計量された30分ごとの発電量調整受電電力量の最大値を２倍した値が10以上のとき，または高圧もしくは特別高圧で受電する場合で，その１月の受電地点で記録型等計量器により計量された30分ごとの連系電力（最小位までといたします。）の最大値が10キロワット以上のとき。
(イ)

22（系統連系受電サービス）⑵イまたはロにおける系統連系受電課金対象電力の算定上，10キロワットを同時最大受電電力とみなします。
(ロ)

発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合または発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力が10キロワット未満の場合は，次のとおりといたします。

旧

新
ａ

41（契約超過金）⑵イ(イ)またはロ(イ)における契約超過受電電力の算定上，10キロワッ
トを同時最大受電電力とみなします。

ｂ41（契約超過金）⑵イ(ロ)またはロ(ロ)における契約超過受電電力の算定上，10キロワッ
トを接続送電サービス契約電力とみなします。

⑷

契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備または再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係
る発電設備において，イに定める適用範囲に該当する場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ

適用範囲
原則として，2024年３月31日までに再生可能エネルギー特別措置法第９条第４項に定める認定を受け，または，再生可能エネルギー特別措置法第７条にもとづいて落札された発電設備に適用いたします。

ロ

系統連系受電サービス料金等
22（系統連系受電サービス）⑶に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）⑵に定める契約超過金は申し受けません。
なお，発電場所において，イ以外の発電設備等（当社が特定契約を締結する発電設備を除きます。）が混在する場合またはイの発電設備が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合は，(イ)，(ロ)または(ハ)により，イ以外の部分に係る系統連系受電課金対象電力，系統連系
受電サービスに係る発電量調整受電電力量または契約超過受電電力を定め，系統連系受電サービス料金および契約超過金を申し受けます。
(イ) 系統連系受電課金対象電力

旧

新
ａ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を発電出力等の比であん分してえた
値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を発電出力等の比であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，あん分に必要となる発電出力は，契約者または発電契約者から当社へ通知していただきます。

ｂ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合
系統連系受電課金対象電力は，同時最大受電電力を認定バイオマス比率であん分してえた値から，発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を認定
バイオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合の系統連系受電課金対象電力は，零といたします。
なお，認定バイオマス比率は，発電量調整供給契約の申込みに際して契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
また，認定バイオマス比率を変更する場合は，すみやかに変更後の認定バイオマス比率を契約者または発電契約者から当社に通知していただきます。
ただし，認定バイオマス比率を用いることが困難な場合は，附則３（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〕）⑻イに定める当該バイオマ
ス発電設備のバイオマス比率等を基準として，契約者，発電契約者または発電者と当社との協議によって定めた比率といたします。

(ロ) 発電量調整受電電力量ａ

イの発電設備が，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備の場合
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）⑴ただし書または附則３(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〕)⑺ハもしくは⑻イに準じて算定いたします。

ｂ

イの発電設備が，再生可能エネルギー特別措置法第２条の２第１項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備の場合

旧

新
イ以外の発電設備等に係る発電量調整受電電力量について，30（計量）⑴ただし書または附則３（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〕)⑺ハに準じて算定いたします。ただし，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合
は，発電量調整受電電力量から発電量調整受電電力量に当該バイオマス発電設備のバイ
オマス比率を乗じてえた値を差し引いた値にもとづき，算定いたします。
なお，バイオマス比率は，算定後すみやかに発電契約者または発電者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を発電契約者または発電者から提出していただきます。
(ハ) 契約超過受電電力
ａ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備以外の場合⒜

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

⒝

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

ｂ

イの発電設備が，化石燃料を混焼するバイオマス発電設備の場合⒜

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契約電力を上回る場合または発電設備等に係る供給地点において電灯定額接続送電サービスが適用されている場合旧

新
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイオマス比率であん分してえた値から同時最大受電電力を認定バイオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。
⒝

同時最大受電電力が発電設備等に係る供給地点の接続送電サービス契約電力を下回る場合
契約超過受電電力は，その１月の最大連系電力等を認定バイオマス比率であん分してえた値から発電設備等に係る供給地点のその１月の接続送電サービス契約電力を認
定バイオマス比率であん分してえた値を差し引いた値といたします。ただし，差し引いた値が零を下回る場合は，契約超過金を申し受けません。

⑸

揚水発電設備等が設置された受電地点において，揚水発電設備等により発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場合，当該発電量調整供給に係る電気の電力量については，22（系
統連系受電サービス）⑶ロに定める電力量料金を申し受けません。ただし，発電設備（当社が特定契約を締結する発電設備を除きます。）に揚水発電設備等が併設されている場合は，次のとおりといたします。
イ

発電設備が⑷イに定める適用範囲に該当する場合
22（系統連系受電サービス）⑶に定める系統連系受電サービス料金および41（契約超過金）⑵に定める契約超過金を申し受けません。

ロ

発電設備が⑷イに定める適用範囲に該当しない場合
発電契約者または発電者と当社との協議によりあらかじめ定めた方法によって系統連系受電サービスに係る発電量調整受電電力量を算定し，22（系統連系受電サービス）⑶ロに定める電力量料金を申し受けます。

⑹

発電設備等に係る供給地点において最終保障供給約款にもとづく電気の需給契約（以下「当社との電気の需給契約」といいます。）を締結している場合は，次のとおりといたします。
イ

18（料金）⑶ロにおいて，当社との電気の需給契約における料金の支払義務発生日を供給
側料金算定日とみなします。

旧

新
ロ

22（系統連系受電サービス）⑵における系統連系受電課金対象電力または41（契約超過金）⑵における契約超過受電電力の算定上，当社との電気の需給契約における契約電力を接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力とみなします。

ハ39（給電指令の実施等）⑺において，当社との電気の需給契約を結んだ者を需要者とみなします。

ニ53（契約の廃止）⑷または55（解約等）⑸において，当社との電気の需給契約を接続供給契約とみなします。

⑺

2024年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，イに定める近接性評価地域に立地している発電場所における系統設備効率化割引単価は，別表２（系統設備効率化割引の対象変電所等）⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間，ロまたはハといたします。
イ

近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。

旧新
都 道 府 県

ロ

市

町

村

大

阪

府

岸和田市，豊中市，池田市，吹田市，泉大津市，高槻市，貝塚市，守口市，枚方市，茨木市，泉佐野市，富田林市，寝屋川市，大東市，和泉市，箕面市，門真市，摂津市，泉南市，四條畷市，交野市，阪南市，島本町，忠岡町，熊取町，田尻町

兵

庫

県

尼崎市，伊丹市

京都府

京 都 市， 宇治市 ，城陽市 ，向日市 ， 長岡京市 ，八幡市，京田辺市，大山崎町，久御山町，精華町

奈

良

県

奈良市，大和高田市，大和郡山市，天理市，橿原市，生駒市，香芝市，葛城市，三郷町，斑鳩町，安堵町，川西町，三宅町，田原本町，上牧町，王寺町，広陵
町，河合町

滋

賀

県

草津市，守山市，栗東市，野洲市，湖南市，竜王町，
愛荘町，豊郷町，甲良町

受電電圧が標準電圧6,000ボルト以下の場合の系統設備効率化割引単価
22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化割引単価が，22（系
統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２およびＢ－２を適用した場合に算定される系
統設備効率化割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２およびＢ－
２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価といたします。

ハ

受電電圧が標準電圧6,000ボルトをこえる場合の系統設備効率化割引単価
22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)によって算定された系統設備効率化割引単価が，22（系
統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２を適用した場合に算定される系統設備効率化
割引単価を下回る場合の系統設備効率化割引単価は，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)にかかわらず，22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の割引区分Ａ－２を適用した場合に算定される系統設備効率化割引単価といたします。

旧

新
15

2025年３月31日までの給電指令の実施等についての特別措置
この約款実施の日から2025年３月31日までの期間における需要者の電気の使用または21（予備
送電サービス）の使用を制限または中止した場合の料金については，39（給電指令の実施等）⑼または⑽にかかわらず，次のとおりといたします。
⑴

当社は，39（給電指令の実施等）⑵イ，ロ，ハ，トまたは⑶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19（接続送電サービス）または20（臨時接続送電サービス）の基本料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金
といたします。）といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といたしま
す。
(ロ)

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

(ハ)

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

たします。
ロ

高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サービス契約電力が500キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合
(イ)

割引の対象

旧

新
当該供給地点の力率割引または割増し後の19（接続送電サービス）または20（臨時接続送電サービス）の基本料金といたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される１月の金額といた
します。
(ロ)

割引率
１月中の制限し，または中止した延べ時間数１時間ごとに0.2パーセントといたします。
(ハ)制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，１回10分以上の制限または中止の延べ時間とし，１時間未満の端数を生じた場合は，30分以上は切り上げ，30分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式によ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（需要者の平常操業時の接続供給電力量の実績等にもとづき算定される推定
接続供給電力量といたします。）

Ｂ＝

制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量

旧

新
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。

⑵⑴による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に３日前までにお知らせして行なう制限または中止は，１月につき１日を限って計算に入れません。この場合の１月につき１日とは，１暦月の１暦日における１回の工事による制限または中止の時間といたします。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に３日前までにお知らせしたことをもって契約者に３日前までにお知らせしたものとみなします。

⑶

21（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，⑴および⑵に準じて割引を行ない料金を算定いたします。

16

料金についての切替措置
2024年４月１日を含む料金の算定期間の料金の算定にあたっては，当社は，33（料金の算定）に準じて日割計算を行ない，料金を算定いたします。
なお，接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の電力量料金は，料金の算定期間における2024年４月１日の前後それぞれの期間の接続供給電力量により算定いたします。

旧

新

別

表

2近接性評価地域および近接性評価割引額の算定⑴

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

市

町

村

大

阪

府

岸和田市，豊中市，池田市，吹田市，泉大津市，高槻市，貝塚市，守口市，枚方市，茨木市，泉佐野市，富田林市，寝屋川市，大東市，和泉市，箕面市，門真市，摂津市，泉南市，四條畷市，交野市，阪南市，島本町，忠岡町，熊取町，田尻町

兵

庫

県

尼崎市，伊丹市

京都

府

京都市，宇治市，城陽市，向日市，長岡京市，八幡市，京田辺市，大山崎町，久御山町，精華町
奈良市，大和高田市，大和郡山市，天理市，橿原市，生駒市，香芝市，葛城市，三郷町，斑鳩町，安堵町，川西町，三宅町，田原本町，上牧町，王寺町，広陵町，
河合町

奈

良

県

滋

賀

県

草津市，守山市，栗東市，野洲市，湖南市，竜王町，愛荘町，豊郷町，甲良町

なお，2016年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，次の地域（以下「旧近接性評価地域」といいます。）に立地し，かつ，受電電圧が標準電圧6,000ボル
ト以上の発電場所については，当分の間，近接性評価対象地域に含めるものといたします。

別

表

旧

市

都道府県

新

町

村

大 阪 府

大阪市，堺市，八尾市，河内長野市，松原市，柏原市，羽曳野市，高石市，藤井寺市，東大阪市，
大阪狭山市

兵 庫 県

神戸市，明石市，西宮市，芦屋市，宝塚市，川西市

また，近接性評価地域および近接性評価割引単価については，原則として，国において検討を実施している系統に係る費用の一部を発電者から回収する制度における割引地域設定等にともない見直しを行なうものといたします。
⑵

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。
１キロワッ
ト時につき

受電電圧が標準電圧
6,000ボルト以下の場合

72銭

受電電圧が標準電圧
6,000 ボ ル ト を こ え
140,000ボルト以下の場
合42銭

受電電圧が標準電圧
140,000ボルトをこえる
場合

21銭

ただし，2016年３月31日までに接続供給に係る電気を発電または放電する発電場所で，旧近接性評価地域に立地し，かつ，受電電圧が標準電圧6,000ボルト以上の発電場所に係る近接性評価割引単価は，受電電圧が標準電圧140,000ボルトをこえる場合の単価を適用いたし
ます。

旧

ロ

近接性評価割引電力量(イ)

近接性評価割引電力量は，次のａおよびｂにもとづき算定した発電バランシンググルー
プごとの電力量を30分ごとに合計したものとし，近接性評価割引単価の区分ごとに算定いたします。
ａ

発電バランシンググループごとの電力量は，30分ごとに次の算式により算定いたしま
す。
当該発電バランシンググループに係る発電契約者から調達する
当社が近接性評価対象発電設 備 か ら 受 電 し た 近 接 性 × 電力量の計画値
評価割引単価の区分ごとの
当該発電バランシンググループ
電力量に係る発電契約者が販売する電力量の計画値の合計値

ｂ

発電バランシンググループの発電量調整受電電力量が，当該発電バランシンググルー
プの発電量調整受電計画電力量を上回る場合，当該発電バランシンググループに係るａの電力量の算定上，その30分の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価
割引単価の区分ごとの電力量は，次の算式により算定された値といたします。
当該発電バランシンググループ
当社が近接性評価対象発電の発電量調整受電計画電力量
設 備 か ら 受 電し た 近接 性×
評価割引単価の区分ごとの
当該発電バランシンググループ
電力量の実績値
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。

新

旧

新

接続対象計画電力量(イ)によって近接性評価割引電力量×として算定された値
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，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。
接続対象電力量(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
接続対象計画電力量

ハ

近接性評価割引額
近接性評価割引額は，近接性評価割引単価の区分ごとに30分ごとの近接性評価割引電力量のその１月（毎月１日から当該月の末日までといたします。）の合計値にイに定める単価を適用して算定された金額の合計といたします。

2系統設備効率化割引の対象変電所等⑴

系統設備効率化割引の対象変電所等
次の変電所等を系統設備効率化割引の対象変電所等といたします。

旧

新

割引区分

割引対象変電所等

Ａ－１

信貴変電所

Ａ－２

西京都変電所，南京都変電所，新生駒変電所，紀の川変電所，金剛変電所，御坊変電所，淀川変電所，東大阪変電所，下穂積変電所，湖南変電所，洛南変電所，
枚方変電所，新寝屋川変電所，南河内変電所，
南大阪変電所，北葛城変電所，喜撰山開閉所，
東大和開閉所，東近江開閉所，紀北変換所，鳴門変電所（四国電力送配電株式会社）

Ａ－３

北摂変電所，猪名川変電所，新綾部変電所，嶺南変電所，
能勢変電所，奥多々良木変電所，伊丹変電所，北大阪変電所，
東播変電所，西神戸変電所，北豊中変電所，小曽根変電所，
湖東変電所，西大阪変電所，甲賀変電所，栗東変電所，
泉南変電所，泉北変電所，海南港変電所，多奈川変電所，
西淡変電所，京北開閉所，山崎開閉所，大河内開閉所

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ－１

有馬変電所，城見変電所，松ケ丘変電所，真上町変電所，
阿武野変電所，水無瀬変電所，富田変電所，上牧変電所，
高槻変電所，芥川変電所，東天川変電所，西天川変電所，
五百住変電所，如是変電所，茨木変電所，春日変電所，
下穂積変電所，南茨木変電所，山田変電所，千里丘変電所，小野原変電所，西宿変電所，上新田変電所，稲変電所，
桜ケ丘変電所，渋谷変電所，箕面変電所，石橋変電所，
刀根山変電所，北豊中変電所，池田変電所，熊野変電所，長興寺変電所，佐井寺変電所，岸部変電所，山手町変電所，西千里変電所，楠葉変電所，招提変電所，牧野変電所，
田口変電所，長尾変電所，長尾元町変電所，津田変電所，中宮変電所，洞ヶ峠変電所，郡津東変電所，禁野変電所，
南枚方変電所，中振変電所，茄子作変電所，唐崎変電所，
光善寺変電所，目垣変電所，真砂変電所，沢良宜変電所，
鳥飼変電所，正雀変電所，味生変電所，香里変電所，
三井変電所，豊野変電所，下池田変電所，平池変電所，
交野変電所，星田変電所，寝屋川変電所，四条畷変電所，
砂変電所，神田変電所，大庭変電所，大和田変電所，
藤田変電所，浜町変電所，八雲変電所，守口変電所，
速見変電所，寺方変電所，旭東変電所，島頭変電所，北島橋変電所，茨田変電所，茨田浜変電所，末広変電所，
瑞光変電所，小松変電所，吹田変電所，野崎変電所，
大東変電所，中垣内変電所，豊里町変電所，豊津変電所，
浜変電所，南金田変電所，豊南変電所，西三国変電所，
淡路町変電所，東淀川変電所，木川変電所，三国変電所，
服部変電所，庄内変電所，三津屋変電所，十三変電所，
長柄変電所，西扇町変電所，北野変電所，大仁変電所，
福島変電所，曽根崎変電所，扇町変電所，空心町変電所，天満橋変電所，北浜変電所，船場変電所，久宝寺変電所，
亀甲町変電所，大開町変電所，備後町変電所，農人橋変電所，赤川変電所，生江町変電所，森小路変電所，
関目変電所，放出変電所，都島変電所，野江変電所，
新喜島変電所，中本変電所，今津町変電所，御幣島変電所，
姫島変電所，福変電所，新大岩変電所，加納変電所，鴻池変電所，石切変電所，下島変電所，枚岡変電所，
桜町変電所，三宅変電所，田井城変電所，藤井寺変電所，
道明寺変電所，中村変電所，津久野変電所，深井変電所，
西浦変電所，福田変電所，八田変電所，北野田変電所，
高石変電所，喜志変電所，信太変電所，深阪変電所，
菱木変電所，新狭山変電所，府中変電所，黒鳥変電所，
光明池変電所，富田林変電所，泉ヶ丘変電所，錦織変電所，汐ノ宮変電所，滝谷変電所，唐国変電所，岸和田変電所，
田治米変電所，栂変電所，蛸地蔵変電所，長野変電所，三日市変電所，桂変電所，上里変電所，長岡変電所，
大山崎変電所，久我変電所，双ケ岡変電所，嵯峨変電所，
太秦変電所，西院変電所，太子道変電所，朱雀野変電所，白梅町変電所，北衣手変電所，堀川変電所，島原変電所，

割引区分

Ｂ－１

Ｂ－２

割引対象変電所等
西京極変電所，東寺変電所，大仏変電所，三条変電所，
下京変電所，吉祥院変電所，七条変電所，向日町変電所，
神足変電所，醍醐変電所，山科変電所，西山科変電所，
大塚変電所，新山科変電所，木津変電所，多田変電所，
川西変電所，中山寺変電所，山本変電所，久代変電所，
宝塚変電所，安倉変電所，仁川変電所，昆陽変電所，
千僧変電所，東伊丹変電所，稲野変電所，椎堂変電所，
塚口変電所，神崎変電所，潮江変電所，杭瀬変電所，
名神町変電所，立花変電所，尼崎変電所，前浜変電所，
北鳴尾変電所，北立花変電所，武庫変電所，甲東園変電所，
広田変電所，中須佐変電所，西宮変電所，津門変電所，
香枦園変電所，夙川変電所，岩園変電所，芦屋変電所，
深江変電所，本山変電所，甲南変電所，魚崎変電所，
六甲アイランド変電所，御影変電所，新在家変電所，
篠原変電所，上筒井変電所，葺合変電所，神戸港変電所，
三宮変電所，元町変電所，新開地変電所，和田変電所，
秋篠変電所，登美ヶ丘変電所，東生駒変電所，堅田変電所，阪本変電所，守山変電所，駒井沢変電所，皇子山変電所，
草津変電所，矢橋変電所，野路変電所，瀬田変電所，
木村橋変電所，野口変電所，別府変電所

上本町変電所，岡町変電所，江戸堀変電所，中之島変電所，真田山変電所，信濃橋変電所，立売堀変電所，波除変電所，四貫島変電所，北港変電所，舞洲変電所，市岡変電所，
本田変電所，築港変電所，泉尾変電所，鶴町変電所，
南恩加島変電所，諏訪変電所，鶴橋変電所，中川町変電所，
猪飼野変電所，今里変電所，佃変電所，河内変電所，
稲田変電所，春宮変電所，三休橋変電所，道頓堀変電所，
西堤変電所，高井田変電所，荒本変電所，意岐部変電所，
千日前変電所，高津変電所，永和変電所，湊町変電所，
足代変電所，難波変電所，桃谷変電所，下寺町変電所，芦原橋変電所，花園変電所，俊徳変電所，小坂変電所，
布施変電所，瓢箪山変電所，津守変電所，萩之茶屋変電所，
田島変電所，天王寺変電所，長瀬変電所，友井変電所，阿倍野変電所，今宮変電所，百済変電所，巽変電所，
美章園変電所，正覚寺変電所，小畑変電所，西八尾変電所，緑ヶ丘変電所，上尾町変電所，玉出変電所，帝塚山変電所，
南港変電所，敷津変電所，平野変電所，山坂変電所，
中野変電所，粉浜変電所，加美変電所，東郷変電所，
鷹合町変電所，加賀屋変電所，竜華変電所，刑部変電所，上住吉変電所，老原変電所，八尾変電所，住之江変電所，
長吉変電所，苅田変電所，我孫子変電所，瓜破変電所，
錦綾変電所，川辺変電所，堅下変電所，弓削変電所，三宝変電所，東堺変電所，大小路変電所，長曽根変電所，
天美変電所，竜神変電所，松原変電所，高鷲変電所，

割引区分

Ｂ－２

割引対象変電所等
土師ノ里変電所，金岡変電所，旭ケ丘変電所，石津川変電所，恵我之荘変電所，梅町変電所，金田変電所，浜寺変電所，美原変電所，鳳変電所，大野芝変電所，
泉北港変電所，日置荘変電所，福泉変電所，助松変電所，
泉大津変電所，荒木変電所，土生変電所，貝塚変電所，二色浜変電所，見出川変電所，佐野変電所，
りんくうタウン変電所，鶴原変電所，羽倉崎変電所，
尾崎変電所，上中町変電所，南川町変電所，小浜変電所，
高浜変電所，白鳥変電所，中舞鶴変電所，弥栄町変電所，
間人変電所，峰山変電所，岩滝変電所，波路変電所，
東舞鶴変電所，岩井変電所，綾部変電所，馬堀変電所，大原野変電所，大宮変電所，西賀茂変電所，上賀茂変電所，
田中変電所，室町変電所，松ヶ崎変電所，山端変電所，
中京変電所，竹間変電所，上鳥羽変電所，蹴上変電所，河原町変電所，寺町変電所，祇園変電所，有隣変電所，
勧進橋変電所，清井町変電所，錦変電所，淀変電所，
丹波橋変電所，伏見変電所，下鳥羽変電所，木幡変電所，小倉変電所，菟道変電所，稲荷変電所，深草変電所，
枇杷庄変電所，市辺変電所，大久保変電所，久御山変電所，
岩田変電所，男山変電所，久世変電所，久津川変電所，
松井変電所，篠山変電所，丹南変電所，ゆりのき台変電所，
弥生が丘変電所，鹿の子台変電所，藤原台変電所，
口酒井変電所，園田変電所，南尼崎変電所，南灘変電所，
旭変電所，ポート南変電所，ポートアイランド変電所，
中山手変電所，楠橋変電所，有馬道変電所，
丸山変電所（兵庫県神戸市），会陽変電所，菅原変電所，
長田変電所，千歳町変電所，鷹取変電所，須磨変電所，
神戸変電所，箕谷変電所，鈴蘭台変電所，高塚山変電所，
樫野台変電所，白川変電所，落合変電所（兵庫県神戸市），
名谷変電所，垂水変電所，舞子変電所，歌敷山変電所，大蔵谷変電所，有瀬変電所，太寺変電所，南明石変電所，
西明石変電所，明石変電所，西大久保変電所，
江井島変電所，土山変電所，奈良変電所，高天町変電所，
平城変電所，南生駒変電所，学園前変電所，富雄変電所，
菅原町変電所，六条西変電所，京終変電所，北之庄変電所，
昭和変電所，二階堂変電所，丹波市変電所，王寺変電所，
真美ヶ丘変電所，市場変電所，高田変電所，西橿原変電所，橿原変電所，田原本変電所，千代変電所，桜井変電所，
畝傍変電所，栄和町変電所，下田変電所，川合変電所，川原樋川変電所，草野川変電所，高月町変電所，
新長浜変電所，長浜変電所，彦根変電所，芹川変電所，
八幡変電所，近江河西変電所，祇王変電所，浜大津変電所，大津変電所，新草津変電所，膳所変電所，松江変電所，
北島変電所，和歌山変電所，貝柄町変電所，宮変電所，
城北橋変電所，湊変電所，手平変電所，堀止変電所，
海南変電所，甲斐川変電所，田辺変電所，新宮変電所，
浜坂変電所，城崎変電所，八鹿変電所，中瀬変電所，

旧

新

割引区分

割引対象変電所等

Ｂ－２

城北変電所，城西変電所，総社変電所，宮西変電所，
東延末変電所，城南変電所，手柄変電所，飾磨港変電所，
高畑変電所，一色変電所，矢田川変電所

なお，系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
⑵

系統設備効率化割引の割引区分の適用
イ⑴の割引区分は，10（契約の成立および契約期間）⑴により系統連系受電契約が成立した
ときの連系変電所等により適用いたします。
なお，連系変電所等については，原則として2028年４月１日に見直しを行なうものとし，
当該見直し後は原則として５年ごとに見直しを行なうものといたします。
また，2024年３月31日までに発電量調整供給契約を締結している発電場所については，原則としてこの約款の実施期日までに当社が選定し，発電者にお知らせした連系変電所等により適用いたします。

ロ⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間に利用する変電所等に変更があった場合であっても，⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間に適用される割引区分は継続されるものといたします。

ハ⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直し後

旧

新に発電量調整供給を開始した場合であっても，⑴の割引区分は，イにより適用するものといたします。ただし，適用される22（系統連系受電サービス）⑶ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価は見直し後のものといたします。
ニ

2024年４月１日以降，受電地点を新たに設定する発電場所（発電設備等を新たに使用する
場合に限ります。）または同一地点で発電設備等のすべての変更を行なう発電場所について，発電量調整供給の開始または変更以降，⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しを行なった場合における見直し後に適用する割引区分
は，その次の⑴に定める系統設備効率化割引の対象変電所等および系統設備効率化割引単価の見直しまでの間１回に限り，次のとおりといたします。ただし，適用される22（系統連系
受電サービス）⑶ハ(ロ)の系統設備効率化割引単価は見直し後のものといたします。

旧新見直し前の割引区分

見直し後の割引区分適用される割引区分

Ａ－１

Ａ－１，Ａ－２，Ａ－３
または割引対象外

Ａ－１

Ａ－１

Ａ－１

Ａ－２，Ａ－３
または割引対象外

Ａ－２

Ａ－１

Ａ－１

Ａ－２

Ａ－２

Ａ－３または割引対象外

Ａ－３

Ｂ－１，Ｂ－２
または割引対象外

Ｂ－１

Ｂ－１

Ｂ－１

Ｂ－２または割引対象外

Ｂ－２

Ａ－２

Ａ－３

Ｂ－１

Ｂ－２

5平均力率早見表⑴

この約款における平均力率は次表によります。ただし，有効電力量の値が零となる場合の平5平均力率早見表⑴

均力率は，85パーセントとみなします。
⑵

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。たこの約款における平均力率は次表によります。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。

⑵

有効電力量および無効電力量の計量については，30（計量）に準ずるものといたします。ただし，有効電力量または無効電力量は，29（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合

だし，有効電力量または無効電力量は，30（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧または供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，有効電力量またはには，受電電圧または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，受電電圧または供給電圧と同位に無効電力量は，計量された有効電力量または無効電力量を，受電電圧または供給電圧と同位にするために，原則として３パーセントの損失修正率によって修正したものといたします。

するために，原則として３パーセントの損失修正率によって修正したものといたします。

旧Wo/Wの値

平均力率
（％）

新

Wo/Wの値

平均力率（％）

Wo/Wの値

平均力率（％）

Wo/Wの値

平均力率（％）

0.0000から0.1004まで

100

1.0932から

1.1231まで

67

0.0000から0.1004まで

100

1.0932から

1.1231まで

67

0.10050.175299

1.1232

1.153666

0.10050.175299

1.1232

1.153666

0.17530.227998

1.1537

1.184865

0.17530.227998

1.1537

1.1848650.22800.271897

1.18491.2166640.22800.271897

1.18491.216664

0.27190.310696

1.21671.249063

0.27190.310696

1.21671.249063

0.31070.346195

1.24911.2822620.31070.346195

1.24911.282262

0.34620.379394

1.2823

1.316161

0.34620.379394

1.2823

1.316161

0.37940.410893

1.31621.350860

0.37940.410893

1.31621.3508600.41090.4409921.35091.3864590.41090.4409921.35091.386459

0.44100.470191

1.38651.422958

0.44100.470191

1.38651.4229580.4702

0.498490

1.42301.460357

0.4702

0.498490

1.42301.460357

0.49850.526189

1.4604

1.498856

0.49850.526189

1.4604

1.498856

0.5262

0.553388

1.49891.538455

0.5262

0.553388

1.49891.538455

0.55340.580187

1.5385

1.579254

0.55340.580187

1.5385

1.579254

0.58020.606686

1.57931.621153

0.58020.606686

1.57931.621153

0.6067

0.632985

1.6212

1.664452

0.6067

0.632985

1.6212

1.664452

0.63300.659084

1.66451.709151

0.63300.659084

1.66451.709151

0.65910.685083

1.70921.755450

0.65910.685083

1.70921.755450

0.6851

0.711082

1.75551.803149

0.6851

0.711082

1.75551.803149

0.71110.7370811.8032

1.852648

0.71110.7370811.8032

1.852648

0.7371

0.7630801.85271.9039470.7371

0.7630801.85271.9039470.76310.789279

1.90401.957146

0.76310.789279

1.90401.957146

0.78930.815478

1.95722.012445

0.78930.815478

1.95722.012445

0.81550.841977

2.01252.0700440.81550.841977

2.01252.0700440.84200.868576

2.07012.1299430.84200.868576

2.07012.1299430.86860.895475

2.13002.1923420.86860.895475

2.13002.1923420.89550.922574

2.19242.257641

0.89550.922574

2.19242.2576410.92260.950073

2.25772.3258400.92260.950073

2.25772.3258400.95010.977872

2.32592.3972390.95010.977872

2.32592.397239

0.97791.006071

2.39732.472138

0.97791.006071

2.39732.472138

1.00611.034570

2.47222.550737

1.00611.034570

2.47222.550737

1.0346

1.0636692.55082.633436

1.0346

1.0636692.55082.633436

1.0637

1.093168

2.63352.720635

1.0637

1.093168

2.63352.720635

旧

Wo/Wの値

平均力率
（％）

新

Wo/Wの値

平均力率（％）

Wo/Wの値

平均力率（％）

Wo/Wの値

平均力率（％）

2.7207から

2.8126まで

34

5.9776から

6.3736まで

16

2.7207から

2.8126まで

34

5.9776から

6.3736まで

16

2.81272.909933

6.37376.823715

2.81272.909933

6.37376.8237152.91003.013032

6.82387.3396142.91003.013032

6.82387.3396143.0131

3.122531

7.33977.937313

3.0131

3.122531

7.33977.937313

3.1226

3.239030

7.93748.6380123.1226

3.239030

7.93748.638012

3.2391

3.363329

8.63819.471211

3.2391

3.363329

8.63819.471211

3.36343.496228

9.471310.478710

3.36343.496228

9.471310.478710

3.49633.638927

10.4788

11.722193.49633.638927

10.4788

11.722193.63903.791926

11.7222

13.29588

3.63903.791926

11.7222

13.29588

3.79203.957225

13.2959

15.352173.79203.957225

13.2959

15.35217

3.95734.136224

15.352218.15436

3.95734.136224

15.352218.15436

4.13634.330523

18.1544

22.199754.13634.330523

18.1544

22.199754.33064.542422

22.1998

28.553944.33064.542422

22.1998

28.553944.54254.774421

28.5540

39.9875

34.54254.774421

28.5540

39.987534.77455.029820

39.9876

66.66672

4.77455.029820

39.9876

66.66672

5.02995.3121

19

66.6668

199.9975

1

5.02995.3121

19

66.6668

199.9975

1

5.31225.626118

199.9976∞

5.31225.626118

199.9976∞

5.6262

5.9775175.6262

5.977517（注）１
２

W……有効電力量（kWh）

Wo……無効電力量（kvarh）（注）１

Wo/Wは小数点以下第４位までとし，第５位で四捨五入するものといたします。

３ この表は平均力率＝×100の算式により計算されています。

7 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 7

Wo……無効電力量（kvarh）

２

Wo/Wは小数点以下第４位までとし，第５位で四捨五入するものといたします。

３

この表は平均力率＝×100の算式により計算されています。

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

取扱い

⑶

⑶

需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い

W……有効電力量（kWh）

需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い

旧イ

需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表11（需要抑制計画・調達計画・販売

新イ

需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表11（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。

計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限における需要抑制計画といたします。

ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合に

ただし，需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画が不適当と認められる場合には，当該計画は次に定める値とみなします。

は，当該計画は次に定める値とみなします。

(イ)

(イ)

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分または卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合(ロ)

たは卸電力取引所からの調達分が卸電力取引所における約定結果と一致しない場合

卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場約定後において，電卸電力取引所における約定結果の値（卸電力取引市場における市場約定後において，電力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受け

力広域的運営推進機関より約定結果の値の変更に係る通知を受けた場合は，通知を受けた変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）

た変更後の値といたします。また，約定がない場合は零とみなします。）(ロ)

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，(イ)以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合

需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか

小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
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

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，(イ)以外の分が取引相手の対応する計画と一致しない場合

需要抑制契約者の調達計画または販売計画と取引相手の対応する計画とのうちいずれか

ロ

需要抑制契約者が通知した調達計画または販売計画のうち，卸電力取引所への販売分ま小さい値（取引相手の対応する計画がない場合は零とみなします。）
ロ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，次の(イ)または(ロ)に該当する場合は，次に定める値を需要抑制計画とみなします

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（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）⒁イ(ロ)および(ハ)の需要抑制量調整受電計画電力量は，当きの31（電力および電力量の算定）⒁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。

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。

旧新

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

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。

値といたします。

当日計画の通知の期限にお需要抑制バラン
ける需要抑制バランシング
み
な
し
需
要
抑
制
シンググループ ＝× グループごとの需要抑制計
計画の値
ごとのみなし需
画の値
要抑制計画
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)

当日計画の通知の期限にお需要抑制バラン
ける需要抑制バランシング
み な し 需 要 抑 制 × グループごとの需要抑制計
シンググループ＝
計画の値
ごとのみなし需
画の値
要抑制計画
当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値(イ)

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を上回る場合す。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を上回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ロ)

販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値(ロ)

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を下回る場合⑴

定額制供給の場合の接続供給電力量
イ

接続供給電力量の算定式

需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）を下回る場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から差し引いた値

8電力量の協定

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

販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から差し引いた値

8電力量の協定⑴

定額制供給の場合の接続供給電力量
イ

接続供給電力量の算定式

旧新その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）⑴イ，ロ，ハまたはニの場合は，接続

次により算定いたします。ただし，33（料金の算定）⑴イ，ロ，ニ，ホまたはヘの場合は，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

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。）の日数をた値といたします。

乗じた値といたします。

電灯
定 電灯である
額 契約負荷設備
接
続
送
電
サ
ー
ビ
ス

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×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×ロに定める月別
使用時間

20ワットをこえ 40ワットまでの１灯につき40ワット×ロに定める月別
使用時間

20ワットをこえ 40ワットまでの１灯につき40ワット×ロに定める月別
使用時間

40ワットをこえ 60ワットまでの１灯につき60ワット×ロに定める月別
使用時間

40ワットをこえ 60ワットまでの１灯につき60ワット×ロに定める月別
使用時間

60ワットをこえ100ワットまでの１灯につき100ワット×ロに定める月別
使用時間

60ワットをこえ100ワットまでの１灯につき100ワット×ロに定める月別
使用時間

100ワットをこえる１
灯につき100ワットまでごとに100ワット×ロに定める月別
使用時間

100ワットをこえる１
灯につき100ワットまでごとに100ワット×ロに定める月別
使用時間

電
灯
定 電灯である
額 契約負荷設備
接
続
送
電
サ
ー
ビ
ス

小型機器である契約負荷設備１機器に20キロワット時
つき

ロ

小型機器である契約負荷設備１機器に20キロワット時つき

電灯臨時定額接続送電サービス

契約灯個数×40キロワット時

電灯臨時定額接続送電サービス

契約灯個数×40キロワット時

動力臨時定額接続送電サービス

契約電力×200時間

動力臨時定額接続送電サービス

契約電力×200時間

月別使用時間ロ

月別使用時間旧

新

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。

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

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

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

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

月別使用
時間

312

326

348

368

416

435

ただし，閏年となる場合における３月の月別使用時間は，上表にかかわらず，415時間とい

ただし，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。
⑵

たします。

従量制供給の場合の接続供給電力量
イ⑵

過去の接続供給電力量による場合

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または契約容量の変更があった場合は，料金の計算上区分す

た料金の算定期間に契約電力または契約容量の変更があった場合は，料金の計算上区分すべき期間の日数に契約電力または契約容量を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。

べき期間の日数に契約電力または契約容量を乗じた値の比率を勘案して算定いたします。

(イ) 前月または前年同月の接続供給電力量による場合(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
前月または前年同月の料金の算定期間の日数

前月または前年同月の接続供給電力量
前月または前年同月の料金の算定期間の日数

×協定期間の日数(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

×協定期間の日数(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旧ロ

使用された負荷設備の容量と使用時間による場合

新ロ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，取替後の計量いたします。
ハ

器によって計量された接続供給電力量によるとき。

ホ

参考のために取り付けた計量器の計量による場合

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
取替後の計量器によって計量された期間の日数
×協定期間の日数ニ使用された負荷設備の容量と使用時間による場合

取替後の計量器によって計量された接続供給電力量
取替後の計量器によって計量された期間の日数
ニ

×協定期間の日数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。

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。

なお，この場合の計量器の取付けは，63（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。

公差をこえる誤差により修正する場合
計量電力量
100パーセント＋（±誤差率）
なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量

ホ

公差をこえる誤差により修正する場合
計量電力量
100パーセント＋（±誤差率）
なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続供給電力量を対象として協定いたします。

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(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(ロ) 当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月

9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。

9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。

旧

年間計画
月間計画
週間計画
対象期間 （第１年度，（翌月，翌々 （翌週，翌々
第２年度）
月）
週）
通知の期限 毎年10月31日

毎月１日

毎週水曜日
午前10時

新

翌日計画

対象期間

年間計画 月間計画 週間計画
（第１年 （翌月，度，第２ 翌々月） （翌週，
翌々週）
年度）

通知の期限

毎週
水曜日
午前10時

当日計画

30分ごとの
毎日午前12時 実需給の開
始時刻の１
時間前

各月の平日お 各週の平日お 電力広域的運営
よび休日の接 推進機関が指定 30分ごとの接続対象
需要想定 よび休日の接続対象電力の続対象電力の する時刻の日ご値
最大値および 最大値および との接続対象電 電力量
最小値
最小値
力
通
各月の平日お 各週の平日お 電力広域的運営
よび休日の接 よび休日の接 推進機関が指定
知続対象電力の 続対象電力の する時刻の日ご最大値および 最大値および との接続対象電の需 要 想 定 最小値に対す 最小値に対す 力に対する発電る発電契約者， る発電契約者，
内 値 に 対 す 契約者または 契約者または 契約者，契約者
る調達計
需要抑制契約 需要抑制契約 または需要抑制
容 画 ・ 販 売 者ごとの調達 者ごとの調達 契約者ごとの調計画
分および販売 分および販売 達分および販売
分の計画値
分の計画値
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の場合を除く）

（注）１

需要
想定値
30分ごとの接続対象
電力量に対する発電契約者，契約者または需要抑制契約者ごとの調達分および販売分の計画値

通知の需要想定
内 値に対する調達計
容 画・販売計画－

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）１

毎年
10月31日

毎月１日

翌々日
計画

翌日計画 当日計画

毎日
午前10時

30 分 ご と
の実需給
毎日
開始時
午前12時 の刻の１時
間前

各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週 間 計 画 との接続対象 の接続対象 関が指定す 同 一 の 時 刻
電力の最大 電力の最大 る時刻の日 の 接 続 対 象
値および最 値および最 ごとの接続 電力
小値
小値
対象電力
各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週 間 計 画 との接続対象 の接続対象 関が指定す 同 一 の 時 刻
電力の最大 電力の最大 る時刻の日 の 接 続 対 象
値および最 値および最 ごとの接続 電 力 に 対 す
小値に対す 小値に対す 対象電力に る 発 電 契 約る発電契約 る発電契約 対する発電 者，契約者ま者，契約者 者，契約者 契約者，契 た は 需 要 抑または需要 または需要 約者または契約者ご抑制契約者 抑制契約者 需要抑制契 制と調達分ごとの調達 ごとの調達 約者ごとの お のよび販売
分および販 分および販 調達分およ 分の計画値
売分の計画 売分の計画 び販売分の値
値
計画値
供給力未調達分の計画値（自己等への電気の供給の場合を除く）

30分ごとの接続対
象電力量

30分ごとの接続対
象電力量に対する発電契約者，契約者または需要抑制
契約者ごとの調達分および販売分の計画値－

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。

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。

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。

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。

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。

４

週間計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

４

翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

10 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。

10

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。

旧

新

年間計画
月間計画
対象期間 （第１年度， （翌月，第２年度） 翌々月）

週間計画
（翌週，
翌々週）

通知の期限

原則として30
毎週水曜日 毎日午前12時 分ごとの実需
午前10時
給の開始時刻の１時間前

毎年10月31日

毎月１日

翌日計画

当日計画

週 の 平 日 電力広域的運
各月の平日お 各
おび 休 日 営推進機関がよび休日の発 のよ
発
電 量 調 指定する時刻 30分ごとの発電量調整
発電計画 電 量 調 整 受 電
整受
電 力 の日ごとの発 受電電力量
電力の最大値 の最電
大
値 お 電量調整受電および最小値 よび最小値
電力
各週の平日お 電力広域的運
各月の平 日およ よび休日の発 営推進機関が通
び休日の 発電量 電量調整受電 指定する時刻
調整受電 電力の 電力の最大値 の日ごとの発 30分ごとの発電量調整
知
最大値お よび最 および最小値 電量調整受電 受電電力量に対する契調達計画・ 小値に対 する契 に対する契約 電力に対する 約者，発電契約者またの 販売計画 約者，発電契約者 者，発電契約者 契約者，発電契 は需要抑制契約者ごと
または需 要抑制 または需要抑 約者または需 の調達分および販売分
内
契約者ご との調 制契約者ごと 要抑制契約者 の計画値
達分およ び販売 の調達分およ ごとの調達分
容分の計画値
び販売分の計 および販売分
画値の計画値
作業の開始日時，作業の終了日時，停止内容，その他必－－発電設備等 要な項目
の停止計画
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。

対象期間

通知の期限

年間計画 月間計画 週間計画
（第１年 （翌月，度，第２ 翌々月） （翌週，
翌々週）
年度）
毎年10月
31日

毎月１日

毎週
水曜日
午前10時

翌々日
計画

翌日計画 当日計画

毎日
午前10時

原則とし
て 30 分 ご
毎日午前 と の 実 需
12
給の開始
時刻の１
時間前

電力広域的
各月の平日 各週の平日 運 営 推 進 機
および休日 および休日 関 が 指 定 す 週 間 計 画 と 30分ごとの発電量の発電量調 時 刻 の 日 同 一 の 時 刻 調整
発電計画 の発電量調整受電電力 整受電電力 る
発 電 量 調 受電電力量との発電 のの最大値お の最大値お ご
整受電電力
調整受電
よび最小値 よび最小値 量
電力
各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週間計画との発電量調 の発電量調 関が指定す 同一の時刻
通整 受 電 電 力 整 受 電 電 力 る 時 刻 の 日 の 発 電 量 調 30分ごとの発電量の 最 大 値 お の 最 大 値 お ご と の 発 電 整 受 電 電 力 調整受電電力量に知
よ び 最 小 値 よ び 最 小 値 量 調 整 受 電 に 対 す る 契 対する契約者，発の 調達計画・ に 対 す る 契 に 対 す る 契 電 力 に 対 す 約者，発電契 電契約者または需販売計画 約者，発電契 約者，発電契 る契約者，発 約 者 ま た は 要抑制契約者ごと
約 者 ま た は 約 者 ま た は 電 契 約 者 ま 需 要 抑 制 契 の調達分および販内
需 要 抑 制 契 需 要 抑 制 契 た は 需 要 抑 約 者 ご と の 売分
容
約 者 ご と の 約 者 ご と の 制 契 約 者 ご 調 達 分 お よ の計画値
調達分およ 調達分およ との調達分 び販売分のび 販 売 分 の び 販 売 分 の お よ び 販 売 計画値
計画値
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－－－
発電設備等 容，その他必要な項目
の停止計画
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。

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。

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。

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。

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。

４

計画外作業および計画作業の変更分については，発生のつど，すみやかに提出していただきます。
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。

４

計画外作業および計画作業の変更分については，発生のつど，すみやかに提出していただきます。
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。

５
６

週間計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

５
６

翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

旧新11 需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン

11

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。

毎年10月31日

毎月１日

毎週水曜日
午前10時

翌日計画

当日計画

30 分 ご との実需給
毎日午前12時 の 開 始 時
刻の１時
間前

週の平日
各月の平日お 各
おび 休 日 電力広域的運営
よび休日の需 のよ需抑 制 推進機関が指定 30分ごとの需要抑制量
需要抑制 要 抑 制 量 調 整 量 調 要
整電 する時刻の日ご 調整受電電力量
計画
受電電力の最 電力の受最大 との需要抑制量
大値および最値
および
最 調整受電電力
小値
小値
各週の平日
各 月 の 平 日 お お よ び 休 日 電力広域的運営
よ び 休 日 の 需 の 需 要 抑 制 推進機関が指定
知要 抑 制 量 調 整 量 調 整 受 電 する時刻の日ご
受 電 電 力 の 最 電 力 の 最 大 との需要抑制量の
大 値 お よ び 最 値 お よ び 最 調整受電電力に内 調達計画・ 小 値 に 対 す る 小 値 に 対 す 対する契約者，販売計画 契約者，発電契 る契約者，発 発電契約者また約 者 ま た は 需 電 契 約 者 ま は需要抑制契約
容
要 抑 制 契 約 者 た は 需 要 抑 者ごとの調達分ごとの調達分 制契約者ご
お よ び 販 売 分 と の 調 達 分 および販売分のの計画値
お よ び 販 売 計画値
分の計画値
通ベースライン（注）１２
３４

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容は，次のとおりといたします。

年間計画
月間計画
週間計画
対象期間 （第１年度， （翌月， （翌週，翌々第２年度） 翌々月）
週）
通知の期限

需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン

－

－

－

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ごとの調達分および販売
分の計画値

－

30 分 ご と の値

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。
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。
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。
週間計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

対象期間

年間計画
月間計画 週間計画（第１年 （翌月，度，第２ 翌々月） （翌週，
翌々週）
年度）

通知の期限

毎週
水曜日
午前10時

毎年
10月31日

毎月１日

翌々日
計画

翌日計画 当日計画

毎日
午前10時

30分ごと
の実需給
の開始時
刻の１時
間前

毎日午前
12時

各月の平日 各週の平日 電力広域的および休日 および休日 運営推進機 週 間 計 画 との需要抑制 関が指定す 同 一 の 時 刻 30分ごとの需要抑
需要抑制 の需要抑制
量調整受電
量調整受電 る時刻の日 の 需 要 抑 制 制量調整受電電力
計画
電力の最大 電力の最大 ごとの需要 量 調 整 受 電 量値および最 値および最 抑制量調整 電力
小値
小値
受電電力
力広域的
各月の平日 各週の平日 電
通運
推進機 週間計画とおよび休日 および休日 関営が定す 同一の時刻の需要抑制 の需要抑制 る時指知
刻
日 の需要抑制
量調整受電 量調整受電 ごとのの需電力の最大 電力の最大 抑制量調要
量 調 整 受 電 30分ごとの需要抑の整
値 お よ び 最 値 お よ び 最 受 電 電 力 に 電 力 に 対 す 制量調整受電電力量に対する契約者，
内 調達計画・ 小 値 に 対 す 小 値 に 対 す 対 す る 契 約 る契約者，発 発電契約者または販売計画 る契約者，発 る契約者，発 者，発電契約 電 契 約 者 ま 需要抑制契約者ご電 契 約 者 ま 電 契 約 者 ま 者 ま た は 需 た は 需 要 抑 との調達分お よ び
容た は 需 要 抑 た は 需 要 抑 要 抑 制 契 約 制 契 約 者 ご 販売分の計画値
制契約者ご 制契約者ご 者ごとの調 との調達分との調達分 との調達分 達分および および販売
お よ び 販 売 お よ び 販 売 販 売 分 の 計 分の計画値
分の計画値 分の計画値 画値
30分ごと
ベースライン
－
－
－
－
－
の値
（注）１
２
３
４

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。
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。
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。
翌々日計画以前において，連系線の利用に係る調達計画および販売計画がある場合には，当該利用に係る調達分ごとの計画値および当該利用に係る販売分ごとの計画値を提出していただきます。

旧14 スポットネットワーク方式の工事費の算式

1468（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)ｃの工事費の算定は，次の算式によります。
工事費相当額 × 工事こう長 × １ ×100

新新増加接続送電サービス契約電力
利用回線数－1

この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。
68（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)ｂの工事費単価 ×｛100パーセント＋20パーセント×（利用回線数－1）｝

スポットネットワーク方式の工事費の算式
69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)ｃの工事費の算定は，次の算式によります。
工事費相当額 × 工事こう長 × １ ×100

新増加接続送電サービス契約電力
利用回線数－1

この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。
69（一般供給設備の工事費負担金）⑵イ(イ)ｂの工事費単価 ×｛100パーセント＋20パーセント×（利用回線数－1）｝

旧新系統連系技術要件

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〕

2023 年 12 月 27 日 実施

2024 年 ４ 月 １ 日 実施

関西電力送配電株式会社

関西電力送配電株式会社

Ⅰ

Ⅱ

旧

新

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〕

目 次

目 次

則 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

総Ⅰ

則 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

総

１

目

的 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

１

目

２

適用の範囲......................................................................................................................................... Ⅰ-1

２

適用の範囲 ........................................................................................................................................ Ⅰ-1

３

協

議 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

３

協

発電設備等の低圧配電線との連系要件...................................................................................................... Ⅱ-1

Ⅱ

的 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

議 .................................................................................................................................. Ⅰ-1

発電設備等の低圧配電線との連系要件 ..................................................................................................... Ⅱ-1

４

電式 .................................................................................................................................. Ⅱ-1

４

電

５

運転可能周波数 .................................................................................................................................. Ⅱ-1

５

運転可能周波数 .................................................................................................................................. Ⅱ-1

６

力

率 .................................................................................................................................. Ⅱ-2

６

力

７

高

波 .................................................................................................................................. Ⅱ-2

７

高

８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制 .................................................................................. Ⅱ-2

８

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制.................................................................................. Ⅱ-2

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ........................................................................................ Ⅱ-3

９送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ........................................................................................ Ⅱ-3

10

不要解列の防止 .................................................................................................................................. Ⅱ-3

10

不要解列の防止 ................................................................................................................................. Ⅱ-3

11

保護リレーの設置 ............................................................................................................................... Ⅱ-7

11

保護リレーの設置 .............................................................................................................................. Ⅱ-6

12

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅱ-8

12

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅱ-7

13

解所 .................................................................................................................................. Ⅱ-9

13

解

14

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅱ-9

14

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅱ-815

接式 ................................................................................................................................ Ⅱ-9

15

接

16

直流流出防止変圧器の設置 ................................................................................................................ Ⅱ-1016直流流出防止変圧器の設置 ................................................................................................................. Ⅱ-9

17

電

圧

変

動 ................................................................................................................................ Ⅱ-10

17

電

圧 変

動 ................................................................................................................................. Ⅱ-9

18

短

絡

容

量 ................................................................................................................................ Ⅱ-12

18

短

絡 容

量 ............................................................................................................................... Ⅱ-1119過電流引き外し素子を有する遮断器の設置 ......................................................................................... Ⅱ-1219過電流引き外し素子を有する遮断器の設置 ......................................................................................... Ⅱ-1120

発電設備等の種類 ............................................................................................................................. Ⅱ-1220

発電設備等の種類 ............................................................................................................................ Ⅱ-11

気

方

調

列

地

箇

方

気 方

式 .................................................................................................................................. Ⅱ-1

率 .................................................................................................................................. Ⅱ-1
調

列 箇

地 方

波 .................................................................................................................................. Ⅱ-2

所 ................................................................................................................................. Ⅱ-8

式 ................................................................................................................................ Ⅱ-8

旧

Ⅲ

新

21

サイバーセキュリティ対策 ................................................................................................................ Ⅱ-13

21

サイバーセキュリティ対策 ............................................................................................................... Ⅱ-12

22発 電 機 諸 元 ................................................................................................................................ Ⅱ-13

22発 電 機 諸 元 ............................................................................................................................... Ⅱ-12

発電設備等の高圧配電線との連系要件...................................................................................................... Ⅲ-1

Ⅲ

発電設備等の高圧配電線との連系要件 ..................................................................................................... Ⅲ-1

23

電式 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

23

電

24

運転可能周波数 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

24

運転可能周波数 ................................................................................................................................. Ⅲ-1

25

力率 .................................................................................................................................. Ⅲ-1

25

力

26

高

波 .................................................................................................................................. Ⅲ-2

26

高

27

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制 .................................................................................. Ⅲ-2

27

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制 ................................................................................. Ⅲ-2

28

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ........................................................................................ Ⅲ-2

28

送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ........................................................................................ Ⅲ-229

不要解列の防止 .................................................................................................................................. Ⅲ-329

不要解列の防止 ................................................................................................................................. Ⅲ-3

30

保護リレーの設置 ............................................................................................................................... Ⅲ-630

保護リレーの設置 .............................................................................................................................. Ⅲ-6

31

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅲ-8

31

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅲ-832

解

所 .................................................................................................................................. Ⅲ-8

32

解

33

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅲ-933

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅲ-934

自 動 負 荷 制 限 .................................................................................................................................. Ⅲ-934

自 動 負 荷 制 限 ................................................................................................................................. Ⅲ-935

線路無電圧確認装置の設置 .................................................................................................................. Ⅲ-935

線路無電圧確認装置の設置 ................................................................................................................. Ⅲ-936

接式 ................................................................................................................................ Ⅲ-10

36

接

37

直流流出防止変圧器の設置 ................................................................................................................ Ⅲ-1037直流流出防止変圧器の設置 ............................................................................................................... Ⅲ-10

38

電

圧

変

動 ................................................................................................................................ Ⅲ-11

38

電

圧 変

動 ............................................................................................................................... Ⅲ-11

39

短

絡

容

量 ................................................................................................................................ Ⅲ-13

39

短

絡 容

量 ............................................................................................................................... Ⅲ-1340

発電機定数・諸元 ............................................................................................................................. Ⅲ-1340

発電機定数・諸元 ............................................................................................................................ Ⅲ-13

41

昇 圧 用 変 圧 器 ................................................................................................................................ Ⅲ-15

41

昇 圧 用 変 圧 器 ............................................................................................................................... Ⅲ-15

42

連

制 ................................................................................................................................ Ⅲ-15

42

連

43

バンク逆潮流の制限 ......................................................................................................................... Ⅲ-16

43

バンク逆潮流の制限 ......................................................................................................................... Ⅲ-16

44

サイバーセキュリティ対策 ................................................................................................................ Ⅲ-17

44

サイバーセキュリティ対策 ............................................................................................................... Ⅲ-17

気

方

調

列

地

絡

箇

方

体

気 方

式 ................................................................................................................................. Ⅲ-1

率 ................................................................................................................................. Ⅲ-1
調

列 箇

地 方

絡 体

波 ................................................................................................................................. Ⅲ-2

所 ................................................................................................................................. Ⅲ-8

式 ............................................................................................................................... Ⅲ-10制 ............................................................................................................................... Ⅲ-15

旧Ⅳ

発電設備等の特別高圧電線路との連系要件 ............................................................................................... Ⅳ-1

新Ⅳ

発電設備等の特別高圧電線路との連系要件 ............................................................................................... Ⅳ-1

45

電式 .................................................................................................................................. Ⅳ-1

45

電

46

運転可能周波数・並列時許容周波数 ..................................................................................................... Ⅳ-1

46

運転可能周波数・並列時許容周波数..................................................................................................... Ⅳ-1

47

力

率 .................................................................................................................................. Ⅳ-1

47

力

48

高

波 .................................................................................................................................. Ⅳ-2

48

高

49

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制 .................................................................................. Ⅳ-2

49

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制 ................................................................................. Ⅳ-250送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ........................................................................................ Ⅳ-350送電容量制約による発電設備等の出力の抑制 ........................................................................................ Ⅳ-351

不要解列の防止 .................................................................................................................................. Ⅳ-351

不要解列の防止 ................................................................................................................................. Ⅳ-3

52

保護リレーの設置 ............................................................................................................................... Ⅳ-5

52

保護リレーの設置 .............................................................................................................................. Ⅳ-553

再 閉 路 方 式 .................................................................................................................................. Ⅳ-853

再 閉 路 方 式 ................................................................................................................................. Ⅳ-8

54

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅳ-8

54

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅳ-855

解所 .................................................................................................................................. Ⅳ-8

55

解

56

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅳ-956

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅳ-957

自動負荷制限・発電抑制 ..................................................................................................................... Ⅳ-957

自動負荷制限・発電抑制..................................................................................................................... Ⅳ-958

線路無電圧確認装置の設置 ................................................................................................................ Ⅳ-1058

線路無電圧確認装置の設置 ............................................................................................................... Ⅳ-1059

発電機運転制御装置の付加 ................................................................................................................ Ⅳ-1159

発電機運転制御装置の付加 ............................................................................................................... Ⅳ-1160

中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施 ......................................................................... Ⅳ-1460

中性点接地装置の付加と電磁誘導障害防止対策の実施 ......................................................................... Ⅳ-1461

直流流出防止変圧器の設置 ................................................................................................................ Ⅳ-1461

直流流出防止変圧器の設置 ............................................................................................................... Ⅳ-14

62

電

圧

変

動 ................................................................................................................................ Ⅳ-15

62

電

圧 変

動 ............................................................................................................................... Ⅳ-15

63

出

力

変

動 ................................................................................................................................ Ⅳ-16

63

出

力 変

動 ............................................................................................................................... Ⅳ-1664

短絡・地絡電流対策 ......................................................................................................................... Ⅳ-1764

短絡・地絡電流対策 ......................................................................................................................... Ⅳ-1765

発電機定数・諸元 ............................................................................................................................. Ⅳ-1765

発電機定数・諸元 ............................................................................................................................ Ⅳ-17

66

昇 圧 用 変 圧 器 ................................................................................................................................ Ⅳ-20

66

昇 圧 用 変 圧 器 ............................................................................................................................... Ⅳ-20

67

連

制 ................................................................................................................................ Ⅳ-20

67

連

68

電気現象記録装置 ............................................................................................................................. Ⅳ-22

68

電気現象記録装置 ............................................................................................................................ Ⅳ-22

69

サイバーセキュリティ対策 ................................................................................................................ Ⅳ-22

69

サイバーセキュリティ対策 ............................................................................................................... Ⅳ-22

気

方

調

列

絡

箇

体

気 方

式 ................................................................................................................................. Ⅳ-1

率 ................................................................................................................................. Ⅳ-1
調

列 箇

絡 体

波 ................................................................................................................................. Ⅳ-2

所 ................................................................................................................................. Ⅳ-8制 ............................................................................................................................... Ⅳ-20

旧
Ⅴ

Ⅵ

Ⅶ

負荷設備の低圧配電線との連系要件 ......................................................................................................... Ⅴ-1

新Ⅴ

負荷設備の低圧配電線との連系要件 ........................................................................................................ Ⅴ-1

70

力率 .................................................................................................................................. Ⅴ-1

70

力

71

保護リレーの設置 ............................................................................................................................... Ⅴ-1

71

保護リレーの設置 .............................................................................................................................. Ⅴ-1

負荷設備の高圧配電線との連系要件 ......................................................................................................... Ⅵ-1

Ⅵ

率 ................................................................................................................................. Ⅴ-1

負荷設備の高圧配電線との連系要件 ........................................................................................................ Ⅵ-1

率 .................................................................................................................................. Ⅵ-1

72

力

波 .................................................................................................................................. Ⅵ-1

73

電

力 品

質 ................................................................................................................................. Ⅵ-1

調 .................................................................................................................................. Ⅵ-2

74

保

護 協

調 ................................................................................................................................. Ⅵ-2

75

保護リレーの設置 ............................................................................................................................... Ⅵ-2

75

保護リレーの設置 .............................................................................................................................. Ⅵ-3

76

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅵ-2

76

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅵ-3

77

遮

断

箇

所 .................................................................................................................................. Ⅵ-2

77

遮

断 箇

所 ................................................................................................................................. Ⅵ-3

78

連

絡

体

制 .................................................................................................................................. Ⅵ-3

78

連

絡 体

制 ................................................................................................................................. Ⅵ-3

79

サイバーセキュリティ対策 ................................................................................................................. Ⅵ-3

72

力

73

高

74

保

調
護

協

負荷設備の特別高圧電線路との連系要件 .................................................................................................. Ⅶ-1

Ⅶ

率 ................................................................................................................................. Ⅵ-1

負荷設備の特別高圧電線路との連系要件 .................................................................................................. Ⅶ-1

率 .................................................................................................................................. Ⅶ-1

80

力

波 .................................................................................................................................. Ⅶ-1

81

電

力 品

質 ................................................................................................................................. Ⅶ-1

調 .................................................................................................................................. Ⅶ-2

82

保

護 協

調 ................................................................................................................................. Ⅶ-3

83

保護リレーの設置 ............................................................................................................................... Ⅶ-3

83

保護リレーの設置 .............................................................................................................................. Ⅶ-3

84

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅶ-3

84

保護リレーの設置場所 ........................................................................................................................ Ⅶ-3

85

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅶ-3

85

保護リレーの設置相数 ........................................................................................................................ Ⅶ-3

86

遮

断

箇

所 .................................................................................................................................. Ⅶ-3

86

遮

断 箇

所 ................................................................................................................................. Ⅶ-4

87

連

絡

体

制 .................................................................................................................................. Ⅶ-3

87

連

絡 体

制 ................................................................................................................................. Ⅶ-4

88

サイバーセキュリティ対策 ................................................................................................................. Ⅶ-4

79

力

80

高

81

電 圧 フ リ ッ カ .................................................................................................................................. Ⅶ-2

82

保

調

護

協

率 ................................................................................................................................. Ⅶ-1

旧Ⅱ

発電設備等の低圧配電線との連系要件

5運転可能周波数⑵

新Ⅱ

発電設備等の低圧配電線との連系要件

5運転可能周波数

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。

⑵

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，57.6ヘルツでは１分程

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを

57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れ

57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れる範囲の最大値は２秒といたします。）としていただきます。

る範囲の最大値は２秒といたします。）としていただきます。

ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で事故時運転継続要件（以下「ＦＲＴ要件」といい

ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で事故時運転継続要件（以下「ＦＲＴ要件」といいます。）の適用を受けない設備については，この限りではありません。

ます。）の適用を受けない設備については，この限りではありません。

また，交流発電設備のガスエンジンおよびガスタービンについては除きます。

17 電 圧 変 動⑴常時電圧変動対策

17

電圧変動⑴常時電圧変動対策

系統の電圧を適正値（低圧の需要場所においては，標準電圧100ボルトに対して101±6ボル

系統の電圧を適正値（低圧の需要場所においては，標準電圧100ボルトに対して101±6ボル

ト以内，標準電圧200ボルトに対して202±20ボルト以内といたします。）に維持する必要があ

ト以内，標準電圧200ボルトに対して202±20ボルト以内といたします。）に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により系統の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときは，進相るため，発電設備等の逆潮流により系統の電圧が適正値を逸脱するおそれがある場合は，進相

無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行なっていただき

無効電力制御機能または出力制御機能により自動的に電圧を調整する対策を行なっていただき

ます。

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が必要となります。

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が必要となります。

旧⑶

電圧フリッカ対策

新⑶

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（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ10〕動方式）による電圧フリッカにより適正値（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ10〕

が0.45 ボルト以下〔当該設備のみの場合は，0.23 ボルト以下〕に維持するものといたします。）

が0.45 ボルト以下〔当該設備のみの場合は，0.23 ボルト以下〕に維持するものといたします。）

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等を行なっていただきます。

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等を行なっていただきます。

イ

イ

風力発電設備等の頻繁な並解列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

風力発電設備等の頻繁な並解列による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下「ＳＶＣ」といいます。）の設置やサイリスタ等

場合には，静止型無効電力補償装置（以下「ＳＶＣ」といいます。）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，配電線の太線化等による系統インピーダン

によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化等による系統インピーダン

スの低減等の対策を行なうこと。

スの低減等の対策を行なうこと。

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
ロ

風力発電設備等の出力変動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

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
ロ

風力発電設備等の出力変動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場合には，ＳＶＣ等の設置や配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なには，ＳＶＣ等の設置や配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行な

うこと。

うこと。

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。

旧

ハ

新

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ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるとき（新型能動的方式を具備する場合等）には，無効電力発振の予兆を検出して無効電力る場合（新型能動的方式を具備する場合等）には，無効電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置等の対策を行なうこと。

の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置等の対策を行なうこと。

また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発

また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電者は当社と協議のうえ，単独運転検生した場合または発生するおそれがある場合には，発電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

出に影響のない範囲で，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

等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じていただきます。

等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じていただきます。

なお，ソフトウェア改修不可等で対応できない場合については，機器取替や対応時期等をなお，ソフトウェア改修不可等で対応できない場合については，機器取替や対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

20 発電設備等の種類含めて個別に協議させていただきます。

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，逆潮流がない場

発電設備等の種類
逆潮流ありの連系とすることができる発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限りま合は，この限りではありません。

す。ただし，逆変換装置を用いない発電設備等の場合であっても，逆変換装置を用いた発電設備
等と同等の単独運転検出および解列ができ，かつ，他の需要家へ影響を及ぼすおそれがない場合に限り，逆潮流ありの連系とすることができます。

21 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
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリ
ティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

旧新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

なお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止

けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なうために，次のとおり適切なサイバ

し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等

ーセキュリティ対策を講じていただきます。

を行なうために，次のとおり適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

旧
電源種

設備

新
諸元

電源種

設備

定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）発電プラント

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）

発電プラント

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

高調波発生機器と高調波対策資料
構内設備

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

設置要素

設置要素

通

共

保護装置

逆変換
装置

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

共

諸元

通

設置場所

設置場所

設置相数

設置相数

解列箇所

保護装置

解列箇所

整定範囲

整定範囲

整定値

整定値

シーケンスブロック

シーケンスブロック

メーカ，型式

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値

逆変換装置

発電プラント制御装置

単独運転検出方式，整定値発電プラント制御装置

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

力発電プラント
制御装置

蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

風力

発電プラント
制御装置

蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

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

風

旧

Ⅲ

発電設備等の高圧配電線との連系要件

24 運転可能周波数
⑵

新

Ⅲ
24

発電設備等の高圧配電線との連系要件

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。

運転可能周波数⑵

運転可能周波数は，57.0ヘルツ以上61.8ヘルツ以下とすること。

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，57.6ヘルツでは１分程

なお，周波数低下時の運転継続時間は，58.2ヘルツでは10分程度以上，57.6ヘルツでは１分程度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを度以上としていただきます。また，周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを

57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れ

57.0ヘルツとし，検出時限を自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値（ただし，協調が取れる範囲の最大値は２秒といたします。）としていただきます。

る範囲の最大値は２秒といたします。）としていただきます。

ただし，逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備については，こただし，逆変換装置を用いた発電設備等でＦＲＴ要件の適用を受けない設備については，この限りではありません。

の限りではありません。

また，交流発電設備のガスエンジンおよびガスタービンについては除きます。

30 保護リレーの設置⑷

逆潮流が有る場合の単独運転防止対策

30

保護リレーの設置⑷

逆潮流があ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および不足

逆潮流がある場合，単独運転防止のため，発電設備等故障対策用の過電圧リレーおよび不足

電圧リレーに加えて，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを設置するとともに，転送遮

電圧リレーに加えて，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを設置するとともに，転送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機能（能動的方式１方式以上を含みま断装置または次のすべての条件を満たす単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含みます。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用線の場合は，周波数上昇リレーをす。）を有する装置を設置していただきます。ただし，専用線の場合は，周波数上昇リレーを省略できることといたします。

省略できることといたします。

なお，単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程によります。

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。

旧

⑸

新

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。

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。

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。

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，誘導発電機を用いる発電設備等において，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレー

なお，誘導発電機を用いる発電設備等において，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを設置することにより転送遮断装置または単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含みまを設置することにより転送遮断装置または単独運転検出機能（能動的方式１方式以上を含みます。）を有する装置を省略できる場合があります。

す。）を有する装置を省略できる場合があります。

逆潮流が無い場合の単独運転防止対策⑸

逆潮流がな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，逆電力リレーおよび周波数低下リレーを設置して逆潮流がない場合，単独運転防止のため，逆電力リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。ただし，専用線の場合で，逆電力リレーまたは不足電力リレーにて単独運転をいただきます。ただし，専用線の場合で，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ときは，周波数低下リレーを省略できることといたします。

高速に検出できるときは，周波数低下リレーを省略できることといたします。

なお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受電電力の容量に比べてなお，構内低圧線に連系する発電設備等において，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式および能動的方式それぞれ１方式以上を含みま極めて小さく，単独運転検出機能（受動的方式および能動的方式それぞれ１方式以上を含みます。）を有する装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合す。）を有する装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合

は，逆電力リレーを省略できることといたします。

は，逆電力リレーを省略できることといたします。

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。

35 線路無電圧確認装置の設置

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。

35

線路無電圧確認装置の設置

旧

⑸

新

逆潮流が無い場合で，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⑸

逆潮流がない場合で，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，遮断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，無電圧確認

断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化を図ることができ装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化を図ることができるものといたします。

るものといたします。

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

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

系列目を兼用できる。

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

ハ

系列目を兼用できる。

38 電 圧 変 動⑴ 常時電圧変動対策

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。

38

電圧変動
⑴ 常時電圧変動対策

系統の電圧を適正値（低圧の需要場所においては，標準電圧100ボルトに対して101±6ボル

系統の電圧を適正値（低圧の需要場所においては，標準電圧100ボルトに対して101±6ボル

ト以内，標準電圧200ボルトに対して202±20ボルト以内といたします。）に維持する必要があ

ト以内，標準電圧200ボルトに対して202±20ボルト以内といたします。）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なっていただきます。

脱するおそれがある場合は，次に示す電圧変動対策を行なっていただきます。

イ

イ

発電設備等の脱落等により低圧の需要場所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。

発電設備等の脱落等により低圧の需要場所の電圧が適正値を逸脱するおそれがある場合には，自動的に負荷を制限すること。

旧ロ

発電設備等の逆潮流により低圧の需要場所の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときに

新ロ

発電設備等の逆潮流により低圧の需要場所の電圧が適正値を逸脱するおそれがある場合には，自動的に電圧を調整すること。

は，自動的に電圧を調整すること。

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

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線による連系を行なう等の対策が必要となります。
⑵ 瞬時電圧変動対策

線による連系を行なう等の対策が必要となります。
⑵ 瞬時電圧変動対策

発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の10パーセント以内とし，次に示す対策を行なっていただきます。

行なっていただきます。

イ

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

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含みます。）とするとともに自動同期検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。

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。

ロ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセン

ハ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から10パーセン

トを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

トを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策が必要となります。
ニ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

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が必要となります。
ニ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する機能を有するものを用いること。

旧

ホ

ヘ

新

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

ホ

圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

設置すること。

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ヘ度を低減する対策を行なうこと。
ト

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なうこと。

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トら10パーセントを超えて逸脱するおそれがあるときは，その抑制対策を実施すること。
⑶ 電圧フリッカ対策

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合は，その抑制対策を実施すること。

⑶ 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（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ10〕動方式）による電圧フリッカにより適正値（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ10〕を0.45 ボルト以下〔当該設備のみの場合は，0.23 ボルト以下〕に維持するものといたします。）

を0.45 ボルト以下〔当該設備のみの場合は，0.23 ボルト以下〕に維持するものといたします。）

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等を行なっていただきます。

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等を行なっていただきます。

イ

イ

風力発電設備等の頻繁な並解列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

風力発電設備等の頻繁な並解列による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，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，配場合には，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，配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。

電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なうこと。

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施またはを行なう等の対策が必要となります。

専用線による連系

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施またはを行なう等の対策が必要となります。

専用線による連系

旧ロ

風力発電設備等の出力変動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

新ロ

風力発電設備等の出力変動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場合には，ＳＶＣ等を設置や配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行なには，ＳＶＣ等を設置や配電線の太線化等による系統インピーダンスの低減等の対策を行な

うこと。

うこと。

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあ

なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強の実施または専用線による連系を行なう等の対策が必要となります。
ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときには，系統や当該発電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る場合には，系統や当該発電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。

ゲインの大きさとすること。

なお，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状況の変化や発電設

なお，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状況の変化や発電設備等の連系量増加等によって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初備等の連系量増加等によって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため能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いただきます。

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いただきます。

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

また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電者は当社と協議のうえ，単独運転検出

した場合または発生するおそれがある場合には，発電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等により，配電線にに影響のない範囲で，能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさの変更等により，配電線に注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じていただきます。

注入する無効電力の注入量を低減する等の対策を講じていただきます。

なお，ソフトウェア改修不可等で対応できない場合については，機器取替や対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

なお，ソフトウェア改修不可等で対応できない場合については，機器取替や対応時期等を含めて個別に協議させていただきます。

旧44 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，電気事業法にもとづき，「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。

新44

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，電気事業法にもとづき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
また，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキ
ュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

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，またなお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，は発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なう

または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行ために，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。

なうために，次のとおり適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

旧

Ⅳ
47 力

新

発電設備等の特別高圧電線路との連系要件

率

Ⅳ
47

力

発電設備等の特別高圧電線路との連系要件

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

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。発電設備等が安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90パーセントから設備等が安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率90パーセントから

進み力率95パーセントとしていただきます。

進み力率95パーセントとしていただきます。

なお，逆潮流が無い場合は，原則として受電地点の力率を系統側からみて遅れ85パーセント以

なお，逆潮流がない場合は，原則として受電地点の力率を系統側からみて遅れ85パーセント以上とするとともに，系統側からみて進み力率にならないようにしていただきます。

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。

51 不要解列の防止⑶

電圧・周波数変動による不要解列の防止

いただくことがあります。

51

不要解列の防止⑶

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等に伴い，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の作業停止や需要増加等に伴い，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，以下の端子電圧および周波数

不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧および周波数

変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行なわ

変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行なわないものとしていただきます。

ないものとしていただきます。

なお，これを超える端子電圧および周波数変動においても，設備に支障が無い範囲で運転を継続していただきます。

なお，これを超える端子電圧および周波数変動においても，設備に支障がない範囲で運転を継続していただきます。

旧新また，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きます。）へのまた，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きます。）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容

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。

を協議させていただきます。

ただし，周波数変動範囲に対しては，46（運転可能周波数・並列時許容周波数）⑴の運転可

ただし，周波数変動範囲に対しては，46（運転可能周波数・並列時許容周波数）⑴の運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。
同期発電機・誘導発電機

52 保護リレーの設置⑶

単独運転防止対策イ

逆潮流がある場合

能周波数に準じた対策を実施していただきます。

逆変換装置

同期発電機・誘導発電機

52

保護リレーの設置⑶

単独運転防止対策イ

逆潮流がある場合

逆変換装置

旧

新

適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇リレーおよび周波数

適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーまたは転送遮断装置を設置していただきます。また，周波数上昇リレーおよび周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，周波数上昇リレーおよび周

波数低下リレーは，単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40パーセント程度ま波数低下リレーは，単独運転状態になった場合に系統電圧が定格電圧の40パーセント程度まで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。ただし，当該特性を有しで低下したとしても周波数を検出可能なものとしていただきます。ただし，当該特性を有しない場合は，単独運転状態になったときに系統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧をない場合は，単独運転状態になったとき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。

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，必要に応じて周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転送遮断装置を設

なお，必要に応じて周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転送遮断装置を設置していただく場合があります。

ロ⑷

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また，単独系統を復旧（本系統へ再並列）するにあたり，系統電源と当該発電設備等の周波数，電圧および位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を

波数，電圧および位相差が合致しない場合には，当社からの指令を受け，当該発電設備等を速やかに単独系統から解列していただきます。

速やかに単独系統から解列していただきます。

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。

単独運転防止のため，周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーを設置していただきます。

ただし，発電設備等の出力容量が系統の負荷と均衡する場合であって，周波数上昇リレーまただし，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

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。

していただきます。

事故波及防止対策⑷

事故波及防止対策

旧

新

発電機が脱調したときの事故波及を防止するため，脱調分離リレーを設置していただく場合発電機が脱調した場合の事故波及を防止するため，脱調分離リレーを設置していただく場合があります。

57 自動負荷制限・発電抑制⑴

があります。

57

発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線および変圧器等が過負荷になるおそれがあ

自動負荷制限・発電抑制⑴

発電設備等の脱落時等に主として連系する送電線およ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なっていただきます。また，系統事故等により他る場合は，自動的に負荷を制限する対策を行なっていただきます。また，系統事故等により他の送電線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の送電線およ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（揚遮断および蓄電池の充電停止を含みます。）を行なっていただくことがあります。この場合，

水遮断および蓄電池の充電停止を含みます。）を行なっていただくことがあります。この場合，発電場所に必要な装置を設置していただきます。

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

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から，本要件は適用いたしません。

58 線路無電圧確認装置の設置により，出力変動緩和の機能を喪失することから，本要件は適用いたしません。

58

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

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する必要があります。ただし，逆潮流が無い場合で，電力系統との連系に係る保護リレー，計器する必要があります。ただし，逆潮流がない場合で，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，遮断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化さ用変流器，計器用変圧器，遮断器および制御用電源配線が，相互予備となるように２系列化されているときは，無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかによれているときは，無電圧確認装置を省略できるものといたします。この場合，次のいずれかにより簡素化を図ることができるものといたします。

り簡素化を図ることができるものといたします。

旧59 発電機運転制御装置の付加⑵

周波数調整のための機能

新59

発電機運転制御装置の付加⑵

周波数調整のための機能

火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（ただし，地域資源バイオマス発電設備を除きます。）については，次の周波数調整機能を具備していただきます。

火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（ただし，地域資源バイオマス発電設備を除きます。）については，次の周波数調整機能を具備していただきます。

なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ

ガバナフリー運転機能

なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ

タービンの調速機（以下「ガバナ」といいます。）を系統周波数の変動に応じて発電機出タービンの調速機（以下「ガバナ」といいます。）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転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

力を変化させるように運転する機能を具備すること。
ロ

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。
ハニ

周波数変動補償機能

ＬＦＣ（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からのＬＦＣ信号に追従し，発電機出力を変動させる機能を具備すること。

ハ

周波数変動補償機能

標準周波数±0.2ヘルツを超えた場合，系統の周波数変動により，発電所の自動出力制御

標準周波数±0.2ヘルツを超えた場合，系統の周波数変動により，発電所の自動出力制御

装置がガバナで調整した出力を出力指令値に引き戻すことがないように，ガバナによる出力装置がガバナで調整した出力を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。

変動相当を出力指令値に加算する機能を具備すること。

ＥＤＣ（Economic load Dispatching Control：経済負荷配分制御）機能ニ

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

ガバナフリー運転機能

出力低下防止機能

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

旧新100メガワット以上の火力発電設備は，周波数58.8ヘルツまでは発電機出力が低下せず，周100メガワット以上の火力発電設備は，周波数58.8ヘルツまでは発電機出力が低下せず，周

波数58.8ヘルツ以下については，1.2ヘルツ低下するごとに5パーセント以内の出力低下に抑波数58.8ヘルツ以下については，1.2ヘルツ低下するごとに5パーセント以内の出力低下に抑える機能，または，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。

える機能，または，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。

なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりといたします。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議させていただきます。

なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりといたします。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議させていただきます。

旧新100メガワット以上

発電機定格出力

ガスタービン発電設備(GT) お よ び ガ ス タ ー
ビンコンバインドサイ
クル発電設備(GTCC)

その他の火力発電設備
および混焼バイオマス発電
設備※６

GF調定率

５パーセント以下

GF幅※１

５パーセント以上（定格出力基準）

GF制御応答性

機
能
・
仕
様
等

※１

発電機定格出力

ガスタービン発電設備(GT) お よ び ガ ス タ ー
ビンコンバインドサイ
クル発電設備(GTCC)

その他の火力発電設備
および混焼バイオマス発電設備※６５パーセント以下

GF調定率

５パーセント以下

５パーセント以下

３パーセント以上（定格出力基準）GF幅※１

５パーセント以上（定格出力基準）

３パーセント以上（定格出力基準）

2秒以内に出力変化開始，
10秒以内にGF幅の出力変化完了※７LFC幅±５パーセント以上（定格出力基準）±５パーセント以上（定格出力基準）

LFC変化速度※２５パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

LFC制御応答性

20秒以内に出力変化開始※７60秒以内に出力変化開始※７

EDC変化速度※２５パーセント/分以上（定格出力基準）

EDC制御応答性

GF制御応答性

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※７LFC幅±５パーセント以上（定格出力基準）±５パーセント以上（定格出力基準）

LFC変化速度※２５パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

LFC制御応答性

20秒以内に出力変化開始※７60秒以内に出力変化開始※７

１パーセント/分以上（定格出力基準）EDC変化速度※２５パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

20秒以内に出力変化開始※７60秒以内に出力変化開始※７

EDC制御応答性

20秒以内に出力変化開始※７60秒以内に出力変化開始※７

EDC+LFC変化速度

10パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

EDC+LFC変化速度

10パーセント/分以上（定格出力基準）

１パーセント/分以上（定格出力基準）

最低出力※３※４（定格出力基準）

50パーセント以下
DSS機能具備※５30パーセント以下

最低出力※３※４（定格出力基準）

50パーセント以下
DSS機能具備※５30パーセント以下※３

ＧＴおよびＧＴＣＣについては，負荷制限設定値までの上げ余裕値が定格出力の５パーセント以上，その他の発電機については，定格出力の３パーセント以上を確保すること。ただし，定格出力付近等の要件を満たせない出力帯については，別途協議させていただきます。
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，別途協議させていただきます。
気化ガス（ＢＯＧ）処理等により最低出力を満たせない場合には，別途協議させて※４※５

ＥＤＣ・ＬＦＣ指令により制御可能な最低出力といたします。
日間起動停止運転（ＤＳＳ）は，発電機解列から並列まで８時間以内で可能なこと。

※２

100メガワット以上

機
能
・
仕
様
等

※１

※３

ＧＴおよびＧＴＣＣについては，負荷制限設定値までの上げ余裕値が定格出力の５パーセント以上，その他の発電機については，定格出力の３パーセント以上を確保すること。ただし，定格出力付近等の要件を満たせない出力帯については，別途協議させていただきます。
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，別途協議させていただきます。
気化ガス（ＢＯＧ）処理等により最低出力を満たせない場合には，別途協議させて※４※５

ＥＤＣ・ＬＦＣ指令により制御可能な最低出力といたします。
日間起動停止運転（ＤＳＳ）は，発電機解列から並列まで８時間以内で可能なこと。

※２

いただきます。

いただきます。

旧

新※６ 地域資源バイオマス発電設備を除きます。
※７記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期に出力変化開始し，出力変化完了すること。

※６ 地域資源バイオマス発電設備を除きます。
※７記載の秒数は目安値とし，可能な限り早期に出力変化開始し，出力変化完了すること。

また，周波数調整機能に必要な受信信号（ＥＤＣ指令値，ＬＦＣ増/減指令）を受信す

また，周波数調整機能に必要な受信信号（ＥＤＣ指令値，ＬＦＣ増/減指令）を受信する

る機能および，必要な送信信号（現在出力，可能最大出力〔ＧＴおよびＧＴＣＣのみといた機能および，必要な送信信号（現在出力，可能最大出力〔ＧＴおよびＧＴＣＣのみといたしします。〕，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ます。〕，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いただきす。

ただきます。

62 電 圧 変 動⑵

瞬時電圧変動対策

62

電圧変動
⑵

瞬時電圧変動対策

発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の２パー発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の２パー

セントを目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。

セントを目安に適正な範囲内に瞬時電圧変動を抑制していただきます。

イ

イ

ロ

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。

同期検定装置を設置すること。

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

ロを用いること。
ハ

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

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二次励磁制御巻線型誘導発電機を用いる場合には，自動同期検定機能を有するもの
を用いること。

ハ

誘導発電機を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から２パーセント程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設

から２パーセント程度を超えて逸脱するおそれがあるときは，限流リアクトル等を設置すること。

置すること。

なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をしていただきます。

なお，これにより対応できない場合には，同期発電機を用いる等の対策をしていただきま
す。

旧

ニ

新

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

ニ

と。
ホ

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。

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

ホ

他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により，系統の電圧が適正値（常時電圧の２パーセントを目安とします。）を逸脱するおそれがあるときは，限流リ値（常時電圧の２パーセントを目安とします。）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。

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 といた

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 といた

します。
ヘ

します。

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

ヘ等の影響を及ぼすおそれがあるときまたは電圧フリッカにより適正値（受電地点にお等の影響を及ぼすおそれがある場合または電圧フリッカにより適正値（受電地点における電圧フリッカレベル〔ΔＶ 10〕を0.45ボルト以下〔当該設備のみの場合は， 0.23

ける電圧フリッカレベル〔ΔＶ 10〕を0.45ボルト以下〔当該設備のみの場合は， 0.23

ボルト以下〕に維持するものといたします。）を逸脱するおそれがある ときには，次ボルト以下〕に維持するものといたします。）を逸脱するおそれがある 場合には，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。

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)

(イ)

(ロ)

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場

きには，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

合には，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。

と。
(ロ)

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，ＳＶＣ等を設置すること。

⑶

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

その他

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場合には，ＳＶＣ等を設置すること。

⑶

その他

旧

イ

新

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

イ

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。

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

ロ

33,000ボルト以下の特別高圧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

ロ

場合は，38（電圧変動）に準じます。

69 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，電気事業法にもとづき，「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。

33,000ボルト以下の特別高圧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
場合は，38（電圧変動）に準じます。

69

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，電気事業法にもとづき，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。
また，自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキ
ュリティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

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，またなお，上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，は発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行なう

または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化等を行ために，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。

なうために，次のとおり適切なサイバーセキュリティ対策を講じていただきます。

旧

Ⅵ
73

高

調

新

負荷設備の高圧配電線との連系要件

波

Ⅵ
73

負荷設備の高圧配電線との連系要件

電力品質⑴

高調波抑制対策

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，系統に高調波電流を流出

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，系統に高調波電流を流する場合で，⑴の条件に該当し，かつ，⑵の高調波流出電流が⑶の高調波流出電流の上限値を超出する場合で，イの条件に該当し，かつ，ロの高調波流出電流がハの高調波流出電流の上限値えるときは，高調波電流を抑制するために必要となる対策を実施していただきます。

を超えるときは，高調波電流を抑制するために必要となる対策を実施していただきます。

⑴

等価容量の合計値が50キロボルトアンペアを超える場合

イ

等価容量の合計値が50キロボルトアンペアを超える場合⑵

系統に流出する高調波流出電流は，次の式により算出いたします。ただし，需要場所の構

ロ

系統に流出する高調波流出電流は，次の式により算出いたします。ただし，需要場所の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し算出することができ

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し算出することがるものといたします。

できるものといたします。

高調波発生機器ごとの定高調波発生機器の最大高調波流出電流 ＝ 格運転状態において発生 ×の稼働率
する高調波電流の合計値

高調波発生機器ごとの定高調波発生機器の最大高調波流出電流 ＝ 格運転状態において発生 ×の稼働率
する高調波電流の合計値

なお，高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計して得た値とし，また，その対象とする高なお，高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計して得た値とし，また，その対象とする

調波の次数は，40次以下といたします。
⑶

系統に流出する高調波流出電流の上限値は，高調波の次数ごとに，次の式により算出いたします。
受給電力１キロワット
高調波流出電流＝ 当たりの高調波流出電 × 当該需要場所の受給電力
の上限値
流の上限値

高調波の次数は，40次以下といたします。
ハ系統に流出する高調波流出電流の上限値は，高調波の次数ごとに，次の式により算出いた
します。
受給電力１キロワット
高調波流出電流＝ 当たりの高調波流出電 × 当該需要場所の受給電力
の上限値
流の上限値

旧

新

なお，受給電力とは，原則として需要場所における接続送電サービス契約電力または臨時接

なお，受給電力とは，原則として需要場所における接続送電サービス契約電力または臨時

続送電サービス契約電力といたします。

接続送電サービス契約電力といたします。

受給電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値

受給電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア/キロワット）（単位：ミリアンペア/キロワット）

公称電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次超過

公称電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次超過

6.6
キロボルト

3.50

2.50

1.60

1.30

1.00

0.90

0.76

0.70

6.6
キロボルト

3.50

2.50

1.60

1.30

1.00

0.90

0.76

0.70

⑵

電圧フリッカ対策
需要者は，電圧フリッカ発生機器を用いた電気設備を使用する場合，10ヘルツの変動に等価換算した電圧変動ΔＶ10が基準値以内（１時間連続して測定した１分間データのΔＶ10値の内，４番目最大値が0.45ボルト以下）となるよう必要な対策を実施していただきます。

⑶

電圧変動対策
受電用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。
なお，上記理由に関わらず，他者の電気の使用に影響を及ぼす，または影響を及ぼす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。

79

サイバーセキュリティ対策

旧

新

自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリ
ティの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

旧新Ⅶ 負荷設備の特別高圧電線路との連系要件
79 力
80 高

調

Ⅶ

率

80

力

率

波

81

電力品質

負荷設備の特別高圧電線路との連系要件

旧

新

⑴

高調波抑制対策

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，系統に高調波電流を流出

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，系統に高調波電流を流する場合で，⑴または⑵の条件に該当し，かつ，⑶の高調波流出電流が⑷の高調波流出電流の上出する場合で，イまたはロの条件に該当し，かつ，ハの高調波流出電流がニの高調波流出電流

限値を超えるときは，高調波電流を抑制するために必要となる対策を実施していただきます。

の上限値を超えるときは，高調波電流を抑制するために必要となる対策を実施していただきます。

⑴

22,000ボルトまたは33,000ボルトの系統に連系する場合で，等価容量の合計値が300キロボル

イ

トアンペアを超えるとき。
⑵

77,000ボルト以上の系統に連系する場合で，等価容量の合計値が2,000キロボルトアンペアを

ルトアンペアを超えるとき。
ロ

超えるとき。
⑶

系統に流出する高調波流出電流は，次の式により算出いたします。ただし，需要場所の構内に

77,000ボルト以上の系統に連系する場合で，等価容量の合計値が2,000キロボルトアンペア
を超えるとき。

ハ系統に流出する高調波流出電流は，次の式により算出いたします。ただし，需要場所の構内

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し算出することができるも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し算出することができのといたします。

るものといたします。

高調波発生機器ごとの定高調波発生機器の最大高調波流出電流 ＝ 格運転状態において発生 ×の稼働率
する高調波電流の合計値

高調波発生機器ごとの定高調波発生機器の最大高調波流出電流 ＝ 格運転状態において発生 ×の稼働率
する高調波電流の合計値

なお，高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計して得た値とし，また，その対象とする高なお，高調波流出電流は，高調波の次数ごとに合計して得た値とし，また，その対象とする

調波の次数は，40次以下といたします。
⑷

22,000ボルトまたは33,000ボルトの系統に連系する場合で，等価容量の合計値が300キロボ

系統に流出する高調波流出電流の上限値は，高調波の次数ごとに，次の式により算出いたします。

高調波の次数は，40次以下といたします。
ニ

系統に流出する高調波流出電流の上限値は，高調波の次数ごとに，次の式により算出いた
します。

旧

新

受給電力１キロワット
高調波流出電流＝ 当たりの高調波流出電 × 当該需要場所の受給電力
の上限値
流の上限値

受給電力１キロワット
高調波流出電流＝ 当たりの高調波流出電 × 当該需要場所の受給電力
の上限値
流の上限値

なお，受給電力とは，原則として需要場所における接続送電サービス契約電力または臨時接

なお，受給電力とは，原則として需要場所における接続送電サービス契約電力または臨時

続送電サービス契約電力といたします。

接続送電サービス契約電力といたします。

受給電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値

受給電力１キロワット当たりの高調波流出電流の上限値（単位：ミリアンペア/キロワット）（単位：ミリアンペア/キロワット）

公称電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次超過

公称電圧

５次

７次

11次

13次

17次

19次

23次

23次超過

22
キロボルト

1.80

1.30

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

22
キロボルト

1.80

1.30

0.82

0.69

0.53

0.47

0.39

0.36

33
キロボルト

1.20

0.86

0.55

0.46

0.35

0.32

0.26

0.24

33
キロボルト

1.20

0.86

0.55

0.46

0.35

0.32

0.26

0.24

77
キロボルト

0.50

0.36

0.23

0.19

0.15

0.13

0.11

0.10

77
キロボルト

0.50

0.36

0.23

0.19

0.15

0.13

0.11

0.10

154
キロボルト

0.25

0.18

0.11

0.09

0.07

0.06

0.05

0.05

154
キロボルト

0.25

0.18

0.11

0.09

0.07

0.06

0.05

0.05

275
キロボルト

0.14

0.10

0.06

0.05

0.04

0.03

0.03

0.02

275
キロボルト

0.14

0.10

0.06

0.05

0.04

0.03

0.03

0.02

81 電圧フリッカ⑵

電圧フリッカ対策

需要者は，電圧フリッカ発生機器を用いた電気設備を使用する場合，10ヘルツの変動に等価換

需要者は，電圧フリッカ発生機器を用いた電気設備を使用する場合，10ヘルツの変動に等価算した電圧変動ΔＶ10が基準値以内（１時間連続して測定した１分間データのΔＶ10値の内，４換算した電圧変動ΔＶ10が基準値以内（１時間連続して測定した１分間データのΔＶ10値の内，番目最大値が0.45ボルト以下）となるよう必要な対策を実施していただきます。

４番目最大値が0.45ボルト以下）となるよう必要な対策を実施していただきます。

旧

新

⑶

電圧変動対策
受電用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10パーセントを超えて逸脱するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。
なお，上記理由に関わらず，他者の電気の使用に影響を及ぼす，または影響を及ぼす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。

88

サイバーセキュリティ対策
自家用電気工作物（発電事業の用に供するものおよび小規模事業用電気工作物を除きます。）に係る遠隔監視システムおよび制御システムは，「自家用電気工作物に係るサイバーセキュリテ
ィの確保に関するガイドライン」に準拠した対策を講じていただきます。

３

電気事業法施行規則第 17 条の４第１項の規定により提出した書類の写し

託送供給等に係る収入の見通しの変更承認申請書
関送企発 10 号
2023 年 9 月 29 日

経済産業大臣

西村 康稔

殿

大阪市北区中之島３丁目６番１６号
関西電力送配電株式会社
代表取締役社長
白銀 隆之

次のとおり収入の見通しの変更の承認を受けたいので、電気事業法第 17 条の 2 第 4 項の規定により申請します。
変

更

の

内

容 別紙のとおりであります。

変

更

年

月

日 2024 年 4 月 1 日

別電気事業法施行規則第 17 条の４の規定に基づく添付書類１

変更を必要とする理由

２

一般送配電事業者による託送供給等に係る収入の見通しに関する省令の規定に基づいて作成した書類

紙

１

変更を必要とする理由

変更を必要とする理由
第 62 回総合資源エネルギー調査会電力・ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会（2023 年５月 30 日開催）において容量市場での供給力調達の在り方を見直すことに伴い容量拠出金の負担見直しに係る託送負担のあり方が議論されたことや，2022 年度の最終保障供給取引損益やインバランス収支（追加供給力公募費用を含む）について、第１規制期間における収入の見通しの承認時点では実績が確定していなかったことにより収入の見通
しに織り込むことができなかった費用について実績が確定したことに加えて，直近で承認を受けた託送供給等に係る収入の見通しの算定時における制御不能費用の想定値と規制期間における実績値に乖離が生じると見込まれることなどを踏まえ，託送供給等に係る収入の見通しを変更することといたしました。
つきましては，電気事業法第 17 条の２第４項の規定にもとづき，ここに託送供給等に係る収入の見通しの変更を申請する次第であります。

２

一般送配電事業者による託送供給等に係る収入の見通しに関する省令の規定に基づいて作成した書類

様式第１（第３条から第１１条まで関係）
第１表
収入の見通し総括表

役

員

給
給

（単位：千円）

給

料
料

手

退

当

与

手
振

替

職

額

当

（

給

厚

貸

方

与

生

）

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

100,000

100,000

100,000

100,000

71,902,000

70,515,000

69,053,000

67,678,000

規制期間
5ヶ年計

100,000

備考

5ヶ年平均

500,000

100,000

66,312,000 345,460,000

69,092,000▲ 2,327,000 ▲ 2,281,000 ▲ 2,234,000 ▲ 2,190,000 ▲ 2,145,000 ▲ 11,177,000 ▲ 2,235,400 ▲表示で記載

金 ※1

7,990,000

7,836,000

7,673,000

7,520,000

7,367,000

38,386,000

7,677,200

費

14,475,000

14,215,000

13,940,000

13,682,000

13,425,000

69,737,000

13,947,400
0

委

託

検

針

費

0

0

0

0

0

0

委

託

集

金

費

0

0

0

0

0

0

0

給

2,085,000

2,130,000

2,308,000

2,460,000

2,577,000

11,560,000

2,312,000

雑
（

人

件

費

計

）

(94,225,000) (92,515,000) (90,840,000) (89,250,000) (87,636,000) 454,466,000 (90,893,200)

修

繕

費 ※2

4,961,000

5,275,000

5,195,000

4,936,000

4,813,000

25,180,000

5,036,000

研究費

1,847,000

1,890,000

1,802,000

1,748,000

1,681,000

8,968,000

1,793,600

費1,868,000

1,816,000

1,797,000

1,792,000

1,780,000

9,053,000

1,810,600

料

89,00088,00088,00087,00087,000439,000

87,800

費

559,000

556,000

554,000

551,000

548,000

2,768,000

553,600

消

耗

損

品

害

保

養

険

成

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）▲ 98,000▲ 97,000▲ 97,000▲ 96,000▲ 96,000▲ 484,000▲ 96,800 ▲表示で記載

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）▲ 170,000▲ 169,000▲ 168,000▲ 168,000▲ 167,000▲ 842,000▲ 168,400 ▲表示で記載

委

49,291,000

49,235,000

49,320,000

49,050,000

48,804,000 245,700,000

240,000

242,000

237,000

239,000

235,000

1,193,000

238,600

18,723,000

18,984,000

19,552,000

19,436,000

19,839,000

96,534,000

19,306,800▲ 660,000▲ 646,000▲ 643,000▲ 639,000 ▲ 3,264,000

託

普

及

開

費 ※3

発

関

係

費

諸

費 ※4

電
第

気

事

１

業

区

分

49,140,000

雑

収

益 ※5

▲ 676,000

費

用計

170,859,000 169,675,000 168,474,000 166,182,000 164,521,000 839,711,000 167,942,200

修

繕

費 ※6

68,082,000

66,028,000

68,720,000

70,478,000

委

託

費 ※7

90,000270,000

153,000

60,00059,000632,000

費 ※8

0

0

0

0

0

0

0

費 ※9

3,716,000

10,494,000

17,613,000

23,612,000

29,631,000

85,066,000

17,013,200

6,343,000

諸
減

価

固
第
次

償

定

却

資

２

区

分

世

代

投

修

産

税 ※10

定

資

126,400

0

1,872,000

3,545,000

5,052,000

16,812,000

3,362,400

71,888,000

78,664,000

90,031,000

99,202,000 101,622,000 441,407,000

88,281,400

用

計

資

費

用

9,989,000

13,330,000

17,018,000

25,437,000

27,275,000

93,049,000

18,609,800

費 ※1139,246,000

41,548,000

37,589,000

34,894,000

31,578,000 184,855,000

36,971,000託

固67,779,400

費

繕

委

65,589,000 338,897,000▲ 652,800 ▲表示で記載

産

除

却

費 ※12

10,786,000

10,941,000

10,932,000

10,929,000

10,923,000

54,511,000

10,902,200

費26,289,000

28,612,000

28,377,000

27,972,000

26,656,000 137,906,000

27,581,200

賃

借

料 ※13

13,561,000

13,593,000

13,718,000

13,527,000

13,448,000

67,847,000

13,569,400

託

送

料 ※14

9,179,000

9,199,000

9,265,000

8,752,000

8,428,000

44,823,000

8,964,600

額

35,00035,00035,00035,00035,000175,000）▲ 213,000▲ 213,000▲ 213,000▲ 213,000

共
共

有
有

設
設

他

社

地

帯

備

備

費

費
等

分

購

等
担

分
額

入

担

（

貸

▲ 213,000 ▲ 1,065,000

35,000▲ 213,000 ▲表示で記載

電

費

0

0

0

0

0

0

0

電

費

175,000

175,000

175,000

175,000

175,000

875,000

175,000

一 般 送 配 電 事 業 等 に 係 る 電 力 料 ※15

600,000

597,000

594,000

591,000

587,000

2,969,000

593,800需

給100,000

374,000

374,000

374,000

374,000

1,596,000

319,200

電

力

間

購

調
費

振

送

方

入

送

整

市

場

替

勘

定

開

手
（

数

料 ※16

方

）

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

費

0

0

0

0

0

0

0

貸

発

株

式

交

付

費

0

0

0

0

0

0

0

社

債

発

行

費

0

0

0

0

0

0

0

開

発

費

償

却

0

0

0

0

0

0

0

償

却

0

0

0

0

0

0

0

償

却

0

0

0

0

0

0

0

金

0

0

0

0

0

0

0

費

用 ※17

0

0

0

0

0

0

0

収

益 ※18

0

0

0

0

株

式

交

社

債

発

廃
離
離
第

炉

費

行

費

等

島

等

島

等

３

付

負

供

給

に

供

給

に

区

分

担
係

る

係

る

費

用

0

0

計

99,758,000 104,861,000 100,846,000

97,036,000

91,991,000 494,492,000

98,898,400

0 ▲表示で記載

地

帯

間

販

売

送

電

料

▲ 20,000▲ 20,000▲ 20,000▲ 20,000▲ 20,000▲ 100,000▲ 20,000 ▲表示で記載

地

帯

間

販

売

電

源

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

他

社

販

売

送

電

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

他

社

販

売

電

源

料

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

託

送

事

業

電

気

者

収
間

事

預

精
業

除

算
雑

金

控

益 ※19 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 21,115,000 ▲ 4,223,000 ▲表示で記載
収益

収益 ※20 ▲ 24,076,000 ▲ 24,259,000 ▲ 24,066,000 ▲ 24,271,000 ▲ 24,482,000 ▲ 121,154,000 ▲ 24,230,800 ▲表示で記載

利
収

息
益

計

▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 12,620,000 ▲ 2,524,000 ▲表示で記載

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載▲ 30,843,000 ▲ 31,026,000 ▲ 30,833,000 ▲ 31,038,000 ▲ 31,249,000 ▲ 154,989,000 ▲ 30,997,800

減

価

償

却

費 ※21 101,772,000

退

職

給

与

金 ※22

96,444,000

92,145,000

80,745,000

1,096,000

185,0000001,281,000

256,200

ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用

2,267,000

2,093,000

1,258,000

277,000

05,895,000

1,179,000

賃

料 ※23

25,379,000

24,419,000

23,458,000

22,498,000

21,774,000 117,528,000

23,505,600

費 ※24

2,682,000

2,689,000

2,690,000

2,689,000

2,688,000

13,438,000

2,687,600

損

50,00050,00050,00050,00050,000250,000

額

7,443,000

7,443,000

7,443,000

7,443,000

7,443,000

37,215,000

7,443,000

額 ※25

10,783,000

10,783,000

10,782,000

10,782,000

10,782,000

53,912,000

10,782,400 貸方の場合は▲表示で記載

借

諸
貸

倒

振
イ

替
ン

バ

損
ラ

ン

失
ス

調
収

支

整
過

不

足

75,021,000 446,127,000

89,225,400

50,000 貸方の場合は▲表示で記載

電

源

開

発

事

促

進

業

雑
法

人

賠
廃

償
炉

負
円

固
調
再
制

税
担

滑

化

金
負

定
整

力

給

の

確
に

不

保

当

金

資

電

御

相

担

相

当

産
に

要
能

要

す

す

る

る

費

費
費

用

税

51,105,000

50,814,000

50,699,000

50,497,000

50,480,000 253,595,000

50,719,000税

8,426,000

8,797,000

8,619,000

8,725,000

8,593,000

43,160,000

8,632,000

税

1,052,000

1,052,000

1,052,000

1,052,000

1,052,000

5,260,000

1,052,000

等

10,098,000

10,098,000

10,098,000

10,098,000

10,098,000

50,490,000

10,098,000

金

15,641,000

15,641,000

15,641,000

15,641,000

15,641,000

78,205,000

15,641,000

金

13,200,000

13,200,000

13,200,000

13,200,000

13,200,000

66,000,000

13,200,000

税 ※26

30,215,000

28,653,000

27,199,000

25,836,000

24,556,000 136,459,000

27,291,800

用 ※27

2,089,000

24,260,000

17,317,000

20,067,000

22,514,000

86,247,000

17,249,400 貸方の場合は▲表示で記載

用 ※28

0

0

0

0

0

0

計

託

送

料 ※29

3,125,000

3,125,000

3,242,000

3,302,000

3,267,000

16,061,000

補

償

費

1,707,000

1,707,000

1,707,000

1,707,000

1,707,000

8,535,000

1,707,000

費

8,121,000

8,121,000

8,121,000

8,121,000

8,121,000

40,605,000

8,121,000

631,000

3,155,000

631,000

46,519,000 265,151,000

53,030,200

事

業

者

間

精

算

震 災 、 風 水 害 、 火 災 そ の 他 の 災 害 の 復 旧 に 係 る 費 用 ※30

事

調

整

力

発

電

収

の
抑

確
制

後

事
追

0

283,298,000 296,621,000 281,651,000 269,600,000 263,892,000 1,395,062,000 279,012,400

保

に

に

要

検

証

事

業

業
加
入

の

要
す

す

る
る
費

報

見

報
通

し

費

用 ※31

費

用 ※32

631,000

631,000

631,000

631,000

61,789,000

46,519,000

63,177,000

47,147,000

4,000

5,000

6,000

6,000

27,0005,400

用75,377,000

60,108,000

76,884,000

60,914,000

60,251,000 333,534,000

66,706,800

酬

33,549,000

33,906,000

34,179,000

34,326,000

34,299,000 170,259,000

34,051,800

酬

120,000

111,000

102,000

95,000計

6,000

3,212,200

87,000515,000

103,000

713,995,000 726,250,000 738,352,000 721,754,000 712,689,000 3,613,040,000 722,608,000（記載注意）※1：第６条に規定するものを除く。
※2：発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備の巡視及び点検に係る費用に限る。
※3：第４条及び第５条に規定するものを除く。
※4：第４条及び第６条に規定するものを除く。
※5：会計規則附則第４項に規定する吸収分割会社又は吸収分割承継会社との間における役務の提供に係る取引収益のうち、主に人件費、消耗品費、委託費及び諸費の請求に係る収益に限る。
※6：取替修繕費及び修繕費であって配電設備及び業務設備の建設及び撤去に付随して発生するものに限る。
※7：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良の委託に係る費用に限る。
※8：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良に係る費用に限る。
※9：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外のものに限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※10：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外のものに限る。）に対する税額に限る。
※11：第３条及び第４条に規定するものを除く。
※12：支障木の伐採の委託に係る費用に限る。
※13：第６条に規定するものを除く。
※14：第７条に規定するもの及び電源線に係る費用を除く。
※15：一般送配電事業等を行うために当該一般送配電事業者が使用する電気に係る費用のことをいう。
※16：需給調整市場における取引に係る売買手数料をいう。
※17：送配電等業務に係る費用及び第９条に規定するものを除く。
※18：送配電等業務に係る収益を除く。
※19：接続供給託送収益及び電源線に係る収益を除く。
※20：第３条に規定するもの、災害等扶助交付金及び電源線に係る収益を除く。
※21：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※22：規制期間初年度の前々年度３月３１日時点で発生している数理計算上の差異に対する償却額に限る。
※23：道路占用料、水面使用料、線路使用料、共架料、電柱敷地料、線下補償料、河敷料、占用関係借地料その他の法令及び国のガイドラインに準じて単価が設定される費用に限る。
※24：受益者負担金、推進機関の会費（特別会費を含む。）、災害等扶助拠出金に限る。
※25：電気事業託送供給等収支計算規則第２条第１項の規定に基づき作成されたインバランス等収支計算書におけるインバランス等取引利益又はインバランス等取引損失をいう。
※26：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する税額に限る。
※27：法第２８条の４０第１項第５号に規定する推進機関の業務に応じて供給能力を確保するために要する費用（将来の一定期間における需要に対する供給力が不足することが明らかになった
後に推進機関が実施する入札等に係る費用を除く。）、その発電等設備以外の発電等設備の発電又は放電に係る電気を受電することなく発電し、又は放電することができる発電等設備等の調達に係る費用、電気の電圧の値の維持の用に供するための発電等設備等の調達に係る費用及び最終保障供給に係る利益又は損失をいう。
※28：一般送配電事業者の供給区域内の送電設備の送電容量等の制限により電力の受渡しができないと見込まれる場合に、当該一般送配電事業者が調整電源等の上げ調整指令及び下げ調整指令
により、当該制限を解消するのに要する費用をいう。
※29：連系線の増強等に係る費用に限る。
※30：災害等扶助交付金を含む。
※31：一般送配電事業者が、調整電源等を公募により調達するのに要する費用、一般送配電事業者が、調整電源等に対し上げ調整指令及び下げ調整指令を行うのに要する費用（第５条及び第６条に規定するものを除く。）、一般送配電事業者が、調整電源等（再生可能エネルギー電気特措法第２条第５項に規定する認定発電設備（同条第３項第１号に掲げる太陽光及び同項第２号に掲げる
風力を電気に変換するものに限る。）から供出される電力量について、翌日市場（一般社団法人日本卸電力取引所の業務規程に規定する翌日取引を行うための卸電力取引市場をいう。）の売買取引が行われる日の午前六時における一般送配電事業者による予測値と当該売買取引に係る電力の受渡しを行う一時間前における当該一般送配電事業者による予測値との差を調整するための調整電源等を除く。）を需給調整市場における売買取引により調達するのに要する費用等をいう。
※32：送配電線１回線、変圧器１台又は発電機１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護継電器により行われる速やかな発電抑制に要する費用をいう。

様式第２（第３条から第１１条まで関係）
第１表
第１区分費用明細表

役

員

給
給

（単位：千円）

給

料
料

手

退

当
職

手
振

替

額

（

給

厚

与

貸
与

生

方

参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

293,925

374,181370,071

131,478

169,530

5ヶ年計
1,339,185

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

267,837

100,000

100,000

100,000

100,000

100,000

5ヶ年計

5ヶ年平均

500,000

73,326,983 81,079,568 80,993,573 74,085,174 73,531,751 383,017,049 76,603,410 71,902,000 70,515,000 69,053,000 67,678,000 66,312,000 345,460,000 69,092,000）▲ 2,406,779 ▲ 2,615,990 ▲ 2,508,964 ▲ 2,475,445 ▲ 2,379,697 ▲ 12,386,875 ▲ 2,477,375 ▲ 2,327,000 ▲ 2,281,000 ▲ 2,234,000 ▲ 2,190,000 ▲ 2,145,000 ▲ 11,177,000 ▲ 2,235,400 ▲表示で記載

金 ※1

9,180,624

費14,536,586 15,950,376 16,595,195 14,993,275 14,778,721 76,854,153 15,370,831 14,475,000 14,215,000 13,940,000 13,682,000 13,425,000 69,737,000 13,947,400
09,399,569

0

9,625,952

0

8,404,395

08,156,198 44,766,738

00

8,953,348

0

7,990,000

07,836,000

07,673,000

7,520,000

託

検

針

費

委

託

集

金

費

389

544

0

0

0

933

187

0

0

0

0

給

1,479,626

1,744,873

2,063,876

2,181,962

2,197,174

9,667,511

1,933,502

2,085,000

2,130,000

2,308,000

2,460,000

007,367,000 38,386,000

7,677,200

0

0

0

0

0

2,577,000 11,560,000

2,312,000

0

修

繕

費 ※2

7,469,976

7,122,498

6,277,676

6,379,282

5,716,718 32,966,150

6,593,230

4,961,000

5,275,000

5,195,000

4,936,000

4,813,000 25,180,000

研

究

費

1,887,558

1,586,239

2,063,064

2,491,062

2,269,268 10,297,191

2,059,438

1,847,000

1,890,000

1,802,000

1,748,000

1,681,000

8,968,000

1,793,600

費1,930,578

2,520,985

3,575,645

2,576,707

2,644,834 13,248,749

2,649,750

1,868,000

1,816,000

1,797,000

1,792,000

1,780,000

9,053,000

1,810,600

消

耗

損

害

品
保

養

険

料

成

備考

100,000

当

委

雑

規制期間

2023年度

費33,92533,26136,879503,890474,119568,138

972

5,899

110,936

22,187643,484

627,399

2,817,030

563,406

559,000

556,000

554,000

551,000▲ 71,865 ▲ 123,651 ▲ 1,483,354 ▲ 296,671▲ 98,000

89,000▲ 97,000

88,000▲ 97,000

88,000▲ 96,000

87,00087,000439,000

548,000

2,768,000

87,800553,600

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）▲ 322,229 ▲ 449,272 ▲ 516,337

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）▲ 425,623 ▲ 492,083 ▲ 430,694▲ 9,992 ▲ 331,423 ▲ 1,689,815 ▲ 337,963 ▲ 170,000 ▲ 169,000 ▲ 168,000 ▲ 168,000 ▲ 167,000 ▲ 842,000 ▲ 168,400 ▲表示で記載

委
普▲ 96,000 ▲ 484,000

5,036,000▲ 96,800 ▲表示で記載

費 ※3 33,557,226 33,696,240 41,960,377 48,872,867 52,506,197 210,592,907 42,118,581 49,291,000 49,235,000 49,320,000 49,050,000 48,804,000 245,700,000 49,140,000

託
及

開

発

関

係

費

電

気

事

業

雑

収

益 ※5

第

１

区

分

費

用

計

諸

費 ※4

84,06782,71879,826215,082

342,791

804,484

160,897

240,000

242,000

237,000

239,000

235,000

1,193,000

238,600

9,578,913 10,141,020 21,582,546 19,147,429 18,963,249 79,413,157 15,882,631 18,723,000 18,984,000 19,552,000 19,436,000 19,839,000 96,534,000 19,306,800
000 ▲ 3,143,519 ▲ 2,849,006 ▲ 5,992,525 ▲ 1,198,505 ▲ 676,000 ▲ 660,000 ▲ 646,000 ▲ 643,000 ▲ 639,000 ▲ 3,264,000 ▲ 652,800 ▲表示で記載

150,709,635 160,648,846 182,336,823 174,422,348 176,225,952 844,343,604 168,868,721 170,859,000 169,675,000 168,474,000 166,182,000 164,521,000 839,711,000 167,942,200（記載注意）※1：第６条に規定するものを除く。
※2：発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備の巡視及び点検に係る費用に限る。
※3：第４条及び第５条に規定するものを除く。
※4：第４条及び第６条に規定するものを除く。
※5：会計規則附則第４項に規定する吸収分割会社又は吸収分割承継会社との間における役務の提供に係る取引収益のうち、主に人件費、消耗品費、委託費及び諸費の請求に係る収益に限る。

≪項目別明細表≫（１）第３条第３項関係[役員給与]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

参照期間

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

253,01361,00061,00061,00061,00061,000

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

社内取締役報酬

293,925

374,181370,071

96,105

130,781

社外取締役報酬

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

社内監査役報酬

00035,37338,74974,122

14,82439,00039,00039,00039,00039,000

195,000

39,000社外監査役報酬
合計
社内取締役

社外取締役

社内監査役

社外監査役

役員数（人）

5ヶ年計

規制期間

2023年度1,265,063

5ヶ年計

5ヶ年平均

305,000

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

293,925

374,181370,071

131,478

169,530

1,339,185

267,837

100,000

100,000

100,000

100,000

100,000

500,000

100,000

12

11

10

4

3

40

8

3

3

3

3

3

15

3

24,49334,01637,00724,026

43,593

163,135

32,627

20,333

20,333

20,333

20,333

20,333

101,665

20,333

役員数（人）

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

1人あたり平均報酬額（千円/人）

役員数（人）

0

0

0

3

2

5

1

2

2

2

2

2

10

2

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

11,791

19,374

31,165

6,233

19,50019,50019,50019,50019,50097,50019,500

役員数（人）

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

[給料手当]（単位：千円）

基準賃金

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

8,154,721

諸給与金

16,482,841 20,273,792 20,487,907 20,043,819 20,381,628 97,669,987 19,533,997 20,050,000 19,787,000 19,504,000 19,244,000 18,985,000 97,570,000 19,514,000控除口（貸方）9,119,845

8,676,360

7,656,492

8,014,026 41,621,444

8,324,289

8,013,000

7,903,000▲ 4,252,480 ▲ 4,540,873 ▲ 5,059,829 ▲ 3,758,161 ▲ 4,305,530 ▲ 21,916,873 ▲ 4,383,375 ▲ 4,306,000 ▲ 4,306,000 ▲ 4,306,000 ▲ 4,306,000 ▲ 4,306,000 ▲ 21,530,000 ▲ 4,306,000

07,677,000

07,570,000 38,949,000

007,789,800

0

0

0

0

0

0

0

その他査定影響

0

0

0

0

0

0

0 ▲ 492,000 ▲ 845,000 ▲ 1,195,000 ▲ 1,546,000 ▲ 1,896,000 ▲ 5,974,000 ▲ 1,194,800

合計

07,786,000

附帯事業振替額

0073,326,983 81,079,568 80,993,573 74,085,174 73,531,751 383,017,049 76,603,410 71,902,000 70,515,000 69,053,000 67,678,000 66,312,000 345,460,000 69,092,000

平均経費人員（人）平均基準賃金（千円/月）

9,860

10,02910,267

8,998

8,876

48,030

9,606

8,746

8,628

8,501

8,384

8,268

42,527

8,505

447

467

462

464

464

2,304

461

463

463

463

463

463

2,315

463

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

[退職給与金]（単位：千円）

引当金増加額2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

4,018,117

5,089,015

5,578,161

4,542,680

4,536,251 23,764,224

4,752,845

4,466,000

4,406,000

4,343,000

4,284,000

4,225,000 21,724,000

4,344,800

年金保険料

4,766,836

5,187,831

5,698,345

4,781,295

5,032,418 25,466,725

5,093,345

4,977,000

4,901,000

4,819,000

4,743,000

4,668,000 24,108,000

4,821,600

その他査定影響
合計

0

0

0

0

0

0

▲ 55,000▲ 94,000 ▲ 133,000 ▲ 172,000 ▲ 211,000 ▲ 665,000 ▲ 133,000

9,180,624

9,399,569

9,625,952

8,404,395

8,156,198 44,766,738

0

8,953,348

7,990,000

7,836,000

7,673,000

7,520,000

7,367,000 38,386,000

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

4,686,026

4,489,000

4,425,000

4,360,000

4,301,000

4,239,000 21,814,000

7,677,200[厚生費]（単位：千円）
参照期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

4,353,580

4,806,432

5,123,900

4,597,388

4,548,828 23,430,128

介護保険料

411,993462,259495,939

522,189

533,984

2,426,364

485,273

526,000

520,000

511,000

504,000

497,000

2,558,000

労災保険料

156,402

181,753

188,616

161,353

180,242868,366

173,673

178,000

175,000

173,000

170,000

167,000

863,000

172,600

雇用保険料

441,238

483,659495,766

460,814459,243

2,340,720

468,144454,000

448,000

440,000

435,000

429,000

2,206,000

441,200

6,360,019

6,988,067

7,423,906

6,837,425

6,803,165 34,412,582

6,882,516

6,717,000

6,628,000

6,531,000

6,439,000

6,351,000 32,666,000

6,533,200

71

38

84

151

78

0

0

0

0

労災補償費

5ヶ年計

規制期間

健康保険料

厚生年金保険料

48

392

5ヶ年計

0

5ヶ年平均

511,60000100,694

106,522

127,727

176,821

136,620

648,384

129,677

114,000

112,000

111,000

110,000

108,000

555,000

111,000

子ども・子育て拠出金

160,425

221,713

276,048

269,036

267,685

1,194,907

238,981

264,000

261,000

257,000

253,000

251,000

1,286,000

257,200

0

0

0

0

0

その他
計

0

0

134,112

190,817▲ 84,000 ▲ 144,000 ▲ 204,000 ▲ 263,000 ▲ 322,000 ▲ 1,017,000 ▲ 203,400▲ 7,564 ▲ 447,662 ▲ 433,447 ▲ 563,744 ▲ 112,749 ▲ 433,000 ▲ 433,000 ▲ 433,000 ▲ 433,000 ▲ 433,000 ▲ 2,165,000 ▲ 433,000

12,118,534 13,441,260 14,124,422 12,577,515 12,496,368 64,758,099 12,951,620 12,225,000 11,992,000 11,746,000 11,516,000 11,287,000 58,766,000 11,753,200

安全管理費

53,86049,15364,78413,081

12,012

192,890

38,57812,00012,00012,00012,00012,00060,00012,000

衛生管理費

210,984

211,235

237,222

256,327

234,560

1,150,328

230,066

233,000

230,000

231,000

228,000

227,000

1,149,000

229,800

福利事業費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

厚生施設運営費

878,277

884,974

915,667

22,148

13,954

2,715,020

543,004

13,00013,00013,00013,00013,00065,00013,000

文化体育費

16,172

15,117

16,2520047,541

9,508

0

0

0

0

0

0

0

慶弔費

64,436

120,732

69,69847,44644,249346,561

69,31244,00043,00043,00043,00043,000216,000

43,200

その他査定影響

0

0

0

0

0

0

その他

1,194,323

1,227,905

1,167,150

2,076,758

1,977,578

7,643,714

1,528,743

1,964,000

1,952,000

1,933,000

1,919,000

1,904,000

9,672,000

1,934,400

計

2,418,052

2,509,116

2,470,773

2,415,760

2,282,353 12,096,054

2,419,211

2,250,000

2,223,000

2,194,000

2,166,000

2,138,000 10,971,000

2,194,200

合計

0▲ 16,000▲ 27,000▲ 38,000▲ 49,000▲ 61,000 ▲ 191,000▲ 38,200

14,536,586 15,950,376 16,595,195 14,993,275 14,778,721 76,854,153 15,370,831 14,475,000 14,215,000 13,940,000 13,682,000 13,425,000 69,737,000 13,947,400[雑給]（単位：千円）シニア・スタッフ
その他
計
嘱託員平均人員（人）
臨時用給

参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

1,121,336

1,347,392

1,595,302

1,901,799

1,935,584

7,901,413

規制期間2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

1,580,283

1,847,000

1,887,000

2,057,000

2,213,000

2,342,000 10,346,000

175,178

180,021

197,707

149,788

131,758

834,452

166,890127,000

121,000

121,000

121,000

1,296,514

1,527,413

1,793,009

2,051,587

2,067,342

8,735,865

1,747,173

1,974,000

2,008,000

2,178,000

2,334,000

5ヶ年計

121,000

5ヶ年平均

611,000

122,200

2,463,000 10,957,000

2,191,400

416

485

532

539

565

2,537

507

541

551

597

639

674

3,002

8,718

9,732

1,341

0

31,579

6,316

0

0

0

0

0

0

0

▲ 64,000 ▲ 201,000▲ 40,200

0

0

0

0

0

0

0

▲ 17,000▲ 28,000▲ 40,000▲ 52,000

その他

171,324

208,742

261,135

129,034

129,832

900,067

180,013

128,000

150,000

170,000

178,000

合計

1,479,626

1,744,873

2,063,876

2,181,962

2,197,174

9,667,511

1,933,502

2,085,000

2,130,000

2,308,000

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

881,046

759,435

1,012,965

680,563

747,384

816,279

342,000

178,000

600

804,000

160,800

2,460,000

2,577,000 11,560,000

2,312,000

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

410,000

339,000

335,000

317,000[研究費]（単位：千円）

社

内

研

そ

究

の

費
他

計

委託研究費

参照期間
5ヶ年計
4,081,393

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

1,743,000

348,600

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

881,046

759,435

1,012,965

680,563

747,384

4,081,393

816,279

342,000

410,000

339,000

335,000

317,000

1,743,000

348,600

Ｈ

Ｄ

委

託

研

究

0

0

0

698,660

625,043

1,323,703

264,741

437,000

416,000

406,000

361,000

320,000

1,940,000

388,000

電

中

研

分

担

金

1,006,512

826,804

1,050,099

1,111,839

896,841

4,892,095

978,419

1,068,000

1,064,000

1,057,000

1,052,000

1,044,000

5,285,000

1,057,000

そ
計

合計

備考

2,069,200

11,788

その他査定影響

社内研究費

備考

4,362,800

健康診断費

その他査定影響

嘱託給

備考395,671 ▲ 877,277 ▲ 1,650,554 ▲ 919,580 ▲ 1,412,471 ▲ 4,464,211 ▲ 892,842 ▲ 1,398,000 ▲ 1,377,000 ▲ 1,356,000 ▲ 1,335,000 ▲ 1,315,000 ▲ 6,781,000 ▲ 1,356,200

実払額

一般厚生費

備考

52,941,901 56,226,804 56,889,135 50,143,024 49,441,627 265,642,491 53,128,498 48,637,000 47,976,000 47,264,000 46,609,000 45,959,000 236,445,000 47,289,000

基準外賃金

法定厚生費

備考

61,000の他-

01,006,512

826,804

1,050,099

1,810,499

1,521,884

6,215,798

1,243,160

1,505,000

1,480,000

1,463,000

1,413,000

1,364,000

7,225,000

1,445,000

1,887,558-

1,586,239-

2,063,064-

2,491,062-

2,269,268 10,297,191

2,059,438

0

1,847,000-

1,890,000-

1,802,000-

1,748,000-

1,681,000-

8,968,000

01,793,6000

備考[養成費]（単位：千円）

研修施設運営費

参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5,893

5,556

6,889

4,246

4,222

5ヶ年計

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5,361

5,000

5,000

5,000

5,000

5,000

26,806

5ヶ年計

5ヶ年平均

25,000その他

497,997

468,563561,249

639,238

623,177

2,790,224

558,045554,000

551,000

549,000

546,000

543,000

2,743,000

548,600

合計

503,890474,119568,138

643,484

627,399

2,817,030

563,406

559,000

556,000

554,000

551,000

548,000

2,768,000

553,6002017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度[委託費]（単位：千円）
参照期間

規制期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

変電設備維持運営関連

1,017,554

917,219

903,429

958,509

1,164,300

4,961,011

992,2021,449,000

1,403,000

1,416,000

1,501,000

1,497,000

7,266,000

1,453,200

送電(架空)設備維持運営関連

1,889,782

1,729,254

1,446,515

1,441,240

1,575,803

8,082,594

1,616,519

1,517,000

1,519,000

1,511,000

1,503,000

1,494,000

7,544,000

1,508,800

送電(地中)設備維持運営関連

389,927

372,137

352,456

327,160

386,456

1,828,136

365,627305,000

307,000

303,000

302,000

300,000

1,517,000

303,400

調査関連（変電、送電架空、送電地中）

468,904

438,002

380,121

540,870

777,816

2,605,713

521,143

607,000

415,000

416,000

414,000

412,000

2,264,000

452,800

その他工務部門業務関連

81,720101,323

109,321

129,147

158,654580,165

116,033

161,000

160,000

159,000

158,000

157,000

795,000

159,000

系統運用部門業務関連

861,629

877,913949,623

1,008,047

1,988,870

5,686,082

1,137,216

1,771,000

1,504,000

1,609,000

1,500,000

1,470,000

7,854,000

1,570,800

配電(外線)設備維持運営関連

319,791

327,455

457,217586,415

707,870

2,398,748

479,750

944,000

1,084,000

1,209,000

1,253,000

1,293,000

5,783,000

1,156,600

配電(内線)設備維持運営関連

13,67918,151

22,333

23,116

11,02588,304

17,661

9,000

9,000

9,000

9,000

9,000

45,0009,000

配電(地中線)設備維持運関連

89,661

121,222

167,897

147,422

195,514

721,716

144,343

146,000

145,000

144,000

144,000

143,000

722,000

144,400

171,453

831,674

166,335

208,000

207,000

206,000

205,000

204,000

1,030,000

206,000

3,196,227 16,527,316

3,305,463

3,138,000

3,120,000

3,104,000

3,087,000

3,070,000 15,519,000

3,103,800

共架業務委託関連

150,896

166,131

163,495

179,699

電気工作物定期調査

3,486,803

3,350,698

3,285,942

3,207,646

その他配電部門業務関連

745,111

831,953

650,527

873,294

4,097,397

819,479

1,453,000

1,360,000

1,354,000

1,350,000

1,330,000

6,847,000

1,369,400

委託検針集金業務運営関連

8,117,307

7,472,613

7,221,029

7,590,671

7,120,808 37,522,428

7,504,486

4,078,000

4,078,000

3,675,000

3,554,000

3,532,000 18,917,000

3,783,400

託送約款運用業務関連

2,268,059

2,290,456

2,889,883

2,993,090

2,829,736 13,271,224

2,654,245

3,425,000

3,466,000

3,480,000

3,490,000

3,493,000 17,354,000

3,470,800

業務機械化(情報企画)システム運用

4,848,500

5,518,420 10,017,667 16,262,347 15,106,736 51,753,670 10,350,734 17,662,000 18,315,000 18,605,000 18,542,000 18,412,000 91,536,000 18,307,200

その他一括費目

8,807,903

996,5129,163,293 12,942,922 10,416,195 14,082,112 55,412,425 11,082,485 10,537,000 10,219,000 10,206,000 10,135,000 10,096,000 51,193,000 10,238,600

新規事業（スマートポール）

0

0

0

0

29,05029,050

5,810

0

0

0

0

0

0

0

個別項目（制度対応・次世代以外新規発生件名）

0

0

0

0

0

0

0

18,00018,00018,00018,00017,00089,00017,8000002,187,999

2,007,255

4,195,254

839,051

1,863,000

1,906,000

1,896,000

1,885,000

1,875,000

9,425,000

1,885,000

業務機械化(情報企画)
合計

通信関係委託費（単位：千円）
参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

84,06782,71879,826215,082

342,791

その他
合計

備考

33,557,226 33,696,240 41,960,377 48,872,867 52,506,197 210,592,907 42,118,581 49,291,000 49,235,000 49,320,000 49,050,000 48,804,000 245,700,000 49,140,000[普及開発関係費]

停電周知費用

備考

5,000

5ヶ年計
804,484

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

160,897

213,000

212,000

210,000

209,000

208,000

規制期間
5ヶ年計
1,052,000

5ヶ年平均

備考

210,400

0

0

0

0

0

0

0

27,00030,00027,00030,00027,000141,000

28,20084,06782,71879,826215,082

342,791

804,484

160,897

240,000

242,000

237,000

239,000

235,000

1,193,000

238,6002017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

[諸費]

（単位：千円）
参照期間

（実績）

（実績）

通信運搬費

3,632,319

3,929,793 12,008,582 14,246,143 14,010,692 47,827,529

旅費

1,272,844

1,417,552

1,420,149

629,963

5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

9,565,506 12,822,000 13,006,000 13,374,000 13,341,000 13,277,000 65,820,000 13,164,000

646,800

5,387,308

24,715232,268

46,45423,00023,00023,00022,0004,281,042 25,966,052

5,193,210

1,077,462

4,945,000

933,000

5,015,000

940,000

5,222,000

933,000

5,144,000

929,000

913,000

4,648,000

22,000113,000

22,6005,627,000 25,953,000

5,190,600

929,600

団体費

62,54364,136

66,86814,006

その他

4,611,207

4,729,539

8,086,947

4,257,317

合計

9,578,913 10,141,020 21,582,546 19,147,429 18,963,249 79,413,157 15,882,631 18,723,000 18,984,000 19,552,000 19,436,000 19,839,000 96,534,000 19,306,800

備考

第２表
第２区分費用明細表（単位：千円）減価

連系線・基幹系統固定

減

価ロ ー カ ル 系 統固

定

電

系

統

価

固

定

の

他

投

資

区

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

1,796,000

2,638,000

3,214,000

3,949,000 12,611,000

2,522,200

838,000

0

0

0

0

0

0

0 1,014,000

資

0

0

0

0

0

0

産

税

※2

0

1,075,000

1,207,000

3,604,000

720,800

0

0

0

0

0

0

0 1,014,000

2,280,000

3,476,000

4,289,000

5,156,000 16,215,000

3,243,000

償

却

費

※3

0

0

0

0

0

0

0 1,062,000

3,525,000

5,655,000

7,982,000 10,052,000 28,276,000

5,655,200

資

産

0

0

0

0

0

0

0

0

808,000

1,578,000

2,300,000

7,645,000

1,529,000

0

0

0

0

0

0

0 1,062,000

4,333,000

7,233,000 10,282,000 13,011,000 35,921,000

7,184,200

税

※4

費

※5

償

却

費

※6

資

産

税

※7

0

484,000

2,959,000

59,361,589 52,402,948 58,512,500 63,968,899 67,582,164 301,828,100 60,365,620 67,627,000 65,602,000 68,293,000 70,064,000 65,175,000 336,761,000 67,352,200
0

0

0

0

0

0

0

526,000

1,578,000

2,650,000

3,757,000

4,910,000 13,421,000

0

0

0

0

0

0

0

0

333,000

677,000

1,051,000

1,409,000

3,470,000

繕

費

※8

297,398

190,803341,823

297,491

319,080

1,446,595

289,319455,000

426,000

427,000

414,000

414,000

2,136,000

委

託

費

価

償

定
分

資
費

2,684,200
694,000
427,200※9

6,390,325

1,007,681

924,473

188,345

401,902

8,912,726

1,782,545

90,000270,000

153,000

60,00059,000632,000

費 ※10

0

0

0

0

68,472

68,472

13,694

0

0

0

0

0

0

0

却

費 ※11

0

0

0

0

0

0

0 1,114,000

3,595,000

6,670,000

8,659,000 10,720,000 30,758,000

6,151,600

産

税 ※12

0

0

0

0

247,000

452,000

789,454 10,427,793

2,085,559

1,659,000

4,538,000

7,702,000

諸減

備考

59,361,589 52,402,948 58,512,500 63,968,899 67,582,164 301,828,100 60,365,620 68,153,000 67,513,000 71,620,000 74,872,000 71,494,000 353,652,000 70,730,400

計
２

（実績）

修

固
第

2021年度

（実績）

※1

計

そ

2020年度

（実績）

費

繕

減

2019年度

（実績）

却

計

配

2018年度

（実績）
償
計

修

2017年度

用

計

0

0

0

0

6,687,723

1,198,484

1,266,296

485,836

626,000

768,000

126,400

2,093,000

418,600

9,759,000 11,961,000 35,619,000

7,123,800

66,049,312 53,601,432 59,778,796 64,454,735 68,371,618 312,255,893 62,451,179 71,888,000 78,664,000 90,031,000 99,202,000 101,622,000 441,407,000 88,281,400（記載注意）※1：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（連系線及び基幹系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※2：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（連系線及び基幹系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する税額に限る。
※3：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（ローカル系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※4：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（ローカル系統に係る発電等設備、送電設備及び変電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する税額に限る。
※5：取替修繕費であって配電設備に係るもの及び修繕費であって配電設備の建設及び撤去に付随して発生するものに限る。
※6：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※7：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（配電設備のうち、第４条第６項に規定するもの以外に限る。）に対する税額に限る。
※8：取替修繕費であって業務設備に係るもの及び修繕費であって業務設備の建設及び撤去に付随して発生するものに限る。
※9：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良の委託に係る費用に限る。
※10：一般送配電事業等の用に供するシステムの開発及び改良に係る費用に限る。
※11：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、一般送配電事業等の用に供する建物及びシステム等を含み、離島等供給に係る発電等設備を除く。）に対する減価償却費に限る。
※12：規制期間において新たに貸借対照表に計上される固定資産（発電等設備、送電設備、変電設備及び配電設備のうち、一般送配電事業等の用に供する建物及びシステム等を含み、離島等供給に係る発電等設備を除く。）に対する税額に限る。

≪項目別明細表≫（１）第４条第３項から第５項まで関係[設備投資（竣工額）]

発電等設備
連
基

拡

充

投

系
幹

線
系

系
幹

新

投

203,776
6,379,514

0

5ヶ年平均
0

1,221,296 20,244,763
1,006,452

0
4,048,953

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

0
7,033,000

05,941,000

03,122,000

0
0

規制期間
5ヶ年計
0

5ヶ年平均
0

0 16,096,000

3,219,200

8,301,002

1,660,200

986,000

323,000

654,000

536,000

7,091,000

9,590,000

1,918,000

5,709,153

8,019,000

6,264,000

3,776,000

536,000

7,091,000 25,686,000

5,137,200

0

0

0

0

0

0

3,609,416

5,124,799

5,874,063

6,793,330

0

変 電 設 備

3,332,696

3,260,920

3,544,665

2,332,235

625,985 13,096,501

計

6,942,112

8,385,719

9,418,728

9,125,565

6,070,843 39,942,967

0

0

0

0

0

0

5,444,858 26,846,466

5,369,293

8,544,000 11,114,000 14,955,000

6,959,000

6,879,000 48,451,000

9,690,200

2,619,300

2,640,000

2,617,000

3,729,000 14,961,000

2,992,200

3,503,000

2,472,000

7,988,593 11,184,000 14,617,000 17,427,000

0

備考

0

2,227,748 28,545,765

送 電 設 備

9,576,000 10,608,000 63,412,000 12,682,400

統 26,522,330 26,577,449 26,974,736 25,024,643 25,907,305 131,006,463 26,201,293 26,784,000 28,027,000 26,262,000 26,688,000 26,992,000 134,753,000 26,950,600
資

計 44,114,393 38,584,222 42,060,962 40,529,722 34,205,896 199,495,195 39,899,039 45,987,000 48,908,000 47,465,000 36,800,000 44,691,000 223,851,000 44,770,200
00・ 送 電 設 備 11,228,665 10,614,629
統 変 電 設 備 11,480,980 1,860,724

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

9,395,390 18,473,507

8,523,070 58,235,261 11,647,052 28,267,000

9,348,000 12,048,000

8,768,000 18,057,000 76,488,000 15,297,600

3,283,825

2,931,939 28,538,587

9,087,000

5,055,000 10,154,000 38,433,000

8,981,119

5,707,717

7,484,000

6,653,000

7,686,600

22,709,645 12,475,353 12,679,215 27,454,626 11,455,009 86,773,848 17,354,770 35,751,000 18,435,000 18,701,000 13,823,000 28,211,000 114,921,000 22,984,200
0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

送 電 設 備 20,927,142 17,957,640 25,042,313 30,576,848 26,975,401 121,479,344 24,295,869 23,209,000 22,440,000 25,561,000 26,160,000 32,022,000 129,392,000 25,878,400
変 電 設 備 21,992,444 19,158,147 21,158,061 16,849,936 14,784,687 93,943,275 18,788,655 26,342,000 24,618,000 20,505,000 26,231,000 15,870,000 113,566,000 22,713,200
42,919,586 37,115,787 46,200,374 47,426,784 41,760,088 215,422,619 43,084,524 49,551,000 47,058,000 46,066,000 52,391,000 47,892,000 242,958,000 48,591,600

計

新6,175,738

参照期間
5ヶ年計

発電等設備

系

電

5,280,206

0387,292

資更3,195,498

0

5,667,498

ローカル系統系
投

統 58,397,906 55,826,723 59,181,657 59,884,052 64,725,116 298,015,454 59,603,091 63,125,000 60,353,000 64,535,000 66,444,000 62,795,000 317,252,000 63,450,400
資

計 124,027,137 105,417,863 118,061,246 134,765,462 117,940,213 600,211,921 120,042,384 148,427,000 125,846,000 129,302,000 132,658,000 138,898,000 675,131,000 135,026,200

合修

0425,556

発電等設備

配

0

3,621,054

計
更

（実績）

6,277,926

投線
系

2021年度（実績）

4,372,025

発電等設備
連
基

2020年度（実績）

10,649,951

電充

2019年度（実績）計

ローカル系統拡

2018年度（実績）

・送 電 設 備
統変 電 設 備

資配（単位：千円）2017年度計 168,141,530 144,002,085 160,122,208 175,295,184 152,146,109 799,707,116 159,941,423 194,414,000 174,754,000 176,767,000 169,458,000 183,589,000 898,982,000 179,796,400
繕

費

振

替

額

(

配

電

)

▲ 52,741,835 ▲ 45,395,724 ▲ 50,672,199 ▲ 54,691,349 ▲ 57,192,579 ▲ 260,693,686 ▲ 52,138,737 ▲ 56,387,000 ▲ 54,309,000 ▲ 56,244,000 ▲ 57,778,000 ▲ 53,649,000 ▲ 278,367,000 ▲ 55,673,400 ▲表示で記載

≪項目別明細表≫（１）第４条第８項関係[その他の投資に係る設備投資（竣工額）]

通
シ

信
ス

テ

建
系

ム

物
統

・

備

工
開

発

関
給

及

連
電

リ

ー

用

地

び

改

工

設

品

事

備

工

取

ス

資
権

そ

産
利

取
設

修

繕

費

振

替

(

通

信

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

3,342,974

2,215,607

747,963

800,782

787,009

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

7,894,335

1,578,867

2,725,000

1,425,000

1,451,000

923,000

849,000

5ヶ年計

5ヶ年平均

7,373,000

1,474,600

01,778,822 14,445,497

4,535,163

6,543,914 27,303,396

5,460,679 10,487,000 10,926,000 11,657,000

9,718,000 14,906,000 57,694,000 11,538,800

事

2,369,260

2,584,637

2,591,733

2,320,163

2,610,794 12,476,587

2,495,317

3,941,000

3,719,000

1,393,000

1,715,000

事

804,218

2,948,439

6,473,903

2,055,475

1,934,319 14,216,354

2,843,271

1,988,000

1,866,000

4,026,000

1,029,000

429,000

9,338,000

得364,232

754,114717,398

271,088441,4812,548,313

509,663

279,000

248,000

227,000

238,000

228,000

1,220,000

244,000

得774,990

1,196,209

1,334,416

1,911,069

1,054,215

6,270,899

1,254,180

1,692,000

1,539,000

1,671,000

1,537,000

1,519,000

7,958,000

1,591,600

1,368,208

965,189

1,076,809

845,959

689,865

4,946,030

989,206

831,000

2,700,000

776,000

791,000

807,000

5,905,000

1,181,000

244,243

135,770

149,447

279,963359,217

1,168,640

233,728

137,000

153,000

81,00037,00075,000

483,000

96,600他額

2018年度

（実績）

良

定※ 1

の

合

（単位：千円）
参照期間

2017年度3,349,000 14,117,000

備考

2,823,400
1,867,600

計

9,268,125 12,578,787 27,537,166 13,019,662 14,420,814 76,824,554 15,364,911 22,080,000 22,576,000 21,282,000 15,988,000 22,162,000 104,088,000 20,817,600)▲ 297,398 ▲ 190,803 ▲ 341,823 ▲ 297,491 ▲ 319,080 ▲ 1,446,595 ▲ 289,319 ▲ 455,000 ▲ 426,000 ▲ 427,000 ▲ 414,000 ▲ 414,000 ▲ 2,136,000 ▲ 427,200 ▲表示で記載（参考）離島等供給に係る設備投資

0

0

0

0

0

0

（記載注意）※1 規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に関して設定された地役権等をいう。

0

0

0

0

0

0

0

0

第３表
第３区分費用明細表

修
資

産

賃
共

除

却

設

備

費

費

等

分

担

額

共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）
他

社

地

帯

購
間

入
購

送
入

給

調

整

市

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

場

26,02529,00356,93342,074

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

35,00035,00035,00035,000175,000

備考

35,00000311,41462,283

0

0

0

0

0

0

0

174,954851,333

170,267

175,000

175,000

175,000

175,000

175,000

875,000

175,000

605,416

701,745536,102

235,025

603,103 2,681,391

536,278

600,000

597,000

594,000

591,000

587,000 2,969,000

593,800

0

0

0

0

59,917

11,983100,000

374,000

374,000

374,000

374,000 1,596,000

319,200

数

料 ※6▲ 71,482 ▲ 66,868 ▲ 55,256
0

0

0

0

0 ▲ 193,606 ▲ 38,721

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 1,729,235

345,847

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

費

482,857

610,234

572,226

63,918

開

発

費

償

却

0

0

0

0

償

却

0

0

0

59,917

0

費

0

0
0

0
0

0

0

0

0

0

0

0

0

償

却

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

担

金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

離 島 等 供 給 に 係 る

費 用 ※7

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

離 島 等 供 給 に 係 る

収 益 ※8

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

第

３

等

区

費

35,000159,730

手費36,361

179,252

行

行

181,806

102,677

費付

27,771

177,850

付

発

（想定）

102,574

発
交（想定）

159,547

交

炉

（想定）

規制期間

106,163債

債

2027年度

費式

式

2026年度▲ 226,852 ▲ 225,170 ▲ 211,189 ▲ 213,227 ▲ 213,188 ▲ 1,089,626 ▲ 217,925 ▲ 213,000 ▲ 213,000 ▲ 213,000 ▲ 213,000 ▲ 213,000 ▲ 1,065,000 ▲ 213,000 ▲表示で記載

社

廃2025年度

17,440,520 16,247,880 19,330,097 21,518,533 22,328,004 96,865,034 19,373,007 26,289,000 28,612,000 28,377,000 27,972,000 26,656,000 137,906,000 27,581,200

株

社

5ヶ年平均

2024年度

費

発

株

5ヶ年計

2023年度電

電 力 費 振 替 勘 定 （ 貸 方 ）
開

（実績）

参照期間

電

送

一 般 送 配 電 事 業 等 に 係 る 電 力 料 ※5
需

2021年度料 ※4 10,462,253 10,316,405 10,044,576 10,173,336 10,118,283 51,114,853 10,222,971 9,179,000 9,199,000 9,265,000 8,752,000 8,428,000 44,823,000 8,964,600

送有2020年度料 ※3 14,486,727 14,747,683 14,448,675 13,835,208 13,154,384 70,672,677 14,134,535 13,561,000 13,593,000 13,718,000 13,527,000 13,448,000 67,847,000 13,569,400

借託2019年度費 ※2 11,372,751 10,992,096 11,679,267 11,893,781 12,078,722 58,016,617 11,603,323 10,786,000 10,941,000 10,932,000 10,929,000 10,923,000 54,511,000 10,902,200

託定2018年度

費 ※1 43,828,448 37,126,112 40,517,477 37,705,174 36,832,438 196,009,649 39,201,930 39,246,000 41,548,000 37,589,000 34,894,000 31,578,000 184,855,000 36,971,000繕委固（単位：千円）2017年度

負

分

費

用

計

98,672,373 90,759,544 97,200,837 95,413,552 95,164,388 477,210,694 95,442,139 99,758,000 104,861,000 100,846,000 97,036,000 91,991,000 494,492,000 98,898,400（記載注意）※1：第３条及び第４条に規定するものを除く。
※2：支障木の伐採の委託に係る費用に限る。
※3：第６条に規定するものを除く。
※4：第７条に規定するもの及び電源線に係る費用を除く。
※5：一般送配電事業等を行うために当該一般送配電事業者が使用する電気に係る費用のことをいう。
※6：需給調整市場における取引に係る売買手数料をいう。
※7：送配電等業務に係る費用及び第９条に規定するものを除く。
※8：送配電等業務に係る収益を除く。

≪項目別明細表≫（１）第５条第３項関係[修繕費]
2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度（実績）
4,320,020（実績）
4,159,299（実績）
4,034,449

5ヶ年計
5ヶ年平均
（実績）
4,126,046 22,007,282 4,401,456

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

4,548,000

4,511,000

4,602,000

4,606,000

4,599,000 22,866,000

4,573,200

塗装

2,351,716 13,924,159

3,472,000 18,038,000

3,607,600

保安対策

3,557,690

2,956,275

2,660,373

2,398,105

2,784,832

3,544,000

3,633,000

3,803,000

3,586,000

465,041

333,038

452,722456,097

2,836,796

567,359

996,000

839,000

773,000

869,000

824,000

4,301,000

860,200

908,062

660,247

584,161

542,663

677,845

3,372,978674,596

787,000

789,000

789,000

790,000

790,000

3,945,000

789,000

その他

419,167

290,847

279,912270,207305,557

1,565,690

313,138

336,000

303,000

306,000

298,000

330,000

1,573,000

314,600

計

11,382,285

8,692,430

8,016,783

7,698,146

7,917,261 43,706,905

8,741,381 10,211,000 10,075,000 10,273,000 10,149,000 10,015,000 50,723,000 10,144,600

設備取替・補修

4,146,502

3,462,288

2,911,921

3,449,449

4,617,214 18,587,374

3,717,475

3,938,000

3,741,000

4,156,000

4,508,000

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

4,515,000 20,858,000

220,016

451,846

240,987

141,367

192,508

1,246,724

249,345

174,000

96,000136,000

136,000

136,000

678,000

135,600

第三者要請対応

174,632

129,706

157,243

114,900

67,835644,316

128,863

33,00054,00041,00041,00041,000210,000

42,000716,834

494,000

596,048

397,830

305,635

374,815

2,391,162

478,232

1,149,000

718,000

757,000

467,000

3,585,000

717,000

5,137,198

4,441,670

3,615,786

4,080,531

5,594,391 22,869,576

4,573,915

5,294,000

4,609,000

5,090,000

5,152,000

5,186,000 25,331,000

5,066,200

第三者要請対応

4,404,248

3,879,227

4,838,425

4,971,833

4,598,020 22,691,753

4,538,351

5,386,000

5,308,000

5,291,000

4,975,000

4,913,000 25,873,000

5,174,600

その他

21,669,002 18,765,582 23,025,263 20,159,876 17,838,436 101,458,159 20,291,632 17,483,000 20,327,000 15,927,000 13,652,000 10,578,000 77,967,000 15,593,400

計

26,073,250 22,644,809 27,863,688 25,131,709 22,436,456 124,149,912 24,829,982 22,869,000 25,635,000 21,218,000 18,627,000 15,491,000 103,840,000 20,768,000

第三者要請対応
その他
計
合計

47,82656,493

12,762

16,267

19,476

152,824

30,565

5,000

5,000

5,000

5,000

5,000

25,0005,000

1,187,889

1,290,710

1,008,458

778,521864,854

5,130,432

1,026,086

867,000

1,224,000

1,003,000

961,000

881,000

4,936,000

987,200

1,235,715

1,347,203

1,021,220

794,788884,330

5,283,256

1,056,651

872,000

1,229,000

1,008,000

966,000

886,000

4,961,000

992,200

43,828,448 37,126,112 40,517,477 37,705,174 36,832,438 196,009,649 39,201,930 39,246,000 41,548,000 37,589,000 34,894,000 31,578,000 184,855,000 36,971,000[委託費]（単位：千円）2017年度

2018年度（実績）
6,134,062

送電設備

2019年度（実績）
5,953,746

2020年度（実績）
5,739,093（実績）
5,522,645

0

619

0

2,919

配電設備

5,238,689

5,037,731

5,940,174

6,368,217

0

0

0

0

業務設備
合計

参照期間

2021年度

変電設備

5ヶ年計

（実績）
5,362,634 28,712,1800

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5,742,436

4,789,000

4,857,000

4,853,000

4,852,000

4,850,000 24,201,000

3,538

708

0

0

0

0

6,716,088 29,300,899

5,860,180

5,997,000

6,084,000

6,079,000

6,077,000

0

0

0

0

0

0

規制期間

2023年度

5ヶ年平均

0

5ヶ年計

0

5ヶ年平均

0

0

6,073,000 30,310,000

6,062,000

0

変電設備

配電設備

業務設備

合計

0

0

11,372,751 10,992,096 11,679,267 11,893,781 12,078,722 58,016,617 11,603,324 10,786,000 10,941,000 10,932,000 10,929,000 10,923,000 54,511,000 10,902,200（単位：千円）
参照期間

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

除却損（実績）
1,747,125（実績）
1,670,429（実績）
1,591,008（実績）
1,479,882（実績）
1,953,941

除却費用

5,583,734

4,571,963

5,920,497

6,387,683

7,610,572 30,074,449

除却損

2,133,631

1,893,027

1,880,321

1,444,634

1,403,386

8,754,999

1,751,000

2,119,000

2,104,000

1,904,000

1,987,000

2,002,000 10,116,000

2,023,200

除却費用

3,344,529

3,335,267

3,680,298

4,718,751

3,756,314 18,835,159

3,767,032

4,891,000

5,163,000

4,885,000

5,325,000

4,531,000 24,795,000

4,959,000

除却損

575,481571,714342,174

757,994

除却費用

3,457,784

3,431,754

3,704,048

4,007,645

除却損

356,206

365,583

1,892,925

2,242,709

1,814,225

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

規制期間

2017年度

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

8,442,385

1,688,477

2,021,000

2,250,000

2,376,000

2,084,000

2,106,000 10,837,000

5ヶ年計

5ヶ年平均

6,014,890 11,039,000 13,144,000 13,037,000 12,280,000 11,277,000 60,777,000 12,155,400

4,061,588

812,318770,000

765,000

814,000

898,000

4,791,220 19,392,451

3,878,490

4,677,000

4,696,000

4,864,000

5,022,000

608,204

5,465,627

390,142

1,838,376

367,675

602,000

336,000

360,000

252,000

5,779,756 26,724,599

5,344,920

1,093,125

5,080,000

170,000

5,273,000

154,000

5,231,000

137,000

5,093,000

124,000

4,161,000

832,200

5,197,000 24,456,000

914,000

4,891,200

363,000

948,000

266,000

1,816,000

363,200

5,385,000 26,062,000

5,212,400

189,600

除却費用

242,030

408,143

318,826

479,235

除却損

4,812,443

4,500,753

5,706,428

5,925,219

除却費用

12,628,077 11,747,127 13,623,669 15,593,314 16,548,248 70,140,435 14,028,087 21,209,000 23,339,000 23,146,000 22,879,000 21,271,000 111,844,000 22,368,800

借地借家料

備考

2,167,400[賃借料]（単位：千円）
2020年度

参照期間

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

規制期間

2017年度

2018年度

2019年度

2027年度（実績）
9,055,598（実績）
9,276,381

5ヶ年計
5ヶ年平均 （想定）
（想定）
（想定）
（想定）
（想定）
5ヶ年計
5ヶ年平均
（実績）
（実績）
（実績）
9,675,015 12,065,042 11,358,208 51,430,244 10,286,049 11,175,000 11,055,000 11,015,000 10,882,000 10,809,000 54,936,000 10,987,200

機械賃借料

921,061

891,962535,623

46,11142,4702,437,227

487,445

42,00040,00038,00035,00036,000191,000

38,200

車両リース料

900,851

793,067

840,643

660,533

574,637

3,769,731

753,946

694,000

677,000

675,000

671,000

668,000

3,385,000

677,000

その他

3,609,217

3,786,273

3,397,394

1,063,522

1,179,069 13,035,475

2,607,095

1,650,000

1,821,000

1,990,000

1,939,000

1,935,000

9,335,000

1,867,000

合計

14,486,727 14,747,683 14,448,675 13,835,208 13,154,384 70,672,677 14,134,535 13,561,000 13,593,000 13,718,000 13,527,000 13,448,000 67,847,000 13,569,400

[託送料]

備考

（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

送電事業者の所有設備利用（実績）
8,105,451（実績）
7,988,331（実績）
7,979,122（実績）
7,165,204

一般送配電事業者の所有設備利用

2,356,798

参照期間

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年計
5ヶ年平均
（実績）
7,027,710 38,265,818 7,653,164

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

6,707,000

6,103,000

5,964,000

5,689,000

5,461,000 29,924,000

5,984,800

2,553,677 11,799,953

2,431,000 12,219,000

2,443,800

5ヶ年計

5ヶ年平均

2,324,838

2,014,583

2,550,057

2,359,991

1,936,000

2,560,000

2,765,000

2,527,000

広域需給調整に係る費用

0050,871

387,919536,896975,686

195,137

536,000

536,000

536,000

536,000

536,000

2,680,000

536,000

全国融通に係る費用

0

222

0

70,156070,37814,076

0

0

0

0

0

0

0

非規制振替に係る費用

4

3,014

0

0

0

3,018

604

-

-

-

-

-

0

0

10,462,253 10,316,405 10,044,576 10,173,336 10,118,283 51,114,853 10,222,971

9,179,000

9,199,000

9,265,000

8,752,000

8,428,000 44,823,000

8,964,600

合計

備考

4,840,200[固定資産除却費]

送電設備

備考

4,171,600

保安対策

計

業務設備

5ヶ年平均

1,129,898

その他

配電設備

5ヶ年計

第三者要請対応

塗装
変電設備

規制期間

2018年度（実績）
5,367,468

設備取替・補修

送電設備（単位：千円）
参照期間

2017年度備考

第４表
離島等供給に係る費用明細表（単位：千円）2017年度

役

員

給
給

給

料
料

手

退

当

与

手
振

職

替

額

（

給

厚

貸

方

与

生

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度（実績） （実績） （実績） （実績） （実績）
-

参照期間
5ヶ年計

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

0

-

-

-

-

-

0

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均
0

当

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

金

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

委

託

検

針

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

委

託

集

金

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

給

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

雑
燃

料

廃

棄

物

消

処

耗

理
品

修

繕

水

利

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

料

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

償

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

賃

借

料

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

託

送

料

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

料

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

業

者

用

費
費

補

事

使

間

委

精

算

託

損

害

普

保

及

開

険

発

関

係

養

成

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

研

究

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

損

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

諸
貸

倒

減

価

償

却

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

固

定

資

産

税

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

税

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

雑
固
共

定
有

資
設

産

備

除

費

却

等

分

担

備考

0

額

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

他

社

購

入

電

源

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

他

社

購

入

送

電

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

地

帯

間

購

入

送

電

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

非

化

石

証

書

購

入

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

開

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

発

株

式

交

付

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

社

債

発

行

費

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

開

発

費

償

却

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0
0

株

式

交

付

費

償

却

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

社

債

発

行

費

償

却

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

等

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

計

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

酬

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

法
離
（

人
島

等

参

税

供

給

考

）

に

係

る

事

業

費

用
報

第５表
離島等供給に係る収益明細表

電

灯

電
離

（単位：千円）

料

力
島

等

供

給

に

係

る

収

益

（実績） （実績） （実績） （実績） （実績）
-

参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

料

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

計

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

第６表
制御不能費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

参照期間

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

規制期間

2027年度

減

価

償

却

5ヶ年計
5ヶ年平均 （想定）
（想定）
（想定）
（想定）
（想定）
5ヶ年計
5ヶ年平均
（実績）
（実績）
（実績）
（実績）
（実績）
費 ※1 133,254,969 130,866,428 101,520,128 103,605,438 103,508,114 572,755,077 114,551,015 101,772,000 96,444,000 92,145,000 80,745,000 75,021,000 446,127,000 89,225,400

退

職

給

与

金 ※2

ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用
賃

借

費 ※4
倒

振
イ

替
ン

電

バ

損
ラ

源

失

ン

ス

開

調
収

支

発

事

整
過

促

不

足

進

業

人

賠
廃

償
炉

調
再
制

担

滑

化

円

固

税

負

整

力

給
御

金

相

担

金

負

定

資

の

確

電

に
不

保

能

当
相

当

産
に

要

1,539,738

1,139,252

1,293,727 12,996,112

3,602,319

1,817,968

3,444,760

2,528,655

4,970,230

2,599,222

1,096,000

185,0000001,281,000

256,200

994,046

2,267,000

2,093,000

1,258,000

277,000

05,895,000

1,179,000

1,155,448

1,209,243

1,666,855

2,166,445

2,314,816

8,512,807

1,702,561

2,682,000

2,689,000

2,690,000

2,689,000

損

21,733▲ 36,499▲ 2,887

6,740,046▲ 54,620

6,667,773

1,333,555

50,00050,00050,00050,000額

1,677,637

1,609,462

1,319,501

2,350,819

7,443,763 14,401,182

2,880,236

7,443,000

7,443,000

7,443,000

7,443,000

額 ※59,194,858

5,306,821

2,969,774▲ 18,733,928

20,630,983 19,368,508

3,873,702 10,783,000 10,783,000 10,782,000 10,782,000 10,782,000 53,912,000 10,782,400 貸方の場合は▲表示で記載

税

52,512,086 51,663,558 50,633,105 49,705,835 50,876,343 255,390,927 51,078,185 51,105,000 50,814,000 50,699,000 50,497,000 50,480,000 253,595,000 50,719,000

税

雑法

2,340,898

料 ※3 31,954,865 32,376,523 25,725,555 25,723,889 26,099,126 141,879,958 28,375,992 25,379,000 24,419,000 23,458,000 22,498,000 21,774,000 117,528,000 23,505,600

諸貸6,682,497▲ 6,423,472

備考

要

す

す

る

費

7,369,491

7,241,526

6,999,686

7,581,724

7,362,790 36,555,217
5,267,931

2,688,000 13,438,000
50,000250,000

7,443,000 37,215,000

2,687,600
50,000 貸方の場合は▲表示で記載
7,443,000

7,311,043

8,426,000

8,797,000

8,619,000

8,725,000

8,593,000 43,160,000

8,632,000

1,053,586

1,052,000

1,052,000

1,052,000

1,052,000

1,052,000

1,052,000

税

959,995

1,068,509

1,134,359

1,055,227

1,049,841

等

8,783,973

5,252,258

7,511,534

9,999,974

5,401,838 36,949,577

7,389,915 10,098,000 10,098,000 10,098,000 10,098,000 10,098,000 50,490,000 10,098,000

金

0

0

0

6,569,792 14,286,204 20,855,996

4,171,199 15,641,000 15,641,000 15,641,000 15,641,000 15,641,000 78,205,000 15,641,000

金

0

0

0

2,686,131

2,376,115 13,200,000 13,200,000 13,200,000 13,200,000 13,200,000 66,000,000 13,200,000

9,194,444 11,880,575

5,260,000

税 ※6 31,527,390 31,320,197 30,617,752 30,080,319 29,917,339 153,462,997 30,692,599 30,215,000 28,653,000 27,199,000 25,836,000 24,556,000 136,459,000 27,291,800
る

費
費

用

用 ※7

11,95324,386

743,487492,231

846,629

2,118,686

423,737

用 ※8

0

0

0

0

0

0

0

計

2,089,000 24,260,000 17,317,000 20,067,000 22,514,000 86,247,000 17,249,400 貸方の場合は▲表示で記載
0

0

0

0

0

0

0

278,683,423 273,845,629 234,196,555 234,607,954 282,699,992 1,304,033,553 260,806,711 283,298,000 296,621,000 281,651,000 269,600,000 263,892,000 1,395,062,000 279,012,400（記載注意）※1：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する減価償却費に限り、電源線に係る費用を除く。
※2：規制期間初年度の前々年度３月３１日時点で発生している数理計算上の差異に対する償却額に限る。
※3：道路占用料、水面使用料、線路使用料、共架料、電柱敷地料、線下補償料、河敷料、占用関係借地料その他の法令及び国のガイドラインに準じて単価が設定される費用に限る。
※4：受益者負担金、推進機関の会費（特別会費を含む。）、災害等扶助拠出金に限る。
※5：電気事業託送供給等収支計算規則第２条第１項の規定に基づき作成されたインバランス等収支計算書におけるインバランス等取引利益又はインバランス等取引損失をいう。
※6：規制期間初年度の前年度３月３１日時点で貸借対照表に計上される見込みの固定資産に対する税額に限る。
※7：法第２８条の４０第１項第５号に規定する推進機関の業務に応じて供給能力を確保するために要する費用（将来の一定期間における需要に対する供給力が不足することが明らかになった後に推進機関が実施する入札等に係る費用を除く。）、
その発電等設備以外の発電等設備の発電又は放電に係る電気を受電することなく発電し、又は放電することができる発電等設備等の調達に係る費用、電気の電圧の値の維持の用に供するための発電等設備等の調達に係る費用及び最終保障供給に係る利益又は損失をいう。
※8：一般送配電事業者の供給区域内の送電設備の送電容量等の制限により電力の受渡しができないと見込まれる場合に、当該一般送配電事業者が調整電源等の上げ調整指令及び下げ調整指令により、当該制限を解消するのに要する費用をいう。

≪項目別明細表≫（１）第６条第３項第１号関係[減価償却費]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

送電設備

59,451,753 57,658,879 47,814,064 49,467,287 47,727,020 262,119,003 52,423,801 38,294,000 37,151,000 36,339,000 31,492,000 29,635,000 172,911,000 34,582,200

変電設備

33,667,178 33,541,286 24,395,479 25,965,920 25,591,726 143,161,589 28,632,318 27,397,000 26,340,000 25,490,000 22,468,000 21,260,000 122,955,000 24,591,000

配電設備

30,714,717 30,087,207 21,683,398 22,549,473 23,443,020 128,477,815 25,695,563 27,737,000 26,680,000 25,188,000 22,838,000 21,191,000 123,634,000 24,726,800

業務設備

9,421,321

合計

133,254,969 130,866,428 101,520,128 103,605,438 103,508,114 572,755,077 114,551,015 101,772,000 96,444,000 92,145,000 80,745,000 75,021,000 446,127,000 89,225,400

9,579,056

7,627,187

5,622,758

6,746,348 38,996,670

7,799,334

8,344,000

6,273,000

5,128,000

3,947,000

2,935,000 26,627,000

5,325,400（２）第６条第３項第２号関係[退職給与金]数理計算上の差異（2016年度以前発生分）（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）
-

5ヶ年平均

- 8,786,632

1,757,326

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

1,585,250-

755,648755,648755,648--

265,205

265,205

数理計算上の差異（2019年度発生分）

-

-

-

118,399

118,399

236,798

47,36000

数理計算上の差異（2020年度発生分）

-

-

-

-

910,123

910,123

182,025

910,000

-

-

-

-

910,000

182,000

数理計算上の差異（2021年度発生分）

-

-

-

-

-

0

0

186,000

185,000---

371,000

74,2006,682,497

2,340,898

1,539,738

1,139,252

1,293,727 12,996,112

2,599,222

1,096,000

185,000

00

0 1,281,000

256,200

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度（実績）（実績）- 2,266,944
795,615

-

-

-

-

5ヶ年平均

6,682,497

265,205

-

規制期間
5ヶ年計

数理計算上の差異（2018年度発生分）

数理計算上の差異の償却年数（年）

518,885

参照期間
5ヶ年計

数理計算上の差異（2017年度発生分）

合計

0

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

3

（単位：千円）2017年度
（実績）
運搬・処理
その他
合計

（実績）

参照期間

2025年度

2026年度

2027年度
（想定）

規制期間

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

616,545825,844997,257

1,902,736

1,758,876

6,101,258

1,220,252

2,213,000

2,067,000

1,222,000

252,000

0 5,754,000

1,150,800▲ 7,040,017

2,776,475

820,711

1,542,024▲ 29,103 ▲ 1,929,910 ▲ 385,982

54,00026,00036,00025,0000

141,000

00

0

0 5,895,000

1,179,000

0

0

0

0

798,882

798,882

159,776

0

0

0

0

▲ 6,423,472

3,602,319

1,817,968

3,444,760

2,528,655

4,970,230

994,046

2,267,000

2,093,000

1,258,000

277,0002017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

水面使用料

（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

274,737

276,236

274,942

1,375,318

275,064

275,000

275,000

275,000

275,000

1,375,000

275,000

12,389,356 12,589,938

5,677,937

5,592,576

5,573,039 41,822,846

8,364,569

5,368,000

4,408,000

3,447,000

2,487,000

1,763,000 17,473,000

3,494,600

電柱敷地料

5,089,791

5,077,918

5,103,659

5,129,863

5,134,630 25,535,861

5,107,172

5,107,000

5,107,000

5,107,000

5,107,000

5,107,000 25,535,000

5,107,000

線下補償料

3,950,306

3,918,448

3,818,819

3,694,856

3,669,183 19,051,612

3,810,322

3,810,000

3,810,000

3,810,000

3,810,000

3,810,000 19,050,000

3,810,000

37,65537,30537,437

37,571

39,229189,197

37,83938,00038,00038,00038,00038,000190,000

38,000

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

占用関係借地料
その他
合計

274,499

274,904

275,000

31,954,865 32,376,523 25,725,555 25,723,889 26,099,126 141,879,958 28,375,992 25,379,000 24,419,000 23,458,000 22,498,000 21,774,000 117,528,000 23,505,600[諸費]（単位：千円）
参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

受益者負担金203,755

217,975

258,103456,827

384,277

1,520,937

304,187

304,000

304,000

304,000

304,000

304,000

1,520,000

304,000

推進機関の会費（特別会費を含む）

951,693991,268

1,408,752

1,709,618

1,770,943

6,832,274

1,366,455

1,380,000

1,380,000

1,380,000

1,380,000

1,380,000

6,900,000

1,380,000

災害等扶助拠出金
合計

0

0

0

0

159,596

159,596

31,919998,000

1,005,000

1,006,000

1,005,000

1,004,000

5,018,000

1,003,600

1,155,448

1,209,243

1,666,855

2,166,445

2,314,816

8,512,807

1,702,561

2,682,000

2,689,000

2,690,000

2,689,000

2,688,000 13,438,000

2,687,600

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

[貸倒損]

貸倒損引当額
貸倒損発生額
合計（単位：千円）

21,697 ▲ 475,847
36

439,348

21,733 ▲ 36,499

参照期間

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

▲ 2,834 6,732,719 ▲ 167,223 6,108,512

1,221,702▲ 62,000 ▲ 62,000 ▲ 62,000 ▲ 62,000 ▲ 62,000 ▲ 310,000 ▲ 62,000 貸方の場合は▲表示で記載

▲ 53

7,327

112,603

5ヶ年計

5ヶ年平均

559,261

111,852

112,000

112,000

112,000

112,000

112,000

560,000

112,000▲ 2,887 6,740,046▲ 54,620 6,667,773

1,333,555

50,00050,00050,00050,00050,000250,000

50,0002019年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度備考（単位：千円）2017年度（実績）

振替損失調整額

備考

5ヶ年計[振替損失調整額]

振替損失電力量（千kWh）

備考

10,213,258 10,478,177 10,811,467 10,994,081 11,408,141 53,905,124 10,781,025 10,781,000 10,781,000 10,781,000 10,781,000 10,781,000 53,905,000 10,781,000

線路使用料

河敷料

備考

28,200

[賃借料]

道路占用料

備考

0

453,389
159,123（３）第６条第３項第３号関係[ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用]分析（採油含む）

備考

2018年度（実績）（実績）

2020年度
（実績）

参照期間

（実績）

5ヶ年計

464,498

1,475,087

295,017464,499

464,499

464,499

464,499

7,443,763 14,401,182

5ヶ年平均
2,880,236

7,443,000

7,443,000

7,443,000

7,443,000

229,579

189,802210,236

380,972

1,677,637

1,609,462

1,319,501

2,350,819

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

9,194,858

5,306,821

2,969,774 ▲ 18,733,928 20,630,983 19,368,508

3,873,702

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間

（想定）

5ヶ年計

464,499

2,322,495

464,499

7,443,000 37,215,000

5ヶ年平均
7,443,000

備考[インバランス収支過不足額]
参照期間の最終年度までに発生した累積収支額のうち、規制期間の前年度に繰り越すことが妥当とされた金額（千円）

23,852,000（単位：千円）インバランス収支過不足額

参照期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

0

0

0

0

規制期間
5ヶ年計
0

5ヶ年平均
0

0 貸方の場合は▲表示で記載「参照期間の最終年度までに発生した累積収支額のうち、規制期間の前年度に繰り越すことが妥当とされた金額」に係る回収・還元調整額

10,783,000 10,783,000 10,782,000 10,782,000 10,782,000 53,912,000 10,782,400

合計

10,783,000 10,783,000 10,782,000 10,782,000 10,782,000 53,912,000 10,782,400（４）第６条第３項第８号関係[調整力の確保に要する費用]

貸方の場合は▲表示で記載
規制期間には2022年度の収支過
不足額に伴う調整額として300.6億円が含まれる。

（単位：千円）
参照期間

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

法第二十八条の四十第一項第五号に規定する推進機関の業務に応じて供給能力を確保するために要する費用（将来の一定期間における需要に対する供給力が不足することが明らかになった後に推進機関が実施する入札等に係る費用を除く。）

0

0

0

0

0

0

0

その発電等設備以外の発電等設備の発電又は放電に係る電気を受電することなく発電し、又は放電することができる発電等設備等の調達に係る費用

11,95324,386744,007753,117772,695

2,306,158

461,232

692,000

521,000

8,340,000

6,031,000

電気の電圧の値の維持の用に供するための発電等
設備等の調達に係る費用

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

最終保障供給に係る利益又は損失

00▲ 520 ▲ 260,886

73,934 ▲ 187,472 ▲ 37,494 1,397,000

1,397,000

1,397,000

1,397,000

1,397,000

6,985,000

1,397,000

11,95324,386

743,487

846,629

24,260,000

17,317,000

20,067,000

22,514,000 86,247,000

17,249,400

492,231

5ヶ年計

5ヶ年平均

2,118,686

423,7372023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間

2017年度

合計

備考

0 22,342,000

2,089,000

5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

7,580,000 12,639,000 20,302,000 62,863,000 12,572,600

815,000 16,399,000

3,279,800

貸方の場合は▲表示で記載
規制期間には2022年3月～2023年3月までの調整額として71.7億円が含まれる。

第７表
事後検証費用明細表（単位：千円）

託

送

補

償

事

業

者

間

精

算

整

発

電

事

力

の
抑

後

確
制
検

保

に

に

要
証

要
す
費

す

る
る
用

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

参照期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

規制期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

料 ※1

1,173,246

1,160,140

1,131,672

1,394,542

2,669,421

7,529,021

1,505,804

3,125,000

3,125,000

3,242,000

3,302,000

3,267,000 16,061,000

費

1,665,638

1,839,022

1,576,084

1,475,556

1,980,182

8,536,482

1,707,296

1,707,000

1,707,000

1,707,000

1,707,000

1,707,000

8,535,000

1,707,000

費

5,013,390

3,364,525

4,775,481

7,239,267

8,121,938 28,514,601

5,702,920

8,121,000

8,121,000

8,121,000

8,121,000

8,121,000 40,605,000

8,121,000

9,863,549 ▲ 106,370

174,258

80,580 10,421,527

2,084,305

631,000

631,000

631,000

631,000

震 災 、 風 水 害 、 火 災 そ の 他 の 災 害 の 復 旧 に 係 る 費 用 ※2
調

2017年度409,510

631,000

5ヶ年計

3,155,000

5ヶ年平均
3,212,200

631,000

費

用 ※3 29,079,038 31,817,898 34,104,729 39,109,640 62,649,176 196,760,481 39,352,096 61,789,000 46,519,000 63,177,000 47,147,000 46,519,000 265,151,000 53,030,200

費

用 ※4
計

0

0

0

0

0

0

0

4,000

5,000

6,000

6,000

6,000

27,0005,400

37,340,822 48,045,134 41,481,596 49,393,263 75,501,297 251,762,112 50,352,422 75,377,000 60,108,000 76,884,000 60,914,000 60,251,000 333,534,000 66,706,800（記載注意）※1：連系線の増強等に係る費用に限る。
※2：災害等扶助交付金を含む。
※3：一般送配電事業者が、調整電源等を公募により調達するのに要する費用、一般送配電事業者が、調整電源等に対し上げ調整指令及び下げ調整指令を行うのに要する費用（第５条及び第６条に規定するものを除く。）、
一般送配電事業者が、調整電源等を需給調整市場における売買取引により調達するのに要する費用等をいう。
※4：送配電線１回線、変圧器１台又は発電機１台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護継電器により行われる速やかな発電抑制に要する費用をいう。

備考≪項目別明細表≫（１）第７条第３項第１号関係[託送料]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

参照期間

2023年度（想定）

2025年度（想定）

2026年度（想定）

規制期間

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

236,569

232,521

253,632

276,049

282,179

1,280,950

256,190387,000

387,000

364,000

364,000

一般送配電事業者の所有設備利用

936,677

927,619

878,040

1,118,493

2,387,242

6,248,071

1,249,614

2,738,000

2,737,000

2,815,000

2,815,000

地域間連携設備の増強等費用

5ヶ年平均

2024年度

送電事業者の所有設備利用

合計

（実績）

2021年度

（想定）

（想定）

5ヶ年計

369,000

1,871,000

374,200

2,350,000 13,455,000

2,691,000

548,000

5ヶ年平均

0

0

0

0

0

0

0

0

1,000

63,000123,000

735,000

147,000

1,173,246

1,160,140

1,131,672

1,394,542

2,669,421

7,529,021

1,505,804

3,125,000

3,125,000

3,242,000

3,302,000

3,267,000 16,061,000

3,212,200

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

25,3984,748[事業者間精算費]

北海道電力ネットワー
ク
東北電力ネットワーク（単位：千円）

電力量（千kWh）

931

20,48135,245

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

86,80317,361

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

35,00035,00035,00035,000

規制期間
5ヶ年計

35,000

5ヶ年平均

175,000

19,6833,680

696

13,32017,35454,733

10,947

17,00017,00017,00017,00017,00085,00017,000電力量（千kWh）

87,017

8,305

83,557

387,661

620,562

1,187,102

237,420620,000

620,000

620,000

620,000

620,000

3,100,000

620,000
223,000

電力量料金

31,3262,989

30,080139,558

223,402427,355

85,471

223,000

223,000

223,000

223,000

223,000

1,115,000

電力量（千kWh）

224,360

44,25092,984426,410879,584

1,667,588

333,518

879,000

879,000

879,000

879,000

879,000

4,395,000

中部電力パワーグリッ
ド

電力量（千kWh）

関西電力送配電中国電力ネットワーク
四国電力送配電
九州電力送配電
合計

電力量料金
電力量料金

879,000

42,628

8,407

17,66781,018330,031479,751

95,950330,000

330,000

330,000

330,000

330,000

1,650,000

330,000

3,192,040

849,112407,226

1,291,157

1,139,658

6,879,193

1,375,839

1,140,000

1,140,000

1,140,000

1,140,000

1,140,000

5,700,000

1,140,000

67,232512,935

135,883

220,592

203,600

1,140,242

228,048

202,000

202,000

202,000

202,000

202,000

1,010,000

202,000

2,125,290

1,236,488

500,527

905,000

1,127,532

5,894,837

1,178,967

1,128,000

1,128,000

1,128,000

1,128,000

1,128,000

5,640,000

1,128,000

595,082

346,217140,147

253,400

315,7091,650,555

330,111

316,000

316,000

316,000

316,000

316,000

1,580,000

316,000

電力量（千kWh）

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

電力量料金

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

電力量（千kWh）
電力量料金

電力量（千kWh）

8,149,011

5,005,064

3,744,958

8,149,546

9,288,753 34,337,332

6,867,466

9,289,000

9,289,000

9,289,000

9,289,000

9,289,000 46,445,000

9,289,000

電力量料金

2,444,704

1,501,522

1,123,488

2,444,864

2,786,626 10,301,204

2,060,241

2,787,000

2,787,000

2,787,000

2,787,000

2,787,000 13,935,000

2,787,000

電力量（千kWh）

2,514,111

3,019,219 10,214,523

7,895,104

7,321,300 30,964,257

6,192,851

7,321,000

7,321,000

7,321,000

7,321,000

7,321,000 36,605,000

7,321,000

電力量料金
電力量（千kWh）
電力量料金

580,805

694,857

2,362,371

1,817,254

1,687,001

7,142,288

1,428,458

1,687,000

1,687,000

1,687,000

1,687,000

1,687,000

8,435,000

1,687,000

2,807,953

2,396,320

3,692,141

8,104,503

9,136,482 26,137,399

5,227,480

9,137,000

9,137,000

9,137,000

9,137,000

9,137,000 45,685,000

9,137,000

670,970

1,033,800

2,269,261

2,558,215

1,463,695

2,559,000

2,559,000

2,559,000

2,559,000

2,559,000 12,795,000

2,559,000

786,227

7,318,473

電力量（千kWh）

19,125,180 12,563,506 18,736,847 27,179,862 29,549,116 107,154,511 21,430,902 29,549,000 29,549,000 29,549,000 29,549,000 29,549,000 147,745,000 29,549,000

電力量料金

5,013,390

3,364,525

4,775,481

7,239,267

8,121,938 28,514,601

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5,702,920

8,121,000

8,121,000

8,121,000

8,121,000

8,121,000 40,605,000

8,121,000（２）第７条第３項第２号関係[補償費]（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

定期的補償費21,102

21,10520,80921,365

21,616

105,997

21,19921,00021,00021,00021,00021,000105,000

21,000

臨時的補償費1,455,909

1,673,651

1,448,798

1,161,434

1,808,661

7,548,453

1,509,691

1,510,000

1,510,000

1,510,000

1,510,000

1,510,000

7,550,000

1,510,000

損害賠償費

188,627

144,266

106,477

292,757

149,905

882,032

176,406

176,000

176,000

176,000

176,000

176,000

880,000

176,000

その他
合計

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0

1,665,638

1,839,022

1,576,084

1,475,556

1,980,182

8,536,482

1,707,296

1,707,000

1,707,000

1,707,000

1,707,000

1,707,000

8,535,000

1,707,000

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

0 1,242,082

00

0 1,242,082

248,416

134,000

134,000

134,000

134,000

134,000

670,000

134,000

8,351,844 ▲ 106,370

174,258

80,580 8,884,390

1,776,878

897,000

897,000

897,000

897,000

897,000

4,485,000

897,000

31,153

7,000

7,000

7,000

7,000

7,000

35,0007,000（３）第７条第３項第３号関係[震災、風水害、火災その他の災害の復旧に係る費用]
（実績）
修繕費

384,078

固定資産除却費

参照期間
5ヶ年計

規制期間

25,432

130,332000155,764

災害等扶助交付金

0

0

0

0

0

0

厚生費

0

426

0

0

0

426

85

0

0

0

0

0

0

0

補償費

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

19,055

0

0

0

2,000

10,000消耗品費

019,055

3,811

2,000

2,000

2,000

2,000

2,000

0

11,16200

011,162

2,232

1,000

1,000

1,000

1,000

1,000

5,000

1,000

諸費

0

108,648000108,648

21,73011,00011,00011,00011,00011,00055,00011,000

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

9,863,549 ▲ 106,370

174,258

80,580 10,421,527

2,084,305

631,000

631,000

631,000

631,000

631,000

3,155,000

631,000

合計

0409,510[震災、風水害、火災その他の災害の復旧に係る費用]過去10年間の実績額（単位：千円）
参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

参照期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

10ヶ年計 10ヶ年平均

2012年度

2013年度

2014年度

2015年度

2016年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

委託費

65,97240,590▲ 4,114▲ 3,967207

修繕費

19,492 ▲ 41,861

61,42230,281

11,240384,078▲ 27,797 ▲ 49,337

31,40444,068 ▲ 81,293

固定資産除却費

5ヶ年計

5ヶ年平均

0 1,242,082

00

0 1,340,770

134,077

8,351,844 ▲ 106,370

174,258

80,580 8,964,964

896,496

25,432

130,33200072,809

災害等扶助交付金

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

厚生費

0

0

0

0

0

0

426

0

0

0

426

43

補償費

0 ▲表示で記載

▲ 100

0

0

0

0

0

0

0

0

0

▲ 100

▲ 10

0

0

0

0

0

0

19,05500

0

19,055

1,906

賃貸料

525

0

0

0

0

0

11,16200

011,687

1,169

▲ 977

0

0

0

0

0

108,648000107,671

10,767

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

57,115 ▲ 50,608

88,71270,382 ▲ 69,846

409,510

9,863,549 ▲ 106,370

174,258

80,580 10,517,282

1,051,728

その他
合計（４）第７条第３項第４号関係[調整力の確保に要する費用]（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間

（想定）

（想定）

2025年度

2026年度

5ヶ年計

5ヶ年平均

0

0

0 19,240,000

3,848,000

一般送配電事業者が、調整電源等に対し上げ調整
指令及び下げ調整指令を行うのに要する費用

10,551,890 14,574,885 10,326,642 16,102,746 40,971,914 92,528,077 18,505,615 35,671,000

0

0

0

0 35,671,000

7,134,200

0

0

0

0

0

0

0

0

0

68,491

125,796

194,287

（想定）

規制期間

2027年度

0

合計

5ヶ年平均

2024年度

18,527,148 17,243,013 23,778,087 22,938,403 21,551,466 104,038,117 20,807,623 19,240,000

その他

5ヶ年計

2023年度

一般送配電事業者が、電気の周波数の値の維持及びインバランスを調整するための指令をすることができる調整電源等を公募により調達するのに要する費用

一般送配電事業者が、調整電源等を需給調整市場
における売買取引により調達するのに要する費用

備考

7,281

消耗品費
諸費

備考

0 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 2,105,000 ▲ 421,000 ▲表示で記載

賃貸料
その他

備考

（単位：千円）2017年度
委託費

備考

35,000

電力量料金

東京電力パワーグリッ
ド

北陸電力送配電

備考

（想定）

（想定）

0 6,752,000 46,519,000 63,177,000 47,147,000 46,519,000 210,114,000 42,022,800
38,857126,000

0

0

0

0

126,000

25,20029,079,038 31,817,898 34,104,729 39,109,640 62,649,176 196,760,481 39,352,096 61,789,000 46,519,000 63,177,000 47,147,000 46,519,000 265,151,000 53,030,200

備考

第８表
次世代投資費用明細表（単位：千円）2017年度

2018年度（実績）

2019年度

2026年度

2027年度

規制期間

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

費

0

0

0

0

0

0

0

717,000

1,582,000

3,424,000

5,797,000

6,185,000 17,705,000

固

定

資

産

税

0

0

0

0

0

0

0

0

73,00093,000241,000

242,000

649,000

129,800

費

0

0

0

0

0

0

0

1,177,000

1,004,000

1,026,000

788,000

458,000

4,453,000

890,600

936,000

5,021,000

1,004,200

5,248,000 18,464,000

3,692,800

定

資

修

産

除

耗

電

気

次

世

事

0

0

0

0

0

0

473,000

1,725,000

959,000

928,000

0

0

0

0

0

0

0

1,977,000

2,897,000

3,871,000

4,471,000

費

0

0

0

0

0

0

0

712,000

688,000

499,000

529,000

費

0

0

0

0

0

0

0

5,131,000

5,656,000

料

0

0

0

0

0

0

0

133,000

146,000

151,000

265,000

266,000

961,000

192,200

費

0

0

0

0

0

0

0

35,00020,00038,00038,00037,000168,000

33,600

収

益

0

0

0

0

0

0

0 ▲ 366,000 ▲ 461,000 ▲ 514,000 ▲ 555,000 ▲ 1,393,000 ▲ 3,289,000 ▲ 657,800 ▲表示で記載

資

計

0

0

0

0

0

0

0

却

代

品
業

雑
投

備考

3,541,000

0

借

消

5ヶ年平均

費

繕

賃

5ヶ年計

費

諸
固

5ヶ年計

2025年度却

託（実績）

2024年度

償委（実績）

2023年度

価

究

（実績）

参照期間

2021年度

減研（実績）

2020年度

4,028,000

805,600

7,471,000 12,935,000 13,696,000 44,889,000

1,600,000

8,977,800

9,989,000 13,330,000 17,018,000 25,437,000 27,275,000 93,049,000 18,609,800

第９表
事業報酬明細表（単位：千円）

特

定

固

定

資

建

設

中

の

資

特

定

転

資

業

本貯

償

ー

ト

資

報

品

業

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

5,256,000

5,300,000

5,357,000

5,415,000

5,464,000 26,792,000

5,358,400

資
ー

産
ス

率

報

0

0

0

0

0

0

0

計 2,236,610,000 2,260,378,000 2,278,596,000 2,288,393,000 2,286,603,000 11,350,580,000 2,270,116,000

酬

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

計 33,549,150 33,905,670 34,178,940 34,325,895 34,299,045 170,258,700 34,051,740

第１０表
追加事業報酬明細表（単位：千円）
2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

追

加

事

業

報

酬

額

120,000

111,000

102,000

95,00087,000515,000

103,000

追

加

事

業

報

酬

計

120,000

111,000

102,000

95,00087,000515,000

103,000

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

第１１表
追加事業報酬対象額明細表

備考（単位：千円）
設備名称

区間

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

特

定

固

定

資

産

東京中部間直流連系設備（東長 野 県 安 曇 野 地 方 10,840,000 10,069,000
京
電
力
分
）

9,357,000

8,699,000

8,089,000 47,054,000

9,410,800

特

定

固

定

資

産

東京中部間直流連系設備（中
岐
部
電
力
分
）

4,271,000

3,884,000

3,532,000 21,562,000

4,312,400

合

備考

58,875,000 60,228,000 61,111,000 59,632,000 57,967,000 297,813,000 59,562,600

酬

事

2027年度本 53,619,000 54,928,000 55,754,000 54,217,000 52,503,000 271,021,000 54,204,200

却
ベ

2026年度産 32,788,000 36,218,000 35,124,000 29,950,000 27,837,000 161,917,000 32,383,400

蔵

延

レ

2025年度

資 16,014,000 14,770,000 13,628,000 12,583,000 11,621,000 68,616,000 13,723,200

計繰

2024年度産 2,128,933,000 2,149,162,000 2,168,733,000 2,186,228,000 2,189,178,000 10,822,234,000 2,164,446,800

投営
運

2023年度

計

阜

県

飛

騨

地

方

5,174,000

4,701,000

16,014,000 14,770,000 13,628,000 12,583,000 11,621,000 68,616,000 13,723,200

備考

第１２表
控除収益明細表（単位：千円）
2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

▲ 15,462 ▲ 25,720 ▲ 21,932 ▲ 21,663 ▲ 20,403 ▲ 105,180 ▲ 21,036 ▲ 20,000 ▲ 20,000 ▲ 20,000 ▲ 20,000 ▲ 20,000 ▲ 100,000 ▲ 20,000 ▲表示で記載

販

地

帯

間

販

源

料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

他

社

販

売

送

電

料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

他

社

販

売

電

源

料

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

送

事

業

電

気

者
事

預
控

収
間

精
業

金
除

益 ※1 ▲ 1,369,900 ▲ 1,908,093 ▲ 1,422,852 ▲ 1,490,821 ▲ 3,451,598 ▲ 9,643,264 ▲ 1,928,653 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 21,115,000 ▲ 4,223,000 ▲表示で記載

算
雑
利

収

料

2020年度間

電

電

2019年度帯

売送

2018年度地

託売

2017年度収益

収益 ※2 ▲ 9,126,646 ▲ 8,607,808 ▲ 9,065,467 ▲ 24,586,784 ▲ 24,746,632 ▲ 76,133,337 ▲ 15,226,667 ▲ 24,076,000 ▲ 24,259,000 ▲ 24,066,000 ▲ 24,271,000 ▲ 24,482,000 ▲ 121,154,000 ▲ 24,230,800 ▲表示で記載
息益計▲ 1,738,929 ▲ 2,627,634 ▲ 2,053,177 ▲ 2,039,284 ▲ 2,524,564 ▲ 10,983,588 ▲ 2,196,718 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 12,620,000 ▲ 2,524,000 ▲表示で記載▲ 433▲ 2,940▲ 3,800

00▲ 7,173▲ 1,435

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載▲ 12,251,370 ▲ 13,172,195 ▲ 12,567,228 ▲ 28,138,552 ▲ 30,743,197 ▲ 96,872,542 ▲ 19,374,508 ▲ 30,843,000 ▲ 31,026,000 ▲ 30,833,000 ▲ 31,038,000 ▲ 31,249,000 ▲ 154,989,000 ▲ 30,997,800（記載注意）※1：接続供給託送収益及び電源線に係る収益を除く。
※2：第３条に規定するもの、災害等扶助交付金及び電源線に係る収益を除く。

≪項目別明細表≫（１）第１１条第３項関係[託送収益]

ＦＣ関連（単位：千円）2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

▲ 182,057 ▲ 475,888 ▲ 444,317

その他共同負担ペイバック

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

▲ 87,538 ▲ 1,680,101 ▲ 2,869,901 ▲ 573,980 ▲ 2,489,000 ▲ 2,490,000 ▲ 2,490,000 ▲ 2,490,000 ▲ 2,490,000 ▲ 12,449,000 ▲ 2,489,800 ▲表示で記載▲ 586,941 ▲ 809,024 ▲ 358,300 ▲ 384,539 ▲ 476,050 ▲ 2,614,854 ▲ 522,971 ▲ 477,000 ▲ 476,000 ▲ 476,000 ▲ 476,000 ▲ 476,000 ▲ 2,381,000 ▲ 476,200 ▲表示で記載

その他一括▲ 600,902 ▲ 623,181 ▲ 620,235 ▲ 1,018,744 ▲ 1,295,447 ▲ 4,158,509 ▲ 831,702 ▲ 1,257,000 ▲ 1,257,000 ▲ 1,257,000 ▲ 1,257,000 ▲ 1,257,000 ▲ 6,285,000 ▲ 1,257,000 ▲表示で記載

合計▲ 1,369,900 ▲ 1,908,093 ▲ 1,422,852 ▲ 1,490,821 ▲ 3,451,598 ▲ 9,643,264 ▲ 1,928,653 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 4,223,000 ▲ 21,115,000 ▲ 4,223,000[事業者間精算収益]

北海道電力ネットワーク

東北電力ネットワーク

東京電力パワーグリッド

中部電力パワーグリッド

北陸電力送配電

関西電力送配電中国電力ネットワーク

四国電力送配電

九州電力送配電

合計（単位：千円）

電力量（千kWh）

参照期間

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

▲ 8,241▲ 1,389▲ 10,232▲ 25,981▲ 38,816▲ 84,659▲ 2,353▲ 5,975▲ 8,927▲ 19,481

規制期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

▲ 16,932▲ 38,000▲ 38,000▲ 38,000▲ 38,000▲ 38,000 ▲ 190,000▲ 38,000 ▲表示で記載▲ 3,896▲ 8,000▲ 8,000▲ 8,000▲ 8,000▲ 8,000▲ 8,000 ▲表示で記載

5ヶ年計

5ヶ年平均

電力量料金

▲ 1,907▲ 319

電力量（千kWh）▲ 14,193▲ 14,601▲ 17,243 ▲ 125,575 ▲ 231,684 ▲ 403,296▲ 80,659 ▲ 231,000 ▲ 231,000 ▲ 231,000 ▲ 231,000 ▲ 231,000 ▲ 1,155,000 ▲ 231,000 ▲表示で記載▲ 3,270▲ 3,358▲ 3,966▲ 18,553

電力量料金
電力量（千kWh）▲ 28,883▲ 53,287▲ 92,764▲ 53,000▲ 53,000▲ 53,000▲ 53,000▲ 40,000

備考▲ 53,000 ▲ 265,000▲ 53,000 ▲表示で記載▲ 1,231,256 ▲ 2,639,586 ▲ 3,105,044 ▲ 2,184,924 ▲ 2,195,486 ▲ 11,356,296 ▲ 2,271,259 ▲ 2,196,000 ▲ 2,196,000 ▲ 2,196,000 ▲ 2,196,000 ▲ 2,196,000 ▲ 10,980,000 ▲ 2,196,000 ▲表示で記載

電力量料金▲ 283,287 ▲ 607,105 ▲ 714,160 ▲ 502,596 ▲ 505,001 ▲ 2,612,149 ▲ 522,430 ▲ 505,000 ▲ 505,000 ▲ 505,000 ▲ 505,000 ▲ 505,000 ▲ 2,525,000 ▲ 505,000 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 4,300,093 ▲ 5,054,525 ▲ 4,236,591 ▲ 4,934,233 ▲ 7,136,573 ▲ 25,662,015 ▲ 5,132,403 ▲ 7,137,000 ▲ 7,137,000 ▲ 7,137,000 ▲ 7,137,000 ▲ 7,137,000 ▲ 35,685,000 ▲ 7,137,000 ▲表示で記載

電力量料金▲ 989,164 ▲ 1,162,568 ▲ 974,418 ▲ 1,134,996 ▲ 1,641,529 ▲ 5,902,675 ▲ 1,180,535 ▲ 1,642,000 ▲ 1,642,000 ▲ 1,642,000 ▲ 1,642,000 ▲ 1,642,000 ▲ 8,210,000 ▲ 1,642,000 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 994,555 ▲ 2,320,760 ▲ 835,179 ▲ 838,070 ▲ 430,919 ▲ 5,419,483 ▲ 1,083,897 ▲ 431,000 ▲ 431,000 ▲ 431,000 ▲ 431,000 ▲ 431,000 ▲ 2,155,000 ▲ 431,000 ▲表示で記載

電力量料金▲ 228,786 ▲ 533,791 ▲ 192,092 ▲ 192,756▲ 99,000▲ 99,000▲ 99,000▲ 99,000

電力量（千kWh）

-

-

-

-

▲ 99,111 ▲ 1,246,536 ▲ 249,307
-

0

0

-

-

-

-

▲ 99,000 ▲ 495,000-

0▲ 99,000 ▲表示で記載
0 ▲表示で記載

電力量料金

-

-

-

-

-

0

0

-

-

-

-

-

0

0 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 712,508 ▲ 1,164,767 ▲ 561,696 ▲ 536,997 ▲ 765,280 ▲ 3,741,248 ▲ 748,250 ▲ 766,000 ▲ 766,000 ▲ 766,000 ▲ 766,000 ▲ 766,000 ▲ 3,830,000 ▲ 766,000 ▲表示で記載

電力量料金▲ 163,877 ▲ 267,896 ▲ 129,191 ▲ 123,510 ▲ 176,015 ▲ 860,489 ▲ 172,098 ▲ 177,000 ▲ 177,000 ▲ 177,000 ▲ 177,000 ▲ 177,000 ▲ 885,000 ▲ 177,000 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 232,046 ▲ 112,675▲ 78,920 ▲ 120,086▲ 76,433 ▲ 620,160 ▲ 124,032▲ 76,000▲ 76,000▲ 76,000▲ 76,000▲ 76,000 ▲ 380,000▲ 76,000 ▲表示で記載

電力量料金▲ 53,370▲ 25,915▲ 18,151▲ 27,619▲ 17,579 ▲ 142,634▲ 17,000▲ 17,000▲ 17,000▲ 17,000▲ 17,000▲ 17,000 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 66,384 ▲ 116,012▲ 81,942▲ 99,780 ▲ 100,501 ▲ 464,619▲ 92,924 ▲ 100,000 ▲ 100,000 ▲ 100,000 ▲ 100,000 ▲ 100,000 ▲ 500,000 ▲ 100,000 ▲表示で記載▲ 15,268▲ 18,846▲ 22,949▲ 21,372

電力量料金▲ 26,682▲ 23,115 ▲ 106,860▲ 28,527▲ 23,000▲ 23,000▲ 23,000▲ 23,000▲ 85,000▲ 23,000 ▲ 115,000▲ 23,000 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 7,559,276 ▲ 11,424,315 ▲ 8,926,847 ▲ 8,865,646 ▲ 10,975,692 ▲ 47,751,776 ▲ 9,550,355 ▲ 10,975,000 ▲ 10,975,000 ▲ 10,975,000 ▲ 10,975,000 ▲ 10,975,000 ▲ 54,875,000 ▲ 10,975,000 ▲表示で記載

電力量料金▲ 1,738,929 ▲ 2,627,634 ▲ 2,053,177 ▲ 2,039,284 ▲ 2,524,564 ▲ 10,983,588 ▲ 2,196,718 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 2,524,000 ▲ 12,620,000 ▲ 2,524,000 ▲表示で記載[電気事業雑収益]（単位：千円）
参照期間

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

契約超過金

▲ 81,234 ▲ 129,667▲ 81,975▲ 411▲ 372 ▲ 293,659▲ 58,732

0

0

0

0

0

違約金

▲ 38,406▲ 49,851▲ 50,185352

0 ▲ 138,090▲ 27,618

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

▲ 42

▲ 40

▲ 17

0

▲ 20

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

諸貸付料
受託運転益

▲ 59,443▲ 56,882

0

0

受託工事益

▲ 10,237▲ 38,543▲ 23,605 ▲ 161,489▲ 10,806▲ 9,458▲ 9,528

広告料

系統設置交付金
広域系統整備交付金

0

5ヶ年平均

▲ 99

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均
0

備考

0 ▲表示で記載▲ 57,103 ▲ 206,919 ▲ 205,271 ▲ 585,618 ▲ 117,124 ▲ 232,000 ▲ 232,000 ▲ 232,000 ▲ 232,000 ▲ 232,000 ▲ 1,160,000 ▲ 232,000 ▲表示で記載

器具販売益

供給雑収

5ヶ年計

2023年度

規制期間

2017年度

00▲ 33,649

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

83,366 ▲ 150,508

0▲ 30,102▲ 60,000▲ 60,000▲ 60,000▲ 60,000▲ 60,000 ▲ 300,000▲ 60,000 ▲表示で記載▲ 18,960▲ 29,000▲ 28,000▲ 26,000▲ 25,000▲ 24,000 ▲ 132,000▲ 26,400 ▲表示で記載▲ 31,360▲ 94,8010▲ 1,790,708 ▲ 2,027,649 ▲ 2,113,136 ▲ 2,022,491 ▲ 2,132,882 ▲ 10,086,866 ▲ 2,017,373 ▲ 2,327,000 ▲ 2,389,000 ▲ 2,457,000 ▲ 2,532,000 ▲ 2,616,000 ▲ 12,321,000 ▲ 2,464,200 ▲表示で記載

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0 ▲表示で記載

00 ▲表示で記載

雑口▲ 7,135,770 ▲ 6,295,718 ▲ 6,729,918 ▲ 22,162,177 ▲ 22,460,113 ▲ 64,783,696 ▲ 12,956,739 ▲ 21,428,000 ▲ 21,550,000 ▲ 21,291,000 ▲ 21,422,000 ▲ 21,550,000▲ 107,241,000 ▲ 21,448,200 ▲表示で記載

合計▲ 9,126,646 ▲ 8,607,808 ▲ 9,065,467 ▲ 24,586,784 ▲ 24,746,632 ▲ 76,133,337 ▲ 15,226,667 ▲ 24,076,000 ▲ 24,259,000 ▲ 24,066,000 ▲ 24,271,000 ▲ 24,482,000▲ 121,154,000 ▲ 24,230,800 ▲表示で記載（再掲）共架料▲ 3,472,682 ▲ 3,297,233 ▲ 3,481,544 ▲ 13,009,370 ▲ 12,663,405 ▲ 35,924,234 ▲ 7,184,847 ▲ 12,119,000 ▲ 12,056,000 ▲ 11,797,000 ▲ 11,934,000 ▲ 12,072,000 ▲ 59,978,000 ▲ 11,995,600 ▲表示で記載（参考）災害等扶助交付金

0

0

0

0

0

0

0 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 421,000 ▲ 2,105,000 ▲ 421,000 ▲表示で記載

４ 一般送配電事業託送供給等約款料金算定規則の規定に基づいて作成した書類

様式第３ （第８条関係）

5年原価

7部門整理表（単位：百万円）
水力発電費

新エネルギー等
発電等費

火力発電費

計

計

送電費

計

変電費

計

配電費

計

帰属方法別（％）

販売費

計

合計

計

活動帰属基準

配賦基準

役員給与

－

－

－

－

－

－

－

－

－

81

－

81

89

－

89

210

－

210

120

－

120

500

－

100.0

－

給料手当

－

－

－

－

－

－

－

－

－

56,09849,3696,729

61,21055,013

6,197

145,171

131,651

13,52082,981

74,507

8,474

345,460

92.3

7.7

－

給料手当振替額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲2,924▲2,873▲51▲4,382▲4,326▲56▲2,754▲2,621▲133▲1,117▲1,041▲76▲11,177

97.2

2.8

－

退職給与金

－

－

－

－

－

－

－

－

－

6,434

－

6,434

7,029

－

7,029

16,677－

16,677

9,527

－

9,527

39,667

92.2

7.8

－

厚生費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

11,109

9,966

1,143

12,354

11,105

1,249

29,54026,577

2,963

16,734

15,0401,694

69,737

89.9

10.1

－

委託検針費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

委託集金費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

雑給

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,743

1,495

248

3,310

3,039

271

4,152

3,507

645

2,355

1,987

368

11,560

86.7

13.3

－

燃料費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

廃棄物処理費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

消耗品費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,031

900

131

1,165

1,021

144

6,427

6,086

341

608

413

195

9,231

91.2

8.8

－

修繕費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,23959,842397

39,08538,787298

500,182

497,220

2,962

1,309

－

1,309

600,815

99.2

0.8

－

水利使用料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

補償費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

7,365

7,272

93

222

219

3

922

910

12

53

52

1

8,562

98.7

－

1.3

賃借料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

56,71346,938

9,775

19,89012,796

7,094

97,814

81,86915,945

11,924－

11,924

186,341

76.0

21.8

2.2

託送料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,88460,884

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,884

100.0

－

－

事業者間精算費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

40,60540,605

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

40,605

100.0

－

－

委託費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,602

42,127

18,47529,54910,897

18,652

163,494

92,95070,54456,27520,50535,770309,920

53.8

28.1

18.1

損害保険料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

157

155

2

71

70

1

211

209

2

－

－

－

439

98.9

－

1.1

普及開発関係費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,193

409

784

1,193

34.3

－

65.7

養成費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

338

－

338

369

－

369

1,474

597

877

587

86

501

2,768

24.7

75.3

－

研究費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

3,730

－

3,730

2,313

－

2,313

5,303

－

5,303

2,075

－

2,075

13,421

71.0

－

29.0

諸費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

18,9296,697

12,232

15,4732,108

13,36562,26630,542

31,72433,426

15,292

18,134130,094

42.0

－

58.0

貸倒損

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

250

250

－

250

100.0

－

－

固定資産税

－

－

－

－

－

－

－

－

－

51,481

51,4651635,03135,00526

66,50563,646

2,859

903

－

903

153,920

97.5

2.5

－

雑税

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,212

894

318

3,345

2,468

877

653

482

171

50

37

13

5,260

73.8

－

26.2

減価償却費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

195,594

195,432

162

150,667

150,404

263

182,513

153,977

28,536

20,124－

20,124

548,898

93.1

6.9

－

固定資産除却費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

71,63571,61916

34,942

34,916

26

34,51031,719

2,791

882

－

882

141,969

97.4

2.6

－

共有設備費等分担額

－

－

－

－

－

－

－

－

－

175

175

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

175

100.0

－

－

共有設備費等分担額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲555

▲555

－

▲510

▲510

－

－

－

－

－

－

－

▲1,065

100.0

－

－

建設分担関連費振替額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲214

－

▲214

▲106

－

▲106

▲163

－

▲163

▲1

－

▲1

▲484

－

100.0

－

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲226

－

▲226

▲132

－

▲132

▲412

－

▲412

▲72

－

▲72

▲842

－

－

100.0

開発費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

開発費償却

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

株式交付費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

株式交付費償却

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

社債発行費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

社債発行費償却

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

法人税等

－

－

－

－

－

－

－

－

－

13,580－13,580

7,926

－

7,926

24,674－

24,674

4,310

－

4,310

50,490

－

－

100.0

－

－

－

－

－

－

－

－

－

61,188－61,18834,601－

34,601

72,385－72,385

2,085

－

2,085

170,259

95.4

4.6

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

777,004

642,407

134,597453,511353,012 100,499

1,411,754

1,119,321

292,433

246,581

127,537

119,0442,888,850

85.5

7.9

6.6

電気事業報酬
合計

固有

一般

固有

一般

固有 一般

固有

一般

固有

一般

固有

一般

固有

一般

直課

（記載注意）
１ 固有の欄には第８条第２項で整理された金額（一般管理費等を除く。）を、一般の欄には第８条第３項又は第５項で整理された金額を記載すること。
２ 帰属方法別の欄には、各項目ごとに、別表第２において定める「直課」、「活動帰属基準」、「配賦基準」を基に合計の「直課」、「活動帰属基準」、「配賦基準」による整理の比率をそれぞれ記載すること。
注 １ 該当すべき事項がないときは、表の作成又は記載を省略することができる。
２ 記載すべき金額は千円単位をもって表示することができる。ただし、営業費、事業報酬、追加事業報酬及び控除収益の合計額が千億円を超える事業者は、「千円」を「百万円」に読み替え、百万円単位をもって表示することを妨げない。
３ 火力に係るものは、汽力及び内燃力に係るものをいう。

様式第４（第１０条関係）

送配電関連費整理表
総離島等供給費
水力
発電
費分

火力
発電
費分

新エネ 総アンシラリーサービ
ス費
ルギー
等発電
等費分

受電
用変
電サ
ービ
ス費

総
送
電
費

役員給与

－

－

－

－

81

給料手当

－

－

－

－

56,098

給料手当振替額（貸方）

－

－

－

－

▲2,924

退職給与金

－

－

－

－

6,434

厚生費

－

－

－

－

委託検針費

－

－

－

委託集金費

－

－

雑給

－

燃料費
廃棄物処理費

配電
用変
電サ
ービ
ス費
56

低
圧
配
電
費

高
圧
配
電
費

33

39

38,35022,86026,843▲2,745▲1,637

▲509

4,404

2,625

3,084

11,109

7,740

4,614

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

消耗品費

－

－

修繕費

－

水利使用料

－

補償費

需
要
家
費
140

（単位
帰属方法別
（％）

一
般
販
売
費

給
電
費

合
直

計

27

6

96,79881,30518,987▲1,837▲1,212▲256

11,120

9,336

5,462

19,697

－

－

－

－

1,743

2,074

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

賃借料

－

託送料

－

事業者間精算費

配
賦
基
準

活動
帰属
基準

課

118

百万円）

500

22.4

24.0

53.6

4,219

345,460

22.5

24.0

53.5

▲57

▲11,177

29.8

10.0

60.2

2,180

484

39,667

22.5

24.0

53.5

16,4353,829

851

69,737

22.2

24.0

53.8

－

－

－

－

－

100.0

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

1,236

768

2,768

2,312

539

120

11,560

20.4

20.4

59.2

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

1,031

730

435

1,188

4,286

1,431

109

21

9,231

23.6

4.5

71.9

－

60,23929,337

9,748

69,385250,206

181,557288

55

600,815

40.1

6.7

53.2

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

－

－

7,365

32

190

170

615

156

33

1

8,562

87.9

－

12.1

－

－

－

56,713

14,9294,961

18,08765,221

19,235

6,401

794

186,341

38.2

6.4

55.4

－

－

－

60,884

－

－

－

－

－

－

－

60,884

100.0

－

－

－

－

－

－

40,605

－

－

－

－

－

－

－

40,605

100.0

－

－

委託費

－

－

－

－

60,602

22,1797,370

23,86486,054

98,691

9,591

1,569

309,920

42.9

－

57.1

損害保険料

－

－

－

－

157

10

61

39

141

31

－

－

439

42.8

－

57.2

普及開発関係費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,193

1,193

100.0

－

－

養成費

－

－

－

－

338

231

138

272

983

642

134

30

2,768

20.1

21.2

58.7

研究費

－

－

－

－

3,730

1,256

1,057

979

3,532

1,224

1,612

31

13,421

49.2

－

50.8

諸費

－

－

－

－

18,929

9,694

5,779

11,51441,51825,077

16,492

1,091

130,094

30.9

－

69.1

貸倒損

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

250

250

100.0

－

－

固定資産税

－

－

－

－

51,481

21,521

13,51013,12947,346

6,911

－

22

153,920

37.4

23.3

39.3

雑税

－

－

－

－

1,212

2,096

1,249

121

435

133

11

3

5,260

24.9

－

75.1

減価償却費

－

－

－

－

195,594

92,55958,10836,032

129,932

25,344

11,109220

548,898

40.7

29.1

30.2

固定資産除却費

－

－

－

－

71,635

21,466

13,476

6,813

24,568

3,989

－

22

141,969

52.7

25.2

22.1

共有設備費等分担額

－

－

－

－

175

－

－

－

－

－

－

－

175

100.0

－

－

共有設備費等分担額（貸方）

－

－

－

－

▲555

▲320

▲190

－

－

－

－

－

▲1,065

52.1

－

47.9

地帯間購入電源費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

地帯間購入送電費

－

－

－

－

－

875

－

－

－

－

－

－

－

875

100.0

－

－

他社購入電源費

－

－

－

－

381,660

－

－

－

－

－

－

－

－

381,660

100.0

－

－

他社購入送電費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

非化石証書購入費

－

－

－

－

建設分担関連費振替額（貸方）

－

－

－

－

▲214

▲66

▲40

▲30

▲109

▲25

－

－

▲484

49.2

21.9

28.9

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）

－

－

－

－

▲226

▲83

▲49

▲76

▲275

▲113

▲16

▲4

▲842

34.1

－

65.9

開発費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

開発費償却

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

株式交付費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

株式交付費償却

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

社債発行費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

社債発行費償却

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

法人税等

－

－

－

－

13,580

4,966

2,960

4,871

17,566

5,342

986

219

50,490

31.3

－

68.7

電気事業報酬

－－－－61,18821,67912,922

14,29051,531

8,513

76

60

170,259

39.8

1.0

59.2

－

自社アンシラリーサービス費－

地帯間販売電源料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

地帯間販売送電料

－

－

－

－

－

▲100

－

－

－

－

－

－

－

▲100

100.0

－

－

他社販売電源料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

100.0

－

－

他社販売送電料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

合計

－

－

－

－

381,660

777,779

292,095

161,416

236,335

852,236

486,432

72,132

11,2003,271,285

46.7

12.1

41.2

（記載注意）
１
２
３

帰属方法別の欄には､各項目ごとに､別表第２において定める｢直課｣､｢活動帰属基準｣､｢配賦基準｣を基に合計の｢直課｣､｢活動帰属基準｣､｢配賦基準｣による整理の比率をそれぞれ記載すること。
自社アンシラリーサービス費の欄には､第８条第１項で自社アンシラリーサービス費に整理された金額を記載すること。
その他は､様式第３の注１から３までと同様とすること。

様式第５（第１１条関係）

送配電関連費明細表
総離島等供給費
水力発電費分

新エネルギー等
火力発電費分
発電等費分

計

計
固
定

可
変

計
固
定

可
変

総アンシラリーサービス
費
計

固
定

可
変

総

送

電

計
固
定

可
変

（単位 百万円）

受電用変電
サービス費

費

配電用変電
サービス費

計
固
定

可
変

低圧配電費

計
固
定

可
変

高圧配電費

計
固
定

可
変

給電費

計
固
定

可
変

需
要
家
費

計
固
定

可
変
－

役員給与

－

－

－

－

－

－

－

－

－

81

81

－

56

56

－

33

33

－

39

39

－

140

140

給料手当

－

－

－

－

－

－

－

－

－

56,09856,098－38,35038,350－22,86022,860－26,843

26,843－

96,79896,798

給料手当振替額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲2,924 ▲2,924－ ▲2,745 ▲2,745－ ▲1,637 ▲1,637

－

▲509

▲509

退職給与金

－

－

－

－

－

－

－

－

－

6,434

6,434

－

4,404

4,404

－

2,625

2,625

－

3,084

3,084

厚生費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

11,109

11,109

－

7,740

7,740

－

4,614

4,614

－

5,462

委託検針費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

委託集金費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

雑給

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,743

1,743

－

2,074

2,074

－

1,236

燃料費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

廃棄物処理費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

消耗品費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,031

516

515

730

365

修繕費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,23960,239－29,337

水利使用料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

補償費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

7,365

7,365

－

賃借料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

56,71356,713

託送料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,88458,204

事業者間精算費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

40,605－ 40,605

委託費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,60260,602

損害保険料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

157

普及開発関係費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

養成費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

338

研究費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

諸費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

貸倒損

－

－

－

－

－

－

－

－

－

固定資産税

－

－

－

－

－

－

－

－

－

雑税

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,212

減価償却費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

固定資産除却費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

71,635

共有設備費等分担額

－

－

－

－

－

－

－

－

－

175

共有設備費等分担額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲555

地帯間購入電源費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

地帯間購入送電費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

他社購入電源費

－

－

－

－

－

－

－

－

－ 381,660 308,616 73,044

他社購入送電費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

非化石証書購入費

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

建設分担関連費振替額（貸方） －

－

－

－

－

－

－

－

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）

－

－

－

－

－

－

－

開発費

－

－

－

－

－

－

－

開発費償却

－

－

－

－

－

－

株式交付費

－

－

－

－

－

株式交付費償却

－

－

－

－

社債発行費

－

－

－

社債発行費償却

－

－

法人税等

－

電気事業報酬

－

固
定

計

可
変

27

－

118

494

－ 18,987 18,987－

81,305341,241－ ▲1,837 ▲1,837

－

▲256

▲256

－ ▲1,212▲11,120－

11,12011,120

－

2,180

2,180

－

9,336

39,183

5,462－

19,697

19,697

－

3,829

3,829

－

16,43568,886

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1,236

－

768

768

－

2,768

2,768

－

539

539

－

2,312

11,440

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

365

435

218

217

1,188

594

594

4,286

2,143

2,143

109

55

54

1,431

9,210

29,337

－

9,748

9,748

－

69,38569,385－ 250,206 250,206

－

288

288

－ 181,557

600,760

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

32

32

－

190

190

－

170

170

－

615

615

－

33

33

－

156

8,561

－

14,92914,929

－

4,961

4,961

－

18,08718,087－65,221

65,221

－

6,401

6,401

－

19,235

185,547

2,680

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60,884

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

40,605－22,17922,179

－

7,370

7,370

－

23,86423,864－86,05486,054

－

9,591

9,591

－

98,691

308,351

157

－

10

10

－

61

61

－

39

39

－

141

141

－

－

－

－

31

439

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

338

－

231

231

－

138

138

－

272

272

－

983

983

－

134

134

－

642

2,738

3,730

3,730

－

1,256

1,256

－

1,057

1,057

－

979

979

－

3,532

3,532

－

1,612

1,612

－

1,224

13,39018,92918,929

－

9,694

9,694

－

5,779

5,779

－

11,514

11,514－41,51841,518－ 16,492 16,492－

25,077129,003

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

51,481

51,481－

21,521

21,521－

13,51013,510－13,12913,129－47,34647,346

－

－

－

－

6,911

153,898

1,212

－

2,096

2,096

－

1,249

1,249

－

121

121

－

435

435

－

11

11

－

133

5,257

195,594 195,594－

92,55992,559－58,108

58,108－36,032

36,032－ 129,932 129,932－ 11,109 11,109－

25,344

548,678

71,635－

21,466

21,466－

13,476

13,476

－

6,813

6,813

－

24,56824,568

－

－

－

－

3,989

141,947

175

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

175

▲555

－

▲320

▲320

－

▲190

▲190

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲1,065

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

875

875

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

875

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

381,660

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲214

▲214

－

▲66

▲66

－

▲40

▲40

－

▲30

▲30

－

▲109

▲109

－

－

－

－

▲25

▲484

－

－

▲226

▲226

－

▲83

▲83

－

▲49

▲49

－

▲76

▲76

－

▲275

▲275

－

▲16

▲16

－

▲113

▲838

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

13,58013,580

－

4,966

4,966

－

2,960

2,960

－

4,871

4,871

－

17,566

17,566

－

986

986

－

5,342

50,271

－

－

－

－

－

－

－

－

61,18861,188－21,67921,679－12,922

12,922－

14,29014,290－51,531

51,531

－

76

76

－

8,513

170,199

自社アンシラリーサービス費

－

－

－

27

合

－

地帯間販売電源料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

地帯間販売送電料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲100

▲100

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

▲100

他社販売電源料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

他社販売送電料

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

合計
－
－
－
（記載注意）
様式第３の注１から３までと同様とすること。

－

－

－

－

－

－ 381,660 308,616 73,044 777,779 733,979 43,800 292,095 291,730

54 486,432

3,260,085

365 161,416 161,199

217 236,335 235,741

594 852,236 850,093

2,143 72,132 72,078

様式第５の２（第１１条の２関係）

発電側比率整理表
発電側の延契約電力
3

3①（１０ kW）②（１０ kW）
391,958

需要側の延契約電力

発電側比率

3

（％）

（１０ kW）
473,291

769,66531.5（記載注意）
１ 発電側の延契約電力①に関しては、第11条の２第１項第１号の規定により算定された値から同項第２号及び第３号の規定により算定された値を合計して得た値を差し引いた値を、同②に関しては、同項第１号の規定により算定された値から同項第３号の規定により算定された値を差し引いた値を記載すること。
２ 需要側の延契約電力に関しては、第11条の２第１項第４号の値を記載すること。

様式第５の３（第１１条の３関係）
様式第５の３（第１１条の３関係）

送配電関連固定費整理表（単位 百万円）
発電側送配電関連固定費
総送電費
185,164

需要側送配電関連固定費

受電用変電サービス費
73,596

総送電費
548,815

受電用変電サービス費
218,134（記載注意）
１ 様式第３の注１及び２と同様とすること。
２ その他に関しては、需要側送配電関連固定費のうち、総送電費及び受電用変電サービス費以外の合計した値を記載すること。

その他
1,627,727

様式第６（第12条関係）
最大電力（10³kW）

送配電関連需要明細表
尖頭時責任電力
延契約電力（10³kW）（10³kW）
夏期
冬期

発受電等量
（10⁶kWh）

口数
（口）

販売電力量
（10⁶kWh）

特別高圧需要

6,763

-

6,644

5,785

43,33327,024

42,163

高圧需要

11,820201,982

11,743

9,842

45,764

1,590,408

43,887

低圧需要

10,457478,959

8,784

9,317

53,181

170,921,494

49,033

合29,040680,941

27,171

24,944142,278

172,538,926

135,084

計（注）上記はいずれも規制期間における各年度の平均値。

様式第７（第２４条関係）
送配電関連費発電及び三需要種別計算表（単位 百万円）
固定費
需要種別等

特別高圧需要
需要側

高圧需要
低圧需要
発電側

計
282,423固有
289,373

可変費
追加▲ 6,950

計
153,096

固有
35,714

792,434

800,340▲ 7,906

161,575

38,807

1,294,597

1,304,963▲ 10,366

184,687

45,696

258,760

258,760-

需要家費
追加
117,382＜43,920＞
122,768＜46,384＞
138,991＜53,901＞

計

合計
計

追加

固有

固有

追加

6,583

6,596

▲ 13

442,102331,683

110,419

21,581

21,625▲ 44975,590

860,772

114,818

457,304

458,211▲ 907

1,936,588

1,808,870

127,718

258,760

258,760-（記載注意）
１ 需要側の固有の欄には第１３条第２項で整理された固有固定費、固有可変費及び固有需要家費を、追加の欄には、第２３条で整理された総追加固定費、総追加可変費及び総追加需要家費を記載すること。固定費に係る発電側の固有の欄には第１１条の３第１項で抽出された発電側送配電関連固定費を、追加の欄には、第２２条の２第２項で整理された追加発電側送配電関連固定費を記載すること。
２ 特別高圧需要、高圧需要及び低圧需要の＜＞内には、賠償負担金相当金、廃炉円滑化負担金相当として第１５条第２項で整理された追加可変費を内数として記載すること。
３ その他は、様式第３の注２と同様とすること。

様式第7の2（第25条関係）
発電側託送供給料金割引額設定表
単位（百万円、10³kW）
基幹系統の設備投資の効率化及び電気の潮流状況の改善に資するものである場合
発電側送配電関連原価等における基幹系統分のうち発電側送配電関連原価等
当該基幹系統分のうち、のうち、基幹系統分
半額
90,00845,004

割引額（円/kW・月）

計

29.26

減価償却費
32,30824,982

電気事業報酬
7,326

計の半額
16,154

割引額（円/kW・月）
10.50

特別高圧系統の設備投資の効率化に資するものである場合
発電側送配電関連原価等における特別高圧系統分のうち発電側送配電関連原価等のうち、特別高圧系統分 当該特別高圧系統分の半額
168,752（記載注意）
様式第３の注１及び２と同様とすること。

84,376

割引額（円/kW・月）
54.86

計

減価償却費
61,29147,712

電気事業報酬
13,579計の半額
30,646

割引額（円/kW・月）
19.93

割引額の半額（円/kW・月）
5.25

割引額の四半の額（円/kW・月）
2.63

様式第８（第２５条関係）
送配電関連需要種別原価等と需要側託送供給料金収入の比較表
及び発電側送配電関連原価等と発電側託送供給料金収入の比較表（単位 百万円）
需要種別等

固定費

特別高圧需要

可変費

需要家費

合計

販売電力量又は発受電等量(１０⁶kWh）

単価（円/kWh）

想定料金収入282,423

153,096

6,583

442,102210,8162.10

442,308需
要 高圧需要側792,434

161,575

21,581

975,590

219,437

4.45

975,692

低圧需要

1,294,597

184,687

457,304

1,936,588

245,166

7.90

1,936,264

258,760

451,091

0.57

258,755

発電側

258,760（記載注意） 様式第３の注１及び２と同様とすること。
（注）上記の三需要種別ごとの単価は、いずれも2023年度から2027年度の送配電関連需要種別原価等と販売電力量をもとに算定している。
2024年度から2027年度の送配電関連需要種別原価等と販売電力量をもとに算定した三需要種別ごとの単価は以下のとおり。
特別高圧需要 ： 2.03円/kWh
高圧需要 ：
4.34円/kWh
低圧需要 ：
7.82円/kWh