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託送供給等に係る収入の見通しの変更承認申請（期中調整）に伴う事業計画の変更概要
東北電力ネットワーク株式会社
2023年9月２９日

１．託送供給等に係る収入の見通しの変更についてp2

 当社は、2023年4月より導入された新たな託送料金制度において、２０２３～２０２７年度（第1規制期間）の託送供給等に係る収入の見通しについて、総額２兆3，943億円（4,789億円/年）として、経済産業大臣より２０２２年１２月２３日に承認を受けております。
 今回、2024年度の発電側課金制度導入に伴う託送料金の見直しに合わせ、収入の見通し承認後に国の審議会で整理された容量拠出金（稀頻度リスク）見直しや、2022年度追加kW･kWh公募等、安定供給に必要なエネルギー政策の変更等に伴い発生した費用や、公募等により確定した費用について、送配電設備をご利用の皆さまに公平に負担いただく観点から、収入の見通しの変更承認申請（期中調整申請）を行いました。
 これにより、収入の見通しは、５０億円増の総額2兆3，99３億円（4，79９億円/年）となります。
 当社といたしましては、東北６県および新潟県のお客さまの安全・安心で豊かな暮らしを支えるために、引き続き電力の安定供給とコスト低減の両立にしっかりと取り組んでまいります。

安定供給に必要なエネルギー政策の変更等【＋112億円】
2022年度追加
kW・kWh公募

インバランス
収支過不足▲9

最終保障供給利益又は損失▲32＋129
容量拠出金（稀頻度リスク）

公募等に基づく変動【▲62億円】［億円］

容量拠出金・
ブラックスタート機能▲33

電源 Ｉ・Ⅰ’▲29＋50＋25
23,94323,993

直近承認額

今回申請額

（2022.12.23）（2023.9.29）（注１）端数の関係で合計・差引等は一致しないことがある（以降、同様） （注２）金額は５年合計の金額

１．託送供給等に係る収入の見通しの変更について

p3

 期中調整申請額の内訳ならびに必要性は以下のとおりです。
 安定供給に必要なエネルギー政策の変更等に伴う費用により112億円増加する一方で、公募等に基づく費用が62億円減少するため、直近で承認を受けた収入の見通しから50億円の増加となります。
増減額［億円］

概要

期中調整の必要性

容量拠出金（稀頻度リスク）＋25• 容量市場における稀頻度リスクの費用負担見直しを反映

2022年度追加
kW・kWh公募＋１２９• 2022年度夏季・冬季における供給力対策の公募実績を反映

インバランス収支
過不足額▲9• 2022年度のインバランス収支
実績を反映

最終保障供給に係る利益又は損失▲32• 2022年度下期の最終保障供給損益実績を反映• 2022年度以降の供給力を確保するためのエネルギー政策の変更等により生じる費用であり、送配電設備をご利用の皆さまに公平に負担いただく観点から、期中調整を申請させていただきます。

容量拠出金

▲34

• 2026年度向けのオークション約定結果を反映

項目

安定供給に必要なエネルギー政策の変更等【＋112】

公募等に基づく制御不能費用等の変動
【▲６２】

内容

ブラックスタート機能
電源Ｉ・Ⅰ ’

合計
（注）金額は５年合計の金額• 2023年度および2026年度向＋０
けのブラックスタート機能公募
結果を反映▲29• 2023年度向けの電源Ｉ・Ⅰ ’公募結果を反映

50

１３億円/2024～2027年平均• 公募等により確定した費用について、直近承認の収入の見通しから変動が生じたため、期中調整を申請させていただきます。

２.収入の見通しの全体概要

p4

 区分別の増減は以下のとおりです。
［億円］
直近承認額
2023～2027年度
合計

期中調整による増減額

今回申請額

増減

2023～2027年度
合計

主な差異要因OPEX5,846－

5,846

CAPEX

3,228－

3,228

次世代投資

395－

395

その他費用

4,298－

4,298

離島供給費用621－

621

離島供給収益▲ 261－▲ 261

制御不能費用8,56479

8,642 追加kW・kWh公募による増事後検証費用1,594▲ 291,566 電源I・Ⅰ’公募結果による減控除収益▲ 1,369－▲ 1,369

小計

22,5565022,607

事業報酬

1,366－

1,36621－2123,94３

5023,993

追加事業報酬
合計

３．制御不能費用・事後検証費用の増減

p5

 容量市場における稀頻度リスクの託送料金への負担見直しや、実績が確定した2022年度追加kW・kWh公募やインバランス収支過不足、最終保障供給に係る損益のほか、公募等を踏まえた２０２３年度以降の増減分を反映いたしました。
 これらの反映により、現行の収入の見通しから、規制期間合計で５0億円増加いたします。
［億円］
内容

制御不能費用合計

合計❶容量拠出金（稀頻度リスク）

－－

4.7

7.8

12.6

25.1

❷2022年度追加kW・kWh公募

－

32.2

32.2

32.2

32.2

128.7

❸インバランス収支過不足額

－▲2.3

▲2.3

▲2.3

▲2.3▲9.4❹最終保障供給に係る利益又は損失－

▲ 8.1

▲ 8.1

▲ 8.1

▲ 8.1

▲ 32.4❺容量拠出金－－－▲ 33.6－▲ 33.6

0.1－－0.0－0.1▲28.5－－－－▲28.5▲ 28.421.726.4

▲ 4.0

34.3

50.1

❻ブラックスタート機能
事後検証費用

2023年度 2024年度 2025年度 2026年度 2027年度❼電源Ｉ・Ⅰ ’

３．制御不能費用・事後検証費用の増減

p6

 国の審議会で容量市場における２０２５～２０２７年度稀頻度リスク分（Ｈ３需要の１％）は、小売事業者の予見性がなく託送負担分と整理されました。
 上記整理を踏まえ、 25億円を期中調整により追加します。
費 用 負 担申請時
今回

❶容量拠出金（稀頻度リスク）
必要量［万ｋW］

価格［円／ｋW］

2025年度

133,4955

2026年度

135,8338

2027年度

139,399

13

合計

金額
［億円］

稀頻度リスク
H3需要の1%
厳気象対応
H3需要の3%
偶発的需要変動
H3需要の7%
持続的需要変動
H3需要の2%

小売

託送

小売

小売

託送

託送

小売

小売

H3需要想定

小売

小売

追加設備量
H3需要の2~3%

小売

小売

25

注 2025年度・2026年度の価格は、容量市場の約定価格
2027年度の価格は、容量市場の指標価格（NetCONE)の平均値(2024・2025年度の平均値)

３．制御不能費用・事後検証費用の増減

p7

 2022年度実績が確定した追加kW・kWh公募やインバランス収支過不足額、最終保障供給に係る2022年10月～2023年3月分における収入の見通し変動額は以下のとおりです。
［億円］❷2022年度追加kW・kWh公募• 2022年度夏季・冬季における供給力対策の公募を実施しております。
• 今回、実績が確定したことから、追加kW・kWh公募結果を踏まえ、不足額129億円について期中調整により追加します。

追加kW・kWh公募内訳（費用-収入)

kWkWh

合計

夏季

41116冬季

4568113

合計

5079129▲12919970
費用❸インバランス収支過不足額• 2022年度のインバランス収支過不足については、実績値を踏まえ第１規制期間に調整を行うこととしています。

3,674• 今回、実績が確定したことから、利益分9億円について期中調整により還元します。

費用収入+93,684
収入

注 収入には貸倒損・貸倒損戻入額3億円を含む❹最終保障供給に係る利益又は損失現行収入の見通しとして申請済• 2022年3月～2023年3月分までの期間のう2022/3～2022/9
ち、実績が確定した2022年3月～2022年9月分については、現行の収入の見通しに反映し▲74ております。
１８5• 2022年10月～2023年3月分の実績が確定したことから、利益分32億円について期中調整により還元します。

費用収入の見通しとして追加申請
2022/10～2023/3＋32

１１１118収入費用

151
収入

３．制御不能費用・事後検証費用の増減

p8

 2023年度以降の公募・オークション約定結果に基づき、容量拠出金・ブラックスタート機能・電源Ⅰ・Ⅰ’を再算定した結果は以下のとおりです。
❺容量拠出金• 202６年度の容量拠出金は、2024・2025年度の指標価格（NetCONE)の平均値9,399円/ｋWとH３需要の７％相当のｋWで算出していました。
• 容量市場メインオークションの約定結果、東北エリアプライスが5,833円/ｋWとなりましたので、34億円を期中調整により還元します。
❻ブラックスタート機能• 2023年度は過去平均、202６年度は2024・２０２５年度の約定結果の平均値から容量拠出金の見積値を差し引いた値を適用していました。
• 公募結果に基づき再算定した結果を期中調整により追加します。
❼電源Ⅰ・Ⅰ’• 2023年度の電源Ⅰ・Ⅰ’は、実績単価・公募結果に基づく単価と想定必要量（H３需要の７％または３％）で算出していました。
• 公募結果に基づき再算定した結果、29億円を期中調整により還元します。

必要量［万ｋW］

価格［円／ｋW］

金額
［億円］

申請時

949,39989

約定結果

945,83355

差－▲3,566▲34

2023年度［億円］

2026年度［億円］

申請時0.110.10

公募結果

0.180.13

差0.080.02

電源Ⅰ 電源Ⅰ’ 起動費［億円］ ［億円］ ［億円］

金額
［億円］

申請時

106130119

公募結果

7812091差▲28▲0－▲29

４．前提計画 供給区域の調整力量の見通し（ｋW、△ｋW)の変更

p9

 容量市場における稀頻度リスク分が託送負担分へ変更となったことから、前提計画について変更しました。
2023

2024

2025

2026

2027

5年間合計

平均

電源Ⅰ

MW

952----

952

190

電源Ⅰ´MW

408----40882

2,120 10,587 10,587 10,587 10,587

44,468

8,894

735→337933
942
938→1,066 →1,076 →1,072

3,623→4,024

725→805

需給調整市場（1次～3次①）

百万ΔkW・hブラックスタート箇所

7→5

容量市場拠出金負担分

MW-

7810

77算定根拠項目

算定の考え方電源Ⅰ
電源Ⅰ´

2022年度供給計画における2023年度H3需要の7%

需給調整市場（1次～3次①）

需給調整市場検討小委員会で整理された考え方に基づき必要量を算定（2023年度は3次調整力①、2024年度以降は1次～3次調整力①の複合約定量）

ブラックスタート

エリア大の停電対応（全系統ブラックスタート）として3箇所、特定地域の停電対応（一部系統ブラックスタート）として4箇所を見積

容量市場拠出金負担分

2022年度供給計画における2023年度H3需要の3%

2024年度

2020年度供給計画における2024年度H3需要の6%2025年度

2021年度供給計画における2025年度H3需要の７%→8%

2026年度以降 2022年度供給計画における各年度H3需要の7%→8%（注）H3需要：最大3日平均電力