託送供給等約款変更認可申請書

2023 年 12 月 1 日

東北電力ネットワーク株式会社

託送供給等約款変更認可申請書

東北電ＮＷＮＷＳ企第 12 号
2023 年
経済産業大臣 西村

康稔

12 月

1 日

殿

仙台市青葉区本町一丁目 7 番 1 号
東北電力ネットワーク株式会社
取 締 役 社 長

坂 本

光 弘

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 1 8
条第 1 項の規定により申請します。

変更の内容

別紙

託送供給等約款のとおりであります。

実 施 期 日2024 年 4 月 1 日

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託送供給等約款別冊
系統連系技術要件

2024 年 4 月 1 日実施

東北電力ネットワーク株式会社

託送供給等約款別冊
系統連系技術要件
目
Ⅰ

総

則

1 目
2

的･･･････････････････････････････････････････････････････････････1

適用の範囲･･･････････････････････････････････････････････････････････････1

3 協

Ⅱ

次

議･･･････････････････････････････････････････････････････････････1

発電者の系統連系技術要件（低圧）4 電 気 方 式･･･････････････････････････････････････････････････････････････2
5

運転可能周波数･･･････････････････････････････････････････････････････････2

6 力
7 高

率･･･････････････････････････････････････････････････････････････2
調

波･･･････････････････････････････････････････････････････････････2

8

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制･････････････････････････････39送電容量制約による発電設備等の出力の抑制･････････････････････････････････3

10

不要解列の防止･･･････････････････････････････････････････････････････････3

11保護装置の設置場所･･･････････････････････････････････････････････････････612

保護リレーの設置相数･････････････････････････････････････････････････････613保護装置の設置･･･････････････････････････････････････････････････････････7

14 解 列 箇 所･･･････････････････････････････････････････････････････････････815 接 地 方 式･･･････････････････････････････････････････････････････････････816直流流出防止変圧器の設置･････････････････････････････････････････････････817 電 圧 変 動･･･････････････････････････････････････････････････････････････8
18 短 絡 容 量･･････････････････････････････････････････････････････････････10Ⅲ

19過電流引き外し素子を有する遮断器の設置･･････････････････････････････････1020

発電設備等の種類････････････････････････････････････････････････････････10

21

サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････････1022

発電機諸元･･････････････････････････････････････････････････････････････11

発電者の系統連系技術要件（高圧）23 電 気 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････････12
24

運転可能周波数･･････････････････････････････････････････････････････････12

25 力
26 高

率･･････････････････････････････････････････････････････････････12
調

波･･････････････････････････････････････････････････････････････12

目－1

27

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････1228送電容量制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････････1329

不要解列の防止･･････････････････････････････････････････････････････････1330保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････････15

31

保護リレーの設置相数････････････････････････････････････････････････････1532

保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････････16

33 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････････1734

自動負荷制限････････････････････････････････････････････････････････････1735

線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････････17

36 接 地 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････････1837直流流出防止変圧器の設置････････････････････････････････････････････････18

38 電 圧 変 動･･････････････････････････････････････････････････････････････18
39 短 絡 容 量･･････････････････････････････････････････････････････････････2040

発電機定数・諸元････････････････････････････････････････････････････････2041昇圧用変圧器････････････････････････････････････････････････････････････2242 連 絡 体 制･･････････････････････････････････････････････････････････････22

Ⅳ

43

バンク逆潮流の制限･･････････････････････････････････････････････････････22

44

サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････････22

発電者の系統連系技術要件（特別高圧）
45 電 気 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････････24
46

運転可能周波数・並列時許容周波数････････････････････････････････････････24

47 力
48 高

率･･････････････････････････････････････････････････････････････24
調

波･･････････････････････････････････････････････････････････････25

49

需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････2550送電容量制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････････25

51

不要解列の防止･･････････････････････････････････････････････････････････25

52

保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････････27

53

再閉路方式･･････････････････････････････････････････････････････････････3054

保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････････30

55 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････････30
56

保護リレーの設置相数････････････････････････････････････････････････････30

57

自動負荷制限・発電抑制･･････････････････････････････････････････････････3158

線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････････31

59

発電機運転制御装置の付加････････････････････････････････････････････････32

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････････････････････････34

61

直流流出防止変圧器の設置････････････････････････････････････････････････34

目－2

62 電 圧 変 動･･････････････････････････････････････････････････････････････3563

出力変動対策････････････････････････････････････････････････････････････36

64

短絡・地絡電流対策･･････････････････････････････････････････････････････36

65

発電機定数・諸元････････････････････････････････････････････････････････3666

昇圧用変圧器････････････････････････････････････････････････････････････39

67 連 絡 体 制･･････････････････････････････････････････････････････････････39

Ⅴ

68

電気現象記録装置････････････････････････････････････････････････････････40

69

サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････････41

需要者の系統連系技術要件（低圧）70

力率の保持･･････････････････････････････････････････････････････････････4271

保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････････42

72 そ

Ⅵ

の

他･･････････････････････････････････････････････････････････････42

需要者の系統連系技術要件（高圧）73 力率･･････････････････････････････････････････････････････････････43

74

高調波対策の実施････････････････････････････････････････････････････････4375

保護協調の実施･･････････････････････････････････････････････････････････4476保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････････4477

保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････････44

78 遮 断 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････････4479

電圧等の安定保持対策････････････････････････････････････････････････････44

80

サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････････45

81 そ

Ⅶ

の

他･･････････････････････････････････････････････････････････････45

需要者の系統連系技術要件（特別高圧）
82 力率･･････････････････････････････････････････････････････････････46

83

保護協調の実施･･････････････････････････････････････････････････････････4684

保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････････4685

保護装置の設置場所および設置相数････････････････････････････････････････47

86 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････････47
87

線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････････47

88

電力品質対策の実施･･････････････････････････････････････････････････････47

89

保安通信電話の設置･･････････････････････････････････････････････････････49

90

給電情報伝送装置の設置･･････････････････････････････････････････････････49

91

サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････････49

目－3

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）(1)ニおよび(2)ハにもとづき，「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」その他のルール等を踏まえ，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。）ならびに需要設備または需要者の需要設備を系統に連系する場合に適用いたします。既に系統に連系している発電設備等であっても，当該設備等のリプレース時やパワーコンディショナ
ー等の装置切替時，または系統運用に支障を来すおそれがある場合（リレー整定値等の設
定変更必要時等）には，この要件を適用いたします。また，需要者が需要場所内において発電設備等を連系する場合についても，この要件を適用いたします。

3

協

議

この要件は，系統連系に関する技術要件であり，実際の連系にあたっては，この要件に定めのない事項も含め，個別に協議させていただきます。

- 1 -

Ⅱ
4

発電者の系統連系技術要件（低圧）

電気方式
発電設備等の電気方式は，次の場合を除き，連系する系統の電気方式（交流単相 2 線式・単相 3 線式・三相 3 線式・三相 4 線式）と同一としていただきます。
(1) 最大使用電力に比べ発電設備等の容量が非常に小さく，相間の不平衡による影響が実態上問題とならない場合(2) 単相 3 線式の系統に単相 2 線式 200 ボルトの発電設備等を連系する場合に，受電点の遮断器を開放したときなどに負荷の不平衡により生じる過電圧に対して逆変換装置を停止する対策，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。
(1) 連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下(2) 運転可能周波数:47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 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，
事故時運転継続要件（FRT 要件）の適用を受ける発電設備等は 47.5 ヘルツ，それ以外は48.5 ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。（協調が取れる範囲の最大値：2 秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で FRT 要件非適用の設備については，これによ
らない。

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，進み力率とならないよ
うにしていただきます。
なお，電圧上昇を防止する上でやむを得ない場合には，受電点の力率を系統側からみて遅れ力率 80 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，各次電流歪率 3 パーセント以下としていただきます。

- 2 -

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 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）で出力（自家消費分を除くことも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。なお，
ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラーがな
い風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とします。
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〔平成 24 年経済産業省令第 46 号，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。〕に定める地域資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも 50 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。なお，停止による対応も可能とします。自家消費を主な目的とした発電設備については，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行うものとする。

10

不要解列の防止(1) 保 護 協 調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづいて，保護協調を図ることを目的に，適正な保護装置を設置していただきます。
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

上位系統事故時など，連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（FRT要件）を満た- 3 -していただきます。なお，満たすべきFRT要件は次のとおりです。

周波数変動（運転継続）

電圧低下

発電設備等

太陽光

風力

単相

蓄電池

燃料電池

残電圧 20%以上（運転継続）

残電圧 20%未満（運転継続または
ｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ）

残電圧 52%以上・
位相変化 41 度以下(運転継続)

・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.1
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.2
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
1.0 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.1
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため,0.4
秒以内の復帰としてもよい。）

・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため,0.4
秒以内の復帰としてもよい。）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz- 4 -50Hz系統

ガ
ス
エ
ン
ジ
ン

複
数
直
流
入
力
シ
ス
テ
ム

単機出力
2kW未満

単機出力
2kW以上
10kW未満
※

太陽光
+蓄電池

燃料電池
+蓄電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ+蓄電池

・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.1
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため,0.4
秒以内の復帰としてもよい。また，
負荷追従制御（構内の負荷電力に応じて出力制御）状
態にて復帰動作する場合は，出力復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池
動作の停止を防止するため,0.4 秒
以内としてもよい。）
・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間 1.0 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
1.0 秒以下
・電圧復帰後 0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰（RPRが設置される場合は出力電力特性とRPRの協調を図るため,0.4
秒以内の復帰としてもよい。また，負荷追従制御（構内の負荷電力に応じて出力制御）状態にて復帰
動作する場合は，出力復帰中の過渡的な逆潮流による蓄電池
動作の停止を防止す
るため,0.4 秒以内
としてもよい。）

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz

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

太陽光
蓄電池
三相
燃料電池
ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ

- 5 -

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%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時
間 0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0
秒以内に電圧低下
前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz, 3 ｻｲｸﾙ間継続・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz※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）を除く

FRT要件のイメージ（太陽光発電設備を例に記載）

電圧復帰後，0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

電圧復帰後，0.2 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

0.2

OFR
整定値

UFR
3

11

（サイクル）

整定値保護装置の設置場所
保護装置は,受電地点または故障の検出が可能な場所に設置していただきます。

12

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(1) 過電圧リレーは，単相 2 線式においては 1 相，単相 3 線式および三相 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すること。

- 6 -(2) 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すること。
(3) 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。
(4) 逆充電検出の場合は，次のとおりとする。
イ

不足電力リレーは，単相 2 線式においては 1 相，単相 3 線式においては 2 相，三相 3 線式については 3 相に設置すること。なお，単相 3 線式では中性線と両電圧線
間，三相 3 線式では単相負荷がなければ三相電力の合計とすることができる。

ロ

不足電圧リレーは，単相 2 線式においては 1 相，単相 3 線式および三相 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すること。

13

保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場合は省略できることといたします。
イ

発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。

ロ

発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(2) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。ただし，発電設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，これで代用できる。

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。

(3) 高低圧混触事故対策
連系する系統の高低圧混触事故を検出し，発電設備等を解列するための受動的方式
等の単独運転検出機能を有する装置等を設置していただきます。
(4) 単独運転防止対策
単独運転防止のため，過電圧リレー，不足電圧リレー，周波数上昇リレー，周波数- 7 -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。
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。
単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程による。

14

解列箇所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(1) 機械的な解列箇所 2 箇所
(2) 機械的な解列箇所 1 箇所と逆変換装置のゲートブロック(3) 発電設備等連絡用遮断器

15

接地方式
接地方式は，連系する系統に適合した方式としていただきます。

16

直流流出防止変圧器の設置
逆変換装置を用いて発電設備等を連系する場合は，逆変換装置から直流が系統へ流出することを防止するために，受電地点と逆変換装置との間に変圧器（単巻変圧器を除きます。）を設置していただきます。
ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(1) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(2) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。
なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

17

電圧変動

(1) 常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧 100 ボルトに対しては
101±6 ボルト，標準電圧 200 ボルトに対しては 202±20 ボルト）以内に維持する必要があるため，発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときは，進相無効電力制御機能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を行ないます。

- 8 -(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の 10 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には，
限流リアクトル等を設置すること。

ハ

同期発電機の場合は，制動巻線付きのもの（制動巻線を有しているものと同等以上の乱調防止効果を有する制動巻線付きでない同期発電機を含む。）とするとともに
自動同期検定装置を設置すること。

ニ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ホ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10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を行なうこと。

ヘ

発電設備等の出力変動や頻繁な並解列が問題となる場合は，出力変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。

(3) 電圧フリッカ対策
発電設備等を設置する場合は，発電設備等の頻繁な並解列や出力変動，単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧フリッカ対策などを行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り電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下，SVC）の設置やサイリスタ等によるソフトスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化などによる系統インピー
ダンスの低減などの対策を行なうこと。なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行なうか，専用線による連系とする。

ロ

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVC などを設置や配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行なうこと。なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行なうか，専用線による連系とする。

ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるとき（新型能動的方式を具備する場合など）は，無効電力発振の予兆を検出して無効電力の注入を一時的に停止する機能を有する装置の設置などの対策を行なうこと。
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- 9 -

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，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響の無い範囲で，周波数フィードバックゲインや無効
電力の注入量の上下限値の変更などにより，配電線に注入する無効電力の注入量を低減するなどの対策を講じること。なお，ソフトウェア改修不可などで対応できない場
合については，機器取替や対応時期などを含めて個別協議とする。
[対策要否の判定基準例］
受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を 0.45 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。

18

短絡容量
発電設備等の連系により系統の短絡容量が他者の遮断器の遮断容量等を上回るおそれがある場合は，短絡電流を制限する装置（限流リアクトル等）を設置していただきます。

19

過電流引き外し素子を有する遮断器の設置
単相 3 線式の電気方式に連系する場合であって，負荷の不平衡と発電設備等の逆潮流に
より中性線に負荷線以上の過電流が生じるおそれがあるときは，発電設備等および負荷設
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
逆潮流有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場合でも，逆変換装置を用いた連系の場合と同等の単独運転検出および解列ができ，他の需要家へ影響を及ぼすおそれが無い場合に限り，逆潮流有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
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く）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，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影
響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，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，- 10 -

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
当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。
（第 3 者認証機関発行の認証証
明書による提供可）

電源種

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

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
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

発電プラント制御装置

単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
FRT要件の適用有無

風力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の有無

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

また，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。

- 11 -

Ⅲ
23

発電者の系統連系技術要件（高圧）

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。

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。
(1) 連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下(2) 運転可能周波数：47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 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，
事故時運転継続要件（FRT 要件）の適用を受ける発電設備等は 47.5 ヘルツ，それ以外は48.5 ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。（協調が取れる範囲の最大値：2 秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で FRT 要件非適用の設備については，これに
よらない。

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。

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，各次電流歪率 3 パーセント以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，「Ⅵ 需要者の系統連系技術要件（高圧）」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 0 パーセントから 100 パーセントの- 12 -

範囲（1 パーセント刻み）で出力（自家消費分を除くことも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。なお，
ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラーがな
い風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とします。
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特別措置法施行規則に定める地域資源バイオマス発電であって，燃料貯蔵や技術に由来する
制約等により出力の抑制等により出力の制御が困難なものは除く。）は，発電出力を技術
的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも 50 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。なお，停止による対応も可能とします。自家消費を主な目的とした発電設備については，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には，当社の求めに応じて，当社からの遠隔制御により，送電容量制約による出力の抑制ができる機能を有する装置やその他必要な装置を設置する等の対策を行うものとする。

29

不要解列の防止(1) 保 護 協 調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化等を行なうために次の考え方にもとづいて，保護協調を図ることを目的に，適正な保護装置を設置していただきます。なお，構内設備の故障に対しては，「Ⅵ

需要者の系統連系技

術要件（高圧）」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

上位系統事故時など，連系する系統の電源が喪失した場合にも発電設備等が高速に解列し，一般需要家を含むいかなる部分系統においても単独運転が生じないこと。

ニ

事故時の再閉路時に，発電設備等が連系する系統から確実に解列されていること。

ホ

連系する系統以外の事故時には，発電設備等は解列しないこと。

(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（FRT 要件）を満たしていただきます。なお，満たすべき FRT 要件は次のとおりです。

- 13 -

電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

二相短絡を想定

周波数変動（運転継続）

残電圧 20%以上

残電圧 20%未満

残電圧 52%以上・位（運転継続）（運転継続または

相変化 41 度以下

ｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ）(運転継続)

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

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%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 0.2 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz,
3 ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz

風力残電圧 0%・継続時間 0.15 秒と残電圧 90%・継続時間 1.5 秒を結ぶ
直線以上の残電圧がある電圧低下に対しては運転を継続し,電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

50Hz 系統

太陽光
風力
単
蓄電池
相
燃料電池
ガスエンジン

三

蓄電池

相

燃料電池※

ガスエンジン（単機出力35kW 以下）

・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰（RPR が設置される場合は出力電力特性と RPR の協調を図るため,0.4
秒以内の復帰としてもよい。）
・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz,
3 ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz
・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz,
3 ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz

・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰（RPR が設置される場合は出力電力特性と RPR の協調を図るため,0.4
秒以内の復帰としてもよい。）
・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰・電圧低下継続時間
0.3 秒以下
・電圧復帰後 1.0 秒以内に電圧低下前の出力の 80%以上の出力まで復帰

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz,
3 ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz※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く- 14 -

・ｽﾃｯﾌﾟ状に+0.8Hz,
3 ｻｲｸﾙ間継続
・ﾗﾝﾌﾟ上の±2Hz/s(周波数上限)51.5Hz(周波数下限)47.5Hz

FRT 要件のイメージ（太陽光発電設備を例に記載）

電圧復帰後，0.1 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

電圧復帰後，0.2 秒以内に電圧低下前の出力の 80％以上であること

0.2

OFR
整定値

UFR
3

30

（サイクル）

整定値保護装置の設置場所
保護装置は,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。

31

保護リレーの設置相数
保護リレーの設置相数は次のとおりとしていただきます。
(1) 地絡過電圧リレーは零相回路に設置すること。
(2) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレーおよび逆電力リレーは，1 相設
置とすること。
(3) 短絡方向リレーは，3 相設置とすること。ただし，連系する系統と協調を図ることができる場合は，2 相設置とすることができる。
(4) 不足電圧リレーは，3 相設置とすること。ただし，短絡方向リレーと協調を図ることができる場合は，1 相設置とすることができる。
(5) 不足電力リレーは，2 相設置とすること。

- 15 -

32

保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
ただし，発電設備等自体の保護装置により，検出できる場合は省略できることといたします。
イ

発電設備等の発電電圧が異常に上昇した場合に，これを検出し時限をもって解列するための過電圧リレーを設置すること。

ロ

発電設備等の発電電圧が異常に低下した場合に，これを検出し時限をもって解列するための不足電圧リレーを設置すること。

(2) 系統側短絡事故対策
連系する系統における短絡事故時の保護のため，次に示す保護リレーを設置していただきます。
イ

同期発電機の場合は，連系する系統における短絡事故を検出し，発電設備を解列するための短絡方向リレーを設置すること。

ロ

誘導発電機，二次励磁発電機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。

(3) 系統側地絡事故対策
連系する系統における地絡事故時の保護のため，地絡過電圧リレーを設置していただきます。ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略できるものとします。
イ

発電設備等の引出口にある地絡過電圧リレーにより系統側地絡事故が検出できる
場合

ロ

逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が受電電力の容量に比べて極めて小さい場合

ハ

逆変換装置を用いた発電設備等が構内低圧線に連系する場合であって，その出力容量が 10 キロワット以下の場合(4) 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 方式以上を含む。）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ものとします。
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。

- 16 -

単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程による。
(5) 逆潮流が無い場合の単独運転防止対策
逆潮流が無い場合，単独運転防止のため，逆電力リレー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，専用線の場合であって，逆電力リレーまたは不足電
力リレーにて単独運転を高速に検出できる場合は，周波数低下リレーを省略できるものといたします。
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
以上を含む。）を有する装置により高速に単独運転を検出し，発電設備等が停止，または解列する場合は，逆電力リレーを省略できるものといたします。
単独運転検出機能の整定値例は系統連系規程による。

33

解列箇所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(1) 受電用遮断器(2) 発電設備等出力端遮断器またはこれと同等の機能を有する装置(3) 発電設備等連絡用遮断器(4) 母線連絡用遮断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，
電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。

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いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合
は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。
(1) 専用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(2) 転送遮断装置および単独運転検出機能（能動的方式に限る。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮断できる場合- 17 -

(3) 2 方式以上の単独運転検出機能（能動的方式 1 方式以上を含むものに限る。）を有する装置を設置し，かつ，それぞれが別の遮断器により連系を遮断できる場合(4) 単独運転検出機能（能動的方式に限る。）を有する装置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(5) 逆潮流がない場合であり，かつ，系統との連系に係わる保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，遮断器および制御用電源配線が 2 系列化されており，これらが互いにバックアップ可能となっている場合。ただし，2 系列目の上記装置については，次のうちいずれか 1 方式以上を用いて簡素化を図ることができる。
イ

保護リレーの 2 系列目は，不足電力リレーのみとすることができる。

ロ

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置した場合，1 系列目と 2 系列目を兼用できる。

ハ

計器用変圧器は，不足電圧リレーを計器用変圧器の末端に配置した場合，1 系列目と 2 系列目を兼用できる。

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。ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(1) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(2) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。
なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

38

電圧変動
(1) 常時電圧変動対策
連系する系統における低圧需要家の電圧を適正値（標準電圧 100 ボルトに対しては
101±6 ボルト，標準電圧 200 ボルトに対しては 202±20 ボルト）以内に維持する必要があるため，発電設備等の解列による電圧低下や逆潮流による系統の電圧上昇等により適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧変動対策を行なっていただきます。なお，これにより対応できない場合には，配電線新設による負荷分割等の配電線増強や専用線による連系を行なうなどの対策を行ないます。
イ

発電設備等の脱落等により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあると- 18 -

きには，自動的に負荷を制限すること。
ロ

発電設備等の逆潮流により低圧需要家の電圧が適正値を逸脱するおそれがあるときには，自動的に電圧を調整すること。

(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時の瞬時電圧変動は常時電圧の 10 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む。）とするとともに自動同期検定装置を設置すること。

ロ

二次励磁制御巻線形誘導発電機の場合は，自動同期検定機能を有するものを用いること。

ハ

誘導発電機の場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が常時電圧から 10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を行なうこと。

ニ

自励式の逆変換装置を用いた発電設備等の場合は，自動的に同期する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。

へ

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ときは，その抑制対策を実施す
ること。

(3)

電圧フリッカ対策
発電設備等を設置する場合は，発電設備等の頻繁な並解列や出力変動，単独運転検出機能（能動方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，次に示す電圧フリッカ対策などを行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り電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（以下，SVC）の設置やサイリスタ等によるソフ
トスタート機能を有する装置の設置，配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行なうこと。なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行なうか，専用線による連系とする。

ロ

風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVCなどを設置や配電線の太線化などによる系統インピーダンスの低減などの対策を行なうこと。なお，これにより対応できない場合には，配電線の増強などを行- 19 -

なうか，専用線による連系とする。
ハ

単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより適正値を逸脱するおそれがあるときは，系統や当該発電設備等設置者以外の者への悪影響がない範囲の能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさとすること。また，連系当初は許容できる範囲の能動信号であっても，将来の系統状況の変化や発電設備等の連系量増加などによって，配電線に注入する無効電力の注入量が過剰となり，連系当初は発振しない発電設備等も含め無効電力が発振し電圧フリッカが発生することがあるため，能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさを変更できる機構としておくこと。
また，単独運転検出機能（能動的方式）による電圧フリッカにより，系統運用に支障が発生した場合または発生するおそれがある場合には，発電設備等設置者は当社と協議のうえ，単独運転検出に影響の無い範囲で，能動信号の変動量や正帰還ゲインの大きさの変更などにより，配電線に注入する無効電力の注入量を低減するなどの対策を講じること。なお，ソフトウェア改修不可などで対応できない場合については，機器取替や対応時期などを含めて個別協議とする。
[対策要否の判定基準例]
受電点における電圧フリッカレベル（ΔＶ10）を 0.45 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。

39

短絡容量
発電設備等の連系により系統の短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面から，発電機定数を当社から指定させていただ
く場合があります。また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。（第 3者認証機関発行の認証証明書による提供可）

電源種
共通

設備
発電プラント

諸元
定格（定格容量，定格出力，台数，定格電圧）
最低出力
所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲
単線結線図，系統並解列箇所

構内設備

自家消費電力の最大値，最小値
総合負荷力率高調波発生機器と高調波対策資料- 20 -

電源種

設備

諸元
電圧フリッカの発生源と対策設備資料

受電用変圧器，連系用変圧器

定格（定格容量，定格電圧）
インピーダンス（変圧器定格容量ベース）
制御方式，整定値

調相設備

定格（容量，台数）

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無

保護装置

設置要素
設置場所
設置相数
解列箇所
整定範囲
整定値
CT 比，VT 比シーケンスブロック

誘導機

発電プラント

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量

同期機

発電プラント

各種内部リアクタンス
各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無

制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，GF 幅，CV，ICV モデルを含む）
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）
FRT 要件の適用有無

逆変換

発電プラント制御装置

装置

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
通電電流制限値
FRT 要件の適用有無

風力発電プラント

発電機の出力特性

制御装置

出力変動対策の方法
蓄電池，ウィンドファームコントローラーの有無

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

二次励磁機

発電プラント

拘束リアクタンス

また，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 。

- 21 -

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面から，昇圧用変圧器のインピー
ダンス等を当社から指定させていただく場合があります。
また，電圧タップ値等を指定させていただく場合があります。

42

連絡体制
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，当社と発電者との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，速やかに必要な措置を講ずる必要があります。このため，発電者の技術員駐在箇所等と当社との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。
ただし，保安通信用電話設備は次のうちいずれかを用いることができます。
(1) 専用保安通信用電話設備(2) 電気通信事業者の専用回線電話(3) 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，当社との連絡がとれるまでの間，
発電設備等の解列または運転を停止すること。また，保安規程上明記されていること。

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で発電または放電出力を抑制していただきます。ただし，配電用変電所に保護装置等を設置することにより，電力品質面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。

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る。）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。
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く）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，- 22 -

または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影
響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

- 23 -

Ⅳ
45

発電者の系統連系技術要件（特別高圧）

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(1) 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。
連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下
運転可能周波数：47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下
周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 ヘルツでは 1分程度以上とすること。
周波数低下リレーの整定値は，原則として，検出レベルを 47.5 ヘルツ，検出時限を
自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値とすること。（協調が取れる範囲の最大
値：2 秒以上）
なお，新潟県佐渡市については，標準周波数が 60 ヘルツであり，別途協議させていただきます。
(2) 並列時許容周波数
系統周波数を適正値に維持する必要があるため，並列時の周波数は並列時許容周波数以内としていただきます。なお，並列時許容周波数は，標準周波数+0.1 ヘルツ以下（設
定可能範囲：標準周波数+0.1～+1.0 ヘルツ）とします。ただし，離島など系統固有の事
由等により個別に協議させていただく場合があります。

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，力率を変更できるものとしていただ
きます。発電設備等の安定に運転できる範囲は，原則として発電設備等側からみて遅れ力率 90 パーセント～進み力率 95 パーセントとしていただきます。
逆潮流が無い場合は，原則として受電地点における力率を系統側からみて遅れ 85 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。

- 24 -

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，各次電流歪率 3 パーセント以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，88（電力品質対策の実施）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 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）で出力（自家消費分を除くことも可）の抑制ができる機能を有する逆変換装置やその他必要な設備を設置する等の対策を実施していただきます。なお，
ウィンドファームとしての運用がない風力発電所やウィンドファームコントローラーがな
い風力発電所については，技術的制約を踏まえ個別協議とします。
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特別措置法施行規則に定める地域資源バイオマス電源であって，燃料貯蔵や技術に由来する
制約等により出力の抑制が困難なものを除く。）は，発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制し，多くとも 50 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。なお，停止による対応も可能とします。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行うものとする。

51

不要解列の防止(1) 保 護 協 調
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保などを行なうために，次の考え方にもとづき保護協調を図っていただきます。なお，構内設備の故障に対しては，83（保護協調の実施）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る。

ハ

上位系統事故，連系する系統の事故などにより当該系統の電源が喪失した場合で- 25 -

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こと。

ヘ

連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，不足電力リレー
等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要な遮断を回避できる時限で行なうこと。

(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（FRT要件）を満たしていただきます。なお，満たすべきFRT要件は次のとおりです。

電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

周波数変動
二相短絡を想定（運転継続）

残電圧 20%以上

残電圧 20%未満

残電圧 52%以上・位（運転継続）（運転継続または

相変化 41 度以下

ｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ）(運転継続)

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

50Hz 系統

太陽光
風力
単
相

蓄電池
燃料電池
ガスエンジン
太陽光

三
相

風力
蓄電池
燃料電池
ガスエンジン(3) 電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止や需要増加などに伴い，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧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わないものとしていただきます。
また，これを超える端子電圧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。

- 26 -

同期発電機・誘導発電機

逆変換装置

電圧 pu

電圧 pu
1.08

1.05

1.07

1.04

1.06
1.05

1.03

1.04

1.02

1.03
1.02

1.01

0.98

0.99

0.99

周波数 pu1.01

1.02

周波数 pu1.01
0.99
0.97 0.98 0.99

1.01

0.98

1.02

0.97

0.98

0.96

0.97

0.95

0.96

0.94
0.93

0.95

0.92

なお，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備や，構内設備（発電用所内電源を除く）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。
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）(1)運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。

52

保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため過電圧リレー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。
(2) 系統側事故対策
イ

短絡保護
系統の短絡事故時の保護のため，次の保護リレーを設置していただきます。
(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
リレーを設置していただきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方
向距離リレーまたは電流差動リレーを設置すること。
(ﾛ) 誘導発電機，二次励磁発電機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，この不足電圧リレーは，発電設備等故障対策用の不足電圧リレーと兼用- 27 -

することができる。
必要に応じ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。
連系する系統と同じ方式の保護リレーは，当社側と同じ方式の保護リレー（電流差動リレー方式，方向比較リレー方式，回線選択リレー方式など）を設置していただきます。
なお，電流差動リレー方式，方向比較リレー方式で用いるリレー，通信設備については，当社が採用する仕様と同じ仕様のものを設置していただきます。
また，154,000 ボルト以下の系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列
設置していただきます。
ロ

地絡保護
系統の地絡事故時の保護のため，次の保護リレーを設置していただきます。
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。
中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは電流
差動リレーを設置していただきます。
ただし，次のいずれかを満たす場合は，地絡過電圧リレーを省略することができます。
(ｲ) 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(ﾛ) 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(ﾊ) 逆電力リレー，不足電力リレーまたは受動的方式の単独運転防止機能を有する装置により高速に単独運転を検出し，解列することができる場合
なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であっても，その後構内の負荷状況の変更や電力系統の変更などによって，地絡過電圧リレーの省略要件を満たさなくなった場合は，発電者，発電設備等を系統連系する需要者の責任において，地絡過電圧リレーを設置すること。
必要に応じ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。
連系する系統と同じ方式の保護リレーは，当社側と同じ方式の保護リレー（電流差動リレー方式，方向比較リレー方式，回線選択リレー方式など）を設置していただきます。
なお，電流差動リレー方式，方向比較リレー方式で用いるリレー，通信設備については，当社が採用する仕様と同じ仕様のものを設置していただきます。
また，154,000 ボルト以下の系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列

- 28 -

設置していただきます。
(3) 単独運転防止対策
イ

逆潮流がある場合
適正な電圧・周波数を逸脱した単独運転を防止するため，周波数上昇リレー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。
なお，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リレーと組み合わせて補完しながら使用していただきます。また，必要により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。

(4) 事故波及防止対策
イ

発電機が脱調したときの事故波及を防止するため，脱調分離リレーを必要により設置していただく場合があります。

ロ

系統事故などの影響により，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，事故波及防止リレー装置によって発電者の発電設備を抑制または遮断いたします。
この場合，発電者に，転送信号などによって発電設備を自動抑制または自動遮断する事故波及防止リレー装置を設置していただきます。

(5) 構内設備事故対策
構内設備事故対策として，84（保護装置の設置）に準じた対策を実施していただきます。
(6) 事故除去時間
中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影響，電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系点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通りとしていただきます。
遮断器：2 サイクル以内
保護リレー（短絡・地絡事故除去用）：2 サイクル以内- 29 -

なお，上記を基本とし，中性点直接接地系統以外を含め，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

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。
当社の送電線で採用している標準の再閉路方式は，以下のとおりです。
(1) 66,000 ボルト以下の送電線：低速度三相再閉路方式(2) 154,000 ボルト送電線：高速度単相または多相再閉路方式，および中速度三相再閉路方式(3) 275,000 ボルト以上の送電線：高速度多相再閉路方式，および中速度三相再閉路方式
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などに支障がないようにしていただきます。

54

保護装置の設置場所
保護装置は，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
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただく場合があります。
(1) 受電用遮断器(2) 発電設備等出力端遮断器(3) 発電設備等連絡用遮断器(4) 母線連絡用遮断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，
電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。
なお，構内保護装置が動作した場合の解列箇所は，86（解列箇所）に準じた対策を実施していただきます。

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。
(1) 地絡過電圧リレー，地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレー，地絡検出用方向比
較リレー，地絡検出用回線選択リレーは零相回路に設置すること。
(2) 過電圧リレー，周波数低下リレー，周波数上昇リレー，逆電力リレーは 1 相設置とすること。

- 30 -

(3) 不足電力リレーは 2 相設置とすること。
(4) 短絡方向リレー，不足電圧リレー，短絡検出・地絡検出兼用電流差動リレー，短絡検出用電流差動リレー，短絡検出用方向比較リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用回線選択リレー，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(1) 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む）を行なっていただくことがあります。
なお，この場合発電場所に必要な装置を設置していただきます。
ただし，出力変動緩和対策として設置していただく蓄電池については，充電を停止す
ることにより，出力変動緩和の機能を喪失することになるため，本要件の適用範囲外とします。
(2) あらかじめ当社が指定した送配電線 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いたします。ただし，次のいずれかを満たす場合は，線路無電圧確認装置を省略できるものといたします。
(1) 逆潮流が無い場合であって，電力系統との連系に係る保護リレー，計器用変流器，計器用変圧器，遮断器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。ただし，次のいずれかにより簡素化を図ることができる。
イ

2 系列の保護リレーのうちの 1 系列は，不足電力リレーのみとすることができる。

ロ

計器用変流器は，不足電力リレーを計器用変流器の末端に配置する場合，1 系列目と 2 系列目を兼用できる。

- 31 -

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。

59

発電機運転制御装置の付加(1) 系統安定化，潮流制御のための機能
系統安定化，潮流制御等の理由により運転制御が必要な場合には，以下の機能を具備した運転制御装置を設置していただきます。なお，設置については個別に協議させていただきます。
イ

PSS(Power System Stabilizer)
広域的な安定度維持が必要となる場合は，PSS の形式として複数入力 PSS（ΔP＋Δ
ω形 PSS など）を指定させていただく場合があります。

ロ

超速応励磁自動電圧調整機能(2) 周波数調整のための機能
火力発電設備および混焼バイオマス発電設備（地域資源バイオマス発電設備等を除く。）については，以下の周波数調整機能を具備していただきます。なお，その他の発電設備等については，個別に協議させていただきます。
イ

ガバナフリー運転
タービンの調速機（ガバナ）を系統周波数の変動に応じて発電機出力を変化させるように運転（ガバナフリー運転）する機能を具備すること。

ロ

LFC（Load Frequency Control：負荷周波数制御）機能
当社からの LFC 信号に追従し，発電機出力を変動させる機能を具備すること。

ハ

周波数変動補償機能
標準周波数±0.2 ヘルツを超えた場合，系統の周波数変動により，ガバナで調整した出力を発電所の自動出力制御装置が，出力指令値に引き戻すことがないように，
ガバナによる出力変動相当を出力指令値に加算する機能を具備すること。

ニ

EDC（Economic load Dispatching Control：経済負荷配分制御）機能
当社からの出力指令値に発電機出力を自動追従制御する機能を具備すること。

ホ

出力低下防止機能
100 メガワット以上の火力発電設備は，周波数 49.0 ヘルツまでは発電機出力を低下しない，周波数 49.0 ヘルツ以下については，1 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，もしくは，一度出力低下しても回復する機能を具備すること。
なお，具体的な発電設備の性能は，次のとおりです。ただし，系統の電源構成の状況等，必要に応じて別途協議を行なうことがあります。

- 32 -

100 メガワット以上
発電機定格出力GT および 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）

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

GF 制御応答性

機
能
・
仕
様
等

LFC 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

60 秒以内に出力変化開始

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※７

60 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

50 パーセント以下（定格出力基準）

DSS 機能具備※５30 パーセント以下※1 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。定格出力付近などの要件を満たせない出力帯について別途協議。
※2 定格出力付近のオーバーシュート防止や低出力帯での安定運転により要件を満たせない場合には別途協議。
※3 気化ガス（BOG）処理などにより最低出力を満たせない場合には別途協議。
※4 EDC/LFC 指令で制御可能な最低出力。
※5 日間起動停止運転（DSS）は，発電機解列～並列まで 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く。
※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・LFC 指令値，EDC・LFC 運転指令，運
転可能出力帯（バンド）指令）を受信する機能および，必要な送信信号（現在出力，可能最大発電出力〔GT および GTCC のみ。〕，EDC・LFC 使用/除外，GF 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。

- 33 -

(3) 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（GTCC）発電設備については，送電系
統の停電解消後，早期に再並列するために必要な装置を設置，または機能を具備していただきます。
(4) 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

受電電圧が 154,000 ボルト以下の発電者の発電設備等でも，必要により，上記(a)と同じ機能を具備していただくことがあります。

ハ

受電電圧が 500,000 ボルト以上の発電者の発電機には，送電電圧制御励磁装置（PSVR）もしくはこれに準ずる装置を設置していただきます。受電電圧が 275,000
ボルト以下の発電者の発電機でも，系統電圧を適正に維持するために必要な場合
は,PSVR もしくはこれに準ずる装置を設置していただくことがあります。（なお，
PSVR とは，昇圧用変圧器の高圧側電圧を一定値に制御する装置で，Power System
Voltage Regulator のことです。）

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，適切な対策を講じていただきます。
(1) 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。
(2) 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。
ただし，次のすべての条件に適合する場合は，変圧器の設置を省略することができます。
(1) 逆変換装置の交流出力側で直流を検出し，交流出力を停止する機能を有すること。
(2) 逆変換装置の直流回路が非接地であること，または逆変換装置に高周波変圧器を用いていること。
なお，設置する変圧器は，直流流出防止専用である必要はありません。

- 34 -

62

電圧変動(1) 常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±1～2 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。
(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±2 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すること。

ニ

自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。

ホ

他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の 2 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。

へ

発電設備等の出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ
等の影響を及ぼすおそれがあるとき，適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
① 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（SVC）の設置やサイリスタ等によるソフ
トスタート機能を有する装置を用いること。
② 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVC などを設置すること。
[対策要否の判定基準例]
受電点における電圧フリッカレベル（ΔV10）を 0.45 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。

- 35 -

(3) その他

連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，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，その抑制対策を実施していただきます。

63

出力変動対策
再生可能エネルギー発電設備を連系する場合であって，出力変動により他者に影響を及
ぼすおそれがあるときは，出力変化率制限機能の具備等の対策を行なっていただきます。
(1) 風力発電設備の場合
イ

発電に必要な自然エネルギーが得られる状況において，連系点での 5 分間の最大変動幅が発電所設備容量の 10 パーセント以下となるよう対策を行なうこと。
なお，ウィンドファームコントローラを有しない小規模発電所については，対策を別途協議する。

ロ

高風速時にカットアウトが予想される場合は，即座に停止しないよう，ストーム
制御機能を具備する等の対策を行なうこと，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。

ハ系統周波数が上昇し適正値を逸脱するおそれがある場合は，発電設備の出力を調定率に応じて自動的に抑制すること。なお，調定率は，2～5 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 ヘルツ以下とする。

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。
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，電圧階級によっては，発電機の安定運転対策や短絡・地絡電流抑制対策，
慣性低下対策等の面から，発電機定数を当社から指定させていただく場合があります。また，当社の求めに応じて，次の諸元を提出していただきます。

電源種
共通

設備
発電プラント

諸元
定格容量，定格出力，台数，定格電圧
最低出力
所内負荷（定格，最低）力率（定格，運転可能範囲）
運転可能周波数の範囲，運転継続時間- 36 -

電源種

設備

諸元
単線結線図，系統並解列箇所
発電プラントモデル（原動機の種類，発電機の種類）

電気所監視制御方式
構内設備

自家消費電力の最大値，最小値
総合負荷力率
電動機容量（高圧・低圧）
電灯容量
高調波発生機器と高調波対策資料
電圧フリッカの発生源と対策設備資料

受電用変圧器，連系用変圧器

定格（定格容量，定格電圧）
インピーダンス（タップ電圧毎，変圧器定格容量ベース）

励磁特性曲線制御方式，整定値
調相設備

定格容量，台数
制御方式，整定値

アクセス線・構内線路

インピーダンス，アドミタンス

遮断器

定格（遮断電流，遮断時間）
自動同期検定装置の有無

保護装置

設置要素
仕様
設置場所
設置相数
解列箇所
整定範囲
整定値
CT 比，VT 比シーケンスブロック
送電線再閉路方式

誘導機

記録

電気現象記録装置

発電プラント

拘束リアクタンス
限流リアクトル容量
限時リアクトルインピーダンス
慣性定数
定格すべり
等価回路定数- 37 -

電源種
同期機

設備
発電プラント

諸元
各種内部リアクタンス（飽和値，不飽和値）
各種短絡時定数・開路時定数
慣性定数（発電機＋タービン）
制動巻線の有無
飽和特性
可能出力曲線
発電機軸モデル
発電機プラントモデル，モデル構築に必要なプラント，制御系の各種定数（ボイラ，タービン，水車等）

並解列所要時間（平常時，事故時）
制御装置

ガバナ系ブロック（調定率，GF 幅，CV，ICV モデルを含む）
LFC・発電機出力制御ブロック
EDC 変化速度（出力毎）
LFC 幅・変化速度（出力毎）
出力キープタイム（出力毎，上げ下げ）励磁装置の形式（直流・交流・サイリスタ・他）
応答速度（超速応励磁か否か）
励磁系ブロック（AVR，PSS，PSVR）
FRT 要件の適用有無
過励磁保護 59V/F ブロック
OEL，UEL ブロック

水力

発電プラント

揚水待機・開始所要時間

制御装置

上ダム・下ダム運用可能水位
電水比（kW/(m3/s)）

逆 変 換
装置

発電プラント制御装置

メーカ，型式単独運転検出方式，整定値逆変換装置の容量
通電電流制限値
系統事故時の力率制御時間
三相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）
一，二相事故時の事故電流（大きさ，供給時間）
FRT 要件の適用有無
無効電力制御方式，整定値
慣性力供給能力- 38 -

電源種

設備

風力

諸元

発電プラント周波数調定率設定可能範囲，不感帯設定可能範囲

制御装置

発電機の出力特性
出力変動対策の方法
蓄電池，ウィンドファームコントローラの有無

蓄電池

発電プラント

蓄電容量

二 次 励

発電プラント

拘束リアクタンス

磁機

また，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。

66

昇圧用変圧器連系系統や電圧階級によっては，短絡・地絡電流抑制対策，安定度維持対策，送電線保護リレー協調などの面から，昇圧用変圧器のインピーダンス等を当社から指定させていただく場合があります。また，無電圧タップ切替器の仕様（タップ数，電圧値，調整幅等）などを指定させていただく場合があります。

67

連絡体制
(1) 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は，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

次の条件を全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こと。
また，保安規程上明記されていること。

- 39 -

(2) 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，必要に応じ，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
連系用断路器の開閉状態
母線側断路器の開閉状態（設備構成による）変圧器遮断器の開閉状態（設備構成による）変圧器断路器の開閉状態（設備構成による）スーパービジョン

母線連絡遮断器の開閉状態（設備構成による）母線連絡断路器の開閉状態（設備構成による）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
線路保護リレーの切替開閉器の状態
母線保護リレーの動作状態
母線保護リレーの切替開閉器の状態
電圧・無効電力の制御モード
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
引込口の有効電力量（送電，受電）
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）

その他※1連系用変圧器のタップ位置

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。

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，- 40 -

電力などの計測値を連続的に記録し，当社の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含む）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る。）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。
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く。）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，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影
響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

- 41 -

Ⅴ
70

需要者の系統連系技術要件（低圧）力率の保持(1) 需要者は，需要場所において，電灯または小型機器を使用する供給地点の力率は，原則として，90 パーセント以上，その他の機器を使用する供給地点については 85 パーセ
ント以上に保持していただきます。
(2) 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただ
きます。ただし，やむをえない事情によって，2 以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，託送供給等約款別表 13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。

71

保護装置の設置
需要者は，次の原因で他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，
または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障を及ぼし，もしくは支障を及ぼす
おそれがあるときには，必要な調整装置または保護装置を需要場所に施設していただくな
どの対策を講じていただきます。
(1) 負荷の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合(2) 負荷の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合(3) 負荷の特性によって波形に著しいひずみを生ずる場合(4) 著しい高周波または高調波を発生する場合(5) その他(1)，(2)，(3)または(4)に準ずる場合

72

そ

の

他

需要者が需要場所において発電設備を系統に連系する場合の技術要件は，原則として，
Ⅱ（発電者の系統連系技術要件（低圧））に準じていただきます。
なお，逆潮流がない場合は，逆変換装置を用いた発電設備以外であっても連系することができます。

- 42 -

Ⅵ
73

力

需要者の系統連系技術要件（高圧）率

供給地点における力率は，原則として系統から見て遅れ 85 パーセント以上とするとともに，系統から見て進み力率とならないようにしていただきます。

74

高調波対策の実施
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する
場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件に従っていただきます。
(1) 対象となる負荷設備
イ

使用する高調波発生機器の容量を 6 パルス変換容量に換算し，それぞれの機器の換算容量を総和したもの（以下「等価容量」といいます。）を供給地点毎に計算いたします。計算された等価容量が 50 キロボルトアンペアを超える場合，本要件の対象となります。なお，等価容量については，接続供給契約の申込み時に当社にその値を文書により通知していただきます。

ロ

上記イの等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300 ボルト以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流 20 アンペア/相以下の電気・電子（家電・汎用品）以外の機器といたします。

ハ

需要者が，上記イに該当する高調波発生機器を新設・増設または更新する等によって新たに本要件に該当することになる場合においても適用いたします。

(2) 高調波流出電流の算出(1)に該当した需要者は，系統に流出する高調波電流の算出を次のとおり実施していただきます。
イ

高調波流出電流は，高調波発生機器毎の定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。

ロ

高調波流出電流は，高調波の次数毎に合計するものといたします。

ハ対象とする高調波の次数は 40 次以下といたします。

ニ

需要場所に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。

(3) 高調波流出電流の上限値
需要場所から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数毎に下表に示す供給地点の契約電力 1 キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該供給地点の契約電力（キロワットを単位といたします。）を乗じた値といたします。
この場合の「契約電力」は，供給地点における負荷設備の最大稼動時の電力をいいます。

- 43 -

（単位：ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ/ｷﾛﾜｯﾄ）
5次
3.5

7次
2.5

11 次
1.6

13 次
1.3

17 次
1.0

19 次
0.90

23 次
0.76

23 次超過0.70(4) 高調波流出電流の抑制対策の実施
需要者は，上記(2)の高調波流出電流が，上記(3)の高調波流出電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を実施していただきます。

75

保護協調の実施
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装置と協調を図り，次のとおり保護協調を実施していただきます。
(1) 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。
(2) 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。

76

保護装置の設置
需要者は，負荷設備を系統に連系する場合は，系統の保護のため，需要場所における構内設備の短絡事故または地絡事故を検出することができる保護装置を設置していただきます。

77

保護装置の設置場所
保護装置は，供給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。

78

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。

79

電圧等の安定保持対策
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ときは，その抑制対策を実施していただきます。なお，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，または周波数が著しく変動する等の理由により，他社の電気の使用に影響を及ぼす，もしく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。

- 44 -

80

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を除く）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。

81

そ

の

他

需要者が需要場所において発電設備を系統に連系する場合の技術要件は，原則として，
Ⅲ（発電者の系統連系技術要件（高圧））に準じていただきます。

- 45 -

Ⅶ82

力

需要者の系統連系技術要件（特別高圧）

率

供給地点における力率は，原則として系統から見て遅れ 85 パーセント以上とするとともに，系統から見て進み力率にならないようにしていただきます。

83

保護協調の実施
需要者は，需要場所における連系用遮断器より構内側（以下，Ⅶ

需要者の系統連系技術要件（特別高圧）において「構内」といいます。）の事故時および系統の事故時において，事故の除去，事故範囲の局限化などを行なうために，負荷設備が連系する系統の保護装置と協調を図り，次のとおり保護協調を実施していただきます。
なお，発電設備を連系する場合には，上記に加え 51（不要解列の防止）に準じた対策も実施していただきます。
(1) 連系された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，当該系統から構内を遮断すること。
(2) 構内に事故が発生した場合には，これに伴う影響を連系する系統へ波及させないため，構内を当該系統から遮断すること。

84

保護装置の設置
需要者は，系統および構内の保護のため，次のとおり保護リレーを設置していただきます。
なお，発電設備を連系する場合には，上記に加え 52（保護装置の設置）に準じた対策も実施していただきます。
(1) 154,000 ボルト以上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方式
または方向比較リレー方式のときには，原則として当社が採用する仕様と同じ保護リレーおよび必要な通信設備を設置すること。
なお，154,000 ボルトの系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，
275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置すること。
(2) 構内の短絡および地絡事故時の保護のため，次により供給地点などに保護リレーを設置すること。
イ

構内の短絡事故時の保護のため，過電流リレー（限時および瞬時）を設置すること。
ただし，当該リレーが有効に機能しない場合には，短絡方向距離リレーを設置すること。

ロ

構内の地絡事故時の保護のため，275,000 ボルト以上の系統に連系する場合には地絡方向距離リレーを設置すること。また，154,000 ボルト以下の系統に連系する場合には地絡過電流リレーを設置すること。ただし，当該リレーが有効に機能しない場合には地絡方向リレーを設置すること。

- 46 -

なお，275,000 ボルト以上の系統に連系するときや，安定度上問題がある箇所については，母線保護リレー装置を設置していただく場合があります。

85

保護装置の設置場所および設置相数(1) 保護装置は，供給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。
(2) 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。
イ

地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレー，地絡検出用方向比較リレー，地絡検出用回線選択リレー，地絡過電流リレーは零相回路に設置すること。

ロ

周波数低下リレー，周波数上昇リレー，逆電力リレーは 1 相設置とすること。

ハ

不足電力リレー，過電流リレーは 2 相設置とすること。

ニ

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，短絡検出
用方向比較リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用回線選択リレー，地絡方向距
離リレーは 3 相設置とすること。

86

解列箇所
解列箇所は，保護装置が動作した場合に系統から構内を解列し，事故を除去することができる受電用遮断器としていただきます。
また，発電設備を連系する場合には，上記に加え 55（解列箇所）に準じた対策も実施していただきます。
なお，母線保護リレー装置が動作した場合には，同一母線に接続された送電線および連系用変圧器などをすべて遮断していただきます。

87

線路無電圧確認装置の設置
需要者が発電設備を連系する場合には，58（線路無電圧確認装置の設置）に準じていた
だきます。

88

電力品質対策の実施
負荷設備を電力系統へ連系することにより，電圧変動および高調波電流などの特異現象
が過大になると，電力系統ならびに他の需要者の各種機器に対し，過熱焼損，振動を与え，その正常動作に影響を及ぼす他，他者の電気工作物に支障を及ぼすため，適切な防止対策を実施していただきます。
(1) 電 圧 変 動
電圧変動対策については，62（電圧変動）に準じていただきます。
(2) 高

調

波

高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する場合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。

- 47 -

イ

対象となる負荷設備(ｲ) 対象となる需要者は，次のいずれかに該当する需要者（以下「特定需要者」といいます。）といたします。
ａ22,000 ボルトまたは 33,000 ボルトの系統から受電する需要者であって，その施設する高調波発生機器の種類毎の高調波発生率を考慮した容量（以下「等価容量」といいます。）の合計が 300 キロボルトアンペアを超える需要者ｂ

66,000 ボルト以上の系統から受電する需要者であって，等価容量の合計が2,000 キロボルトアンペアを超える需要者(ﾛ) 上記(ｲ)の等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300 ボルト
以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流 20 アンペア／相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。
(ﾊ) 特定需要者が，上記(ﾛ)に該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する
場合等に適用いたします。
なお，上記(ﾛ)に該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等によって特定需要者に該当することになる場合においても適用いたします。
ロ

高調波流出電流の算出
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
(ｲ) 高調波流出電流は，高調波発生機器毎の定格運転状態において発生する高調波
電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。
(ﾛ) 高調波流出電流は，高調波の次数毎に合計するものといたします。
(ﾊ) 対象とする高調波の次数は 40 次以下といたします。
(ﾆ) 特定需要者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効
果を考慮することができるものといたします。

ハ

高調波流出電流の上限値
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数毎に，次表に示す需要者の契約電力 1 キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該需要者の契約電力（キロワット単位といたします。）を乗じた値といたします。
（単位：ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ/ｷﾛﾜｯﾄ）

連系電圧
22 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
33 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
66 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ154 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
275 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ

5次
1.8
1.2
0.59
0.25
0.14

7次
1.3
0.86
0.42
0.18
0.10

11 次
0.82
0.55
0.27
0.11
0.06

13 次
0.69
0.46
0.23
0.09
0.05

- 48 -

17 次
0.53
0.35
0.17
0.07
0.04

19 次
0.47
0.32
0.16
0.06
0.03

23 次
0.39
0.26
0.13
0.05
0.03

23 次超過
0.36
0.24
0.12
0.05
0.02

ニ 高調波流出電流の抑制対策の実施
特定需要者は，上記ロの高調波流出電流が，上記ハの高調波流出電流の上限値を超える場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。
(3) 電圧フリッカ
人間の目は，光のちらつきの周波数が 10 ヘルツの時に最も敏感に感じるため，電圧
フリッカの大きさは，変動周期を全て 10 ヘルツに換算したΔＶ10 を使用するものといたします。
電圧フリッカの許容上限値は，専用線で供給する場合はその供給変電所母線，一般線で供給する場合は供給地点で，以下のとおりといたします。
ΔＶ10 メーターで 4 番目最大 0.45 ボルト(4) 電圧不平衡
電圧不平衡率の許容上限値は，受電地点で 3 パーセントとするものといたします。
(5) 周波数の安定保持
負荷設備の特性によって周波数が著しく変動することにより，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，速やかに協議の上，その防止対策を実施していただきます。

89

保安通信電話の設置需要者と当社給電指令機関との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。

90

給電情報伝送装置の設置
系統運用上必要な情報を確実に収集するために，原則として，次のスーパービジョンおよびテレメータを設置させていただきます。
(1) スーパービジョン
連系用遮断器，連系用断路器ならびに連系用送電線用接地開閉器の開閉状態(2) テレメータ
引込口の有効電力量91

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く。）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。

- 49 -

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

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（ 2 0 2 3 年 2 月 公 表 ）」に お い て ，2 0 2 4
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。

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

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

東北電力ネットワーク株式会社

実 施

東北電力ネットワーク株式会社- 1 -託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託 送

Ⅰ

供 給

等 約

目

次

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

款

総
則
1 適
用････････････････････････････････････････････････････････････1
2 託送供給等約款の認可および変更････････････････････････････････････････1
3 定
義････････････････････････････････････････････････････････････24 代表契約者の選任･･････････････････････････････････････････････････････6
5 託送供給等に関する取扱い･･････････････････････････････････････････････6
6 単位および端数処理････････････････････････････････････････････････････6
7 実 施 細 目････････････････････････････････････････････････････････････7

新旧比較表

託 送

Ⅰ

供 給

等 約

目

次

款

総
則
1 適
用････････････････････････････････････････････････････････････1
2 託送供給等約款の認可および変更････････････････････････････････････････1
3 定
義････････････････････････････････････････････････････････････24 代表契約者の選任･･････････････････････････････････････････････････････6
5 託送供給等に関する取扱い･･････････････････････････････････････････････6
6 単位および端数処理････････････････････････････････････････････････････6
7 実 施 細 目････････････････････････････････････････････････････････････7

Ⅱ 契約の申込み
8 契約の要件････････････････････････････････････････････････････････････8
9 検討および契約の申込み････････････････････････････････････････････････910 契約の成立および契約期間･････････････････････････････････････････････14
11 託送供給等の開始･････････････････････････････････････････････････････15
12 供給準備その他必要な手続きのための協力･･･････････････････････････････15
13 電気方式，電圧および周波数･･･････････････････････････････････････････15
14 発電場所および需要場所･･･････････････････････････････････････････････17
15 供給および契約の単位･････････････････････････････････････････････････18
16 承諾の限界･･･････････････････････････････････････････････････････････21
17 契約書の作成･････････････････････････････････････････････････････････21

Ⅱ 契約の申込み
8 契約の要件････････････････････････････････････････････････････････････8
9 検討および契約の申込み･･･････････････････････････････････････････････10
10 契約の成立および契約期間･････････････････････････････････････････････15
11 託送供給等の開始･････････････････････････････････････････････････････16
12 供給準備その他必要な手続きのための協力･･･････････････････････････････16
13 電気方式，電圧および周波数･･･････････････････････････････････････････17
14 発電場所および需要場所･･･････････････････････････････････････････････18
15 供給および契約の単位･････････････････････････････････････････････････19
16 承諾の限界･･･････････････････････････････････････････････････････････22
17 契約書の作成･････････････････････････････････････････････････････････22

Ⅲ 料
金
18 料
金･･･････････････････････････････････････････････････････････2219 接続送電サービス･････････････････････････････････････････････････････23
20 臨時接続送電サービス･････････････････････････････････････････････････40
21 予備送電サービス･････････････････････････････････････････････････････46

Ⅲ 料
金
18 料
金･･･････････････････････････････････････････････････････････23
19 接続送電サービス･････････････････････････････････････････････････････24
20 臨時接続送電サービス･････････････････････････････････････････････････40
21 予備送電サービス･････････････････････････････････････････････････････47
22 系統連系受電サービス･････････････････････････････････････････････････48
23 発電量調整受電計画差対応電力･････････････････････････････････････････51
24 接続対象計画差対応電力･･･････････････････････････････････････････････52
25 需要抑制量調整受電計画差対応電力･････････････････････････････････････53
26 給電指令時補給電力･･･････････････････････････････････････････････････54

22
23
24
25

発電量調整受電計画差対応電力･････････････････････････････････････････47
接続対象計画差対応電力･･･････････････････････････････････････････････48
需要抑制量調整受電計画差対応電力･････････････････････････････････････49
給電指令時補給電力･･･････････････････････････････････････････････････50

Ⅳ 料金の算定および支払い
Ⅳ 料金の算定および支払い
26 料金の適用開始の時期･････････････････････････････････････････････････52
27 料金の適用開始の時期･････････････････････････････････････････････････56
27 検 針 日･･･････････････････････････････････････････････････････････52
28 検 針 日･･･････････････････････････････････････････････････････････56
28 料金の算定期間･･･････････････････････････････････････････････････････53
29 料金の算定期間･･･････････････････････････････････････････････････････57
29 計
量･･･････････････････････････････････････････････････････････53
30 計
量･･･････････････････････････････････････････････････････････58
30 電力および電力量の算定･･･････････････････････････････････････････････54
31 電力および電力量の算定･･･････････････････････････････････････････････58
31 損 失 率･･･････････････････････････････････････････････････････････67
32 損 失 率･･･････････････････････････････････････････････････････････72
32 料金の算定･･･････････････････････････････････････････････････････････67
33 料金の算定･･･････････････････････････････････････････････････････････72- 2 -託送供給等約款
33
34
35
36

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
支払義務の発生および支払期日･････････････････････････････････････････69
料金その他の支払方法･････････････････････････････････････････････････71
保 証 金･･･････････････････････････････････････････････････････････72
連 帯 責 任･･･････････････････････････････････････････････････････････73

新旧比較表
34
35
36
37

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
支払義務の発生および支払期日･････････････････････････････････････････74
料金その他の支払方法･････････････････････････････････････････････････76
保 証 金･･･････････････････････････････････････････････････････････78
連 帯 責 任･･･････････････････････････････････････････････････････････79

Ⅴ 供
給37 託送供給等の実施･････････････････････････････････････････････････････74
38 給電指令の実施等･････････････････････････････････････････････････････76
39 適正契約の保持等･････････････････････････････････････････････････････79
40 契約超過金･･･････････････････････････････････････････････････････････80
41 力率の保持･･･････････････････････････････････････････････････････････80
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･････････････････････80
43 託送供給等にともなう協力･････････････････････････････････････････････81
44 託送供給等の停止･････････････････････････････････････････････････････81
45 託送供給等の停止の解除･･･････････････････････････････････････････････83
46 託送供給の停止期間中の料金･･･････････････････････････････････････････83
47 違 約 金･･･････････････････････････････････････････････････････････83
48 損害賠償の免責･･･････････････････････････････････････････････････････83
49 設備の賠償･･･････････････････････････････････････････････････････････84

Ⅴ 供
給38 託送供給等の実施･････････････････････････････････････････････････････80
39 給電指令の実施等･････････････････････････････････････････････････････82
40 適正契約の保持等･････････････････････････････････････････････････････85
41 契約超過金･･･････････････････････････････････････････････････････････86
42 力率の保持･･･････････････････････････････････････････････････････････87
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･････････････････････88
44 託送供給等にともなう協力･････････････････････････････････････････････88
45 託送供給等の停止･････････････････････････････････････････････････････89
46 託送供給等の停止の解除･･･････････････････････････････････････････････90
47 託送供給の停止期間中の料金･･･････････････････････････････････････････90
48 違 約 金･･･････････････････････････････････････････････････････････90
49 損害賠償の免責･･･････････････････････････････････････････････････････91
50 設備の賠償･･･････････････････････････････････････････････････････････91

Ⅵ 契約の変更および終了
50 契約の変更･･･････････････････････････････････････････････････････････85
51 名義の変更･･･････････････････････････････････････････････････････････86
52 契約の廃止･･･････････････････････････････････････････････････････････86
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･････87
54 解 約 等･･･････････････････････････････････････････････････････････89
55 契約消滅後の債権債務関係･････････････････････････････････････････････90

Ⅵ 契約の変更および終了
51 契約の変更･･･････････････････････････････････････････････････････････92
52 名義の変更･･･････････････････････････････････････････････････････････93
53 契約の廃止･･･････････････････････････････････････････････････････････93
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･････94
55 解 約 等･･･････････････････････････････････････････････････････････97
56 契約消滅後の債権債務関係･････････････････････････････････････････････98

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･････････････････････････････････････････91
57 架空引込線･･･････････････････････････････････････････････････････････92
58 地中引込線･･･････････････････････････････････････････････････････････93
59 連接引込線等･････････････････････････････････････････････････････････94
60 中高層集合住宅等における受電方法および供給方法･･･････････････････････94
61 引込線の接続･････････････････････････････････････････････････････････94
62 計量器等の取付け･････････････････････････････････････････････････････94
63 通信設備等の施設･････････････････････････････････････････････････････95
64 専用供給設備･････････････････････････････････････････････････････････96
65 電流制限器等の取付け･････････････････････････････････････････････････96

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･････････････････････････････････････････99
58 架空引込線･･････････････････････････････････････････････････････････100
59 地中引込線･･････････････････････････････････････････････････････････101
60 連接引込線等････････････････････････････････････････････････････････102
61 中高層集合住宅等における受電方法および供給方法･･････････････････････102
62 引込線の接続････････････････････････････････････････････････････････102
63 計量器等の取付け････････････････････････････････････････････････････102
64 通信設備等の施設････････････････････････････････････････････････････103
65 専用供給設備････････････････････････････････････････････････････････104
66 電流制限器等の取付け････････････････････････････････････････････････104

Ⅷ 工事費の負担
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･･･････････････････････････････････97
67 受電地点への供給設備の工事費負担金･･････････････････････････････････105
67 受電用計量器等の工事費負担金････････････････････････････････････････100
68 受電用計量器等の工事費負担金････････････････････････････････････････108
68 会社間連系設備の工事費負担金････････････････････････････････････････10069 会社間連系設備の工事費負担金････････････････････････････････････････108
69 供給地点への供給設備の工事費負担金･･････････････････････････････････10070 供給地点への供給設備の工事費負担金･･････････････････････････････････108
70 工事費負担金の申受けおよび精算･･････････････････････････････････････106
71 工事費負担金の申受けおよび精算･･････････････････････････････････････114
71 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････107
72 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････115- 3 -託送供給等約款
72
73

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
臨時工事費･･････････････････････････････････････････････････････････108
工事費等に関する契約書の作成････････････････････････････････････････108

新旧比較表
73
74

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
臨時工事費･･････････････････････････････････････････････････････････116
工事費等に関する契約書の作成････････････････････････････････････････116

Ⅸ 保
安74 保安の責任･･････････････････････････････････････････････････････････109
75 保安等に対する発電者および需要者の協力･･････････････････････････････109
76 調
査･･････････････････････････････････････････････････････････109
77 調査等の委託････････････････････････････････････････････････････････110
78 調査に対する需要者の協力････････････････････････････････････････････110
79 検査または工事の受託････････････････････････････････････････････････110
80 自家用電気工作物････････････････････････････････････････････････････110

Ⅸ 保
安75 保安の責任･･････････････････････････････････････････････････････････117
76 保安等に対する発電者および需要者の協力･･････････････････････････････117
77 調
査･･････････････････････････････････････････････････････････117
78 調査等の委託････････････････････････････････････････････････････････118
79 調査に対する需要者の協力････････････････････････････････････････････118
80 検査または工事の受託････････････････････････････････････････････････118
81 自家用電気工作物････････････････････････････････････････････････････118

附則･････････････････････････････････････････････････････････････111

附

則･････････････････････････････････････････････････････････････119

別表･････････････････････････････････････････････････････････････143

別表･････････････････････････････････････････････････････････････159

Ⅰ 総
3

則

Ⅰ 総

則

定
義
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。
次の言葉は，この約款においてそれぞれ次の意味で使用いたします。
(1) 契 約 者
(1) 契 約 者
この約款にもとづいて当社と接続供給契約または振替供給契約を締結する小売
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。
行なう者をいいます。
(2) 発電契約者(2) 発電契約者
この約款にもとづいて当社と発電量調整供給契約を締結する者をいいます。
この約款にもとづいて当社と発電量調整供給契約を締結する者をいいます。
(3) 需要抑制契約者(3) 需要抑制契約者
この約款にもとづいて当社と需要抑制量調整供給契約を締結する者をいいます。
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。
(4) 発 電 者
(4) 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。
社以外の者をいいます。
(5) 需 要 者
(5) 需 要 者
契約者が小売電気事業または自己等への電気の供給として電気を供給する相手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。
方となる者をいいます。
(6) 低
圧
(6) 低
圧
標準電圧 100 ボルトまたは 200 ボルトをいいます。
標準電圧 100 ボルトまたは 200 ボルトをいいます。
(7) 高
圧
(7) 高
圧
標準電圧 6,000 ボルトをいいます。
標準電圧 6,000 ボルトをいいます。
(8) 特 別 高 圧(8) 特 別 高 圧
標準電圧 30,000 ボルト，60,000 ボルトまたは 140,000 ボルトをいいます。
標準電圧 30,000 ボルト，60,000 ボルトまたは 140,000 ボルトをいいます。
(9) 受 電 地 点(9) 受 電 地 点
当社が，託送供給に係る電気を契約者から受電する地点，発電量調整供給に係る
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
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。
抑制契約者から受電する地点をいいます。
- 4 -託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(10) 発 電 場 所(10) 発 電 場 所
発電者が，発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場所をいいます。
発電者が，発電量調整供給に係る電気を発電または放電する場所をいいます。
(11) 供 給 地 点(11) 供 給 地 点
当社が，託送供給に係る電気を契約者に供給する地点をいいます。
当社が，託送供給に係る電気を契約者に供給する地点をいいます。
(12) 需 要 場 所(12) 需 要 場 所
需要者が，契約者から供給された接続供給に係る電気を使用する場所をいいま需要者が，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。
す。
(13) 会社間連系点(13) 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
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との接続点をいいます。
と当社が維持および運用する供給設備との接続点をいいます。
(14) 中 継 振 替(14) 中 継 振 替
会社間連系点を受電地点とし，他の会社間連系点を供給地点とする振替供給を
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。
いいます。
(15) 地 内 振 替(15) 地 内 振 替
発電者の電気設備と当社の供給設備との接続点を受電地点とし，会社間連系点
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。
を供給地点とする振替供給をいいます。
(16) 発電量調整受電電力(16) 発電量調整受電電力
発電量調整供給の場合で，受電地点において，当社が発電契約者から受電する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。
電気の電力をいいます。
(17) 発電量調整受電電力量(17) 発電量調整受電電力量
受電地点において，当社が発電契約者から受電する発電量調整供給に係る電気受電地点において，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。
の電力量をいいます。
(18) 発電量調整受電計画電力(18) 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電電力の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するもの
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。
をいいます。
(19) 発電量調整受電計画電力量(19) 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電電力量の計画値で，発電契約者があらかじめ当社に通知するも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。
のをいいます。
(20) 接続受電電力(20) 接続受電電力
接続供給の場合で，受電地点において，当社が契約者から受電する電気の電力
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。
をいいます。
(21) 接続受電電力量(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。
いいます。
(22) 接続供給電力(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
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。
ます。
(23) 接続供給電力量(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。
います。
(24) 接続対象電力(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。
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(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。
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(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。
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(27) 接続対象計画電力量- 5 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
接続対象電力量の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(28) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整供給の場合で，受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する電気の電力をいいます。
(29) 需要抑制量調整受電電力量
受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する需要抑制量調整供給に係る電気の電力量をいいます。
(30) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電電力の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(31) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(32) ベースライン
需要抑制量調整供給を行なう場合の基準となる電力量で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(33) 損 失 率
接続供給における受電地点から供給地点に至る電気の損失率をいいます。
(34) 契 約 電 力
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 電 流
契約上使用できる最大電流（アンペア）であって，接続送電サービス契約電流および臨時接続送電サービス契約電流をいいます。
(36) 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。
(37) 契約受電電力
受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値をいいます。

(38) 最大需要電力等
低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30 分ごとの需要電力の最大値であって，記録型計量器により計量される値をいいます。
(39) 発電バランシンググループ
30（電力および電力量の算定）(18)イもしくはロに定める発電量調整受電計画
- 6 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
接続対象電力量の計画値で，契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(28) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整供給の場合で，受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する電気の電力をいいます。
(29) 需要抑制量調整受電電力量
受電地点において，当社が需要抑制契約者から受電する需要抑制量調整供給に係る電気の電力量をいいます。
(30) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電電力の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(31) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電電力量の計画値で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(32) ベースライン
需要抑制量調整供給を行なう場合の基準となる電力量で，需要抑制契約者があらかじめ当社に通知するものをいいます。
(33) 損 失 率
接続供給における受電地点から供給地点に至る電気の損失率をいいます。
(34) 契 約 電 力
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 電 流
契約上使用できる最大電流（アンペア）であって，接続送電サービス契約電流および臨時接続送電サービス契約電流をいいます。
(36) 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。
(37) 契約受電電力
受電地点における接続受電電力または発電量調整受電電力の最大値（キロワット）で，契約者または発電契約者と当社との協議によりあらかじめ定めた値（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。
(38) 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。
(39) 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，記録型計量器により計量される値をいいます。
(40) 最大需要電力等
低圧で供給する場合は，接続供給電力の最大値をいいます。
高圧または特別高圧で供給する場合は，30 分ごとの需要電力の最大値であって，記録型計量器により計量される値をいいます。
(41) 発電バランシンググループ
31（電力および電力量の算定）(18)イもしくはロに定める発電量調整受電計画

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
差対応補給電力量または 31（電力および電力量の算定）(19)イもしくはロに定め
差対応補給電力量または 30（電力および電力量の算定）(19)イもしくはロに定め
る発電量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する対象となる単位で，発電契約
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。
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。
(40) 需要バランシンググループ(42) 需要バランシンググループ
30（電力および電力量の算定）(20)に定める接続対象計画差対応補給電力量ま31（電力および電力量の算定）(20)に定める接続対象計画差対応補給電力量または 30（電力および電力量の算定）(21)に定める接続対象計画差対応余剰電力量
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。
るものをいいます。
(41) 需要抑制バランシンググループ(43) 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
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
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。
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。
(42) 電灯(44) 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。
みます。）をいいます。
(43) 小 型 機 器(45) 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，電灯以外の低圧の主として住宅，店舗，事務所等において単相で使用される，電灯以外の低圧の電気機器をいいます。ただし，急激な電圧の変動等により他の電気の使用者の電電気機器をいいます。ただし，急激な電圧の変動等により他の電気の使用者の電灯の使用を妨害し，または妨害するおそれがあり，電灯と併用できないものは除灯の使用を妨害し，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。
きます。
(44) 動力(46) 動力
電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
電灯および小型機器以外の電気機器をいいます。
(45) 契約負荷設備(47) 契約負荷設備
契約上使用できる負荷設備をいいます。
契約上使用できる負荷設備をいいます。
(46) 契約主開閉器(48) 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。
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。
(47) 定 期 検 査(49) 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。
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。
(48) 定 期 補 修(50) 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。
一定期間を限り定期的に行なわれる補修をいいます。
(49) 給 電 指 令(51) 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
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。
をいいます。
(50) 昼 間 時 間(52) 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，1 月 4 日，4 月 30 日，
祝日に関する法律」に規定する休日，1 月 2 日，1 月 3 日，1 月 4 日，4 月 30 日，
5 月 1 日，5 月 2 日，12 月 29 日，12 月 30 日および 12 月 31 日の該当する時間を
5 月 1 日，5 月 2 日，12 月 29 日，12 月 30 日および 12 月 31 日の該当する時間を
除きます。
除きます。
(51) 夜 間 時 間(53) 夜 間 時 間
昼間時間以外の時間をいいます。
昼間時間以外の時間をいいます。
(52) 貿 易 統 計(54) 貿 易 統 計
関税法にもとづき公表される統計をいいます。
関税法にもとづき公表される統計をいいます。
(53) 離島平均燃料価格算定期間(55) 離島平均燃料価格算定期間
貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき離島平均燃料価格を算定す
貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき離島平均燃料価格を算定す- 7 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
る場合の期間とし，毎年 1 月 1 日から 3 月 31 日までの期間，2 月 1 日から 4 月 30日までの期間，3 月 1 日から 5 月 31 日までの期間，4 月 1 日から 6 月 30 日までの期間，5 月 1 日から 7 月 31 日までの期間，6 月 1 日から 8 月 31 日までの期間，7月 1 日から 9 月 30 日までの期間，8 月 1 日から 10 月 31 日までの期間，9 月 1 日
から 11 月 30 日までの期間，10 月 1 日から 12 月 31 日までの期間，11 月 1 日から
翌年の 1 月 31 日までの期間または 12 月 1 日から翌年の 2 月 28 日までの期間（翌年が閏年となる場合は，翌年の 2 月 29 日までの期間といたします。）をいいます。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）る場合の期間とし，毎年 1 月 1 日から 3 月 31 日までの期間，2 月 1 日から 4 月 30日までの期間，3 月 1 日から 5 月 31 日までの期間，4 月 1 日から 6 月 30 日までの期間，5 月 1 日から 7 月 31 日までの期間，6 月 1 日から 8 月 31 日までの期間，7月 1 日から 9 月 30 日までの期間，8 月 1 日から 10 月 31 日までの期間，9 月 1 日
から 11 月 30 日までの期間，10 月 1 日から 12 月 31 日までの期間，11 月 1 日から
翌年の 1 月 31 日までの期間または 12 月 1 日から翌年の 2 月 28 日までの期間（翌年が閏年となる場合は，翌年の 2 月 29 日までの期間といたします。）をいいます。

6単位および端数処理
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。
おりといたします。
(1) 契約負荷設備の個々の容量の単位は，1 ワットまたは 1 ボルトアンペアとし，そ(1) 契約負荷設備の個々の容量の単位は，1 ワットまたは 1 ボルトアンペアとし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
の端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
(2) 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(2) 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。
で四捨五入いたします。
(3) 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，(3) 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
接続対象電力，接続対象計画電力，需要抑制量調整受電電力，需要抑制量調整受電
計画電力，契約電力，契約受電電力，最大需要電力等およびその他の電気の電力の計画電力，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，捨五入いたします。
その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
イ 低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イまたは 20（臨時接続送
イ 低圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イまたは 20（臨時接続送電サービス）(2)イ(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
電サービス）(2)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。
るときは，契約電力を 0.5 キロワットといたします。
ロ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イを適用した場合に算定
ロ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イを適用した場合に算定された値が 0.5 キロワット未満となるときは，契約電力を 1 キロワットといたしされた値が 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。
ます。
(4) 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(4) 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
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，
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
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
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
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。
量の単位は，最小位までといたします。
(5) 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(5) 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。
たします。
(6) 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(6) 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。
ます。
7 実 施 細 目
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
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，発電者また制契約者と当社との協議によって定めます。
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
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。
ます。

Ⅱ 契約の申込み

Ⅱ 契約の申込み- 8 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
8

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）契約の要件
8 契約の要件(1) 契約者が接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満た(1) 契約者が接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていただきます。
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
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。
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
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。
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
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
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。
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
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。
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
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。
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，
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。
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。
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。）等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
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。
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(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。
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(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
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。
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(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。
ロの経済産業省令で定める密接な関係を有する者であること。
(2) 発電契約者が発電量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていた(2) 発電契約者が発電量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満たしていた
だきます。
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
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。
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- 9 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
関する技術基準，その他の法令等にしたがい，かつ，系統連系技術要件を遵守して，当社の供給設備の状況等を勘案して技術的に適当と認められる方法によって連系すること。
ニ 高圧または特別高圧で受電する場合は，発電契約者および発電者が当社からの給電指令にしたがうこと。
ホ 発電契約者が当社を代理して，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）(3)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）(4)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）(3)ロの場合を除き，18（料金）(3)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。
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
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。
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。
(3) 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）(3)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。
(3) 需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，次の要件を満た(4) 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。
していただきます。
- 10 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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
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。
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(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，当該計画に従って適切な需要抑制の指示を適時に出すことができ時に策定し，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ること。
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。）
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(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。
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(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。
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(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。
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(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。
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。
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
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。
送電サービスでないこと。
ニ 需要抑制量調整受電電力量の算定上，需要場所が 29（計量）(3)に該当しない
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）(3)に該当しないこと。
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
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。
すること。
(4) 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(5) 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
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または需要者が保安等のために必要とする電気については，その容量を明らかにしていただき，21（予備送電サービス）の申込みまたは保安用の発電設備の設置，蓄ていただき，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。
電池装置の設置等必要な措置を講じていただきます。
9 検討および契約の申込み
9 検討および契約の申込み
契約者が新たに接続供給契約もしくは振替供給契約を希望される場合，発電契約者
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 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
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 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 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
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。
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。
(1) 受電側接続検討の申込み(1) 受電側接続検討の申込み
イ 当社は，契約者または発電契約者から小売電気事業，一般送配電事業，特定送イ 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
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- 11 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。）
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。
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。
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。）
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。
討の申込みをしていただきます。
(ｲ) 接続供給の場合(ｲ) 接続供給の場合
ａ 契約者の名称
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。
）
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
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
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
ｅ 接続供給の開始希望日(ﾛ) 振替供給の場合(ﾛ) 振替供給の場合
ａ 契約者の名称
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
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
ｃ 振替供給に係る受電電力の最大値および最小値
ｄ 供給地点ｄ 供給地点ｅ 振替供給の開始希望日
ｅ 振替供給の開始希望日(ﾊ) 発電量調整供給の場合(ﾊ) 発電量調整供給の場合
ａ 発電契約者の名称
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
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
様
ｄ 発電量調整受電電力の最大値および最小値
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
ｅ 受電地点における受電電圧
ｆ 受電地点における予備送電サービスの希望の有無および希望される予備ｆ 受電地点における予備送電サービスの希望の有無および希望される予備
送電サービスの種別
送電サービスの種別
ｇ 発電場所における負荷設備および受電設備
ｇ 発電場所における負荷設備および受電設備
ｈ 発電量調整供給の開始希望日
ｈ 発電量調整供給の開始希望日
ハ 検討期間および検討料
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(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。
らせいたします。
(ﾛ) 当社は，1 受電地点 1 検討につき 22 万円を検討料として，受電側接続検討の(ﾛ) 当社は，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。
し受けません。
ａ 検討を要しない場合
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
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，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- 12 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
討のとき。
討のとき
(2) 供給側接続事前検討の申込み(2) 供給側接続事前検討の申込み
イ 当社は，契約者が希望される場合に，契約者に小売電気事業，特定送配電事業
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
または自己等への電気の供給の用に供する電気を供給するにあたり，工事の要否
および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「供給側接続事および工事が必要な場合の当該工事の種別についての検討（以下「供給側接続事前検討」といいます。）をいたします。
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
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。
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(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
給地点(ﾛ) 契約電力，契約電流または契約容量(ﾛ) 契約電力，契約電流または契約容量(ﾊ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(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(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(ﾎ) 接続供給の開始希望日および使用期間(ﾍ) 供給地点における予備送電サービスの希望の有無および希望される予備送(ﾍ) 供給地点における予備送電サービスの希望の有無および希望される予備送電サービスの種別
電サービスの種別
ハ 負荷設備，契約電力，契約電流または契約容量については，1 年間を通じてのハ 負荷設備，契約電力，契約電流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。
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
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。
お知らせいたします。
(3) 需要抑制量調整供給事前検討の申込み(3) 需要抑制量調整供給事前検討の申込み
イ 当社は，需要抑制契約者が希望される場合に，特定卸供給の用に供する電気を
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。
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
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
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。
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(ｲ) 需要抑制契約者の名称(ﾛ) 需要者の名称，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）(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) 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。
討結果をお知らせいたします。
(4) 契約の申込み(4) 契約の申込み
契約者は，(1)ロ(ｲ)または(ﾛ)の事項およびイまたはロの事項を，発電契約者は，
契約者は，(1)ロ(ｲ)または(ﾛ)の事項およびイまたはロの事項を，発電契約者は，(1)ロ(ﾊ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，(1)ロ(ﾊ)の事項およびハの事項を，需要抑制契約者は，ニの事項を明らかにして，当社所定の様式により，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または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
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）
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(1)ヘおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が契約者に対し提供する合，8（契約の要件）(1)ヘおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を当社が契ことに関する需要者の契約者に対する承諾書の写し，8（契約の要件）(2)ホに定め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（契約る発電者の発電契約者に対する承諾書の写しまたは 8（契約の要件）(3)ホおよび需の要件）(2)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）(2)
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）(4)
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- 13 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
出していただきます。ただし，発電契約者と発電者との間で締結する電力受給に関する契約等において，発電者がこの約款に関する事項を遵守することを承諾していることが明らかな場合，契約者と需要者との間で締結する電力需給に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび接続供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が契約者に対し提供することを承諾していることが明
らかな場合または需要抑制契約者と需要者との間で締結する需要抑制に関する契約等において，需要者がこの約款に関する事項を遵守することおよび需要抑制量調
整供給の実施に必要な需要者の情報を，当社が需要抑制契約者に対し提供することを承諾していることが明らかな場合で，当社が当該承諾書の提出を不要と判断する
ときは，当該承諾書の提出を省略することができるものといたします。

なお，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，8（契約の要件）(1)チに定める要件を満たすことを証明す
る文書をあわせて提出していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，所管の官庁にこの要件を満たすことの確認を行ないます。
また，発電量調整供給契約を希望される場合で，電力広域的運営推進機関送配電等業務指針に定める保証金（以下「系統連系保証金」といい，その金額は電力広域的運営推進機関業務規程に定める方法により算定いたします。）を要するときは，
系統連系保証金をお支払いいただき，かつ，電源接続案件一括検討プロセスにもとづき工事費負担金補償金を定めるときは，当社と工事費負担金の補償に関する契約を締結のうえ，(1)の申込みに対する当社の回答日から 1 年以内（電源接続案件一括検討プロセスにもとづき申込みをされる場合および海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律（以下「再エネ海域利用法」といいます。）第 13 条第 2 項第 10 号に規定する選定事業者（以下「選定事業者」といいます。）を発電者として申込みをされる場合を除きます。）に申込みをしていただくものとし，需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，8（契約の要件）(3)イに定める要件を満たすことを証明する文書を提出していただきます。
イ 接続供給の場合(ｲ) 需要者の名称，用途，需要場所（供給地点特定番号を含みます。）および供
給地点(ﾛ) 供給地点における供給電気方式および供給電圧(ﾊ) 需要場所における負荷設備，主開閉器，受電設備および発電設備等(ﾆ) 契約電力，契約電流または契約容量(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，契約電流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，- 14 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
なお，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給契約または振替供給契約を希望される場合は，8（契約の要件）(1)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，(1)の申込みに対する当社の回答日から 1 年以内（電源接続案件一括検討プロセスにもとづき申込みをされる場合および海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律（以下「再エネ海域利用法」といいます。）第 13 条第 2 項第 10 号に規定する選定事業者（以下「選定事業者」といいます。）を発電者として申込みをされる場合を除きます。）に申込みをしていただくものとし，需要抑制量調整供給契約を希望される場合は，8（契約の要件）(4)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，契約電流または契約容量(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，契約電流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，

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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(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) 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(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
調達量の計画値(ﾆ) 電気の販売先となる契約者，発電契約者または需要抑制契約者の名称および(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
販売量の計画値(ﾎ) 連絡体制(ﾍ) 連絡体制
ニ 需要抑制量調整供給の場合
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(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(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
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
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) 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(ﾄ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量の算定方法となる 30（電力および電力量の算定）(14)イまた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）(14)イまたはロ
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(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
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(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
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）(14)イまたはロのいずれかの適用を開始した後 1 年間は同一
よび電力量の算定）(14)イまたはロのいずれかの適用を開始した後 1 年間は同一の算定方法の適用を継続していただくものといたします。
の算定方法の適用を継続していただくものといたします。
(5) 当社は，接続供給契約（受電地点〔会社間連系点の場合に限ります。〕に係る事(5) 当社は，接続供給契約（受電地点〔会社間連系点の場合に限ります。〕に係る事
項に限ります。）または振替供給契約について，当日等の利用分および翌日等の利
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，(4)に定める様式以外で当社が指定した方法により契約者に申込みを用分に限り，(4)に定める様式以外で当社が指定した方法により契約者に申込みをしていただくことがあります。また，当社は，受給契約等にもとづく連系線の利用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。）- 15 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
について，当社が指定した方法により契約者に提出していただくことがあります。
この場合，当該申込み方法による申込みに係る託送供給の実施または受給契約等にこの場合，当該申込み方法による申込みに係る託送供給の実施または受給契約等にもとづく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。
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
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
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。
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
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。
す。
(6) 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(6) 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
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。
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
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。
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
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。
します。
(7) 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(7) 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。
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なお，需要抑制契約者に係る基本契約の契約期間は，需要抑制契約者と当社との協議が整った日から 1 年間とし，契約期間満了に先だって契約内容に変更がない場
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。
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
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。
いたします。
10 契約の成立および契約期間
10 契約の成立および契約期間(1) 接続供給契約は，接続供給契約の申込みを当社が承諾したときに，振替供給契約(1) 接続供給契約は，接続供給契約の申込みを当社が承諾したときに，振替供給契約
は，振替供給契約の申込みを当社が承諾したときに，発電量調整供給契約は，発電は，振替供給契約の申込みを当社が承諾したときに，発電量調整供給契約は，発電量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，需要抑制量調整供給契約は，需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
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
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
す。
量調整供給契約の申込みを当社が承諾したときに，それぞれ成立いたします。
(2) 契約期間は，次によります。
(2) 契約期間は，次によります。
イ 接続供給の場合
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(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。
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(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。
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(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- 16 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施が成立した日から，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

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。

振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の場合
契約期間は，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が成立した日から，契約者，発電契約者または需要抑制契約者の申込みにもとづき，契約者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議により定めた日までといたします。ただし，特別の事情がない限り，契約期間は，振替供給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から起算して 1 年未満とならな
いものといたします。
11 託送供給等の開始
11 託送供給等の開始(1) 当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調(1) 当社は，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，系統連系受電契約
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
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
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
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。
す。
(2) 当社は，天候，用地交渉，停電交渉等の事情によるやむをえない理由によって，(2) 当社は，天候，用地交渉，停電交渉等の事情によるやむをえない理由によって，あらかじめ定めた託送供給または電力量調整供給の開始日に託送供給または電力
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
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。
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(1) 当社は，原則として，1 構内をなすものは 1 構内を 1 発電場所または 1 需要場所
(1) 当社は，原則として，1 構内をなすものは 1 構内を 1 発電場所または 1 需要場所とし，これによりがたい場合には，イおよびロによります。
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
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
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。
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
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。
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- 17 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
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。
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(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
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。
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。
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。
ｂ 各部分の屋内配線設備が相互に分離して施設されていること。
ｃ 各部分が世帯単位の居住に必要な機能（炊事のための設備等）を有するこ
ｃ 各部分が世帯単位の居住に必要な機能（炊事のための設備等）を有すること。
と。
(ﾛ) 居住用以外の建物の場合(ﾛ) 居住用以外の建物の場合
1 建物に会計主体の異なる部分がある場合で，各部分の間が固定的な隔壁で1 建物に会計主体の異なる部分がある場合で，各部分の間が固定的な隔壁で明確に区分され，かつ，共用する部分がないときまたは各部分の所有者が異な明確に区分され，かつ，共用する部分がないときまたは各部分の所有者が異なるときは，各部分をそれぞれ 1 発電場所または 1 需要場所とすることができまるときは，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。
いたします。
(ﾊ) 居住用部分と居住用以外の部分からなる建物の場合(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
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。
限り(ｲ)に準ずるものといたします。
(2) 隣接する複数の構内の場合で，それぞれの構内において営む事業の相互の関連性(2) 隣接する複数の構内の場合で，それぞれの構内において営む事業の相互の関連性が高いときは，(1)にかかわらず，その隣接する複数の構内を 1 発電場所または 1が高いときは，(1)にかかわらず，その隣接する複数の構内を 1 発電場所または 1
需要場所とすることがあります。
需要場所とすることがあります。
(3) 道路その他公共の用に供せられる土地（(1)に定める構内または(2)に定める隣接(3) 道路その他公共の用に供せられる土地（(1)に定める構内または(2)に定める隣接する複数の構内を除きます。）において，街路灯等が設置されている場合は，その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。
設置されている場所を 1 発電場所または 1 需要場所といたします。
(4) (1)に定める 1 構内，(1)イに定める 1 建物，(2)に定める隣接する複数の構内ま(4) (1)に定める 1 構内，(1)イに定める 1 建物，(2)に定める隣接する複数の構内または(3)に定める設置されている場所（以下「原需要場所等」といいます。）におたは(3)に定める設置されている場所（以下「原需要場所等」といいます。）において，災害による被害を防ぐための措置，温室効果ガス等の排出の抑制等のためのいて，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。）の契約者または発施設された区域または部分（以下「特例区域等」といいます。）の契約者または発電契約者からの申出がある場合で，次のいずれにも該当するときは，(1)，(2)また電契約者からの申出がある場合で，次のいずれにも該当するときは，(1)，(2)または(3)にかかわらず，特例区域等を 1 発電場所または 1 需要場所といたします。
は(3)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。
下「非特例区域等」といいます。）の発電者または需要者の承諾をえていること。
(ｲ) 非特例区域等について，(1)，(2)または(3)に準じて発電場所または需要場(ｲ) 非特例区域等について，(1)，(2)または(3)に準じて発電場所または需要場所を定めること。
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(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。
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。
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。
ニ 当社が非特例区域等における業務を実施するため，42（発電場所および需要場
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- 18 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
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。
と。
15 供給および契約の単位
15 供給および契約の単位(1) 当社は，次の場合を除き，1 需要場所について 1 接続送電サービスまたは 1 臨時
(1) 当社は，次の場合を除き，1 需要場所について 1 接続送電サービスまたは 1 臨時接続送電サービスを適用し，1 電気方式，1 引込みおよび 1 計量をもって託送供給
接続送電サービスを適用し，1 電気方式，1 引込みおよび 1 計量をもって託送供給を行ない，1 発電場所につき，1 電気方式，1 引込みおよび 1 計量をもって発電量調を行ない，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
整供給を行ないます。
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
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。）
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(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
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(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
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
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，次ロ 電灯または小型機器と動力とをあわせて使用する需要者に供給する場合で，次の 2 接続送電サービスをあわせて契約する場合の 2 接続送電サービスをあわせて契約する場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続(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
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(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
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
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
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。
場合で，当社が技術上，保安上適当と認めたとき。
ヘ その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合
ヘ その他技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合(2) 接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推(2) 接続供給の場合，当社は，あらかじめ定めた発電契約者または電力広域的運営推進機関が定めた発電契約者および需要場所について，1 接続供給契約を結び，1 需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
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。
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
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。
の他の供給条件について複数供給地点を 1 供給地点とみなすことがあります。
(3) 振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者または電力(3) 振替供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電契約者または電力
広域的運営推進機関が定めた発電契約者（発電契約者が複数ある場合は，同一の一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- 19 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。
(4) 発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（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。

なお，低圧の受電地点に係る発電場所および当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統運用上必要な調整機能を有する発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備（以下「調整電源」といいます。）に該当する発電場所は，原則として 1 発電バランシンググループに属するものといたします。この場合，調整電源に該当する発電場所は，原則として発電場所ごとに発電バランシンググループを設定していただきます。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
(4) 発電量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた発電場所（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。

また，再生可能エネルギー発電設備（再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法〔以下「再生可能エネルギー特別措置法」といいます。〕第 2 条第2 項に定める再生可能エネルギー発電設備をいいます。ただし，再生可能エネルギ
ー特別措置法第 2 条第 5 項に定める特定契約〔以下「特定契約」といいます。〕により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に限ります。）の受電地点に係る発電場所が発電バランシンググループに含まれる場合は，次のとおりといたします。
イ 附則 5（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イ 附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)または(6)に該当する場合で，インバランスリスク単価（再生可能エネ備〕）(5)または(6)に該当する場合で，インバランスリスク単価（再生可能エネ
ルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則〔以下「再生可能エネルギ
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
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（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。
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 5（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ロ 附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)の適用を受ける再生可能エネルギー発電設備の受電地点に係る発電場備〕）(5)の適用を受ける再生可能エネルギー発電設備の受電地点に係る発電場
所は，原則として発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等が異なる複数の所は，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。
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
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
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，
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。
属するものといたします。
(5) 需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（需(5) 需要抑制量調整供給の場合，当社は，原則として，あらかじめ定めた需要場所（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
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- 20 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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（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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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
契約者が同一で，かつ，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制
量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法となる 30（電力および電力量の算定）
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）(14)イまたはロが同一となるように需要抑制バランシンググループを設定してい(14)イまたはロが同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループに属
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。
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，用地事情，料金およびこの約款
当社は，法令，電気の需給状況，供給設備の状況，用地事情ならびに料金，この約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
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
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「料金以外の務」といいます。〕といたします。）の支払状況その他によってやむをえない場合には， 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
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
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。
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。

Ⅲ 料

金

Ⅲ 料

18

金

料
金
18 料
金
料金は，次のとおりといたします。
料金は，次のとおりといたします。
(1) 契約者に係る料金(1) 契約者に係る料金
イ 契約者に係る料金は，ロによって算定された日程等別料金，23（接続対象計画
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差対応電力）によって算定された接続対象計画差対応補給電力料金および接続対
象計画差対応余剰電力料金ならびに 25（給電指令時補給電力）(1)によって算定
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）(1)によって算定された給電指令時補給電力料金といたします。
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
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
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（以料金および 21（予備送電サービス）によって算定された予備送電サービス料金（以下「送電サービス料金」といいます。）のうち，(ｲ)，(ﾛ)，(ﾊ)，(ﾆ)または(ﾎ)下「送電サービス料金」といいます。）のうち，(ｲ)，(ﾛ)，(ﾊ)，(ﾆ)，(ﾎ)またに定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「料金算定日」
は(ﾍ)に定める日が同一となるもの（この場合，当該同一となる日を以下「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。
といいます。）を合計して算定（近接性評価割引を行なう場合は，近接性評価割
引額を差し引いたものといたします。）いたします。
(ｲ) 検 針 日(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(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
定額接続送電サービス（以下「定額接続送電サービス」といいます。）の場合
または 30（電力および電力量の算定）(25)の場合，その供給地点の属する検針または 31（電力および電力量の算定）(25)の場合，その供給地点の属する検針
区域の検針日区域の検針日- 21 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(ﾊ) 電灯臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時定額接続送電サービスで応当日（その供給地点を新たに設定した日に対応する日をいいます。）にもとづ
き料金算定期間を定める場合，応当日(ﾆ) 契約者が供給地点を消滅させる場合，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) 30（電力および電力量の算定）(29)の場合，電力量または最大需要電力等が協議によって定められた日ハ 近接性評価割引(ｲ) 適
用
契約者が，近接性評価地域（別表 2〔近接性評価地域および近接性評価割引額の算定〕(1)に定める地域といたします。）に立地する発電場所における発電設備等（以下「近接性評価対象発電設備」といいます。）を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合に適用いたします。
なお，契約者が，近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契
約者以外の事業者等を介して，近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する
場合（再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき，契約者が，指定した発電設備のうち近接性評価対象発電設備に係る電気を調達するときを除きます。）は，当該電気には近接性評価割引を適用いたしません。
(ﾛ) 近接性評価割引額の算定および割引の実施
ａ 近接性評価割引額は，別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)にもとづき，特別の事情がある場合を除き，算定の対象となる期
間の翌々月 1 日に算定いたします。
ｂ 当社は，近接性評価割引額の算定日が料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が近接性評価割引額の算定日の直後となる日程等別料金といたします。）において，当該日程等別料金に含まれる接続送電サービス料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電
サービス料金の合計額を上限として割引を行なうものといたします。
ｃ 近接性評価割引額が割引の対象となる日程等別料金に含まれる接続送電
サービス料金，臨時接続送電サービス料金および予備送電サービス料金の合計額を上回る場合，その差額を近接性評価割引額として，料金算定日がその直後となる日程等別料金において，ｂに準じて割引を行ないます。
(2) 発電契約者に係る料金
発電契約者に係る料金は，22（発電量調整受電計画差対応電力）によって算定された発電量調整受電計画差対応補給電力料金および発電量調整受電計画差対応余剰電力料金ならびに 25（給電指令時補給電力）(2)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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ﾊ) 電灯臨時定額接続送電サービスまたは動力臨時定額接続送電サービスで応当日（その供給地点を新たに設定した日に対応する日をいいます。）にもとづ
き料金算定期間を定める場合，応当日(ﾆ) 28（検針日）(5)の場合で，実際に検針を行なった日が，当社があらかじめお知らせした日より後の日となり，当社が必要と認めるときは，実際に検針を行なった日(ﾎ) 契約者が供給地点を消滅させる場合，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。）(ﾍ) 31（電力および電力量の算定）(29)の場合，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(2) 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）(2)によって算定された給電指令時
補給電力料金といたします。
(3) 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。

- 22 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ｲ) 検 針 日(ﾛ) 28（検針日）(5)の場合で，実際に検針を行なった日が，当社があらかじめお知らせした日より後の日となり，当社が必要と認めるときは，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，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，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。
(3) 需要抑制契約者に係る料金(4) 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。
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
19 接続送電サービス(1) 適 用 範 囲(1) 適 用 範 囲
小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気に小売電気事業，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。
適用いたします。
(2) 接続送電サービス契約電力等(2) 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
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，接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契約容量は，次によって供力，接続送電サービス契約電流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。
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
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 キロワット未満となるとき。
力が 500 キロワット未満となるとき。
(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(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（低圧で供給する場合で，特別の事情があるときは，前 11 月
電力等と前 11 月（低圧で供給する場合で，特別の事情があるときは，前 11 月
以内で契約者と当社との協議により定めた期間とすることがあります。）の最以内で契約者と当社との協議により定めた期間とすることがあります。）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。
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 12ａ 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（低圧で供給する場合で，特別の事情があと料金適用開始の日から前月まで（低圧で供給する場合で，特別の事情があるときは，料金適用開始の日から前月までの間で契約者と当社との協議によるときは，料金適用開始の日から前月までの間で契約者と当社との協議により定めた期間とすることがあります。）の最大需要電力等のうち，いずれか
り定めた期間とすることがあります。）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
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。
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 1ｂ 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
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（低圧で供給する場合で，日の前日までの期間の最大需要電力等と前 11 月（低圧で供給する場合で，特別の事情があるときは，前 11 月以内で契約者と当社との協議により定め
特別の事情があるときは，前 11 月以内で契約者と当社との協議により定めた期間とすることがあります。）の最大需要電力等のうちいずれか大きい値た期間とすることがあります。）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（低圧で供給する場
ビス契約電力は，その期間の最大需要電力等と前 11 月（低圧で供給する場
合で，特別の事情があるときは，前 11 月以内で契約者と当社との協議によ合で，特別の事情があるときは，前 11 月以内で契約者と当社との協議によ- 23 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
り定めた期間とすることがあります。）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（低圧で供給する場合で，特別の事情があるときは，
前 11 月以内で契約者と当社との協議により定めた期間とすることがあります。）の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，減少された日以降 12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力（減少された日を含む 1 月の減少された日以降の期間については，その期間の接続送電サービス契約電力といたします。
）は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，1 年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値といたします。ただし，減少された日以降
12 月の期間で，その 1 月の最大需要電力等と減少された日から前月までの最大需要電力等のうちいずれか大きい値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合（減少された日を含む 1 月の減少された日以降の期間については，その期間の最大需要電力等の値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合といたします。）は，接続送電サービス契約電力は，その上回る最大需要電力等の値といたします。
(ﾛ) 低圧で供給する場合で，契約者が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は，(ｲ)にかかわらず，次により，接続
送電サービス契約電流または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。）を定め，接続送電サービス契約電力に代えて適用いたします。
ａ 接続送電サービス契約電流(a) 接続送電サービス契約電流は，5 アンペア，10 アンペア，15 アンペア，
20 アンペア，30 アンペア，40 アンペア，50 アンペアまたは 60 アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(b) 当社は，接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器その他の適当な装置（以下「電流制限器等」といいます。）または電流を制限する計量器を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が接続
送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社
は，電流制限器等または電流を制限する計量器を取り付けないことがあります。
ｂ 接続送電サービス契約容量
接続送電サービス契約容量は，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，あらかじめ契約主開閉器を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，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。
- 24 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）り定めた期間とすることがあります。）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（低圧で供給する場合で，特別の事情があるときは，
前 11 月以内で契約者と当社との協議により定めた期間とすることがあります。）の最大需要電力等のうちいずれか大きい値とし，減少された日以降 12月の期間の各月の接続送電サービス契約電力（減少された日を含む 1 月の減少された日以降の期間については，その期間の接続送電サービス契約電力といたします。
）は，需要場所における負荷設備および受電設備の内容，1 年間を通じての最大の負荷，同一業種の負荷率，操業度等を基準として，契約者と当社との協議によって定めた値といたします。ただし，減少された日以降
12 月の期間で，その 1 月の最大需要電力等と減少された日から前月までの最大需要電力等のうちいずれか大きい値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合（減少された日を含む 1 月の減少された日以降の期間については，その期間の最大需要電力等の値が契約者と当社との協議によって定めた値を上回る場合といたします。）は，接続送電サービス契約電力は，その上回る最大需要電力等の値といたします。
(ﾛ) 低圧で供給する場合で，契約者が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は，(ｲ)にかかわらず，次により，接続
送電サービス契約電流または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。）を定め，接続送電サービス契約電力に代えて適用いたします。
ａ 接続送電サービス契約電流(a) 接続送電サービス契約電流は，5 アンペア，10 アンペア，15 アンペア，
20 アンペア，30 アンペア，40 アンペア，50 アンペアまたは 60 アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(b) 当社は，接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器その他の適当な装置（以下「電流制限器等」といいます。）または電流を制限する計量器を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が接続
送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社
は，電流制限器等または電流を制限する計量器を取り付けないことがあります。
ｂ 接続送電サービス契約容量
接続送電サービス契約容量は，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，あらかじめ契約主開閉器を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，あらかじめ契約主開閉器を設定していただきます。

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
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(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。
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(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
たは受電設備を変更される場合は，50（契約の変更）に準じて，あらかじめ申し出ていただきます。
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 キロワット以上とな
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 キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合
る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，
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。
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
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 年間については，接続送電サービス契約電力がてい増す
は，使用開始の日から 1 年間については，接続送電サービス契約電力がてい増す
る場合に限り，段階的に定めることがあります。
る場合に限り，段階的に定めることがあります。
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
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。
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
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
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。
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，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。
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
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。
録を契約者から提出していただきます。
(3) 接続送電サービス料金(3) 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および接続送電サービスの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
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。
いたします。
イ 低圧で供給する場合
イ 低圧で供給する場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス(ｲ) 電灯定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲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
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。
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
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。
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。
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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。ただし，電灯料金または小型機器料金は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，
別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニ
バーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，
別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニ
バーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 電 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。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。ただし，電灯料金または小型機器料金は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，
別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニ
バーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，
別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニ
バーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 電 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。

10 ワットまでの 1 灯につき44 円 31 銭

10 ワットまでの 1 灯につき41 円 79 銭

10 ワットをこえ 20 ワットまでの 1 灯につき88 円 61 銭

10 ワットをこえ 20 ワットまでの 1 灯につき83 円 57 銭

20 ワットをこえ 40 ワットまでの 1 灯につき177 円 22 銭

20 ワットをこえ 40 ワットまでの 1 灯につき167 円 13 銭

40 ワットをこえ 60 ワットまでの 1 灯につき265 円 83 銭

40 ワットをこえ 60 ワットまでの 1 灯につき250 円 70 銭

60 ワットをこえ 100 ワットまでの 1 灯につき443 円 05 銭

60 ワットをこえ 100 ワットまでの 1 灯につき417 円 85 銭

100 ワットをこえる 1 灯につき 100 ワットまでごとに443 円 05 銭

100 ワットをこえる 1 灯につき 100 ワットまでごとに417 円 85 銭ⅱ ネオン管灯，けい光灯，水銀灯等は，管灯および付属装置を一括して容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表4〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき 1 ボルトアンペアを 1 ワットとみなして電灯料金を適用いたします。
ⅲ 多灯式けい光灯等は，その合計によって容量（入力といたします。な
お，出力で表示されている場合等は，別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕
によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき 1 ボ
ルトアンペアを 1 ワットとみなして電灯料金を適用いたします。
(b) 小型機器料金
小型機器料金は，各契約負荷設備ごとにその容量（入力といたします。
なお，出力で表示されている場合等は，別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕
によって換算するものといたします。）に応じ 1 月につき次のとおりといたします。

ⅱ ネオン管灯，けい光灯，水銀灯等は，管灯および付属装置を一括して容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，別表4〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき 1 ボルトアンペアを 1 ワットとみなして電灯料金を適用いたします。
ⅲ 多灯式けい光灯等は，その合計によって容量（入力といたします。な
お，出力で表示されている場合等は，別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕
によって換算するものといたします。）を算定し，その容量につき 1 ボ
ルトアンペアを 1 ワットとみなして電灯料金を適用いたします。
(b) 小型機器料金
小型機器料金は，各契約負荷設備ごとにその容量（入力といたします。
なお，出力で表示されている場合等は，別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕
によって換算するものといたします。）に応じ 1 月につき次のとおりといたします。

50 ボルトアンペアまでの 1 機器につき132 円 33 銭

50 ボルトアンペアまでの 1 機器につき124 円 81 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264 円 66 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

249 円 61 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264 円 66 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249 円 61 銭

ｅ

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(c)，(ﾊ)ａまたは(ﾆ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス（自己等への電気の供給の- 26 -ｅ

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(c)，(ﾊ)ａまたは(ﾆ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス（自己等への電気の供給の

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施用に供する接続供給の場合に限ります。）を適用することがあります。
(ﾛ) 電灯標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) (2)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，(2)イ(ﾛ)ｂ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。
(b) 1 需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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。
(c) 電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(a)および(c)に該当し，かつ，(b)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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき226 円 60 銭

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
用に供する接続供給の場合に限ります。）を適用することがあります。
(ﾛ) 電灯標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) (2)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，(2)イ(ﾛ)ｂ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。
(b) 1 需要場所において，動力標準接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービスまたは動力従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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。
(c) 電灯定額接続送電サービスを適用できないこと。
ただし，契約者が希望され，かつ，電気の使用状態，当社の供給設備の状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(a)および(c)に該当し，かつ，(b)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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき- 27 -

226 円 60 銭

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。
ⅱ (2)イ(ﾛ)により接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契
約容量を定める場合
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166 円 10 銭

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
ⅱ (2)イ(ﾛ)により接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契
約容量を定める場合
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

ただし，(2)イ(ﾛ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10 アンペアを 1 キロボルトアンペアとみなします。
また，接続送電サービス契約電流が 5 アンペアまたは 15 アンペアの場合の基本料金は，次のとおりといたします。

166 円 10 銭

ただし，(2)イ(ﾛ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10 アンペアを 1 キロボルトアンペアとみなします。
また，接続送電サービス契約電流が 5 アンペアまたは 15 アンペアの場合の基本料金は，次のとおりといたします。

接続送電サービス契約電流 5 アンペア

83 円 05 銭

接続送電サービス契約電流 5 アンペア

83 円 05 銭

接続送電サービス契約電流 15 アンペア

249 円 15 銭

接続送電サービス契約電流 15 アンペア

249 円 15 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。
1 キロワット時につき

9 円 24 銭

1 キロワット時につき(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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき226 円 60 銭

166 円 10 銭

226 円 60 銭

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。
ⅱ (2)イ(ﾛ)により接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契
約容量を定める場合
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- 28 -

8 円 58 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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき

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。
ⅱ (2)イ(ﾛ)により接続送電サービス契約電流または接続送電サービス契
約容量を定める場合
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(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。

166 円 10 銭

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
ただし，(2)イ(ﾛ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10 アンペアを 1 キロボルトアンペアとみなします。
また，接続送電サービス契約電流が 5 アンペアまたは 15 アンペアの場合の基本料金は，次のとおりといたします。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
ただし，(2)イ(ﾛ)ａにより接続送電サービス契約電流を定める場合は，基本料金の算定上，10 アンペアを 1 キロボルトアンペアとみなします。
また，接続送電サービス契約電流が 5 アンペアまたは 15 アンペアの場合の基本料金は，次のとおりといたします。

接続送電サービス契約電流 5 アンペア

83 円 05 銭

接続送電サービス契約電流 5 アンペア

83 円 05 銭

接続送電サービス契約電流 15 アンペア

249 円 15 銭

接続送電サービス契約電流 15 アンペア

249 円 15 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき

9 円 92 銭

1 キロワット時につき

ⅱ 夜 間 時 間
1 キロワット時につき

9 円 23 銭ⅱ 夜 間 時 間
8 円 46 銭

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

12 円 96 銭(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。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につき(ﾎ) 動力標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 接続送電サービス契約電力が原則として 50 キロワット未満であること。
(b) 1 需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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- 29 -

7 円 85 銭

12 円 31 銭(ﾎ) 動力標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が動力を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 接続送電サービス契約電力が原則として 50 キロワット未満であること。
(b) 1 需要場所において，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービスとあわせて契約する場合は，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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(a)に該当し，かつ，(b)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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき630 円 30 銭

457 円 60 銭

9 円 46 銭- 30 -

457 円 60 銭

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

630 円 30 銭

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。
ⅱ (2)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

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。
(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託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
状況等から当社が技術上または経済上低圧での電気の供給が適当と認めた場合は，(a)に該当し，かつ，(b)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電流もしくは接続送電サービス契約容量との合計（この場合，10 アンペアおよび 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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき

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。
ⅱ (2)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

新旧比較表

8 円 57 銭(c) 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。

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(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
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき630 円 30 銭

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。
ⅱ (2)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457 円 60 銭

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。
(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき10 円 18 銭ⅱ 夜 間 時 間
1 キロワット時につき

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(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
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ⅰ (2)イ(ｲ)により接続送電サービス契約電力を定める場合
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき630 円 30 銭

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。
ⅱ (2)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457 円 60 銭

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。
(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき

9 円 21 銭ⅱ 夜 間 時 間
8 円 66 銭(c) 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。
- 31 -

1 キロワット時につき7 円 85 銭(c) 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。

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(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。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につき19 円 79 銭

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(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。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につき

ｄ

そ の 他
変圧器，発電設備等その他を介して，電灯または小型機器を使用することはできません。
ロ 高圧で供給する場合(ｲ) 高圧標準接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
接続送電サービス契約電力が原則として 50 キロワット以上であり，かつ，
2,000 キロワット未満である場合に適用いたします。ただし，特別の事情がある場合で，契約者の希望があるときは，接続送電サービス契約電力が 50キロワット未満である場合についても適用することがあります。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流 3 相 3 線式標準電圧 6,000 ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
- 32 -

ｄ18 円 90 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 ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当
該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当
該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき706 円 20 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。
1 キロワット時につき

新旧比較表

2 円 84 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。
1 キロワット時につき(ﾛ) 高圧時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ｲ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流 3 相 3 線式標準電圧 6,000 ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当- 33 -

706 円 20 銭

2 円 08 銭(ﾛ) 高圧時間帯別接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ｲ)ａの適用範囲に該当し，契約者が希望される場合に適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流 3 相 3 線式標準電圧 6,000 ボルトといたします。
ｃ 接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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706 円 20 銭

接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。

3 円 10 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき

ⅱ 夜 間 時 間
1 キロワット時につき2 円 26 銭ⅱ 夜 間 時 間
2 円 53 銭

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ための接続供給の場合で，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。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につき706 円 20 銭

14 円 41 銭

1 円 88 銭(ﾊ) 高圧従量接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲(ｲ)ａの適用範囲に該当し，自己等への電気の供給の用に供するための接続供給の場合で，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。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につき13 円 66 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。

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。

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 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 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
50,000 キロワット未満

標準電圧 60,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 10,000 キロワット以上
50,000 キロワット未満

標準電圧 60,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧 140,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧 140,000 ボルト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- 34 -

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

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
す。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当
該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき456 円 50 銭

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）す。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当
該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき(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

新旧比較表

1 円 43 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。
1 キロワット時につき(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。

456 円 50 銭

0 円 96 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。

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 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 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
50,000 キロワット未満

標準電圧 60,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 10,000 キロワット以上
50,000 キロワット未満

標準電圧 60,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧 140,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧 140,000 ボルトｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによっ- 35 -

ｃ

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

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施て算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当
該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき456 円 50 銭

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）て算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料
価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料
価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき次のとおりといたします。ただし，まったく電気を使用しない場合（予備送電サービスによって電気を使用した場合を除きます。）の基本料金は，半額といたします。また，(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において電気を使用された場合で，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しないときは，当該供給分に相当する基本料金は，半額といたします。
なお，その 1 月に前月から継続して需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給を受けた期間がある場合で，その期間が前月の当
該電気の供給を受けなかった期間を上回らないときは，その期間における当該電気の供給は，前月におけるものとみなします。
接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき

新旧比較表

1 円 53 銭(b) 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の時間帯別の接続供給電力量によって算定いたします。
ⅰ 昼 間 時 間
1 キロワット時につき

ⅱ 夜 間 時 間
1 キロワット時につき456 円 50 銭

1 円 01 銭ⅱ 夜 間 時 間
1 円 32 銭

1 キロワット時につき(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ための接続供給の場合で，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。

0 円 91 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ための接続供給の場合で，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。

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 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 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
50,000 キロワット未満

標準電圧 60,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 10,000 キロワット以上
50,000 キロワット未満

標準電圧 60,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧 140,000 ボルト

接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧 140,000 ボルトｃ

接続送電サービス料金
接続送電サービス料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算- 36 -

ｃ

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

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につき

8 円 91 銭

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサ
ービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
1 キロワット時につきニ

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 6（平均力率の算定）によって算定された値といたします。
なお，まったく電気を使用しないその 1 月の力率は，85 パーセントとみなします。
(ﾛ) 力率が，85 パーセントを上回る場合は，その上回る 1 パーセントにつき，基本料金（(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕
により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合
は，当該供給分以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を 1 パーセ
ント割引し，85 パーセントを下回る場合は，その下回る 1 パーセントにつき，基本料金（(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕
により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合
は，当該供給分以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を 1 パーセ
ント割増しいたします。
ホ そ の 他(ｲ) 接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，1 円とし，その端数は，切り捨てます。
(ﾛ) 電灯時間帯別接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，高圧時間
帯別接続送電サービスまたは特別高圧時間帯別接続送電サービス（以下「時間帯別接続送電サービス」といいます。）の適用後 1 年に満たない場合は，電灯標準接続送電サービス，動力標準接続送電サービス，高圧標準接続送電サービ
スもしくは特別高圧標準接続送電サービス（以下「標準接続送電サービス」といいます。）または電灯従量接続送電サービス，動力従量接続送電サービス，
高圧従量接続送電サービスもしくは特別高圧従量接続送電サービス（以下「従量接続送電サービス」といいます。）を適用いたしません。また，従量接続送電サービスの適用後 1 年に満たない場合は，標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスを適用いたしません。
(ﾊ) 時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスから標準接続送電
サービスに変更された後 1 年に満たない場合は，時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスを適用いたしません。
(ﾆ) (2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合は，使用開始の時刻と使用休止の時刻とをあらかじめ契約者から当社に通知していただきます。ただし，事故その他やむをえない場合は，使用開始後すみやかに契約者か- 37 -

ニ8 円 43 銭

力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，次のとおりといたします。
(ｲ) 力率は，供給地点ごとに，その 1 月のうち毎日午前 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 6（平均力率の算定）によって算定された値といたします。
なお，まったく電気を使用しないその 1 月の力率は，85 パーセントとみなします。
(ﾛ) 力率が，85 パーセントを上回る場合は，その上回る 1 パーセントにつき，基本料金（(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕
により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合
は，当該供給分以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を 1 パーセ
ント割引し，85 パーセントを下回る場合は，その下回る 1 パーセントにつき，基本料金（(2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕
により生じた不足電力の補給にあてるための電気をまったく使用しない場合
は，当該供給分以外の供給分に相当する基本料金といたします。）を 1 パーセ
ント割増しいたします。
ホ そ の 他(ｲ) 接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，1 円とし，その端数は，切り捨てます。
(ﾛ) 電灯時間帯別接続送電サービス，動力時間帯別接続送電サービス，高圧時間
帯別接続送電サービスまたは特別高圧時間帯別接続送電サービス（以下「時間帯別接続送電サービス」といいます。）の適用後 1 年に満たない場合は，電灯標準接続送電サービス，動力標準接続送電サービス，高圧標準接続送電サービ
スもしくは特別高圧標準接続送電サービス（以下「標準接続送電サービス」といいます。）または電灯従量接続送電サービス，動力従量接続送電サービス，
高圧従量接続送電サービスもしくは特別高圧従量接続送電サービス（以下「従量接続送電サービス」といいます。）を適用いたしません。また，従量接続送電サービスの適用後 1 年に満たない場合は，標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスを適用いたしません。
(ﾊ) 時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスから標準接続送電
サービスに変更された後 1 年に満たない場合は，時間帯別接続送電サービスまたは従量接続送電サービスを適用いたしません。
(ﾆ) (2)ニによって接続送電サービス契約電力を定める供給地点において，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合は，使用開始の時刻と使用休止の時刻とをあらかじめ契約者から当社に通知していただきます。ただし，事故その他やむをえない場合は，使用開始後すみやかに契約者か

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。
(4) 1 年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 年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金
は，(3)によって算定された金額からイによって算定された金額（以下「ピークシ
フト割引額」といいます。）を差し引いたものといたします。
イ ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，1 月につき次の式により算定された金額といたします。
ただし，まったく電気を使用しない場合（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×ロのピークシフト電力
ピークシフト電力
1 キロワットにつき高圧で供給する場合600 円 60 銭

特別高圧で供給する場合

388 円 30 銭

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
(4) 1 年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 年を通じての最大需要電力等が夜間時間に発生し，かつ，契約者が標準接続送電サービスまたは時間帯別接続送電サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金
は，(3)によって算定された金額からイによって算定された金額（以下「ピークシ
フト割引額」といいます。）を差し引いたものといたします。
イ ピークシフト割引額
ピークシフト割引額は，1 月につき次の式により算定された金額といたします。
ただし，まったく電気を使用しない場合（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×ロのピークシフト電力
ピークシフト電力
1 キロワットにつきロ

高圧で供給する場合600 円 60 銭

特別高圧で供給する場合

388 円 30 銭

ピークシフト電力
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
ピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者のれた増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の
1 年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限と1 年を通じての昼間時間における接続供給電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）等にもとづき，あらか
して，夜間時間に移行する負荷設備の容量（キロワット）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。
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
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，すみやかにピークシフト電力を適正なフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに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。
ものに変更していただきます。
ハ 1 年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
ハ 1 年を通じて夜間時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場
合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが本取扱い適用後 1 年に満たない場合は，既に適用したピークシフ
なお，それが本取扱い適用後 1 年に満たない場合は，既に適用したピークシフ
ト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金
ト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
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。
20 臨時接続送電サービス
20 臨時接続送電サービス(1) 適 用 範 囲(1) 適 用 範 囲
契約使用期間が 1 年未満の場合において，小売電気事業，特定送配電事業または契約使用期間が 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
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。
間を限り，反復使用するものには適用いたしません。
(2) 臨時接続送電サービス契約電力等(2) 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
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
ス契約電流，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
ス契約電流，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。
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 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(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
次のａまたはｂにより，臨時接続送電サービス契約電流または臨時接続送電
次のａまたはｂにより，臨時接続送電サービス契約電流または臨時接続送電
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
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
ます。
ます。
ａ 臨時接続送電サービス契約電流
ａ 臨時接続送電サービス契約電流- 38 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(a) 臨時接続送電サービス契約電流は，40 アンペア，50 アンペアまたは 60
アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(b) 当社は，臨時接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器等または電流を制限する計量器を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が臨時接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等または電流を制限する計量器を取り付けないことがあります。
ｂ 臨時接続送電サービス契約容量(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 7（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。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(a) 臨時接続送電サービス契約電流は，40 アンペア，50 アンペアまたは 60
アンペアのいずれかとし，契約者の申出によって定めます。
(b) 当社は，臨時接続送電サービス契約電流に応じて電流制限器等または電流を制限する計量器を取り付けます。ただし，契約者または需要者において使用する最大電流が制限される装置が取り付けられている場合等使用する最大電流が臨時接続送電サービス契約電流をこえるおそれがないと認められる場合には，当社は，電流制限器等または電流を制限する計量器を取り付けないことがあります。
ｂ 臨時接続送電サービス契約容量(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 7（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。

最初の 6 キロボルトアンペアにつき95 パーセント最初の 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 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(b) 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) 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(a)の係数を乗じてえた値の合計に(b)の係数を乗じてえた値といたします。ただし，電気機器の試験用に電気を使用される場合等特別の事情がある場合は，その回路において使用される最大電流を制限できるしゃ断器その他の適当な装置を契約者または需要者に施設していただき，その容量を当該回路において使用される契約負荷設備の入力とみなします。この場合，その容量は別表 3（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定し，(b)の係数を乗じないものといたします。
(a) 契約負荷設備のうち最初の 2 台の入力につき最大の入力のものから 次の 2 台の入力につき
上記以外のものの入力につき100 パーセント(b) 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) 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(a)の係数を乗じてえた値の合計に(b)の係数を乗じてえた値といたします。ただし，電気機器の試験用に電気を使用される場合等特別の事情がある場合は，その回路において使用される最大電流を制限できるしゃ断器その他の適当な装置を契約者または需要者に施設していただき，その容量を当該回路において使用される契約負荷設備の入力とみなします。この場合，その容量は別表 3（契約電力および契約容量の算定方法）に準じて算定し，(b)の係数を乗じないものといたします。
(a) 契約負荷設備のうち最初の 2 台の入力につき95 パーセント

最大の入力のものから 次の 2 台の入力につき90 パーセント

上記以外のものの入力につき(b) (a)によってえた値の合計のうち100 パーセント
95 パーセント90 パーセント(b) (a)によってえた値の合計のうち最初の 6 キロワットにつき100 パーセント

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 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 パーセント次の 30 キロワットにつき

80 パーセント- 39 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
50 キロワットをこえる部分につき託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）70 パーセント50 キロワットをこえる部分につきｂ 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
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臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
(3) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および臨時接続送電サービスの種別に応じて，次の各項により算定いたします。
イ 低圧で供給する場合(ｲ) 電灯臨時定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）が 3 キロボルトアンペア以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相 2 線式標準電圧 100 ボルトまたは交流単相 3 線式標準電圧 100 ボルトおよび 200 ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相 2 線式標準電圧 200 ボルトまたは交流 3 相 3 線式標準電圧 200 ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。
なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）によって 1 日につき次のとおりといたします。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバー
サルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバー
サルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

70 パーセントｂ 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
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臨時接続送電サービス契約電力を定めます。
(3) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，供給電圧および臨時接続送電サービスの種別に応じて，次の各項により算定いたします。
イ 低圧で供給する場合(ｲ) 電灯臨時定額接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，その総容量（入力といたします。なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）が 3 キロボルトアンペア以下であるときに適用いたします。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相 2 線式標準電圧 100 ボルトまたは交流単相 3 線式標準電圧 100 ボルトおよび 200 ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相 2 線式標準電圧 200 ボルトまたは交流 3 相 3 線式標準電圧 200 ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，契約負荷設備の総容量（入力といたします。
なお，出力で表示されている場合等は，各契約負荷設備ごとに別表 4〔負荷設備の入力換算容量〕によって換算するものといたします。）によって 1 日につき次のとおりといたします。ただし，別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバー
サルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバー
サルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。

総容量が 50 ボルトアンペアまでの場合

3 円 93 銭

総容量が 50 ボルトアンペアまでの場合

3 円 71 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

7 円 85 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

7 円 41 銭- 40 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

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

7 円 85 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

7 円 41 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

78 円 57 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

74 円 10 銭

78 円 57 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74 円 10 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(ﾛ) 電灯臨時接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 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。
(b) 電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相 2 線式標準電圧 100 ボルトまたは交流単相 3 線式標準電圧 100 ボルトおよび 200 ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相 2 線式標準電圧 200 ボルトまたは交流 3 相 3 線式標準電圧 200 ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｃ(a)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。
(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10 円 16 銭(ﾛ) 電灯臨時接続送電サービス
ａ 適 用 範 囲
契約者が電灯または小型機器を使用する需要者に供給する場合で，次のいずれにも該当するときに適用いたします。
(a) 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。
(b) 電灯臨時定額接続送電サービスを適用できないこと。
ｂ 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流単相 2 線式標準電圧 100 ボルトまたは交流単相 3 線式標準電圧 100 ボルトおよび 200 ボルトといたします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相 2 線式標準電圧 200 ボルトまたは交流 3 相 3 線式標準電圧 200 ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｃ(a)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。
(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(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- 41 -

9 円 44 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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
たします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相 2 線式標準電圧
100 ボルトもしくは 200 ボルトまたは交流単相 3 線式標準電圧 100 ボルトおよび 200 ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が 0.5 キロワットの場合の臨時接続送電サービス料
金は，臨時接続送電サービス契約電力が 1 キロワットの場合の該当料金の半額といたします。また，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
臨時接続送電サービス契約電力 1 キロワット 1 日につき新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
たします。ただし，技術上やむをえない場合には，交流単相 2 線式標準電圧
100 ボルトもしくは 200 ボルトまたは交流単相 3 線式標準電圧 100 ボルトおよび 200 ボルトとすることがあります。
ｃ 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス契約電力が 0.5 キロワットの場合の臨時接続送電サービス料
金は，臨時接続送電サービス契約電力が 1 キロワットの場合の該当料金の半額といたします。また，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサル
サービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
臨時接続送電サービス契約電力 1 キロワット 1 日につき124 円 54 銭

ｄ

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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)イ(ﾎ)ｃ(a)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の 20 パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額
といたします。
- 42 -ｄ

117 円 52 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。ただし，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)
イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービ
ス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービ
ス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサー
ビス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサー
ビス調整額を加えたものといたします。
(a) 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)イ(ﾎ)ｃ(a)ⅱにおいて適用される該当基本料金率の 20 パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額
といたします。

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(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託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(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。

11 円 35 銭

1 キロワット時につきロ

高圧で供給する場合
臨時接続送電サービスの種別は，高圧臨時接続送電サービスといたします。
(ｲ) 適 用 範 囲
臨時接続送電サービス契約電力が原則として 50 キロワット以上であり，かつ，2,000 キロワット未満である場合に適用いたします。
(ﾛ) 供給電気方式および供給電圧
供給電気方式および供給電圧は，交流 3 相 3 線式標準電圧 6,000 ボルトといたします。
(ﾊ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)において適用される該当基本料金率の 20 パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。

1 キロワット時につき3 円 41 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。また，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)において適用される該当基本料金率の 20 パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。

1 キロワット時につき

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。

10 円 29 銭

2 円 50 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
50,000 キロワット未満

標準電圧60,000 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
50,000 キロワット未満

標準電圧60,000 ボルト

臨時接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧
140,000 ボルト

臨時接続送電サービス契約電力 50,000 キロワット以上

標準電圧
140,000 ボルト- 43 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(ﾊ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)ハ(ｲ)ｃ(a)において適用される該当基本料金率の 20 パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。
1 キロワット時につきニ

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ﾊ) 臨時接続送電サービス料金
臨時接続送電サービス料金は，基本料金および電力量料金の合計といたします。ただし，基本料金は，ニによって力率割引または割増しをする場合は，力率割引または割増しをしたものといたします。また，電力量料金は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を下回る場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を差し引いたものとし，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)イによって算定された離島平均燃料価格が別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ロに定める離島基準燃料価格を上回る
場合は，別表 5（離島ユニバーサルサービス調整）(1)ヘによって算定された離島ユニバーサルサービス調整額を加えたものといたします。
ａ 基 本 料 金
基本料金は，1 月につき 19（接続送電サービス）(3)ハ(ｲ)ｃ(a)において適用される該当基本料金率の 20 パーセントを割増ししたものを適用いたします。ただし，まったく電気を使用しない場合の基本料金は，半額といたします。
ｂ 電力量料金
電力量料金は，その 1 月の接続供給電力量によって算定いたします。
1 キロワット時につき1 円 72 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，19（接続送電サービス）(3)ニに準じて適用いたします。
ホ そ の 他
臨時接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，1 円とし，その端数は，切り捨てます。
(4) そ の 他
イ 当社は，原則として供給設備を常置いたしません。
ロ 契約使用期間満了後さらに継続して臨時接続送電サービスを利用することを希望される場合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間
満了の日までが 1 年未満となるときは，臨時接続送電サービスを適用いたします。
ハ その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続送電サービ
ス）に準ずるものといたします。ただし，19（接続送電サービス）(4)は，適用
いたしません。

力率割引および割増し
高圧または特別高圧で供給する場合の力率割引および割増しは，19（接続送電サービス）(3)ニに準じて適用いたします。
ホ そ の 他
臨時接続送電サービス料金の計算における合計金額の単位は，1 円とし，その端数は，切り捨てます。
(4) そ の 他
イ 当社は，原則として供給設備を常置いたしません。
ロ 契約使用期間満了後さらに継続して臨時接続送電サービスを利用することを希望される場合で，契約使用期間満了の日の翌日から新たに定める契約使用期間
満了の日までが 1 年未満となるときは，臨時接続送電サービスを適用いたします。
ハ その他の事項については，とくに定めのある場合を除き，19（接続送電サービ
ス）に準ずるものといたします。ただし，19（接続送電サービス）(4)は，適用
いたしません。
22 系統連系受電サービス(1) 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。
(2) 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。

- 44 -

ニ1 円 14 銭

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(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
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電流または臨時接続送電サービス契約電流 10 アンペ
アただし，接続送電サービス契約電流が 5 アンペアの場合は，0.5 キロワットとみなし，15 アンペアの場合は，1.5 キロワットとみなします。
(ﾊ) 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(ﾆ) 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。
(ﾎ) 附則 4（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(3) 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93円04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- 45 -

0円29銭

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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
用
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〕(1)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〕(1)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。
(a) 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）(1)の割引区分Ａ－1の場合34円02銭別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ａ－2の場合

6円86銭

別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ａ－3の場合

3円43銭(b) (a)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- 46 -

単価

別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ａ－1の場合34円02銭別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ａ－2の場合13円73銭託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ａ－3の場合

6円86銭

ｂ

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

22 発電量調整受電計画差対応電力(1) 適用
発電バランシンググループにおいて，38（給電指令の実施等）(5)または(6)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(2) 発電量調整受電計画差対応電力
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力(ｲ) 適 用 範 囲
30 分ごとの発電量調整受電電力量が，その 30 分の発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの発電量調整受電計画
差対応補給電力量に(ﾊ)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(ﾊ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，一般送配電事業託送供給等
約款料金算定規則（以下「託送供給等約款料金算定規則」といいます。）第 27
条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

単価

別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ｂ－1の場合46円77銭別表2（系統設備効率化割引の対象変電所等）(1)の割引区分Ｂ－2の場合18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，(2)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(1) 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）(5)または(6)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(2) 発電量調整受電計画差対応電力
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力(ｲ) 適 用 範 囲
30 分ごとの発電量調整受電電力量が，その 30 分の発電量調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの発電量調整受電計画
差対応補給電力量に(ﾊ)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(ﾊ) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，一般送配電事業託送供給等
約款料金算定規則（以下「託送供給等約款料金算定規則」といいます。）第 27
条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- 47 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
ます。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金(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
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
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。
してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(ﾊ) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価(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
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
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。
額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
23 接続対象計画差対応電力
24 接続対象計画差対応電力
(1) 適
用
(1) 適
用
38（給電指令の実施等）(4)により補給される電気を使用されていないときに適39（給電指令の実施等）(4)により補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
用いたします。
(2) 接続対象計画差対応電力(2) 接続対象計画差対応電力
イ 接続対象計画差対応補給電力
イ 接続対象計画差対応補給電力(ｲ) 適 用 範 囲(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
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。
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(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
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。
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(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
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。
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
ロ 接続対象計画差対応余剰電力(ｲ) 適 用 範 囲(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
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。
合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応余剰電力料金(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
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。
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(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
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。
えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
24 需要抑制量調整受電計画差対応電力
25 需要抑制量調整受電計画差対応電力
(1) 適
用
(1) 適
用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(2) 需要抑制量調整受電計画差対応電力(2) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
イ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力
イ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(ｲ) 適用範囲(ｲ) 適用範囲- 48 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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
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。
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(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
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
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。
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(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
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
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。
相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ロ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力
ロ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(ｲ) 適用範囲(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
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
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。
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(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
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
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。
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(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
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
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。
相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
25 給電指令時補給電力
26 給電指令時補給電力(1) 契約者に係る給電指令時補給電力料金(1) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
イ 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(4)により補給される電気を使用されているときに適39（給電指令の実施等）(4)により補給される電気を使用されているときに適用いたします。
用いたします。
ロ 給電指令時補給電力料金
ロ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ハに定める 30 分ごとの給電指令時補給電力量に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。
たします。
ハ 給電指令時補給電力量
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）(20)
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）(20)により 30 分ごとに算定された値といたします。
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
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。
し，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
(2) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金(2) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
イ 適 用 範 囲
イ 適 用 範 囲
38（給電指令の実施等）(5)または(6)により補給される電気を使用されている
39（給電指令の実施等）(5)または(6)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
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。
す。
ロ 給電指令時補給電力料金
ロ 給電指令時補給電力料金- 49 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
給電指令時補給電力料金は，ハに定める 30 分ごとの給電指令時補給電力量にニの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
ハ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，30（電力および電力量の算定）(18)
により 30 分ごとに算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。ただし，38（給電指令の実
施等）(2)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，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における 30 分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受け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。

Ⅳ 料金の算定および支払い

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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）(18)
により 30 分ごとに算定された値といたします。
ニ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条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）(2)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）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における 30 分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受け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。

Ⅳ 料金の算定および支払い

26

料金の適用開始の時期
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
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
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
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。
給，発電量調整供給または需要抑制量調整供給の開始日から適用いたします。
27 検 針 日
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
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。
日といたします。
(1) 検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社(1) 検針は，受電地点または供給地点ごとに当社があらかじめお知らせした日（当社が受電地点または供給地点の属する検針区域に応じて定めた毎月一定の日〔以下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，「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。
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）(2)ロによって契約電力を定めるとき，ま供給する場合で 19（接続送電サービス）(2)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
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- 50 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
を除き，実際に検針を行なった日にかかわらず，毎月 1 日といたします。
ただし，受電地点または供給地点が同一の発電場所または需要場所にある場合は，契約者または発電契約者と当社との協議によって，受電地点における検針日と供給地点における検針日を同一の日とすることがあります。
(2) 発電者または需要者が不在等のため検針できなかった場合は，検針に伺った日に検針を行なったものといたします。
(3) 当社は，やむをえない事情のある場合には，(1)にかかわらず，当社があらかじめお知らせした日以外の日に検針を行なうことがあります。
(4) 当社は，次の場合には，(1)にかかわらず，各月ごとに検針を行なわないことがあります。
なお，当社は，ロの場合は，非常変災等の場合を除き，あらかじめ契約者または発電契約者の承諾をえるものといたします。
イ 契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日から，その直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日までの期間が短い場合
ロ その他特別の事情がある場合

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
(2) 発電者または需要者が不在等のため検針できなかった場合は，検針に伺った日に検針を行なったものといたします。
(3) 当社は，やむをえない事情のある場合には，(1)にかかわらず，当社があらかじめお知らせした日以外の日に検針を行なうことがあります。
(4) 当社は，次の場合には，(1)にかかわらず，各月ごとに検針を行なわないことがあります。
なお，当社は，ロの場合は，非常変災等の場合を除き，あらかじめ契約者または発電契約者の承諾をえるものといたします。
イ 契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日から，その直後の受電地点または供給地点の属する検針区域の検針日までの期間が短い場合
ロ その他特別の事情がある場合(5) (3)の場合で，検針を行なったときは，当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。
(5) (4)イの場合で，検針を行なわなかったときは，契約者または発電契約者が受電(6) (4)イの場合で，検針を行なわなかったときは，契約者または発電契約者が受電地点または供給地点を新たに設定した日の直後の受電地点または供給地点の属す
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。
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。
(6) (4)ロの場合で，検針を行なわなかったときは，検針を行なわない月については， (7) (4)ロの場合で，検針を行なわなかったときは，検針を行なわない月については，
当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。
当社があらかじめお知らせした日に検針を行なったものといたします。
28 料金の算定期間
29 料金の算定期間(1) 送電サービス料金の算定期間は，次によります。
(1) 送電サービス料金の算定期間は，次によります。
イ 前月の検針日から当月の検針日の前日までの期間（以下「検針期間」といいま
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
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間といたします。
での期間といたします。
ロ 当社があらかじめ契約者に電力量または最大需要電力等が記録型計量器に記ロ 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
録される日（以下「計量日」といいます。）をお知らせした場合は，イにかかわ力等が記録型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，イにらず，前月の計量日から当月の計量日の前日までの期間（以下「計量期間」といかかわらず，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
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
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の期間といたします。
日の前日までの期間といたします。
ハ 定額接続送電サービスの料金または 30（電力および電力量の算定）(25)の場合
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，イの送電サービス料金の算定期間は，イに準ずるものといたします。この場合，イにいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの料金の電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの料金の算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から翌月の応当日の前日までの期
算定期間は，その供給地点を新たに設定した日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とすることがありま
間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とすることがあります。
す。
(2) 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- 51 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
(2) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料(3) 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
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
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
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
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。
す。
29 計
量
30 計
量
(1) 当社は，発電量調整受電電力量は，原則として，受電地点ごとに取り付けた記録(1) 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，受電地点型計量器により受電電圧と同位の電圧で，接続供給電力量および最大需要電力等ごとに取り付けた記録型計量器により受電電圧と同位の電圧で，接続供給電力量おは，原則として，供給地点ごとに取り付けた記録型計量器により供給電圧と同位のよび最大需要電力等は，原則として，供給地点ごとに取り付けた記録型計量器によ電圧で，30 分単位で計量いたします。
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
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 37（託送供給等の実分ごとに，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
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。
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，
なお，30 分ごとに，受電地点において計量された電力量の仕訳を行なう場合は，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後の電力量を受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。
電地点で計量された電力量とみなします。
(2) 受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者また(2) 受電地点または供給地点ごとの計量の結果は，各月ごとにすみやかに契約者または発電契約者にお知らせいたします。
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。
(3) 技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，計量器を取り付け(3) 技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合は，計量器を取り付けないことがあります。
ないことがあります。
30 電力および電力量の算定
31 電力および電力量の算定(1) 発電量調整受電電力(1) 発電量調整受電電力- 52 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
発電量調整受電電力は，発電量調整供給の場合で，受電地点で計量された電力量の値を 2 倍した値とし，受電地点ごとに，30 分ごとに，算定いたします。
(2) 発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに，30 分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，30 分ごとに，受電地点で計量された電力量（受電地点が複数ある場合はその合計といたしま
す。）といたします。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
発電量調整受電電力は，発電量調整供給の場合で，受電地点で計量された電力量の値を 2 倍した値とし，受電地点ごとに，30 分ごとに，算定いたします。
(2) 発電量調整受電電力量発電量調整受電電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに，30 分ごとに，受電地点で計量された電力量といたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，30 分ごとに，受電地点で計量された電力量（受電地点が複数ある場合はその合計といたしま
す。）といたします。
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で，特別の事情があるときは，直前の検針日から消滅日までの期
間といたします。）において合計した値といたします。
(3) 発電量調整受電計画電力(3) 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，(4)の発電量調整受電計画電力量の値を 2 倍した値
発電量調整受電計画電力は，(4)の発電量調整受電計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
とし，30 分ごとに算定いたします。
(4) 発電量調整受電計画電力量(4) 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，次のとおりといたします。
発電量調整受電計画電力量は，次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとにイ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合，受電地点ごとに当社が発電契約者から受電する電気の 30 分ごとの電力量の計画値で，発電契約
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者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画
たします。ただし，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場の発電計画と調達計画の合計値が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場
合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制
合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制
量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合，受電地点におロ 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
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
域的運営推進機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整
合計値が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整
受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
する取扱い）(1)のとおりといたします。
(5) 接続受電電力(5) 接続受電電力
接続受電電力は，接続供給の場合で，(6)の接続受電電力量の値を 2 倍した値と接続受電電力は，接続供給の場合で，(6)の接続受電電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
し，30 分ごとに算定いたします。
(6) 接続受電電力量(6) 接続受電電力量
接続受電電力量は，30 分ごとの(12)の接続対象計画電力量といたします。
接続受電電力量は，30 分ごとの(12)の接続対象計画電力量といたします。
(7) 接続供給電力(7) 接続供給電力
接続供給電力は，(8)の接続供給電力量の値を 2 倍した値とし，供給地点ごとに，接続供給電力は，(8)の接続供給電力量の値を 2 倍した値とし，供給地点ごとに，30 分ごとに，算定いたします。
30 分ごとに，算定いたします。
(8) 接続供給電力量(8) 接続供給電力量
接続供給電力量は，供給地点ごとに，30 分ごとに，供給地点で計量された電力量
接続供給電力量は，供給地点ごとに，30 分ごとに，供給地点で計量された電力量
といたします。ただし，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サ
といたします。ただし，特別高圧で常時利用される供給地点で，高圧で予備送電サービスを利用される場合には，予備送電サービスに係る接続供給電力量は，供給地
ービスを利用される場合には，予備送電サービスに係る接続供給電力量は，供給地- 53 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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）(3)イ(ﾊ)および(ﾍ)の場合におけるその 1 月の夜間時間帯の接続供給電力量は，その 1 月の接続供給電力量からその 1 月の昼間時間帯の接続
供給電力量を差し引いた値といたします。
(9) 接続対象電力
接続対象電力は，(10)の接続対象電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(10) 接続対象電力量
接続対象電力量は，30 分ごとに，イまたはロによって算定された値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）といたします。
イ 需要場所が需要抑制バランシンググループに属さない場合または需要場所が需要抑制バランシンググループに属する場合で需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量が零となるときは，次の式により算定された値といたします。

接続供給電力量×

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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）(3)イ(ﾊ)および(ﾍ)の場合におけるその 1 月の夜間時間帯の接続供給電力量は，その 1 月の接続供給電力量からその 1 月の昼間時間帯の接続
供給電力量を差し引いた値といたします。
(9) 接続対象電力
接続対象電力は，(10)の接続対象電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(10) 接続対象電力量
接続対象電力量は，30 分ごとに，イまたはロによって算定された値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）といたします。
イ 需要場所が需要抑制バランシンググループに属さない場合または需要場所が需要抑制バランシンググループに属する場合で需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量が零となるときは，次の式により算定された値といたします。

1

接続供給電力量×

1－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）

ロ 需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量
が零をこえる場合は，あらかじめ定めた(ｲ)または(ﾛ)により算定された値といたします。
(ｲ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量の算定方法として，(14)イを適用している場合は，次のａまたはｂによって算定された値
ａ 1 ベースラインに係る需要場所を単一とする場合(a) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき。
1
接続供給
×
電力量
1－損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)－

需要抑制量調整
受電計画電力量

1
1－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。）

ロ 需要抑制契約者があらかじめ通知した(16)の需要抑制量調整受電計画電力量
が零をこえる場合は，あらかじめ定めた(ｲ)または(ﾛ)により算定された値といたします。
(ｲ) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画
差対応余剰電力量の算定方法として，(14)イを適用している場合は，次のａまたはｂによって算定された値
ａ 1 ベースラインに係る需要場所を単一とする場合(a) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき。
1
接続供給
×
電力量
1－損失率(32〔損失率〕に定める損失率といたします。)(b) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回り，かつ，
ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値と一致
または需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るとき。

- 54 -－

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

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
ベースライン － 需要抑制量調整受電計画電力量

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
ベースライン － 需要抑制量調整受電計画電力量(c) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るとき。

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

1

接続供給電力量×

1－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）

ｂ 1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合(a) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回るとき。

当該需要場所に係る(d)によって算定された値の合計値－ 需要抑制量調整受電計画電力量(b) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回
り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るとき。

(b) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインと一致またはベースラインを下回
り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値と一致またはベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るとき。

需要抑制量調整受電計画電力量

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

当該需要場所に係る(d)によって算定された値の合計値(d) (a)および(c)にいう(d)によって算定された値とは，次の式により算定された値といたします。

(d) (a)および(c)にいう(d)によって算定された値とは，次の式により算定された値といたします。

1

接続供給電力量×

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

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

当該需要場所に係る(d)によって算定された値の合計値

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。）

ｂ 1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合(a) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値が，ベースラインを上回るとき。

当該需要場所に係る(d)によって算定された値の合計値－ 需要抑制量調整受電計画電力量

ベースライン －11
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，(14)ロを適用している場合は，次の式によって算定された値

需要抑制量調整受電計画電力量

ベースライン －(11) 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，(12)の接続対象計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(12) 接続対象計画電力量

需要抑制量調整受電計画電力量(11) 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，(12)の接続対象計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(12) 接続対象計画電力量- 55 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
接続対象計画電力量は，30 分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が 30 分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたしま
す。
(13) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整受電電力は，(14)の需要抑制量調整受電電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(14) 需要抑制量調整受電電力量
需要抑制量調整受電電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する 30 分ごとの電力量で，需要場所ごとに，あらかじめ定めたイまたはロによって算定された値
といたします。
イ 需要抑制量調整受電計画電力量を上限として，需要抑制量調整受電計画差対応
補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する場合は，次の式によって算定された値(ｲ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインを上回る場合
需要抑制量調整受電電力量 ＝

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
接続対象計画電力量は，30 分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。ただし，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が 30 分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたしま
す。
(13) 需要抑制量調整受電電力
需要抑制量調整受電電力は，(14)の需要抑制量調整受電電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(14) 需要抑制量調整受電電力量
需要抑制量調整受電電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する 30 分ごとの電力量で，需要場所ごとに，あらかじめ定めたイまたはロによって算定された値
といたします。
イ 需要抑制量調整受電計画電力量を上限として，需要抑制量調整受電計画差対応
補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量を算定する場合は，次の式によって算定された値(ｲ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインを上回る場合

0

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

ベース
ライン

－

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

ベース

× 1－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたしまライン－

接続供給電力量

1× 1－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたしま

す。
）

す。
）

(ﾊ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合(ﾊ) 当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値（1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）が，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回る場合
需要抑制量調整受電電力量 ＝- 56 -

需要抑制量調整受電計画電力量

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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，次の式によって算定された値（1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合，ベースラインから差し引く値は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）ロ イ以外の場合は，次の式によって算定された値（1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合，ベースラインから差し引く値は，当該需要場所に係る供給地点で計量された接続供給電力量を損失率で修正した値の合計値といたします。）
需要抑制量調整受電電力量 ＝需要抑制量調整受電電力量 ＝

ベース
ライン

－

接続供給電力量

1× 1－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたしま
す。
）

ベース
ライン

－

接続供給電力量

1× 1－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。
）

ただし，上式の値が負となる場合，需要抑制量調整受電電力量は零といたしま
ただし，上式の値が負となる場合，需要抑制量調整受電電力量は零といたしま
す。
す。
(15) 需要抑制量調整受電計画電力(15) 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，(16)の需要抑制量調整受電計画電力量の値を 2
需要抑制量調整受電計画電力は，(16)の需要抑制量調整受電計画電力量の値を 2倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
(16) 需要抑制量調整受電計画電力量(16) 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，当社が需要抑制契約者から受電する電気の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
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
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だし，1 ベースラインに係る需要場所を複数とする場合は，当該ベースラインにもとづく需要抑制量調整受電計画電力量といたします。また，別表 12（需要抑制計とづく需要抑制量調整受電計画電力量といたします。また，別表 12（需要抑制計
画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が 30 分ご
画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，とに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)の接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)のとおりといたします。
とおりといたします。
(17) ベースライン(17) ベースライン
ベースラインは，需要抑制量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要ベースラインは，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場所に係る供給地点で計量される接続供給電力量を損失率で修正した電力量の計
画値で，需要場所ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は 1 接
画値で，需要場所ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は 1 接
続送電サービスまたは 1 臨時接続送電サービスごとといたします。）に，需要抑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。
る場合は，当該複数の需要場所に対して 1 ベースラインといたします。
(18) 発電量調整受電計画差対応補給電力量(18) 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，発電バランシンググループごとにイ
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。
またはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその 30計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその 30
分における発電量調整受電計画電力量を下回るときに，30 分ごとに，次の式によ
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り算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，その 30
算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，その 30
分ごとの発電量調整受電計画電力量をその 30 分ごとの発電量調整受電電力量と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。
みなします。
- 57 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

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

ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値といたします。
(ｲ) (2)ロにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその 30 分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30 分
ごとに，次の式により算定された値といたします。

ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合は，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値といたします。
(ｲ) (2)ロにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその 30 分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30 分
ごとに，次の式により算定された値といたします。

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

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

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量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
ｂ 38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらか
じめ当社が指定した送電線 1 回線，変圧器 1 台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ－1 電制」といいます。）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(2)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 38（給電指令の実施等）(2)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，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の 30 分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バラン
シンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値

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
ｂ 39（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してあらか
じめ当社が指定した送電線 1 回線，変圧器 1 台その他の電力設備の単一故障の発生時に保護装置により行なわれるすみやかな発電抑制または発電遮断（以下「Ｎ－1 電制」といいます。）を実施したとき。
ｃ 39（給電指令の実施等）(2)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 39（給電指令の実施等）(2)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，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の 30 分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バラン
シンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとに，次により算定された値といたします。
ａ 39（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値- 58 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕(2)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）が，39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（39〔給電指令の実施等〕(2)ホの場合の出力の抑制に係る電力量をいいます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施
等）(2)イ，ロ，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。

(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（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量と一致または上回る場合39（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施
等）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量ｂ ファーム電源に対して，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量（38〔給電指令の実施等〕(2)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
38（給電指令の実施等）(2)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（給電指令の実施等）(2)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。

ｂ ファーム電源に対して，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量（39〔給電指令の実施等〕(2)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）(2)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）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)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- 59 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施
等）(2)イ，ロ，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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施
等）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｃ ノンファーム電源であり，かつ，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備
に対して，38（給電指令の実施等）(2)ヘの場合の給電指令等および 38（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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（給電指令の実施等）(2)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。

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）(2)ヘの場合の給電指令等および 39（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施
等）(2)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。

(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施
等）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｄ 38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制

ｄ 39（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制- 60 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，零といたします。

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

(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施
等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｅ 38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および38（給電指令の実施
等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

ｅ 39（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホの場合の給電指令等および39（給電指令の実施
等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量を加えた値
を下回る場合38（給電指令の実施等）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施
等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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。

(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施
等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画差対応補給電力量＝- 61 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量(c) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量に38（給電指令の実施等）(2)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
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施
等）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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。

(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（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量に39（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施
等）(2)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）(2)ヘによる出力抑制対象電力量とし，39（給電指令の実施等）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量(19) 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその 30
分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，その 30
分ごとの発電量調整受電計画電力量をその 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。

(19) 発電量調整受電計画差対応余剰電力量発電量調整受電計画差対応余剰電力量は，発電バランシンググループごとにイまたはロによって算定された値の合計といたします。
イ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合で，(2)イにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)イにより通知されたその 30
分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整電源の故障等が発生した場合を除き，(2)イにかかわらず，その 30
分ごとの発電量調整受電計画電力量をその 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。

発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量－発電量調整受電計画電力量

発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量－発電量調整受電計画電力量

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

ロ 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当しない場合で，(2)ロにより計量された 30 分ごとの発電量調整受電電力量が(4)ロにより通知されたその 30
分における発電量調整受電計画電力量を上回るときに，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して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）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1 電制を実施し，給電指令時補給を行なったとき，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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- 62 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の 30 分ごとの発電量調整受電
計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
量の算定上，(2)ロにかかわらず，当該発電設備等の 30 分ごとの発電量調整受電
計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググループが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算定は，(18)ロによるものといたします。

発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量－発電量調整受電計画電力量

発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量－発電量調整受電計画電力量(20) 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30 分ごとの接続対象電力量がその 30 分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された
値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(8)にかかわらず，当該供給地点で計量された30 分ごとの電力量に当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその 30 分ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

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

接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量－接続対象計画電力量

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

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

接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量－接続対象電力量

接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量－接続対象電力量(22) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30 分ごとの(14)の需要抑制量調
整受電電力量がその 30 分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を下回る
場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30 分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。

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

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量- 63 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施＝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

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）＝需要抑制量調整受電計画電力量－需要抑制量調整受電電力量

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として(14)ロを適用している場合で，30 分ごとの(14)の需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として(14)ロを適用している場合で，30 分ごとの(14)の需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量＋接続供給電力量／｛1－損失率（31〔損失率〕に定める損失率といたします。）｝－ベースライン

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量＋接続供給電力量／｛1－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。）｝－ベースライン(23) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30 分ごとの(14)の需要抑制量調
整受電電力量がその 30 分における(16)の需要抑制量調整受電計画電力量を上回る
場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30 分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，(14)ロにかかわらず，
当該需要場所に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受
電電力量とみなします。

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

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量－需要抑制量調整受電計画電力量

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

(24) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合の電力量は，別表 9（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量といたします。
(25) 定額接続送電サービスの適用を受ける場合を除き，技術上，経済上やむをえない場合等特別の事情がある場合で，計量器を取り付けないときの電力量または最大需要電力等は，別表 9（電力量の協定）を基準として，あらかじめ契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，供給地点で計量された電力量または最大需要電力等といたします。
(26) 28（検針日）(2)または(4)の場合で，検針を行なわなかったときの電力量，最大連系電力等または最大需要電力等は，別表 9（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量，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）(1)において，1 需要場所または 1 発電場所につき， (27) 15（供給および契約の単位）(1)において，1 需要場所または 1 発電場所につき，複数計量をもって託送供給または発電量調整供給を行なう場合で，特別の事情が複数計量をもって託送供給または発電量調整供給を行なう場合で，特別の事情があるときは，その需要場所または発電場所における 30 分ごとの電力および電力量あるときは，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。
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(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。
者，発電契約者または需要抑制契約者と当社との協議によって定めます。
(29) 計量器の故障等により電力量または最大需要電力等を正しく計量できない場合(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- 64 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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 9には，電力量または最大需要電力等は，別表 9（電力量の協定）を基準として，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，協議により（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定めた値を，受電地点または供給地点で計量された電力量または最大需要電力等て定めます。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
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，そごとの電力量を正しく計量できないときまたは計量情報等を伝送することができの 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ないときは，30 分ごとの電力量は，原則として，別表 9（電力量の協定）(3)を基できないときまたは計量情報等を伝送することができないときは，30 分ごとの電準として定め，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
力量は，原則として，別表 9（電力量の協定）(3)を基準として定め，定めた値を，します。
受電地点または供給地点で計量された電力量といたします。
31 損 失 率
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。
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

8.5 パーセント

低圧で供給する場合

8.5 パーセント

高圧で供給する場合

5.2 パーセント

高圧で供給する場合

5.2 パーセント

特別高圧で供給する場合

1.9 パーセント

特別高圧で供給する場合

1.9 パーセント

32 料金の算定
33 料金の算定(1) 送電サービス料金，発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計(1) 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
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
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
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
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
画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，料金の料金，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
算定期間を「1 月」として算定いたします。
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
イ 接続供給，発電量調整供給もしくは需要抑制量調整供給を開始し，または接続供給契約，発電量調整供給契約もしくは需要抑制量調整供給契約が消滅した場合
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
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ハ 接続送電サービスの種別，臨時接続送電サービスの種別，予備送電サービスの種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流，接続送電サービ
種別，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流，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流，臨時接続送電サービス契約容量，
ス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，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
臨時接続送電サービス契約電力，予備送電サービス契約電力，ピークシフト電力，
等を変更したことにより，料金に変更があった場合
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
ニ 28（料金の算定期間）(1)イの場合で検針期間の日数がその検針期間の始期に
ホ 29（料金の算定期間）(1)イまたは(2)イの場合で，それぞれ供給側検針期間ま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
たは受電側検針期間の日数がその供給側検針期間または受電側検針期間の始期回るとき。
に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，5 日を上回り，または下回るとき。
ホ 28（料金の算定期間）(1)ロの場合で計量期間の日数がその計量期間の始期にヘ 29（料金の算定期間）(1)ロまたは(2)ロの場合で，それぞれ供給側計量期間ま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
たは受電側計量期間の日数がその供給側計量期間または受電側計量期間の始期回るとき。
に対応する検針の基準となる日の属する月の日数に対し，5 日を上回り，または下回るとき。
(2) 当社は，(1)ロ，ハ，ニまたはホの場合は，基本料金，定額接続送電サービスの(2) 当社は，(1)ロ，ハ，ニ，ホまたはヘの場合は，基本料金，定額接続送電サービ
料金，予備送電サービス料金およびピークシフト割引額について，次の式により日スの料金，予備送電サービス料金，ピークシフト割引額および系統設備効率化割引
割計算をいたします。
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
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
する場合
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
日割計算対象日数
1 月の該当料金×
検針期間の日数

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
日割計算対象日数
1 月の該当料金×
供給側検針期間または受電側検針期間の日数
ただし，(1)ホまたはヘに該当する場合は，日割計算対象日数
1 月の該当料金×
暦日数
といたします。
ロ 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
日割計算対象日数
1 月の該当割引額×
供給側検針期間または受電側検針期間の日数

ただし，(1)ニまたはホに該当する場合は，日割計算対象日数
1 月の該当料金×
暦日数
といたします。
ロ ピークシフト割引額を日割りする場合
日割計算対象日数
1 月の該当割引額×
検針期間の日数ただし，(1)ニまたはホに該当する場合は，日割計算対象日数
1 月の該当割引額×
暦日数
といたします。
(3) (1)ロの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には契約者が供給地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(1)ハの場合により日割計算をするときは，変更後の料金は，変更のあった日から適用いたします。

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

イ

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

ただし，(1)ホまたはヘに該当する場合は，日割計算対象日数
1 月の該当割引額×
暦日数
といたします。
(3) (1)ロの場合により日割計算をするときは，日割計算対象日数には契約者が供給地点を新たに設定する日および再開日を含み，停止日および消滅日を除きます。
また，(1)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。
(4) (1)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，(1)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。
(5) 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(2)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。
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。
(6) 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(2)イおよびロにいう供給側検針期間の日数は，(5)に準ずるものといたします。この場合，(5)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。
(7) 29（料金の算定期間）(1)ロまたは(2)ロの場合は，(2)イおよびロにいう検針期間の日数は，計量期間の日数といたします。ただし，契約者が供給地点を新たに設定し，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(2)イおよびロにいう供給側検針期- 66 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(7) 契約者が供給地点を新たに設定し，または供給地点を消滅させる場合の(2)イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。
イ 供給地点を新たに設定した場合
その供給地点の属する検針区域の検針の基準となる日（その供給地点を新たに設定した日が含まれる検針期間の始期に対応するものといたします。）の属する月の日数といたします。

ロ

供給地点を消滅させる場合
その供給地点の属する検針区域の検針の基準となる日（消滅日の前日が含まれる検針期間の始期に対応するものといたします。）の属する月の日数といたします。
(8) 高圧または特別高圧で供給する場合で，力率に変更があるときは，次により基本料金を算定いたします。
イ 力率に変更を生ずるような負荷設備の変更等がある場合は，その前後の力率にもとづいて，(2)イにより日割計算をいたします。
ロ 負荷設備の変更等がない場合で，協議によって力率を変更するときは，変更の日を含むその 1 月から変更後の力率によります。
(9) 供給地点への接続供給の停止期間中の料金の日割計算を行なう場合は，(2)イおよびロの日割計算対象日数は，停止期間中の日数といたします。この場合，停止期
間中の日数には，接続供給を停止した日を含み，接続供給を再開した日は含みません。また，停止日に接続供給を再開する場合は，その日は停止期間中の日数には含みません。
33 支払義務の発生および支払期日(1) 日程等別料金の支払義務は，18（料金）(1)ロに定める料金算定日に発生いたします。

(2) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料
金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の支払義務は，特別の事情がある場合を除き，料金の算定期間の翌々月の第 5 営業日（営業日は当社が定めます。）に発生いたしま
す。ただし，30（電力および電力量の算定）(29)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第 5 営業日以降に電力量を協議によって定めた場合は，その日といたします。

(3) (1)の日程等別料金または(2)の料金のうち発電量調整受電計画差対応補給電力料
金，接続対象計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料
金もしくは給電指令時補給電力料金は，次の場合を除き，支払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。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）間または受電側検針期間の日数は，(5)に準ずるものといたします。この場合，(5)にいう検針日は，計量日といたします。
(8) 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(2)イおよびロにいう暦日数は，次のとおりといたします。
イ 供給地点または受電地点を新たに設定した場合
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（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。
(9) 高圧または特別高圧で供給する場合で，力率に変更があるときは，次により基本料金を算定いたします。
イ 力率に変更を生ずるような負荷設備の変更等がある場合は，その前後の力率にもとづいて，(2)イにより日割計算をいたします。
ロ 負荷設備の変更等がない場合で，協議によって力率を変更するときは，変更の日を含むその 1 月から変更後の力率によります。
(10) 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，(2)イおよびロの日割計算対象日数は，停止期間
中の日数といたします。この場合，停止期間中の日数には，接続供給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(1) 日程等別料金の支払義務は，18（料金）(1)ロに定める供給側料金算定日に発生いたします。
(2) 系統連系受電サービス料金の支払義務は，18（料金）(3)ロに定める受電側料金算定日に発生いたします。
(3) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金，発電量調整受電計画差対応余剰電力料
金，接続対象計画差対応補給電力料金，接続対象計画差対応余剰電力料金，需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力料金，需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金および給電指令時補給電力料金の支払義務は，特別の事情がある場合を除き，料金の算定期間の翌々月の第 5 営業日（営業日は当社が定めます。）に発生いたしま
す。ただし，28（検針日）(5)の場合で，料金の算定期間の翌々月の第 5 営業日以降に実際に検針を行なった場合，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場合は，その日といたします。
(4) (1)の日程等別料金，(2)の系統連系受電サービス料金または(3)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。

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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
イ 54（解約等）(1)により解約となった場合
ロ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が振り出しもしくは引き受けた手形
または振り出した小切手について銀行取引停止処分を受ける等支払停止状態に陥った場合
ハ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が破産手続き開始，再生手続き開始，更生手続き開始，特別清算開始もしくはこれらに類する法的手続きの申立てを受けまたは自ら申立てを行なった場合
ニ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が強制執行または担保権の実行としての競売の申立てを受けた場合
ホ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が公租公課の滞納処分を受けた場合
ヘ その他の理由で契約者，発電契約者または需要抑制契約者に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認め，その旨を当社が契約者，発電契
約者または需要抑制契約者に通知した場合(4) 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当する場合の支払期日は，次のとおり取り扱います。
イ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日までに支払義務が発生した料金で，かつ，当社への支払いがなされていない料金（支払期日を超過していない料金に限ります。）について
は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日を支払期日といたします。ただし，契約者，発電契約者
または需要抑制契約者が(3)イからヘまでのいずれかに該当することとなった日が支払義務発生日から 7 日を経過していない場合には，支払義務発生日の翌日から起算して 7 日目を支払期日といたします。
ロ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が(3)イから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，(3)イからホまでのいずれかに該当する場合であっても，一定期間の支払いが遅滞なく行なわれる等，料金の支払状況から支払いの延滞が生じるおそれがないと当社が認めるときは，支払義務発生日の翌日から起算して 30 日目を支払期日とすることがあります。この場合，当社はその旨を契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知いたします。ただし，この通知をした後，料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると当社が認める場合は，支払義務発生日の翌日から起算して 7 日目を支払期日とすることがあります。この場合も当社はその旨を契約者，発電契約者または需要抑制契約者に通知いたします。
(5) 当社は，(2)の料金のうち発電量調整受電計画差対応余剰電力料金，接続対象計
画差対応余剰電力料金または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金を，支払期日までにお支払いいたします。ただし，支払義務発生日の翌日から起算して 30
日目の日が金融機関の休業日の場合の支払期日は翌営業日といたします。
34 料金その他の支払方法(1) 契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 契約者の料金および工事費負担金その他については，そのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）イ 55（解約等）(1)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(5) 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(4)イからヘまでのいずれかに該当する場合の支払期日は，次のとおり取り扱います。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要抑制契約者が(4)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(4)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(4)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(4)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，(4)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。
(6) 当社は，(3)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。
35 料金その他の支払方法(1) 契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 契約者の料金および工事費負担金その他については，そのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，原則として，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。

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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。
(2) 発電契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 発電契約者の料金については毎月，工事費負担金その他についてはそのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，発電契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，発電契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年 10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365 日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，1 円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電契約者から支払っていただきます。
ニ 発電契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
(2) 発電契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
イ 発電契約者の料金については毎月，工事費負担金その他についてはそのつど，当社が指定した金融機関を通じて払い込み等により発電契約者から支払っていただきます。
なお，支払いにともなう費用は，原則として，発電契約者の負担といたします。
ロ イの当社が指定した金融機関を通じた払い込みによる支払いは，発電契約者がその金融機関に払い込まれたときになされたものといたします。
ハ 料金が支払期日までに支払われない場合には，支払期日の翌日から起算して支払いの日に至るまで，料金から消費税等相当額を差し引いた金額に対して，年 10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365 日当たりの割合といたします。）の延滞利息を発電契約者から申し受けます。
なお，消費税等相当額の単位は，1 円とし，その端数は，切り捨てます。
また，延滞利息は，原則として，発電契約者が延滞利息の算定の対象となる料金を支払われた直後に支払義務が発生する料金とあわせて発電契約者から支払っていただきます。
ニ 発電契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(3) 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，原則として，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，原則として，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。
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。
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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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，原則として，発電者の負担といたします。
(3) 需要抑制契約者の料金その他の支払方法は，次によります。
(4) 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
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。
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。
なお，支払いにともなう費用は，原則として，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
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。
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
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。）
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。
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。
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
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
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。
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。
ニ 需要抑制契約者の料金は，支払義務の発生した順序で支払っていただきます。
(4) 当社の料金の支払方法は，次によります。
(5) 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
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。
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
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。
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。
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。
支払いした直後に支払義務が発生する料金とあわせてお支払いいたします。
35 保 証 金
36 保 証 金(1) 契約者の場合は，次によります。
(1) 契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，次のいずれかに該当する場合で，必要と認められるときは，契約者か
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
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- 70 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

ただきます。
(ｲ) 料金の支払いの延滞があった場合(ﾛ) 30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，30（電力および電力量の算定）(20)によって算定された値が著しく大きい場合または30（電力および電力量の算定）(20)によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量
が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，39（適正契約の保持等）(3)によって当社が使用状態をすみやかに適正なものに修正するよう求めたにもかかわらず，その求めに応じていただけないとき。
(ﾊ) 新たに接続供給を開始し，または契約電力等を増加される場合
ロ 契約者は，当社があらかじめ定め，通知した期日までに保証金を預けていただ
きます。
ハ 保証金の預かり期間は，2 年以内といたします。
ニ 当社は，接続供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を契約者の支払額に充当することがあります。
ホ 当社は，保証金について利息を付しません。
ヘ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても接続供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ニにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(2) 発電契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった発電契約者，または新たに発電量調整供給を開始される発電契約者から，発電量調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の 3 月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，2 年以内といたします。
ハ 当社は，発電量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電契約者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても発電量調整供給契約が消滅した
場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。

(3) 需要抑制契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった需要抑制契約者，または新たに需要抑制
量調整供給を開始される需要抑制契約者から，需要抑制量調整供給の開始もしくただきます。
(ｲ) 料金の支払いの延滞があった場合(ﾛ) 30分ごとの接続対象電力量に対する接続対象計画電力量の割合が急激に低下したこと等によって，31（電力および電力量の算定）(20)によって算定された値が著しく大きい場合または31（電力および電力量の算定）(20)によって算定される値が著しく大きくなることが想定される場合で，接続対象計画電力量が接続対象電力量に比べて著しく不適当と認められ，40（適正契約の保持等）(3)
によって当社が使用状態をすみやかに適正なものに修正するよう求めたにもかかわらず，その求めに応じていただけないとき。
(ﾊ) 新たに接続供給を開始し，または契約電力等を増加される場合
ロ 契約者は，当社があらかじめ定め，通知した期日までに保証金を預けていただ
きます。
ハ 保証金の預かり期間は，2 年以内といたします。
ニ 当社は，接続供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を契約者の支払額に充当することがあります。
ホ 当社は，保証金について利息を付しません。
ヘ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても接続供給契約が消滅した場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ニにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(2) 発電契約者の場合は，次によります。
イ 当社は，料金の支払いの延滞があった発電契約者，または新たに発電量調整供給を開始される発電契約者から，発電量調整供給の開始もしくは再開に先だって，または供給継続の条件として，予想月額料金の 3 月分に相当する金額をこえない範囲で保証金を預けていただくことがあります。
ロ 保証金の預かり期間は，2 年以内といたします。
ハ 当社は，発電量調整供給契約が消滅した場合または支払いの延滞が生じた場合には，保証金を発電契約者の支払額に充当することがあります。
ニ 当社は，保証金について利息を付しません。
ホ 当社は，保証金の預かり期間満了前であっても発電量調整供給契約が消滅した
場合には，保証金をお返しいたします。ただし，ハにより支払額に充当した場合は，その残額をお返しいたします。
(3) 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。
(4) 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- 71 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
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。
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
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。
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。
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
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
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。
場合は，その残額をお返しいたします。
36 連 帯 責 任
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
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
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，
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。
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。

Ⅴ 供

給

Ⅴ 供

給

37 託送供給等の実施
38 託送供給等の実施(1) 接続供給の場合(1) 接続供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(ｲ) 契約者は，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画およ(ｲ) 契約者は，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値が 30 分ごとに接続対象電力量と一致するようにして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。
いただきます。
(ﾛ) 契約者は，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画およ(ﾛ) 契約者は，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いび当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）が 30 分ごとに別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）
たものといたします。）が 30 分ごとに別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の需要想定値と一致するようにしていただ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。
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
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
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。
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ハ 原則として，需要計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内
容は別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
容は別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求め
ニ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画を求めた場合は，すみやかに，原則として電力広域的運営推進機関を通じて，当社に通た場合は，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。
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
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。
ヘ 当社は，電気の需給状況，供給設備の状況その他によって，契約者から通知さ
ヘ 当社は，電気の需給状況，供給設備の状況その他によって，契約者から通知された計画の調整を行なうことがあります。
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
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- 72 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
要者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
なお，当社は，38（給電指令の実施等）および 75（保安等に対する発電者およなお，当社は，39（給電指令の実施等）および 76（保安等に対する発電者および需要者の協力）(4)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，需要び需要者の協力）(4)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，需要者と別途申合書を作成いたします。
者と別途申合書を作成いたします。
(2) 振替供給の場合(2) 振替供給の場合
イ 契約者は，当社が系統運用上の必要に応じて当社が指定する計画を求めた場合
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。
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。
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。
あります。この場合，契約者は当社の給電指令にしたがっていただきます。
(3) 発電量調整供給の場合(3) 発電量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
(ｲ) 発電契約者は，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画(ｲ) 発電契約者は，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画
および当日計画の発電計画と調達計画の合計値が 30 分ごとに販売計画の値と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。
一致するようにしていただきます。
(ﾛ) 発電契約者は，発電量調整受電電力量を，30 分ごとに別表 11（発電計画・(ﾛ) 発電契約者は，発電量調整受電電力量を，30 分ごとに別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める翌日計画および当日計画の発電計画と一致する
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。
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
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売計画を当社所定の様式により電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知していただきます。この場合，当社は，発電契約者が通知した発電計画，調達計画ていただきます。この場合，当社は，発電契約者が通知した発電計画，調達計画
または販売計画が不適当と認められる場合には，すみやかに適正なものに修正し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。
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ハ 原則として，発電計画，調達計画および販売計画の通知の期限および通知の内
容は別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
容は別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）のとおりといたします。
ニ 発電契約者は，当社が系統運用上の必要に応じてハに定める内容以外の計画をニ 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。
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
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。
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
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
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。
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
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。
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なお，発電契約者が希望される場合で，運用方法の基本事項等について当社が確認できるときには，あらかじめ定めた発電場所について，別表 11（発電計画・確認できるときには，あらかじめ定めた発電場所について，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画を変更するときに限り，発電者を通じて調達計画・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。
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
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
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。
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。
- 73 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
なお，当社は，39（給電指令の実施等）および 76（保安等に対する発電者およなお，当社は，38（給電指令の実施等）および 75（保安等に対する発電者および需要者の協力）(4)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，発電
び需要者の協力）(4)に定める事項その他系統運用上必要な事項について，発電者と別途申合書を作成いたします。
者と別途申合書を作成いたします。
(4) 需要抑制量調整供給の場合(4) 需要抑制量調整供給の場合
イ 電力量については，次のとおりにしていただきます。
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 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラ(ｲ) 需要抑制契約者は，別表 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める翌日計画および当日計画の調達計画が 30 分ごとに販売計画のイン）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。
値と一致するようにしていただきます。
(ﾛ) 需要抑制契約者は，需要抑制量調整受電電力量を，30 分ごとに別表 12（需(ﾛ) 需要抑制契約者は，需要抑制量調整受電電力量を，30 分ごとに別表 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める翌日計画および当要抑制計画・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。
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
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
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
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。
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ハ 原則として，需要抑制計画，調達計画，販売計画およびベースラインの通知の期限および通知の内容は別表 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラ
期限および通知の内容は別表 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）のとおりといたします。
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
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，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。
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
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。
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
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。
営推進機関を通じて当社に通知していただきます。
ト 需要抑制契約者がロもしくはニで通知した計画またはヘで通知した順位を変
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
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。
を通じて，当社に通知していただきます。
38 給電指令の実施等
39 給電指令の実施等(1) 当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，37（託送供給等の実(1) 当社は，系統運用上の制約その他によって必要な場合には，38（託送供給等の実施）(3)ホにかかわらず，発電者に定期検査または定期補修の時期を変更していた施）(3)ホにかかわらず，発電者に定期検査または定期補修の時期を変更していただくことがあります。
だくことがあります。
(2) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契(2) 当社は，低圧で受電または供給する場合を除き，次の場合には，契約者，発電契
約者，発電者または需要者に給電指令を行ない，発電者の発電もしくは放電または約者，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
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
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
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。
供給の全部もしくは一部を中止することがあります。
イ 当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれ
イ 当社が維持および運用する供給設備に故障が生じ，または故障が生ずるおそれ
がある場合
がある場合
ロ 当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむを
ロ 当社が維持および運用する供給設備の点検，修繕，変更その他の工事上やむを
えない場合
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，
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，- 74 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
原子力発電，地熱発電または水力発電を抑制する必要が生じた場合
原子力発電，地熱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。
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
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二階級の送電設備および変電設備でち，当社の供給区域における最上位電圧から二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。
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
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
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。
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
ト その他電気の需給上または保安上必要がある場合(3) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(2)イ，ロ，ホ，ヘまたはトのとき(3) 当社は，低圧で受電または供給する場合で，(2)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。
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。
はありません。
(4) 当社は，接続供給において，受電地点を会社間連系点とする電気に係る振替供給(4) 当社は，接続供給において，受電地点を会社間連系点とする電気に係る振替供給契約にもとづく給電指令等により，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1
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
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。
気の不足電力の補給にあてるための電気を供給いたします。
(5) 当社は，発電量調整供給において，(2)イ，ロ，ホ，ヘまたはトの場合で，給電(5) 当社は，発電量調整供給において，(2)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の発電もしくは放電を制限し，または中止したときは，供給地点における電気の供給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放電の制限または中止
給に系統運用上の制約がある場合を除き，当該発電もしくは放電の制限または中止の解除までの間，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への解除までの間，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。
該発電設備等に故障等が生じたときを除きます。）は適用いたしません。
(6) 当社は，発電量調整供給において，(2)ハの場合で，給電指令等により，原則と(6) 当社は，発電量調整供給において，(2)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
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
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。
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。
(7) 当社は，(2)イ，ロ，ハ，トまたは(3)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，そ- 75 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施の原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合
は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力
もしくは臨時接続送電サービス契約電力が 500 キロワット未満となるとき(ｲ) 割引の対象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスについては臨時
接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービ
スまたは臨時接続送電サービスの基本料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される 1 月の金額といたします。
(ﾛ) 割 引 率
1 月中の制限し，または中止した延べ日数 1 日ごとに 4 パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ日数の計算
延べ日数は，1 日のうち延べ 1 時間以上制限し，または中止した日を 1 日として計算いたします。
ロ 高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力もしくは臨時接続送電サー
ビス契約電力が 500 キロワット以上となるときまたは特別高圧で供給する場合(ｲ) 割引の対象
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，ニまたはホの場合は，制限または中止の日における契約内容に応じて算定される 1 月の金額といたします。
(ﾛ) 割 引 率
1 月中の制限し，または中止した延べ時間数 1 時間ごとに 0.2 パーセントといたします。
(ﾊ) 制限または中止延べ時間数の計算
延べ時間数は，1 回 10 分以上の制限または中止の延べ時間とし，1 時間未満の端数を生じた場合は，30 分以上は切り上げ，30 分未満は切り捨てます。
なお，制限時間については，次の算式によって修正したうえで合計いたします。
（算 式）
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｈ'＝Ｈ×

Ｄ－ｄ
Ｄ

Ｈ'＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電サービス契約電力ｄ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値
ｂ 接続供給電力量を制限した場合
Ａ－Ｂ
Ｈ'＝Ｈ×
Ａ
Ｈ'＝ 修正時間- 76 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(7) 当社は，(2)イ，ロ，ホ，ヘ，トまたは(3)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，(2)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(2)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）(1)イ，ハ，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）(1)イ，ハ，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 式）
ａ 発電量調整受電電力を制限した場合
Ｈ'＝ Ｈ ×Ｄ－ｄ
- 77 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）Ｄ(8) (7)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に 3 日前までにお知らせして行なう制限または中止は，1 月につき 1 日を限って計算に入れません。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に 3 日前までにお知らせ
したことをもって契約者に 3 日前までにお知らせしたものとみなします。

(9) 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，(7)および(8)に準じて割引を行ない料金を算定いたします。
(10) 当社は，(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1 電制を実施したときは，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力量（以下「Ｎ－1 電制時調達不足電力量」といいます。）の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－1 電制が実施された発電設備等を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費を加えた金額から，Ｎ－1 電制が実施されなかったとしたときにその発電設備等がＮ－1 電制時調
達不足電力量を発電または放電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－1 電制
オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。
39 適正契約の保持等(1) 当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者との接続供給契約，振替供給
契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が使用状態，発電・放電
状態または需要抑制状態に比べて不適当と認められる場合には，その契約をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(2) 当社は，発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合には，その契約受電電
力をすみやかに適正なものに変更していただきます。
(3) 当社は，30（電力および電力量の算定）(20)もしくは(21)によって算定された値が著しく大きい場合，30（電力および電力量の算定）(18)イもしくは(19)イによって算定された値が著しく大きい場合，30（電力および電力量の算定）(18)ロもしくは(19)ロによって算定された値が著しく大きい場合（いずれの場合も，給電指令時
補給電力量として算定された値を除きます。），30（電力および電力量の算定）(22)

Ｈ'＝ 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
ｂ 発電量調整受電電力量を制限した場合
Ａ－Ｂ
Ｈ'＝ Ｈ ×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
Ｂ ＝ 制限時間中の当該受電地点の発電量調整受電電力量
ｃ 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。
(8) (7)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。

(9) 当社は，(2)または(3)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した
場合，これにともなう料金の減額は行ないません。
(10) 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。
(11) 当社は，(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1 電制を実施したときは，これにより生じた小売電気事業，特定送配電事業または自己等への電気の供給の用に供する電気の不足電力量（以下「Ｎ－1 電制時調達不足電力量」といいます。）の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－1 電制が実施された発電設備等を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費を加えた金額から，Ｎ－1 電制が実施されなかったとしたときにその発電設備等がＮ－1 電制時調
達不足電力量を発電または放電するのに要したであろう費用に相当する金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－1 電制
オペレーション費用として発電契約者にお支払いいたします。
40 適正契約の保持等(1) 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。
(2) 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。
(3) 当社は，31（電力および電力量の算定）(20)もしくは(21)によって算定された値が著しく大きい場合，31（電力および電力量の算定）(18)イもしくは(19)イによって算定された値が著しく大きい場合，31（電力および電力量の算定）(18)ロもしくは(19)ロによって算定された値が著しく大きい場合（いずれの場合も，給電指令時
補給電力量として算定された値を除きます。），31（電力および電力量の算定）(22)- 78 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）もしくは(23)によって算定された値が著しく大きい場合または 30（電力および電力
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）(17)のベースラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接量の算定）(17)のベースラインが著しく不適当と認められる場合等，契約者との接続供給契約に比べて使用状態が不適当と認められる場合，発電契約者との発電量調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
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・放電状態または需要抑制状態をすみやかに適正なものに修には，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。
正していただきます。
40 契約超過金
41 契約超過金(1) 契約者が接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備(1) 契約者が接続送電サービス契約電力，臨時接続送電サービス契約電力または予備
送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合には，当社の責めとなる理由
送電サービス契約電力をこえて電気を使用された場合には，当社の責めとなる理由による場合を除き，当社は，契約超過電力に接続送電サービスもしくは臨時接続送による場合を除き，当社は，契約超過電力に接続送電サービスもしくは臨時接続送電サービスの該当基本料金率または予備送電サービスの該当料金率を乗じてえた
電サービスの該当基本料金率または予備送電サービスの該当料金率を乗じてえた金額をその 1 月の力率により割引または割増ししたもの（ただし，予備送電サービ
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
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。
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
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
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。
を差し引いた値といたします。
(2) 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
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- 79 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(2) 契約超過金は，契約電力をこえて電気を使用された月の検針日が料金算定日となる日程等別料金（該当する日程等別料金がない場合は，料金算定日が直後の日程
等別料金といたします。）の支払期日までに，原則として，その日程等別料金とあわせて支払っていただきます。

41 力率の保持(1) 低圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，電灯定額接続送電サー
ビス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービス，電灯従量接
続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスまたは電灯臨時接続送電サービスの適用を受ける供給地点については 90 パーセント以上，その他の供給地点については 85 パーセント以上に保持していただきます。
ロ 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，2 以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，別表 13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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電流または臨時接続送電サービス契約電流 10 アンペ
アただし，接続送電サービス契約電流が 5 アンペアの場合は，0.5 キロワットとみなし，15 アンペアの場合は，1.5 キロワットとみなします。
(ﾊ) 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(ﾆ) 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。
(ﾎ) 附則 4（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(3) 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(1) 低圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として，電灯定額接続送電サー
ビス，電灯標準接続送電サービス，電灯時間帯別接続送電サービス，電灯従量接
続送電サービス，電灯臨時定額接続送電サービスまたは電灯臨時接続送電サービスの適用を受ける供給地点については 90 パーセント以上，その他の供給地点については 85 パーセント以上に保持していただきます。
ロ 進相用コンデンサを取り付ける場合は，それぞれの電気機器ごとに取り付けていただきます。ただし，やむをえない事情によって，2 以上の電気機器に対して一括して取り付ける場合は，進相用コンデンサの開放により，軽負荷時の力率が進み力率とならないようにしていただきます。
なお，進相用コンデンサは，別表 13（進相用コンデンサ取付容量基準）を基準として取り付けていただきます。

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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(2) 高圧または特別高圧で供給する場合(2) 高圧または特別高圧で供給する場合
イ 接続供給における供給地点ごとの力率は，原則として 85 パーセント以上に保イ 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。
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。
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。
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。
の協議によって定めます。
42 発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施
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
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
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。
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求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
なお，発電者または需要者の求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(1) 受電地点に至るまでの当社の供給設備および供給地点に至るまでの当社の供給(1) 受電地点に至るまでの当社の供給設備および供給地点に至るまでの当社の供給設備または計量器等発電場所内および需要場所内の当社の電気工作物の設計，施工
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（取付けおよび取外しを含みます。），改修または検査(2) 75（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(2) 76（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
要者の電気工作物の検査等の業務(3) 不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の試験，(3) 不正な電気の使用の防止等に必要な，発電者もしくは需要者の電気機器の試験，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
発電者もしくは需要者の電気の使用用途の確認(4) 計量器の検針または計量値の確認(4) 計量器の検針または計量値の確認(5) 44（託送供給等の停止），52（契約の廃止）または 54（解約等）により必要な処(5) 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
置置(6) その他この約款によって，接続供給契約，振替供給契約および発電量調整供給契(6) 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安の確認に必要な業務
工作物に係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(1) 発電者または需要者が次の原因等により他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨(1) 発電者または需要者が次の原因等により他者の電気の使用を妨害し，もしくは妨害するおそれがある場合，または当社もしくは他の電気事業者の電気工作物に支障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，託送供給契約にとなる現象が最も著しいと認められる地点で行ないます。）には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，必要な調ついては契約者の，発電量調整供給契約については発電契約者の負担で，必要な調整装置または保護装置を発電場所または需要場所に施設していただくとともに，と整装置または保護装置を発電場所または需要場所に施設していただくとともに，とくに必要がある場合には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約
くに必要がある場合には，託送供給契約については契約者の，発電量調整供給契約
については発電契約者の負担で，当社が供給設備を変更し，または専用供給設備を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。
施設いたします。
イ 負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合
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
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
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
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
ホ その他イ，ロ，ハまたはニに準ずる場合(2) 発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用さ(2) 発電者または需要者が発電設備等を当社の供給設備に電気的に接続して使用される場合は，(1)に準じて取り扱います。
れる場合は，(1)に準じて取り扱います。
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
ス要綱によります。
44 託送供給等の停止
45 託送供給等の停止(1) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当する場合には，(1) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当する場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により生じた保安イ 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
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
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して，当社に重大な損害を与えた場合
ハ 61（引込線の接続）に反して，当社の供給設備と発電者の電気設備または需要ハ 62（引込線の接続）に反して，当社の供給設備と発電者の電気設備または需要者の電気設備との接続を行なった場合
者の電気設備との接続を行なった場合(2) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約(2) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または発電契約者にその旨を警告しても改めない場合には，当社は，当該託送供者，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，当給または発電量調整供給を停止することがあります。
該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由により保安上の危イ 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険がある場合ロ 電気工作物の改変等によって不正に当社の電線路を使用，または電気を使用さ
ロ 電気工作物の改変等によって不正に当社の電線路を使用，電気を使用または発れた場合
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
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。
とき。
ホ 42（発電場所および需要場所への立入りによる業務の実施）に反して，当社のホ 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
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へ 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
へ 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(3) 契約者または発電契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者または発電契約(3) 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，発電者にその改善を求めた場合で，39（適正契約の保持等）に定める適正契約への変更
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）に定めるおよび適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じていただけないときに適正契約への変更および適正な使用状態または発電・放電状態への修正に応じていは，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
ただけないときには，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
イ 接続送電サービス契約電力をこえて接続送電サービスを使用される場合
イ 接続送電サービス契約電力をこえて接続送電サービスを使用される場合
ロ 臨時接続送電サービス契約電力をこえて臨時接続送電サービスを使用される
ロ 臨時接続送電サービス契約電力をこえて臨時接続送電サービスを使用される
場合
場合
ハ 予備送電サービス契約電力をこえて予備送電サービスを使用される場合
ハ 予備送電サービス契約電力をこえて予備送電サービスを使用される場合
ニ 発電量調整受電電力が契約受電電力をこえる場合
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 接続供給電力が接続送電サービス契約電力を継続して下回る場合（19〔接続送
ホ 接続供給電力が接続送電サービス契約電力を継続して下回る場合（19〔接続送電サービス〕(3)イ(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
電サービス〕(3)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〕(3)イ(ﾄ)に定める動力従量接続送電サービス，19〔接続送電サービス〕(3)ス〕(3)イ(ﾄ)に定める動力従量接続送電サービス，19〔接続送電サービス〕(3)ロ(ﾊ)に定める高圧従量接続送電サービスまたは 19〔接続送電サービス〕(3)ハ(ﾊ)ロ(ﾊ)に定める高圧従量接続送電サービスまたは 19〔接続送電サービス〕(3)ハ(ﾊ)に定める特別高圧従量接続送電サービスの適用を受ける場合に限ります。）に定める特別高圧従量接続送電サービスの適用を受ける場合に限ります。）(4) 発電者または需要者がその他この約款に反した場合には，当社は，当該託送供給(4) 発電者または需要者がその他この約款に反した場合には，当社は，当該託送供給または発電量調整供給を停止することがあります。
または発電量調整供給を停止することがあります。
(5) (1)から(4)によって当該託送供給または発電量調整供給を停止する場合には，当(5) (1)から(4)によって当該託送供給または発電量調整供給を停止する場合には，当社は，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給
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。
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。
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
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，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。
または需要者にお知らせすることがあります。
45 託送供給等の停止の解除
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，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契約者，発電契約者，発電者または需要者がその理由となった事実を解消したときには，当社は，すみやかに当該託送供給または発電量調整供給を再開いたします。
は，当社は，すみやかに当該託送供給または発電量調整供給を再開いたします。
46 託送供給の停止期間中の料金
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ついては，まったく電気を使用しない場合の月額料金を 32（料金の算定）により日割
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
計算をして，料金を算定いたします。
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。
47 違 約 金
48 違 約 金(1) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために(1) 契約者，発電契約者，発電者または需要者が次のいずれかに該当し，そのために料金の全部または一部の支払いを免れた場合には，当社は，その免れた金額の 3 倍
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申し受けます。
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
イ 1（適用）に定める用途以外の用途に電気を使用された場合
ロ 44（託送供給等の停止）(2)ロ，ハまたはニの場合
ロ 45（託送供給等の停止）(2)ロ，ハまたはニの場合(2) (1)の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金(2) (1)の免れた金額は，この約款に定められた供給条件にもとづいて算定された金額と，不正な使用方法にもとづいて算定された金額との差額といたします。
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。
(3) 不正に使用した期間が確認できない場合は，6 月以内で当社が決定した期間とい(3) 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たします。
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
49 損害賠償の免責(1) 11（託送供給等の開始）(2)によって託送供給または電力量調整供給の開始日を(1) 11（託送供給等の開始）(2)によって託送供給または電力量調整供給の開始日を変更した場合，38（給電指令の実施等）によって発電者の発電もしくは放電または変更した場合，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
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，は中止した場合で，それが当社の責めとならない理由によるものであるときには，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者の受けた損害
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。
について賠償の責めを負いません。
(2) 44（託送供給等の停止）によって託送供給もしくは発電量調整供給を停止した場(2) 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 54（解約等）によって接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約
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整供給契約を解約した場合には，当社は，契約者，発電契約
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，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
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ません。
賠償の責めを負いません。
(3) 44（託送供給等の停止）によって停止のための適当な処置を行なう旨を文書等に(3) 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
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 54（解約等）(1)ロに該当する旨を文書等により発電者もしもしくは発電契約者が 55（解約等）(1)ロに該当する旨を文書等により発電者もし
くは需要者にお知らせした場合には，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約
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。
者，発電者または需要者の受けた損害について賠償の責めを負いません。
(4) 当社に故意または過失がある場合を除き，当社は，契約者，発電契約者，需要抑(4) 当社に故意または過失がある場合を除き，当社は，契約者，発電契約者，需要抑制契約者，発電者または需要者が漏電その他の事故により受けた損害について賠償制契約者，発電者または需要者が漏電その他の事故により受けた損害について賠償- 83 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）の責めを負いません。
の責めを負いません。
49 設備の賠償
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
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
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。
調整供給契約については発電契約者に賠償していただきます。
(1) 修理可能の場合(1) 修理可能の場合
修理費
修理費(2) 亡失または修理不可能の場合(2) 亡失または修理不可能の場合帳簿価額と取替工費との合計額
帳簿価額と取替工費との合計額

Ⅵ 契約の変更および終了

Ⅵ 契約の変更および終了

50 契約の変更
51 契約の変更(1) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契(1) 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，
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）に定める振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を希望される場
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合に準じて接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調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
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。
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。
(2) 契約電力等の減少を希望される場合の(1)による契約の変更は，次のとおりとい(2) 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たします。
(1)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
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だきます。この場合，当社は，原則として，契約者が申し出た契約電力等の減少
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，希望日に契約電力等を減少させるための適当な処置を行ないます。
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
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，契約たします。
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(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けた日に契約電力等が減少したものといたします。
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) 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(ﾛ) 当社の責めとならない理由（非常変災等の場合を除きます。）により契約電力等を減少させるための処置ができない場合は，契約電力等を減少させるため力等，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の処置が可能となった日に減少するものといたします。
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。
(3) 低圧で供給する場合で，需要者が小売電気事業者の変更を希望され，契約者が接(3) 低圧で供給する場合で，需要者が小売電気事業者の変更を希望され，契約者が接続供給契約を変更するときの(1)による接続供給契約の変更は，次のとおりといた
続供給契約を変更するときの(1)による接続供給契約の変更は，次のとおりといた
します。
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- 84 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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（記始の申込みが廃止希望日の 2 暦日前から起算して 8 営業日前の日の 1 暦日前（記録型計量器を取り付けている場合は廃止希望日の 2 暦日前から起算して 1 営業日
録型計量器を取り付けている場合は廃止希望日の 2 暦日前から起算して 1 営業日
前の日の 1 暦日前といたします。）までに行なわれなかったときには，当社は，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。
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
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。
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
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廃止される契約者からの当該供給地点への託送供給の廃止の申込みが開始希望
日の 2 暦日前から起算して 8 営業日前の日の 1 暦日前（記録型計量器を取り付け
日の 2 暦日前から起算して 8 営業日前の日の 1 暦日前（記録型計量器を取り付けている場合は廃止希望日の 2 暦日前から起算して 1 営業日前の日の 1 暦日前とい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。
を取り消します。
ハ イおよびロにおける営業日は，当社が定めるものとし，契約者にお知らせいた
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。
します。
(4) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結して(4) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者を変更されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であって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
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。
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
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
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。
ものといたします。
51 名義の変更
52 名義の変更
合併その他の原因によって，新たな契約者，発電契約者または需要抑制契約者が，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
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，発電契約者または需要約者が，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，抑制契約者の当社に対する接続供給契約もしくは振替供給契約，発電量調整供給契約
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もしくは振替供給契約，発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
きます。この場合には，新たな契約者，発電契約者または需要抑制契約者は，その旨は，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，発電契を当社へ文書により申し出ていただきます。ただし，新たな契約者または発電契約者
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
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
給契約または当該発電量調整供給契約を希望される場合は，8（契約の要件）(1)チに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，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
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
ることができます。
の要件）(1)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(1) 契約者が接続供給契約もしくは振替供給契約を廃止しようとされる場合，発電契(1) 契約者が接続供給契約もしくは振替供給契約を廃止しようとされる場合，発電契
約者が発電量調整供給契約を廃止しようとされる場合または需要抑制契約者が需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
要抑制量調整供給契約を廃止しようとされる場合は，契約者，発電契約者または需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，
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。
- 85 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整供給を終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていただきます。

(2) 接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契
約は，54（解約等）および次の場合を除き，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が当社に通知された廃止期日に消滅いたします。
イ 当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者の廃止通知を廃止期日の翌日以降に受けた場合は，通知を受けた日に接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約が消滅したものといたします。
ロ 当社の責めとならない理由（非常変災等の場合を除きます。）により託送供給
または発電量調整供給を終了させるための処置ができない場合は，接続供給契
約，振替供給契約または発電量調整供給契約は，託送供給または発電量調整供給を終了させるための処置が可能となった日に消滅するものといたします。

(3) 需要抑制量調整供給契約の場合で，需要者が電力需給に関する契約等を締結している契約者が契約を廃止されたときは，需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，需要者の需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なうことがあります。
なお，この場合には，当社が当該需要場所に係る需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に需要抑制量調整供給契約は変更され，または消滅するものといたします。
53 供給開始後の契約の消滅または変更にともなう料金および工事費の精算(1) 次の場合には，当社は，接続供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を契約者に，発電量調整供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を発電契約者に，それぞれ精算していただきます。
なお，この場合は，受電地点または供給地点ごとに精算するものといたします。
イ 接続供給の場合(ｲ) 低圧で供給する場合

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）あらかじめその廃止期日を定めて，当社に通知していただきます。この場合，当社は，原則として，契約者または発電契約者から通知された廃止期日に，当社の供給設備または発電者もしくは需要者の電気設備において，託送供給または発電量調整
供給を終了させるための適当な処置を行ないます。
なお，この場合には，必要に応じて発電者および需要者に協力をしていただきます。
(2) 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，(1)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。
(3) 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。
(4) 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。
(5) 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(1) 次の場合には，当社は，接続供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を契約者に，発電量調整供給契約の消滅または変更の日に料金および工事費を発電契約者に，それぞれ精算していただきます。
なお，この場合は，受電地点または供給地点ごとに精算するものといたします。
イ 接続供給の場合(ｲ) 低圧で供給する場合- 86 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
ａ 契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流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
約電力，接続送電サービス契約電流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いたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契
約電流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，72（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，接続送電サービス契約電流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，接続送電サービス契約電流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，接続
送電サービス契約電流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いたします。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力，接続送電サービ
ス契約電流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，
72（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，接続送電サービス契約電流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いたします。また，当社
は，契約者が接続送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，72（臨時工事費）の臨時- 87 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）ａ 契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流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
約電力，接続送電サービス契約電流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いたします。
また，当社は，契約者が接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契
約電流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，73（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，接続送電サービス契約電流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，接続送電サービス契約電流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，接続
送電サービス契約電流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いたします。
また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力，接続送電サービ
ス契約電流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，
73（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，接続送電サービス契約電流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いたします。また，当社
は，契約者が接続送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加されたことにともない新たに施設した供給設備について，73（臨時工事費）の臨時

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続
送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
ｂ 契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後 1 年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金または予備送電サービ
ス料金について，さかのぼって，減少契約電力分につき該当料金の 20 パー
セントを割増ししたものを適用いたします。また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，72（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）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定める契約者（19〔接続送電サービス〕(2)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(2)イ(ｲ)に準じて定める契約者を含みます。）が，需要場所における受電設備等を新たに設定し，または需要場所における受電設備の総容量等を増加された日以
降 1 年に満たないで接続送電サービス契約電力を消滅させ，または 19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる場合は，(ｲ)または(ﾛ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)または(ﾛ)にいう接続送電サービス契約電力を新たに設定するとは，需要場所における受電設備等を新たに設定することとし，接続送電サービス契約電力を増加するとは，需要場所における受電設備の総容量等を増加することとし，接続送電サー
ビス契約電力を減少するとは，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)ｃにより接続
送電サービス契約電力を減少することといたします。
ロ 発電量調整供給の場合(ｲ) 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定
し，または増加された後 1 年に満たないでこれを消滅させる場合は，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(ﾛ) 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定
し，または増加された後 1 年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，当社の供給設備のうち契約受電電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
工事費として算定される金額と既に申し受けた工事費負担金との差額を申し受けます。
なお，増加後に消滅させる場合には，それぞれの接続供給電力量は，接続
送電サービス契約電力の増加分と残余分の比であん分したものといたします。
ｂ 契約者が接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力を新たに設定し，または増加された後 1 年に満たないでこれを減少しようとされる場合は，それまでの期間の接続送電サービス料金または予備送電サービ
ス料金について，さかのぼって，減少契約電力分につき該当料金の 20 パー
セントを割増ししたものを適用いたします。また，当社の供給設備のうち接続送電サービス契約電力または予備送電サービス契約電力の減少に見合う部分について，73（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）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定める契約者（19〔接続送電サービス〕(2)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(2)イ(ｲ)に準じて定める契約者を含みます。）が，需要場所における受電設備等を新たに設定し，または需要場所における受電設備の総容量等を増加された日以
降 1 年に満たないで接続送電サービス契約電力を消滅させ，または 19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)ｃにより接続送電サービス契約電力を減少しようとされる場合は，(ｲ)または(ﾛ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)または(ﾛ)にいう接続送電サービス契約電力を新たに設定するとは，需要場所における受電設備等を新たに設定することとし，接続送電サービス契約電力を増加するとは，需要場所における受電設備の総容量等を増加することとし，接続送電サー
ビス契約電力を減少するとは，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)ｃにより接続
送電サービス契約電力を減少することといたします。
ロ 発電量調整供給の場合(ｲ) 発電契約者が契約受電電力，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，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(ﾛ) 発電契約者が契約受電電力，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，当社の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，新たに施設した当社の供給設備を撤去する場合の諸工費から，その撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額を申し受けます。
(2) 発電者または需要者が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され，利用されて(2) 発電者または需要者が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され，利用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
からの期間が 1 年以上になる場合には，1 年以上利用される契約電力等に見合う部分については，(1)にかかわらず精算いたしません。
分については，(1)にかかわらず精算いたしません。
なお，接続供給契約または発電量調整供給契約の消滅または変更の日以降に 1 年
なお，接続供給契約または発電量調整供給契約の消滅または変更の日以降に 1 年以上にならないことが明らかになった場合には，明らかになった日に(1)に準じて以上にならないことが明らかになった場合には，明らかになった日に(1)に準じて精算を行ないます。
精算を行ないます。
(3) 非常変災等やむをえない理由による場合は，(1)にかかわらず精算いたしません。 (3) 非常変災等やむをえない理由による場合は，(1)にかかわらず精算いたしません。
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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）54 解 約 等
55 解 約 等(1) 当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約また(1) 当社は，次の場合には，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約，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。
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。
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
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。
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
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結している契約者にお知らせすることがあります。
いる契約者にお知らせすることがあります。
イ 44（託送供給等の停止）によって託送供給または発電量調整供給を停止された
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なった事実を解消されない場合
ロ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当する場合
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(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(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ない場合のを含みます。）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
ハ 契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契ハ 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，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
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
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。
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(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(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
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(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。
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(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
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(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。
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(2) 需要者がその需要場所から移転され，電気を使用されていないことが明らかな場(2) 需要者がその需要場所から移転され，電気を使用されていないことが明らかな場
合には，契約者または需要抑制契約者からの申出がない場合であっても，当社は，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
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。
を行なうことがあります。
この場合，当社が当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整供給を終了
この場合，当社が当該需要場所に係る接続供給および需要抑制量調整供給を終了させるための処置を行なった日に接続供給契約および需要抑制量調整供給契約は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- 89 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
変更され，または消滅するものといたします。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）変更され，または消滅するものといたします。
(3) 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。
(4) 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。
(5) 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(1)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。
55 契約消滅後の債権債務関係
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
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
抑制量調整供給契約期間中の料金その他の債権債務は，接続供給契約，振替供給契約，
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。
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。

Ⅶ 受電方法および供給方法ならびに工事

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
57 受電地点，供給地点および施設(1) 受 電 地 点(1) 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
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。
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ロ 受電地点は，会社間連系点を受電地点とする場合を除き，発電場所内の地点とし，当社の供給設備から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社とのし，当社の供給設備から最短距離にある場所を基準として発電契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合には，発電契約者と当社との協議によ
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。
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(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) 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(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。
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。
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ﾆ) 59（地中引込線）(4)により地中引込線によって電気を受電する場合(ﾆ) 58（地中引込線）(4)により地中引込線によって電気を受電する場合(ﾎ) その他特別の事情がある場合(ﾎ) その他特別の事情がある場合(2) 供 給 地 点(2) 供 給 地 点
イ 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，当社の供給設備から最短距離にある場(ﾛ) 供給地点は，需要場所内の地点とし，当社の供給設備から最短距離にある場
所を基準として契約者と当社との協議によって定めます。ただし，次の場合に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。
があります。
ａ 山間地，離島にある需要場所等，当社の電線路から遠隔地にあって将来に
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
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
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。
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。
ｄ 58（地中引込線）(4)により地中引込線によって電気を供給する場合
ｄ 59（地中引込線）(4)により地中引込線によって電気を供給する場合
ｅ その他特別の事情がある場合
ｅ その他特別の事情がある場合
ロ 振替供給の場合
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。
供給地点は，会社間連系点といたします。
(3) 受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備は，当社の(3) 受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備は，当社の所有とし，工事費負担金または臨時工事費として申し受ける金額を除き，当社の負所有とし，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。
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
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は供給する複数の発電者または需要者を含みます。）のみのために発電者または需要者の土地または建物に引込線，接続装置等の供給設備を施設する場合は，その施要者の土地または建物に引込線，接続装置等の供給設備を施設する場合は，その施設場所を発電者または需要者から無償で提供していただきます。
設場所を発電者または需要者から無償で提供していただきます。
(4) 付帯設備（(3)により発電者または需要者の土地または建物に施設される供給設(4) 付帯設備（(3)により発電者または需要者の土地または建物に施設される供給設備を支持し，または収納する工作物およびその供給設備の施設上必要な発電者また備を支持し，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。
だきます。この場合には，当社が付帯設備を無償で使用できるものといたします。
(5) 特定送配電事業を営む者が維持および運用する電線路に複数の発電場所または(5) 特定送配電事業を営む者が維持および運用する電線路に複数の発電場所または複数の需要場所が接続する場合の受電地点または供給地点は，(1)または(2)に準じ
複数の需要場所が接続する場合の受電地点または供給地点は，(1)または(2)に準じて契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。この場合，当該複数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。
す。
57 架空引込線
58 架空引込線(1) 当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行(1) 当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続を引込線によって行
なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者または需要者の建造なう場合には，原則として架空引込線によるものとし，発電者または需要者の建造物または補助支持物の引込線取付点までは，当社が施設いたします。
物または補助支持物の引込線取付点までは，当社が施設いたします。
(2) 引込線取付点は，当社の供給設備の最も適当な支持物から原則として最短距離の(2) 引込線取付点は，当社の供給設備の最も適当な支持物から原則として最短距離の場所であって，堅固に施設できる点を契約者または発電契約者と当社との協議によ場所であって，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。
って定めます。
(3) 受電地点または供給地点から発電者または需要者の引込開閉器に至るまでの配(3) 受電地点または供給地点から発電者または需要者の引込開閉器に至るまでの配線（以下「引込口配線」といいます。）は，託送供給のために施設する場合は，契線（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- 91 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
場合は，発電契約者の負担により，発電契約者で施設していただきます。
(4) 引込線を取り付けるため発電場所内または需要場所内に設置する引込小柱等の(4) 引込線を取り付けるため発電場所内または需要場所内に設置する引込小柱等の補助支持物は，託送供給のために施設する場合は，契約者の負担により，契約者で補助支持物は，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。
償で使用できるものといたします。
(5) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または(5) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込小柱等の補助支持物を使用して他の発電者から電気を受電または他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。
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場所にある発電者または需要者の建造物または補助支持物の取付点に至るまでの引込口配線は引込線とし，その引込線および補助支持物の管理（材料費の負担の引込口配線は引込線とし，その引込線および補助支持物の管理（材料費の負担を含みます。）は当社が行ないます。また，受電地点または供給地点は，発電者を含みます。）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。
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
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。
いたします。
58 地中引込線
59 地中引込線(1) 架空引込線を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もし(1) 架空引込線を施設することが法令上認められない場合または技術上，経済上もし
くは地域的な事情により不適当と認められる場合で，当社の供給設備と発電者またくは地域的な事情により不適当と認められる場合で，当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なうときには，次のイまたはは需要者の電気設備との接続を地中引込線によって行なうときには，次のイまたはロの最も当社の供給設備に近い接続点までを当社が施設いたします。
ロの最も当社の供給設備に近い接続点までを当社が施設いたします。
イ 発電者が発電場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点また
イ 発電者が発電場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点または需要者が需要場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点
は需要者が需要場所内に施設する開閉器，断路器もしくは接続装置の接続点
ロ 当社が施設する計量器（付属装置を含みます。）または接続装置の接続点
ロ 当社が施設する計量器（付属装置を含みます。）または接続装置の接続点
なお，当社は，発電者または需要者の土地または建物に接続装置等を施設するこ
なお，当社は，発電者または需要者の土地または建物に接続装置等を施設することがあります。
とがあります。
(2) (1)により当社の供給設備と接続する電気設備の施設場所は，当社の供給設備の(2) (1)により当社の供給設備と接続する電気設備の施設場所は，当社の供給設備の最も適当な支持物または分岐点から最短距離にあり，原則として，地中引込線の施
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。
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
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，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。
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
内の場所
ロ 建物の 3 階以下にある場所
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
ハ その他地中引込線の施設上特殊な工法，材料等を必要としない場所(3) 地中引込線の施設上必要な付帯設備は，原則として，託送供給のために施設する(3) 地中引込線の施設上必要な付帯設備は，原則として，託送供給のために施設する
場合は，契約者の負担により，契約者で施設していただき，発電量調整供給のため場合は，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- 92 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
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。
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。
なお，この場合の付帯設備は，次のものをいいます。
イ 鉄管，暗きょ等発電者または需要者の土地または建物の壁面等に引込線をおさ
イ 鉄管，暗きょ等発電者または需要者の土地または建物の壁面等に引込線をおさめるために施設される工作物（π引込みの場合のケーブルの引込みおよび引出し
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。）のために施設されるものを含みます。）
ロ 発電者または需要者の土地または建物に施設される基礎ブロック（接続装置を
ロ 発電者または需要者の土地または建物に施設される基礎ブロック（接続装置を固定するためのものをいいます。）およびハンドホール
固定するためのものをいいます。）およびハンドホール
ハ その他イまたはロに準ずる設備
ハ その他イまたはロに準ずる設備(4) 接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者(4) 接続を架空引込線によって行なうことができる場合で，契約者または発電契約者の希望によりとくに地中引込線によって行なうときには，地中引込線は，原則とし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
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契約者で施設していただきます。ただし，当社が，保安上または保守上適当と認めた場合は，(1)に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，66（受電地点へのた場合は，(1)に準じて接続を行ないます。この場合，当社は，67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)，(4)または 69（供給地点への供給設備の工事費負担
供給設備の工事費負担金）(2)，(4)または 70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(2)の工事費負担金を契約者または発電契約者から申し受けます。
金）(2)の工事費負担金を契約者または発電契約者から申し受けます。
59 連接引込線等
60 連接引込線等(1) 当社は，建物の密集場所等特別の事情がある場所では，連接引込線（1 発電場所
(1) 当社は，建物の密集場所等特別の事情がある場所では，連接引込線（1 発電場所
または 1 需要場所の引込線から分岐して支持物を経ないで他の発電場所の受電地点
または 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
または他の需要場所の供給地点に至る引込線をいいます。）または共同引込線によって当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続をすることがありって当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続をすることがあります。この場合，当社は，分岐装置を発電者または需要者の土地または建物に施設ます。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。
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。
なお，発電者または需要者の電気設備との接続点までは，当社が施設いたします。
(2) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または(2) 当社は，原則として発電者または需要者の承諾をえて，次により，発電者または需要者の引込口配線を使用して他の発電者から電気を受電または他の需要者へ電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。
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
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。
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。
引込線は，当社の所有とし，当社の負担で施設いたします。
60 中高層集合住宅等における受電方法および供給方法
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。
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
なお，技術上その他やむをえない場合は，当社は，発電者または需要者の土地または建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたします。この場合， は建物に変圧器等の供給設備を施設し，電気を受電または供給いたします。この場合，変圧器の 2 次側接続点までは，当社が施設いたします。
変圧器の 2 次側接続点までは，当社が施設いたします。
61 引込線の接続
62 引込線の接続
当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
当社の供給設備と発電者または需要者の電気設備との接続は，当社が行ないます。
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
なお，次の場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受け
なお，次の場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受けます。
ます。
(1) 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行なう場合(1) 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行なう場合(2) 契約者または発電契約者の希望によって当社の電線路または引込線と発電者ま(2) 契約者または発電契約者の希望によっ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切離しまたは再接続工事を行なう場合
たは需要者の電気設備との切離しまたは再接続工事を行なう場合
62 計量器等の取付け
63 計量器等の取付け(1) 料金の算定上必要な計量器，その付属装置（計量器箱，変成器，変成器の 2 次配
(1) 料金の算定上必要な計量器，その付属装置（計量器箱，変成器，変成器の 2 次配
線および計量情報等を伝送するための通信装置等をいいます。）および区分装置（力線および計量情報等を伝送するための通信装置等をいいます。）および区分装置（力率測定時間を区分する装置等をいいます。）については，以下のとおりといたしま
率測定時間を区分する装置等をいいます。）については，以下のとおりといたします。ただし，記録型計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために当社が発す。ただし，記録型計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために当社が発電者または需要者の電気工作物を使用する場合の当該電気工作物は計量器の付属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。
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
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
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。
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
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，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）の当社で取り付けます。この場合，当社は 68（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。
工事費負担金を発電契約者から申し受けます。
(2) 計量器，その付属装置および区分装置の取付位置は，適正な計量ができ，かつ，(2) 計量器，その付属装置および区分装置の取付位置は，適正な計量ができ，かつ，
検査ならびに取付けおよび取外し工事が容易な場所（低圧で受電または供給する場
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。
議によって定めます。
また，集合住宅等の場合で，契約者または発電契約者の希望によって計量器，そまた，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の付属装置および区分装置を建物内に取り付けたときには，契約者または発電契約者と当社との協議により，あらかじめ解錠のための鍵等を提出していただくことが者と当社との協議により，あらかじめ解錠のための鍵等を提出していただくことが
あります。
あります。
(3) 計量器，その付属装置および区分装置の取付場所は，発電者または需要者から無(3) 計量器，その付属装置および区分装置の取付場所は，発電者または需要者から無償で提供していただきます。また，(1)により契約者または発電契約者が施設する償で提供していただきます。また，(1)により契約者または発電契約者が施設するものについては，当社が無償で使用できるものといたします。
ものについては，当社が無償で使用できるものといたします。
(4) 当社は，記録型計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために発電者また(4) 当社は，記録型計量器に記録された電力量計の値等を伝送するために発電者または需要者の電気工作物を使用することがあります。この場合には，当社が無償で使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。
用できるものといたします。
(5) 契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の(5) 契約者または発電契約者の希望によって計量器，その付属装置および区分装置の取付位置を変更し，またはこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額
取付位置を変更し，またはこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受けます。
を契約者または発電契約者から申し受けます。
(6) 法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器およびその付属装置を(6) 法令により発電量調整受電電力量の計量に必要な計量器およびその付属装置を取り替える場合には，当社は，低圧で受電するときを除き，実費を発電契約者から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。
申し受けます。
63 通信設備等の施設
64 通信設備等の施設(1) 給電指令上必要な通信設備等は，当社の所有とし，工事費負担金として申し受け(1) 給電指令上必要な通信設備等は，当社の所有とし，工事費負担金として申し受ける金額を除き，当社の負担で施設いたします。
る金額を除き，当社の負担で施設いたします。
(2) 通信設備等の施設場所は，施設工事，検査および保守点検作業が容易な場所とし， (2) 通信設備等の施設場所は，施設工事，検査および保守点検作業が容易な場所とし，契約者または発電契約者と当社との協議によって定めます。
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。
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
なお，通信設備等の施設場所については，発電者または需要者から無償で提供しなお，通信設備等の施設場所については，発電者または需要者から無償で提供していただきます。
ていただきます。
(3) 契約者または発電契約者の希望によって，通信設備等の施設場所を変更し，また(3) 契約者または発電契約者の希望によって，通信設備等の施設場所を変更し，またはこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約
はこれに準ずる工事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者または発電契約者から申し受けます。
者から申し受けます。
(4) 系統連系技術要件に定めるＮ－1 電制の実施に必要な装置は，発電契約者で施設(4) 系統連系技術要件に定めるＮ－1 電制の実施に必要な装置は，発電契約者で施設していただきます。
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
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。
します。
64 専用供給設備
65 専用供給設備(1) 当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設備を施(1) 当社は，次の場合には，契約者または発電契約者の専用設備として供給設備を施設いたします。この場合，受電地点への供給設備については 66（受電地点への供給
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 67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)または(4)の工事費負担金を，供給地点への供給設備につ設備の工事費負担金）(2)または(4)の工事費負担金を，供給地点への供給設備については 69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(2)の工事費負担金を申し受け
いては 70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(2)の工事費負担金を申し受けます。
ます。
イ 契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社の供給区域内の需要に
イ 契約者または発電契約者がとくに希望され，かつ，当社の供給区域内の需要に対する電気の供給および他の発電者からの受電に支障がないと認められる場合
対する電気の供給および他の発電者からの受電に支障がないと認められる場合
ロ 43（託送供給等にともなう協力）の場合
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
い等の事情により，特定の契約者または発電契約者のみが使用されることになる供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認められる場合
供給設備を専用供給設備として施設することが適当と認められる場合(2) (1)の専用設備は，受電地点から受電地点に最も近い変電所（受電地点に最も近(2) (1)の専用設備は，受電地点から受電地点に最も近い変電所（受電地点に最も近い変電所が専ら受電のために施設される変電所である場合は，当該変電所から最もい変電所が専ら受電のために施設される変電所である場合は，当該変電所から最も近い変電所といたします。）までの電線路または供給地点から供給地点に最も近い
近い変電所といたします。）までの電線路または供給地点から供給地点に最も近い変電所までの電線路（配電盤，継電器およびその変電所の受電電圧もしくは供給電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
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
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。
があります。
(3) (2)において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(3) (2)において，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
(4) (1)および(2)において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，供給(4) (1)および(2)において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，供給地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。
地点とは会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(5) 当社は，供給設備を 2 以上の契約者または発電契約者が共用する専用供給設備と(5) 当社は，供給設備を 2 以上の契約者または発電契約者が共用する専用供給設備とすることがあります。ただし，(1)イの場合は，次に該当する場合で，いずれの契することがあります。ただし，(1)イの場合は，次に該当する場合で，いずれの契約者または発電契約者にも承諾をいただいたときに限ります。
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，当社が専用供給設備から電気を受電することまたは供約者または発電契約者も，当社が専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望されるとき。
給することを希望されるとき。
ロ 契約者または発電契約者が，当社が既に施設されている専用供給設備から電気
ロ 契約者または発電契約者が，当社が既に施設されている専用供給設備から電気を受電することまたは供給することを希望される場合を受電することまたは供給することを希望される場合
65 電流制限器等の取付け
66 電流制限器等の取付け(1) 需要場所の電流制限器等は，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(1) 需要場所の電流制限器等は，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(2) 電流制限器等の取付位置は原則として屋内とし，その取付場所は需要者から無償(2) 電流制限器等の取付位置は原則として屋内とし，その取付場所は需要者から無償で提供していただきます。
で提供していただきます。
(3) 契約者の希望によって電流制限器等の取付位置を変更し，またはこれに準ずる工(3) 契約者の希望によって電流制限器等の取付位置を変更し，またはこれに準ずる工- 95 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者から申し受けます。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
事をする場合には，当社は，実費相当額を契約者から申し受けます。

Ⅷ 工事費の負担

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
67 受電地点への供給設備の工事費負担金(1) 受電側接続設備の工事費負担金(1) 受電側接続設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加されイ 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る場合で，これにともない新たに受電側接続設備（専用供給設備および予備供給
設備を除きます。）を施設するときには，当社は，別表 14（標準設計）に定める設備を除きます。）を施設するときには，当社は，別表 14（標準設計）に定める設計（以下「標準設計」といいます。）で施設する場合の工事費（以下「標準設設計（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。
計工事費」といいます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電側接続設備とは，当社が高圧またはロ Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電側接続設備とは，当社が高圧または特別高圧で受電する場合において，受電地点からの受電の用に供することを主た特別高圧で受電する場合において，受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止る目的とする供給設備であって，変電所（専ら当該受電地点への事故波及の防止等を目的として施設される変電所を除きます。）の引出口に施設される断路器の等を目的として施設される変電所を除きます。）の引出口に施設される断路器の受電地点側接続点（基幹送電設備から受電側接続設備を分岐する場合は，基幹送受電地点側接続点（基幹送電設備から受電側接続設備を分岐する場合は，基幹送電設備の接続点といたします。）から他の変電所（専ら当該受電地点への事故波
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及の防止等を目的として施設される変電所を除きます。）を経ないで受電地点に至る電線および引込線等をいいます。また，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，至る電線および引込線等をいいます。また，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，開閉所および蓄電所は，変電受電地点とは会社間連系点以外の受電地点をいい，開閉所および蓄電所は，変電所とみなします。
所とみなします。
(2) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金(2) 受電地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加されイ 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設するる場合で，これにともない当社が新たに受電地点への特別の供給設備を施設する
ときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ときには，当社は，次の金額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(ｲ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供(ｲ) 発電契約者の希望によって標準設計をこえる設計で当社が受電地点への供給設備を施設する場合は，標準設計工事費をこえる金額
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受電地点への供給設備を施設する場合とは，
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。
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
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
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
合合ｄ その他受電に必要な標準設計をこえる設計で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供給設備を施設する場合
また，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
また，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
(ﾛ) 64（専用供給設備）によって専用供給設備を施設する場合は，その工事費の(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
全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給
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）(2)によるものといたします。
設備）(2)によるものといたします。
(ﾊ) 受電地点からの受電の用に供することを主たる目的とする供給設備であっ(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にもとづき算定した金額
び事業者の費用負担等の在り方に関する指針にもとづき算定した金額
ただし，託送供給等約款（2015 年 12 月 18 日付け 20150731 資第 41 号認可。）
ただし，託送供給等約款（2015 年 12 月 18 日付け 20150731 資第 41 号認可。）- 96 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
65（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)a ただし書の適用を受ける場合は，ただし書により算定した金額といたします。
ｂ 発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，次の金額
新増加契約受電電力 1 キロワットにつき託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
65（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)a ただし書の適用を受ける場合は，ただし書により算定した金額といたします。
ｂ 発電設備等からの出力により，当社配電用変電所バンクにおいて逆潮流が生じるおそれのある場合で，これに係る措置として当社が新たに供給設備を施設するときには，ａにかかわらず，次の金額
新増加契約受電電力 1 キロワットにつき3,850 円 00 銭

ロ 受電地点において 21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともな
い当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) 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），62（計量器等の取付け）または 63（通信設備等の施設）によって実費相当額を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ 43（託送供給等にともなう協力）によって受電地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(4) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される
場合もしくは受電地点への供給設備を変更する場合で，低圧で受電するとき（受電の用に供することを主たる目的とするときに限ります。）は，(2)イ(ｲ)，(ﾛ)および(3)にかかわらず，その受電の用に供することによって必要となる工事費（(2)イ(ﾊ)により申し受ける金額を除きます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(5) 工事費の算定(1)，(2)，(3)および(4)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(ｲ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要す
る材料費，工費および諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担関連費を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額
といたします。
(ﾛ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。
）によって算定いたします。
(ﾊ) 土地費（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，工事費に含みません。ただし，架空受電側接続設備の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 架空受電側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空受電側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補
償費の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。

3,850 円 00 銭

ロ 受電地点において 21（予備送電サービス）を利用される場合で，これにともな
い当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，受電側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，65（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) 受電地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ 発電契約者が契約受電電力または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，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）によって実費相当額を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
ロ 44（託送供給等にともなう協力）によって受電地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(4) 発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される
場合もしくは受電地点への供給設備を変更する場合で，低圧で受電するとき（受電の用に供することを主たる目的とするときに限ります。）は，(2)イ(ｲ)，(ﾛ)および(3)にかかわらず，その受電の用に供することによって必要となる工事費（(2)イ(ﾊ)により申し受ける金額を除きます。）を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
(5) 工事費の算定(1)，(2)，(3)および(4)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費といたします。
(ｲ) 標準設計工事費は，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要す
る材料費，工費および諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担関連費を含みます。）の合計額といたします。
なお，撤去工事がある場合は，その合計額から撤去後の資材の残存価額を差し引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額
といたします。
(ﾛ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。
）によって算定いたします。
(ﾊ) 土地費（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，工事費に含みません。ただし，架空受電側接続設備の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 架空受電側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空受電側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補
償費の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。

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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ﾎ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含み(ﾎ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
ます。
(ﾍ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振(ﾍ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
ロ 発電契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，
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。
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
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。
て次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(ｲ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合(ｲ) 鉄塔を利用して電気を受電する場合
使用回線数
使用回線数
工事費 ×
工事費 ×
施設回線数
施設回線数
(ﾛ) 管路等を利用して電気を受電する場合(ﾛ) 管路等を利用して電気を受電する場合
使用孔数
使用孔数
工事費 ×
工事費 ×
施設孔数－予備孔数
施設孔数－予備孔数
ニ 当社が特別高圧で受電する電気について，使用開始後 3 年以内の供給設備を利ニ 当社が特別高圧で受電する電気について，使用開始後 3 年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備（特別用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備（特別高圧のノンファーム電源の受電地点に係る発電場所から電気を受電する場合は，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。
変電所相互間を連絡する電線路を除きます。）とみなします。
ホ (2)イ(ﾊ)の場合，使用開始後 3 年以内の供給設備を利用するときは，新たに利ホ (2)イ(ﾊ)の場合，使用開始後 3 年以内の供給設備を利用するときは，新たに利用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特用される部分を新たに施設される受電側接続設備以外の供給設備（高圧および特別高圧の供給設備に限ります。また，専用供給設備を除きます。なお，ノンファ
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
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。
および当社が適当であると認めた供給設備に限ります。）とみなします。
へ 低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にへ 低圧または高圧で受電する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イまたはロにかかわらず，
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。
工事費を当該金額にもとづいて算定いたします。
(6) 受電地点への供給設備の工事費負担金は，受電地点ごとに，発電量調整供給契約(6) 受電地点への供給設備の工事費負担金は，受電地点ごとに，発電量調整供給契約
ごとに算定いたします。
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
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。
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
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。
いたします。
ロ 2 以上の発電契約者から同時に申込みがあった場合の工事費負担金は，発電契
ロ 2 以上の発電契約者から同時に申込みがあった場合の工事費負担金は，発電契約者ごとに算定いたします。この場合，発電契約者ごとの共用部分の工事費は，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。
原則として契約受電電力の比であん分した金額といたします。
(7) 特例区域等の発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力(7) 特例区域等の発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への供給設備を施設すを増加される場合で，これにともない当社が新たに受電地点への供給設備を施設す
るときには，当社は，(1)，(2)または(4)にかかわらず，その工事費の全額を工事るときには，当社は，(1)，(2)または(4)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として発電契約者から申し受けます。
費負担金として発電契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(2)の場合に準じて算定いたします。
なお，この場合の工事費負担金は，(2)の場合に準じて算定いたします。
67 受電用計量器等の工事費負担金
68 受電用計量器等の工事費負担金
発電契約者が新たに発電量調整供給を開始し，または契約受電電力を変更される場
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- 98 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
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。
68 会社間連系設備の工事費負担金
69 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，工施設するときには，当社は，工事費負担金を契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または振替供給契約の内容等を基準
事費負担金の金額は，工事の内容，接続供給契約または振替供給契約の内容等を基準として，契約者と当社との協議によって定めます。
として，契約者と当社との協議によって定めます。
69 供給地点への供給設備の工事費負担金
70 供給地点への供給設備の工事費負担金(1) 供給側接続設備の工事費負担金(1) 供給側接続設備の工事費負担金
イ 低圧または高圧で供給する場合
イ 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(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れるときを除きます。）で，これにともない新たに施設される供給側接続設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）の工事こう長が架空の場合（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）の工事こう長が架空の場合
は 1,000 メートル，地中の場合は 150 メートルをこえるときには，当社は，そは 1,000 メートル，地中の場合は 150 メートルをこえるときには，当社は，その超過こう長に次の金額を乗じてえた金額を工事費負担金として契約者から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。
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

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

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

地中供給側接続設備の場合 超過こう長 1 メートルにつき

27,720 円 00 銭

地中供給側接続設備の場合 超過こう長 1 メートルにつき

27,720 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。
ａ 2 以上の契約者から共同して申込みがあった場合，または契約者から 2 以
上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望される場合の工事費負担金の無償こう長は，(ｲ)の無償こう長に供給地点の数を乗じてえた値といたします。
ｂ 2 以上の契約者から同時に申込みがあった場合，または契約者から 2 以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望されない場合の工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。この場合，それぞれの供給地点における供給側接続設備の工事こう長については，共用される部分の工事こう長を共用する供給地点の数で除して得た値にその供給地点に係って単独で使用される部分の工事こう長を加えた値を，新たに施設される供給側接続設備の工事こう長といたします。
(ﾊ) 架空供給側接続設備と地中供給側接続設備とをあわせて施設する場合の(ｲ)の超過こう長は，次により算定いたします。
ａ 地中供給側接続設備の超過こう長は，地中供給側接続設備の工事こう長から地中供給側接続設備の無償こう長を差し引いた値といたします。
ｂ 架空供給側接続設備の超過こう長は，架空供給側接続設備の工事こう長と- 99 -

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。
ａ 2 以上の契約者から共同して申込みがあった場合，または契約者から 2 以
上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望される場合の工事費負担金の無償こう長は，(ｲ)の無償こう長に供給地点の数を乗じてえた値といたします。
ｂ 2 以上の契約者から同時に申込みがあった場合，または契約者から 2 以上の供給地点について申込みがあり，かつ，一括して算定することを希望されない場合の工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。この場合，それぞれの供給地点における供給側接続設備の工事こう長については，共用される部分の工事こう長を共用する供給地点の数で除してえた値にその供給地点に係って単独で使用される部分の工事こう長を加えた値を，新たに施設される供給側接続設備の工事こう長といたします。
(ﾊ) 架空供給側接続設備と地中供給側接続設備とをあわせて施設する場合の(ｲ)の超過こう長は，次により算定いたします。
ａ 地中供給側接続設備の超過こう長は，地中供給側接続設備の工事こう長から地中供給側接続設備の無償こう長を差し引いた値といたします。
ｂ 架空供給側接続設備の超過こう長は，架空供給側接続設備の工事こう長と託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
いたします。ただし，地中供給側接続設備の工事こう長が地中供給側接続設
備の無償こう長を下回る場合は，次によります。

架空供給側接続設備の超過こう長＝ 架空供給側接続設備
地中供給側接続設備
地中供給側接続設備－の工事こう長－の無償こう長の工事こう長
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
ロ 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ａにより算定される工事費がｂの当社負担額をこえるときには，当社は，その超過額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
ａ 工 事 費(a) 架空供給側接続設備の場合（工事こう長 100 メートル当たり）

架空供給側接続設備の超過こう長
地中供給側接続設備＝ 架空供給側接続設備
地中供給側接続設備－の無償こう長の工事こう長－の工事こう長
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
ロ 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ａにより算定される工事費がｂの当社負担額をこえるときには，当社は，その超過額を工事費負担金として契約者から申し受けます。この場合，工事費負担金は，供給地点ごとに算定いたします。
ａ 工 事 費(a) 架空供給側接続設備の場合（工事こう長 100 メートル当たり）

新増加接続送電サー 標準電圧 30,000 ボルトで供給する場合
ビス契約電力
標準電圧 60,000 ボルトで供給する場合
1 キロワットにつき 標準電圧 140,000 ボルトで供給する場合

352 円 00 銭
176 円 00 銭
88 円 00 銭

なお，標準電圧 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 15 パー
セントといたします。
(b) 地中供給側接続設備の場合（工事こう長 100 メートル当たり）
新増加接続送電サー 標準電圧 30,000 ボルトで供給する場合
ビス契約電力
標準電圧 60,000 ボルトで供給する場合
1 キロワットにつき 標準電圧 140,000 ボルトで供給する場合

649 円 00 銭
550 円 00 銭
220 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。
(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 15（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。
ｂ 当社負担額
新増加接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき5,500 円 00 銭

新増加接続送電サー 標準電圧 30,000 ボルトで供給する場合
ビス契約電力
標準電圧 60,000 ボルトで供給する場合
1 キロワットにつき 標準電圧 140,000 ボルトで供給する場合

352 円 00 銭
176 円 00 銭
88 円 00 銭

なお，標準電圧 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 15 パー
セントといたします。
(b) 地中供給側接続設備の場合（工事こう長 100 メートル当たり）
新増加接続送電サー 標準電圧 30,000 ボルトで供給する場合
ビス契約電力
標準電圧 60,000 ボルトで供給する場合
1 キロワットにつき 標準電圧 140,000 ボルトで供給する場合

649 円 00 銭
550 円 00 銭
220 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。
(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 15（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。
ｂ 当社負担額
新増加接続送電サービス契約電力 1 キロワットにつき5,500 円 00 銭(ﾛ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力を増加(ﾛ) 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力を増加される場合で，使用開始後 3 年以内の供給設備を利用して当社が供給するときされる場合で，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，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
ハ 19（接続送電サービス）(2)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給ハ 19（接続送電サービス）(2)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点の接続送電サービス契約電力は，この(1)の工事費負担金の算定上，需要者地点の接続送電サービス契約電力は，この(1)の工事費負担金の算定上，需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生- 100 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
じた不足電力の補給にあてるための電気の供給分を含まないものといたします。
ニ 次の言葉は，Ⅷ（工事費の負担）の各項においてそれぞれ次の意味で使用いた
ニ 次の言葉は，Ⅷ（工事費の負担）の各項においてそれぞれ次の意味で使用いた
します。
します。
(ｲ) 供給側接続設備(ｲ) 供給側接続設備
供給地点への供給の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，供給地点への供給の用に供することを主たる目的とする供給設備であって，発電所または変電所の引出口に施設される断路器の供給地点側接続点（特別高発電所または変電所の引出口に施設される断路器の供給地点側接続点（特別高圧の送電線路から供給側接続設備を分岐する場合は，送電線路の接続点といた圧の送電線路から供給側接続設備を分岐する場合は，送電線路の接続点といたします。）から他の発電所または変電所を経ないで供給地点に至る電線およびします。）から他の発電所または変電所を経ないで供給地点に至る電線および引込線等をいいます。
引込線等をいいます。
(ﾛ) 供 給 地 点(ﾛ) 供 給 地 点
会社間連系点以外の供給地点をいいます。
会社間連系点以外の供給地点をいいます。
(ﾊ) 工事こう長(ﾊ) 工事こう長
標準設計にもとづき算定される供給地点から最も近い供給設備までの供給
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
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。
す。
なお，単位は，1 メートルとし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入
なお，単位は，1 メートルとし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
いたします。
ホ 低圧で供給する場合，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス
ホ 低圧で供給する場合，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス
契約電力等を増加される場合とは，次の値が増加する場合といたします。
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(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
契約負荷設備の総容量(ﾛ) 契約電力(ﾛ) 契約電力(ﾊ) 契約電流(ﾊ) 契約電流(ﾆ) 契約容量(ﾆ) 契約容量
なお，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力をなお，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定める場合で，需要場所における主開閉器の定格電流等を増加されるときは，接定める場合で，需要場所における主開閉器の定格電流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。
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。
続送電サービス契約電力等を増加されるものとみなします。
へ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サへ 高圧で供給する場合で，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定めるとき（19〔接続送電サービス〕(2)ニで需要者の発電設ービス契約電力を定めるとき（19〔接続送電サービス〕(2)ニで需要者の発電設備の検査，補修または事故〔停電による停止等を含みます。〕により生じた不足
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
電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分について，19〔接続送電サービス〕(2)イ(ｲ)に準じて定める場合を含みます。）には，Ⅷ（工事費の負担）ービス〕(2)イ(ｲ)に準じて定める場合を含みます。）には，Ⅷ（工事費の負担）の各項において，接続送電サービス契約電力等を増加される場合とは，需要場所の各項において，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。
における受電設備の総容量を増加される場合といたします。
(2) 供給地点への特別供給設備の工事費負担金(2) 供給地点への特別供給設備の工事費負担金
イ 契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約電力等を増加
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から引き続き当社の供給設備を利用され，かつ，下位の供給電圧に変更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への特別の供給設備
きを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への特別の供給設備を施設するときには，当社は，次の金額を工事費負担金として契約者から申し受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。
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(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
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，
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，- 101 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
次のいずれかに該当する場合をいいます。
次のいずれかに該当する場合をいいます。
ａ 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
ａ 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
ｂ 標準設計による供給側接続設備以外の設備により供給設備を施設する場
ｂ 標準設計による供給側接続設備以外の設備により供給設備を施設する場
合合ｃ 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
ｃ 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
設する場合
また，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
また，この場合も，(1)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(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，ａまたはｂの金額
中供給側接続設備を施設する場合は，ａまたはｂの金額
ａ 標準設計工事費をこえる金額
ａ 標準設計工事費をこえる金額
なお，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
なお，この場合も，(1)の工事費負担金を申し受けます。
ｂ 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ｂ 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，ａにかかわらず，その工事費の全額からいいます。）に係る区域の場合は，ａ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
ケーブル，変圧器，開閉器等の工事費を差し引いた金額(ﾊ) 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(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
全額
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，64（専用供給
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）(2)によるものといたします。
設備）(2)によるものといたします。
ロ 19（接続送電サービス）(2)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給
ロ 19（接続送電サービス）(2)ニにより接続送電サービス契約電力を定める供給地点において需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含地点において需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給のために接続
みます。）により生じた不足電力の補給にあてるための電気の供給のために接続
送電サービスを利用される場合または供給地点において予備送電サービスを利
送電サービスを利用される場合または供給地点において予備送電サービスを利用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときに用される場合で，これにともない当社が新たに予備供給設備を施設するときには，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
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
なお，この場合には，工事費負担金の対象となる供給設備は，供給側接続設備に該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備としてに該当する供給設備といたします。ただし，予備供給設備を専用供給設備として施設する場合は，64（専用供給設備）(2)によるものといたします。
施設する場合は，65（専用供給設備）(2)によるものといたします。
(3) 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金(3) 供給地点への供給設備を変更する場合の工事費負担金
イ 契約者が接続送電サービス契約電力等または予備送電サービス契約電力の増
イ 契約者が接続送電サービス契約電力等または予備送電サービス契約電力の増加にともなわないで，契約者の希望によって供給地点への当社の供給設備を変更
加にともなわないで，契約者の希望によって供給地点への当社の供給設備を変更する場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開始される前かする場合（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），63（通信設を含みます。）は，62（引込線の接続），63（計量器等の取付け），64（通信設
備等の施設）または 65（電流制限器等の取付け）によって実費相当額を申し受け
備等の施設）または 66（電流制限器等の取付け）によって実費相当額を申し受ける場合を除き，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申しる場合を除き，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。
受けます。
ロ 43（託送供給等にともなう協力）によって供給地点への供給設備を新たに施設
ロ 44（託送供給等にともなう協力）によって供給地点への供給設備を新たに施設または変更する場合には，当社は，その工事費の全額を工事費負担金として契約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。
者から申し受けます。
(4) 工事費の算定(4) 工事費の算定(2)および(3)の場合の工事費は，次により算定いたします。
(2)および(3)の場合の工事費は，次により算定いたします。
イ 工事費は，契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除イ 工事費は，契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，標準設計工事費とし，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要き，標準設計工事費とし，工事費負担金の対象となる当社の供給設備の工事に要する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担関連費を含する材料費，工費および諸掛り（測量監督費，補償費および建設分担関連費を含みます。）の合計額といたします。
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
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- 102 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ｲ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。
）によって算定いたします。
(ﾛ) 土地費（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，工事費に含みません。ただし，架空供給側接続設備の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾊ) 架空供給側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空供給側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補
償費の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ﾎ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
(ﾍ) 契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，72（臨時工事費）に準じて算定いたします。
ロ 契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
ハ (2)イ(ｲ)または(ﾛ)a に該当し，かつ，その工事費を(1)イ(ｲ)に定める超過こう
長 1 メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イおよびロにかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費をいずれも(1)イ(ｲ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長 1 メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
ニ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して供給する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(ｲ) 鉄塔を利用して電気を供給する場合
使用回線数
工事費×
施設回線数
(ﾛ) 管路等を利用して電気を供給する場合
使用孔数
工事費×
施設孔数―予備孔数
ホ 当社が特別高圧で供給する電気について，使用開始後 3 年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
なお，この場合の工事費は，(1)ロ(ｲ)ａに準じて算定いたします。
ヘ (2)ロの場合の工事費は，次のとおりといたします。
(ｲ) 高圧で供給する場合(1)イ(ｲ)に定める超過こう長 1 メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められる場合は，イまたはロにかかわらず，その工事費を(1)イ(ｲ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長 1 メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して算定いたします。
- 103 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）引いた金額に，撤去する場合の諸工費（諸掛りを含みます。）を加えた金額といたします。
また，算定にあたっては，次のとおりといたします。
(ｲ) 材料費は払出時の単価（電気事業会計規則に定められた方法によって算出した貯蔵品の払出単価等をいいます。
）によって算定いたします。
(ﾛ) 土地費（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，工事費に含みません。ただし，架空供給側接続設備の経過地に当社が地役権を設定する場合は，その設定にともなう費用（地役権の登記に要する費用を除きます。）の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾊ) 架空供給側接続設備の経過地に建造物を構築しない等架空供給側接続設備に支障を及ぼさないことを条件とする補償契約を締結する場合は，その線下補
償費の 50 パーセントに相当する金額を工事費に含みます。
(ﾆ) 残地補償費は，補償費と明らかに区分されている場合に限り，工事費に含みます。
(ﾎ) 建設分担関連費は，電気事業会計規則等に定められた電気事業固定資産に振り替えられる範囲に限り，工事費に含みます。
(ﾍ) 契約者の希望により暫定的に利用される供給設備を施設する場合の工事費は，73（臨時工事費）に準じて算定いたします。
ロ 契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合の工事費は，イに準じて算定いたします。
ハ (2)イ(ｲ)または(ﾛ)a に該当し，かつ，その工事費を(1)イ(ｲ)に定める超過こう
長 1 メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるときは，イおよびロにかかわらず，標準設計をこえる設計で施設される供給設備の工事費および標準設計工事費をいずれも(1)イ(ｲ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長 1 メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して工事費を算定いたします。
ニ 当社が将来の需要を考慮してあらかじめ施設した鉄塔，管路等を利用して供給する場合は，新たに施設される電線路に必要とされる回線数，管路孔数等に応じて次により算定した金額を電線路の工事費に算入いたします。
(ｲ) 鉄塔を利用して電気を供給する場合
使用回線数
工事費×
施設回線数
(ﾛ) 管路等を利用して電気を供給する場合
使用孔数
工事費×
施設孔数―予備孔数
ホ 当社が特別高圧で供給する電気について，使用開始後 3 年以内の供給設備を利用する場合は，新たに利用される部分を新たに施設される供給側接続設備とみなします。
なお，この場合の工事費は，(1)ロ(ｲ)ａに準じて算定いたします。
ヘ (2)ロの場合の工事費は，次のとおりといたします。
(ｲ) 高圧で供給する場合(1)イ(ｲ)に定める超過こう長 1 メートル当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められる場合は，イまたはロにかかわらず，その工事費を(1)イ(ｲ)にもとづいて算定いたします。この場合，超過こう長 1 メートル当たりの金額を新たに施設される供給側接続設備の全工事こう長に適用して算定いたします。

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ﾛ) 特別高圧で供給する場合(ﾛ) 特別高圧で供給する場合
契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，イにか契約者が標準設計をこえる設計によることを希望される場合を除き，イにかかわらず，(1)ロ(ｲ)ａおよび(ﾛ)によって算定いたします。
かわらず，(1)ロ(ｲ)ａおよび(ﾛ)によって算定いたします。
なお，21（予備送電サービス）によって当社が供給する場合で，供給側接続
なお，21（予備送電サービス）によって当社が供給する場合で，供給側接続
設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）と予備供給設備とをあ
設備（専用供給設備および予備供給設備を除きます。）と予備供給設備とをあわせて施設するときの予備供給設備の工事費は，(1)ロ(ｲ)ａの該当欄の単価のわせて施設するときの予備供給設備の工事費は，(1)ロ(ｲ)ａの該当欄の単価の20 パーセントを適用して算定いたします。
20 パーセントを適用して算定いたします。
ト 低圧または高圧で供給する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にト 低圧または高圧で供給する場合で，工事費を当社が定める単位当たりの金額にもとづいて算定することが適当と認められるとき（ハおよびヘ(ｲ)の場合を除き
もとづいて算定することが適当と認められるとき（ハおよびヘ(ｲ)の場合を除きます。）は，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いた
ます。）は，イまたはロにかかわらず，工事費を当該金額にもとづいて算定いた
します。
します。
チ 特例区域等の契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
チ 特例区域等の契約者が新たに接続供給を開始し，または接続送電サービス契約
電力を増加される場合（新たに接続供給を開始される場合で，当該接続供給を開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
更されるときを除きます。）で，これにともない当社が新たに供給地点への供給設備を施設するときには，当社は，(1)または(2)にかかわらず，その工事費の全設備を施設するときには，当社は，(1)または(2)にかかわらず，その工事費の全額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
額を工事費負担金として契約者から申し受けます。
なお，この場合の工事費負担金は，(2)の場合に準じて算定いたします。
なお，この場合の工事費負担金は，(2)の場合に準じて算定いたします。
70 工事費負担金の申受けおよび精算
71 工事費負担金の申受けおよび精算(1) 当社は，工事費負担金を原則として工事着手前に契約者または発電契約者から申(1) 当社は，工事費負担金を原則として工事着手前に契約者または発電契約者から申し受けます。
し受けます。
なお，9（検討および契約の申込み）(4)にもとづき系統連系保証金を申し受けた
なお，9（検討および契約の申込み）(4)にもとづき系統連系保証金を申し受けた
場合は，系統連系保証金を工事費負担金に充当いたします。
場合は，系統連系保証金を工事費負担金に充当いたします。
(2) 工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するものといたしま(2) 工事費負担金は，次の場合には，工事完成後すみやかに精算するものといたします。
す。
イ 69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)にもとづき算定される場合は，
イ 70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
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(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
かの工事こう長の変更の差異が 5 パーセントをこえる場合(ﾛ) その他特別の事情により，工事費負担金に差異が生じた場合(ﾛ) 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ロ 67（受電地点への供給設備の工事費負担金），68（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（供給地点への供給設備の工担金），69（会社間連系設備の工事費負担金），70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(2)（69〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(1)の超過こう長
事費負担金）(2)（70〔供給地点への供給設備の工事費負担金〕(1)の超過こう長
1 メートル当たりの金額にもとづいて工事費を算定する場合は，イに準ずるもの
1 メートル当たりの金額にもとづいて工事費を算定する場合は，イに準ずるもの
といたします。）および 69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(3)にもとといたします。）および 70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(3)にもとづき算定される場合は，次に該当するとき。
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(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ａ 設計変更により，電柱（鉄塔，鉄柱を含みます。），電線および変圧器等の主要材料の規格が変更となる場合，または主要材料の数量の変更（低圧引込
主要材料の規格が変更となる場合，または主要材料の数量の変更（低圧引込線を除きます。）の差異が 5 パーセントをこえる場合
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
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。）
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
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(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
原則としてすべての場合(3) 当社は，工事費負担金を申し受けて施設した受電側接続設備または供給側接続設(3) 当社は，工事費負担金を申し受けて施設した受電側接続設備または供給側接続設- 104 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
用することがあります。
なお，当社が特別高圧で受電または供給する電気について，その利用が供給設備
なお，当社が特別高圧で受電または供給する電気について，その利用が供給設備の使用開始後 3 年以内に行なわれる場合で，その受電側接続設備または供給側接続の使用開始後 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。
下回るときは，その差額をお返しいたします。
(4) 当社は，67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)に定める供給設備(4) 当社は，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）(2)イ(ﾊ)に定める供給設備の全部または一部を他の契約者または発電契約者と共用する供給設備として利用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。
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。
してその差額をお返しいたします。
(5) 当社は，契約者または発電契約者の承諾をえて，専用供給設備を専用供給設備以(5) 当社は，契約者または発電契約者の承諾をえて，専用供給設備を専用供給設備以外の供給設備に変更することがあります。
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
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。
ます。
(6) 低圧または高圧で供給する場合，居住用の分譲地として整備された地域等におい(6) 低圧または高圧で供給する場合，居住用の分譲地として整備された地域等において，原則として 1 年以内にすべての建物が施設される場合で，すべての供給地点にて，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
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
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（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)のを超過こう長として算定される 70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)の工事費負担金を当初に申し受けます。
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（73〔工事費等に関する契約書の作成〕に定める工事
また，工事費負担金契約書（74〔工事費等に関する契約書の作成〕に定める工事費等に関する契約書をいいます。）に定める期日に既に供給を開始している供給地費等に関する契約書をいいます。）に定める期日に既に供給を開始している供給地
点の数により工事費負担金を精算いたします。この場合の精算の対象となる工事こ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。
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。
71 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
72 供給開始に至らないで契約を廃止または変更される場合の費用の申受け(1) 託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更(1) 託送供給開始に至らないで接続供給契約または振替供給契約を廃止または変更
される場合
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
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。
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，測量監督等に費
なお，実際に供給設備の工事を行なわなかった場合であっても，測量監督等に費用を要したときは，その実費を契約者から申し受けます。
用を要したときは，その実費を契約者から申し受けます。
(2) 発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される(2) 発電量調整供給開始に至らないで発電量調整供給契約を廃止または変更される
場合
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- 105 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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，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
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。
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
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。
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
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。
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。
72 臨時工事費
73 臨時工事費(1) 20（臨時接続送電サービス）によって供給する場合で，これにともない新たに供(1) 20（臨時接続送電サービス）によって供給する場合で，これにともない新たに供給設備を施設するときには，当社は，新たに施設する供給設備の工事費にその設備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。
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。
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
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。
つきその価額の 1 パーセントを差し引いた金額を残存価額といたします。
(2) 臨時工事費を申し受ける場合は，69（供給地点への供給設備の工事費負担金）の(2) 臨時工事費を申し受ける場合は，70（供給地点への供給設備の工事費負担金）の工事費負担金は申し受けません。
工事費負担金は申し受けません。
(3) 低圧または高圧で供給する場合，新たに施設する供給設備のうち，当社が将来の(3) 低圧または高圧で供給する場合，新たに施設する供給設備のうち，当社が将来の需要等を考慮して常置し，かつ，無償こう長に相当する部分については臨時工事費
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。
を申し受けません。
(4) 臨時工事費の精算は，70（工事費負担金の申受けおよび精算）(2)ロの場合に準(4) 臨時工事費の精算は，71（工事費負担金の申受けおよび精算）(2)ロの場合に準ずるものといたします。
ずるものといたします。
73 工事費等に関する契約書の作成
74 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
当社は，契約者もしくは発電契約者が希望される場合または当社が必要とする場合
は，工事費等に関する必要な事項について，原則として工事着手前に，契約書を作成
は，工事費等に関する必要な事項について，原則として工事着手前に，契約書を作成いたします。
いたします。

Ⅸ

保

安

Ⅸ

74

保

安

保安の責任
75 保安の責任
当社は，受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備（当当社は，受電地点に至るまでの供給設備および供給地点に至るまでの供給設備（当社が所有権を有さない設備を除きます。）ならびに計量器等発電場所内および需要場
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。
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。
75 保安等に対する発電者および需要者の協力
76 保安等に対する発電者および需要者の協力(1) 次の場合には，発電者または需要者からすみやかにその旨を当社に通知していた(1) 次の場合には，発電者または需要者からすみやかにその旨を当社に通知していただきます。この場合には，当社は，ただちに適当な処置をいたします。
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
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
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
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
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- 106 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施に影響を及ぼすおそれがあると認めた場合(2) 発電者または需要者が，当社の供給設備を使用しないことが明らかな場合で，当社が保安上必要と認めるときは，その期間について，当社は，(1)に準じて，適当な処置をいたします。
(3) 発電者または需要者が，当社の供給設備に直接影響を及ぼすような物件の設置，変更または修繕工事をされる場合および物件の設置，変更または修繕工事をされた
後，その物件が当社の供給設備に直接影響を及ぼすこととなった場合には，その内容を当社に通知していただきます。この場合において，保安上とくに必要があるときには，当社は，発電者または需要者にその内容の変更をしていただくことがあります。
(4) 当社は，必要に応じて，託送供給または発電量調整供給の開始に先だち，接続供給電力または発電量調整受電電力をしゃ断する開閉器の操作方法等について，発電者および需要者と協議を行ないます。
76 調
査(1) 当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者の求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(2) 調査は，次の事項について行ないます。ただし，必要がないと認められる場合には，その一部を省略することがあります。
イ 絶縁抵抗値または漏えい電流値の測定
ロ 接地抵抗値の測定
ハ 点検(3) 当社は，(1)の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいた
します。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書により，原則として調査時に行ないます。
77 調査等の委託(1) 当社は，76（調査）の業務の全部または一部を経済産業大臣の登録を受けた調査機関（以下「登録調査機関」といいます。）に委託することがあります。
(2) 当社は，(1)によって委託した場合には，委託先の名称，所在地および委託した業務内容等を記載した文書等により，需要者にお知らせいたします。
78 調査に対する需要者の協力(1) 需要者が電気工作物の変更の工事を行なった場合には，その工事が完成したとき，すみやかにその旨を当社または登録調査機関に通知していただきます。
(2) 当社は，76（調査）(1)により調査を行なうにあたり，必要があるときは，需要者の承諾をえて電気工作物の配線図を提示していただきます。
79 検査または工事の受託(1) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作物の検査を当社に申し込むことができます。
(2) (1)の申込みを受けた場合には，当社は，すみやかに検査を行ないます。この場
合には，当社は，検査料として実費を申し受けます。ただし，軽易なものについて
は，無料とすることがあります。
(3) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作物の工事を当社に申し込むことができます。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）に影響を及ぼすおそれがあると認めた場合(2) 発電者または需要者が，当社の供給設備を使用しないことが明らかな場合で，当社が保安上必要と認めるときは，その期間について，当社は，(1)に準じて，適当な処置をいたします。
(3) 発電者または需要者が，当社の供給設備に直接影響を及ぼすような物件の設置，変更または修繕工事をされる場合および物件の設置，変更または修繕工事をされた
後，その物件が当社の供給設備に直接影響を及ぼすこととなった場合には，その内容を当社に通知していただきます。この場合において，保安上とくに必要があるときには，当社は，発電者または需要者にその内容の変更をしていただくことがあります。
(4) 当社は，必要に応じて，託送供給または発電量調整供給の開始に先だち，接続供給電力または発電量調整受電電力をしゃ断する開閉器の操作方法等について，発電者および需要者と協議を行ないます。
77 調
査(1) 当社は，法令で定めるところにより，需要者の電気工作物が技術基準に適合しているかどうかを調査いたします。
なお，需要者の求めに応じ，係員は，所定の証明書を提示いたします。
(2) 調査は，次の事項について行ないます。ただし，必要がないと認められる場合には，その一部を省略することがあります。
イ 絶縁抵抗値または漏えい電流値の測定
ロ 接地抵抗値の測定
ハ 点検(3) 当社は，(1)の調査の結果，技術基準に適合していると認めるときはその旨を，適合していないと認めるときは技術基準に適合させるためにとるべき措置およびその措置をとらなかった場合に生ずると予想される結果を，需要者にお知らせいた
します。
なお，調査結果の通知は，調査年月日，係員，調査についての照会先等を記載した文書により，原則として調査時に行ないます。
78 調査等の委託(1) 当社は，77（調査）の業務の全部または一部を経済産業大臣の登録を受けた調査機関（以下「登録調査機関」といいます。）に委託することがあります。
(2) 当社は，(1)によって委託した場合には，委託先の名称，所在地および委託した業務内容等を記載した文書等により，需要者にお知らせいたします。
79 調査に対する需要者の協力(1) 需要者が電気工作物の変更の工事を行なった場合には，その工事が完成したとき，すみやかにその旨を当社または登録調査機関に通知していただきます。
(2) 当社は，77（調査）(1)により調査を行なうにあたり，必要があるときは，需要者の承諾をえて電気工作物の配線図を提示していただきます。
80 検査または工事の受託(1) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作物の検査を当社に申し込むことができます。
(2) (1)の申込みを受けた場合には，当社は，すみやかに検査を行ないます。この場
合には，当社は，検査料として実費を申し受けます。ただし，軽易なものについて
は，無料とすることがあります。
(3) 低圧で供給する場合，契約者または需要者は，保安上必要な電気工作物の工事を当社に申し込むことができます。

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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(4) (3)の申込みを受けた場合には，当社は，できる限りこれを受託いたします。受(4) (3)の申込みを受けた場合には，当社は，できる限りこれを受託いたします。受託したときには，当社は，実費を申し受けます。ただし，電線被覆損傷箇所のテー
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
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。
ます。
80 自家用電気工作物
81 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
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。
は，適用いたしません。
(1) 76（調査）(1) 77（調査）(2) 77（調査等の委託）(2) 78（調査等の委託）(3) 78（調査に対する需要者の協力）(3) 79（調査に対する需要者の協力）(4) 79（検査または工事の受託）(4) 80（検査または工事の受託）

附

則

附

1

則

実 施 期 日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。
この約款は，2024 年 4 月 1 日から実施いたします。
4 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
4 揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置(1)に定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者から申出がある(1)に定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者から申出がある場合は，料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
場合は，料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
(1) 適 用 範 囲(1) 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
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。
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
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
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。
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(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），最大電流（アンペア）または最大容量（キロボルトアンペア）（以下「揚ット），最大電流（アンペア）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，最大電流ま水最大電力等」といいます。）およびそれ以外の電気の最大電力，最大電流または最大容量（以下「その他最大電力等」といいます。）
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(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。
）の他接続供給電力量」といいます。
）
ハ イおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定められた順序ま
ハ イおよびロにおける揚水発電設備等については，あらかじめ定められた順序または手続き等に従って揚水または蓄電および発電または放電を制御することが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可能なものであること。
とが可能なものであること。
(2) 接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金(2) 接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金
接続送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金は，供給地点ごとに，あ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。）をは蓄電および発電等に係る電気の損失率（以下「揚水等損失率」といいます。）を定め，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ｃ，(ﾊ)ｃ，(ﾆ)ｃ，(ﾎ)ｃ，(ﾍ)ｃ，(ﾄ)ｃ，定め，19（接続送電サービス）(3)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
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- 108 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
電サービス）(3)イ(ﾛ)ｃ，(ﾆ)ｃ，ロ(ﾊ)もしくはハ(ﾊ)の適用にあたっては，接続
送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の算定上，イ(ｲ)または(ﾛ)により，接続供給課金対象電力または接続供給課金対象電力量を定め，接続送電サービ
ス契約電力，接続送電サービス契約電流，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流，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 年を通じて最大需要電力等が夜間時間に発生するときのピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(4)ロにかかわらず，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，10 アンペアを 1 キロ
ワットと，1 キロボルトアンペアを 1 キロワットとみなします。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
電サービス）(3)イ(ﾛ)ｃ，(ﾆ)ｃ，ロ(ﾊ)もしくはハ(ﾊ)の適用にあたっては，接続
送電サービス料金または臨時接続送電サービス料金の算定上，イ(ｲ)または(ﾛ)により，接続供給課金対象電力または接続供給課金対象電力量を定め，接続送電サービ
ス契約電力，接続送電サービス契約電流，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流，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 年を通じて最大需要電力等が夜間時間に発生するときのピークシフト電力は，19（接続送電サービス）(4)ロにかかわらず，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，10 アンペアを 1 キロ
ワットと，1 キロボルトアンペアを 1 キロワットとみなします。

接続供給課金対象電力＝ 揚水最大電力等 × 揚水等損失率 ＋ その他最大電力等

接続供給課金対象電力＝ 揚水最大電力等 × 揚水等損失率 ＋ その他最大電力等(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。

(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。

接続供給課金対象電力量＝ 揚水等接続供給電力量 × 揚水等損失率 ＋ その他接続供給電力量

接続供給課金対象電力量＝ 揚水等接続供給電力量 × 揚水等損失率 ＋ その他接続供給電力量

ロ

1 年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
ロ 1 年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
高圧または特別高圧で供給する場合のピークシフト電力は，需要者の負荷移行により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送により昼間時間から夜間時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の 1 年を通じての昼間時間における接続供給
電サービス契約電力からその需要者の 1 年を通じての昼間時間における接続供給
電力の最大値を差し引いた値を上限として，夜間時間に移行する負荷設備の容量
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（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。
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
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，すみやかにピークシフト電力を適正なフト電力が不適当と認められる場合には，すみやかに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。
ものに変更していただきます。
ハ そ の 他
ハ そ の 他(ｲ) 19（接続送電サービス）(3)イ(ｲ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービ(ｲ) 19（接続送電サービス）(3)イ(ｲ)ａに該当する場合は，19（接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａ，(ﾊ)ａまたは(ﾆ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，ス）(3)イ(ﾛ)ａ，(ﾊ)ａまたは(ﾆ)ａにかかわらず，電灯標準接続送電サービス，
電灯時間帯別接続送電サービスまたは電灯従量接続送電サービス（自己等への電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。
電気の供給の用に供する接続供給の場合に限ります。）を適用いたします。
(ﾛ) 20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ｲ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送(ﾛ) 20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ｲ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾛ)ａにかかわらず，電灯臨時接続送電サービスを適用いた
電サービス）(3)イ(ﾛ)ａにかかわらず，電灯臨時接続送電サービスを適用いた
します。
します。
(ﾊ) 20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾊ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送(ﾊ) 20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾊ)ａに該当する場合は，20（臨時接続送電サービス）(3)イ(ﾆ)ａにかかわらず，動力臨時接続送電サービスを適用いた
電サービス）(3)イ(ﾆ)ａにかかわらず，動力臨時接続送電サービスを適用いた
します。
します。
(3) 電力および電力量の算定(3) 電力および電力量の算定- 109 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，接続対象計画電
力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)，(20)および(21)にかかわらず，次のとおりといたします。
イ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30 分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
なお，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，契約者は，別途，当該供給地点における 30 分ごとの接続対象電力量の計画値をあ
らかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30 分ごとの接続対象電力量がその 30 分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量の計
画値を当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，接続対象計画電
力量，接続対象計画差対応補給電力量および接続対象計画差対応余剰電力量は，31（電力および電力量の算定）(12)，(20)および(21)にかかわらず，次のとおりといたします。
イ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30 分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点が複数ある場合はその合計といたします。）で，契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
なお，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なうときは，契約者は，別途，当該供給地点における 30 分ごとの接続対象電力量の計画値をあ
らかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30 分ごとの接続対象電力量がその 30 分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，31（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量の計
画値を当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

接続対象計画差対応補給電力量 ＝ 接続対象電力量 － 接続対象計画電力量

接続対象計画差対応補給電力量 ＝ 接続対象電力量 － 接続対象計画電力量

ハ

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30 分ごとの接続対象電力量がその 30 分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者が指定する系統安定上必要な調整機能を有する揚水発電設備等であって別途当社または当社の供給区域で事業を営む配電事業者と調整に関する契約を締結する設備が設置された需要場所に接続供給を行なう場合で，電気の使用に係る調整を行なったとき（揚水発電設備等の故障等が発生したときを除きます。）は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量の計
画値を当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。
- 110 -

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）(8)にかかわらず，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続対象電力量の計画値にもとづき算定される当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量の計
画値を当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
接続対象計画差対応余剰電力量 ＝ 接続対象計画電力量 － 接続対象電力量

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
接続対象計画差対応余剰電力量 ＝ 接続対象計画電力量 － 接続対象電力量(4) 計量器等の取付け(4) 計量器等の取付け
料金の算定上必要な計量器等については，62（計量器等の取付け）によるものと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，(1)イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気
いたします。また，これに加え，(1)イの接続供給に係る電気と，それ以外の電気（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気や揚水発電設備等が（揚水発電設備等が設置された需要場所内で使用される電気や揚水発電設備等が設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，(1)ロ
設置された需要場所内で発電または放電された電気等をいいます。）とを，(1)ロ
によって区分する場合には，区分するために必要な計量器およびその付属装置は，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。
原則として，当社の所有とし，当社の負担で取り付けます。
(5) 供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い(5) 供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
接続供給電力量および最大需要電力等は，29（計量）および附則 7（受電電圧お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 7（受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なっ
よび供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い）にかかわらず，供給電圧と異なった電圧で計量することがあります。この場合，接続供給電力量および最大需要電力
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
等は，計量された接続供給電力量および最大需要電力等を，供給電圧と同位にする
ために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた計量損失率によってために，あらかじめ契約者と当社との協議によって定められた計量損失率によって修正したものといたします。
修正したものといたします。
5 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
5 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）(1) 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を(1) 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締締結している場合または契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，原則とし結し，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
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。
ンググループに属することはできないものといたします。
(2) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電量調整供給契約（発(2) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電量調整供給契約（発電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先立ち，契約者（当社と再電者から電気を受電する場合に限ります。）の申込みに先立ち，契約者（当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結する契約者を除きます。）または特定送配
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。
す。）により，受電側接続検討の申込みをしていただきます。
(3) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締(3) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，発電者が特定契約を締結する電気事業者の変更を希望され，または契約者が当社もしくは特定送配電事業
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，当社は，50（契約の変更）
該発電者に係る発電量調整供給契約を変更するときは，当社は，51（契約の変更）(3)に準じて契約を変更していただくことがあります。
(3)に準じて契約を変更していただくことがあります。
(4) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が特定送配電事(4) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が特定送配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー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
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
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。
が当社に通知する旨を承諾した文書を提出していただきます。
(5) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事(5) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事
業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発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
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
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- 111 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
置法施行規則第 14 条第 8 号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕
であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ 8（契約の要件）(2)イは，適用いたしません。
ロ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギ
ー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エ
ネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差
対応調整力確保料は申し受けません。
ハ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第 29 条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，
30 分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググルー
プに係る発電量調整供給の料金単価は，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)
イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第 3 条（卸電力取引所が公表する額に限ります。
）にもとづき，30 分ごとに算定される金額といたします。
この場合，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)およびロ(ﾛ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電バランシンググル
ープに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ 22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，
特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バラ
ンシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ 22（発電量調整受電
計画差対応電力）(2)ロ(ﾛ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ 特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第 29 条（卸
電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30 分ごとに算定される金額
といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，25（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第 3 条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30 分ごとに算定される金額といたします。
ただし，38（給電指令の実施等）(2)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（給電指令の実
施等）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における 30 分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受け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。
この場合，25（給電指令時補給電力）(2)ロにかかわらず，給電指令時補給電
力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およびその他の発電バラン
シンググループに係る補給について，それぞれ 25（給電指令時補給電力）(2)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける 30 分ごと- 112 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
置法施行規則第 14 条第 8 号ニに定める地域資源バイオマス発電設備を除きます。〕
であるときを除きます。）に係る料金および必要となるその他の供給条件は次のとおりといたします。
イ 8（契約の要件）(2)イは，適用いたしません。
ロ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，ホにより算定されるインバランスリスク料および再生可能エネルギ
ー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社と再生可能エ
ネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差
対応調整力確保料は申し受けません。
ハ 特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給の料金単価は，23（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第 29 条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，
30 分ごとに算定される金額といたします。
ただし，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググルー
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）(2)
イ(ﾊ)およびロ(ﾊ)にかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第 3 条（卸電力取引所が公表する額に限ります。
）にもとづき，30 分ごとに算定される金額といたします。
この場合，23（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)およびロ(ﾛ)にかかわらず，発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，特例発電バランシンググル
ープに係る発電量調整供給およびその他の発電バランシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ 23（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾛ)に準じて算定したものの合計とし，発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，
特例発電バランシンググループに係る発電量調整供給およびその他の発電バラ
ンシンググループに係る発電量調整供給について，それぞれ 23（発電量調整受電
計画差対応電力）(2)ロ(ﾛ)に準じて算定したものの合計といたします。
ニ 特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則第 29 条（卸
電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30 分ごとに算定される金額
といたします。
なお，契約者が特定契約を締結している場合の特例発電バランシンググループに係る給電指令時補給電力料金単価は，26（給電指令時補給電力）(2)ニにかかわらず，託送供給等約款料金算定規則附則第 3 条（卸電力取引所が公表する額に限ります。）にもとづき，30 分ごとに算定される金額といたします。
ただし，39（給電指令の実施等）(2)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）(5)により補給される電気を使用されているときの翌日取引を行なうための卸電力取引市場における 30 分ごとの売買取引の価格（売買取引に係る電力の受渡しが連系設備の送電容量等による制限を受け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。
この場合，26（給電指令時補給電力）(2)ロにかかわらず，給電指令時補給電
力料金は，特例発電バランシンググループに係る補給およびその他の発電バラン
シンググループに係る補給について，それぞれ 26（給電指令時補給電力）(2)ロに準じて算定したものの合計といたします。
ホ インバランスリスク料は，特例発電バランシンググループにおける 30 分ごと

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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
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
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
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
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。
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
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。
力料金に準じて次の各項によるものといたします。
(ｲ) 29（料金の算定期間）(ｲ) 28（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）(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）
ト 当社は，30 分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは特定送配電
ト 当社は，30 分ごとの契約者が締結する特定契約または当社もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力
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
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。
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
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。
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
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
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
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。
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
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。
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。
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
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。
終了した後 1 年間はこの料金その他の供給条件を適用いたしません。
(6) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社と再生可(6) (1)により発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者が当社と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達するときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（(5)におい電気を調達するときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（(5)において，契約者が希望される場合を除きます。）に係る料金および必要となるその他のて，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。
供給条件は次のとおりといたします。
イ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に
イ 発電量調整供給に係る料金は，18（料金）(2)にかかわらず，18（料金）(2)に定める料金およびロにより算定されるインバランスリスク料といたします。
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
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- 113 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
その 1 月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
ハ インバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調
整受電計画差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるものといたします。
(ｲ) 28（料金の算定期間）(ﾛ) 32（料金の算定）(ﾊ) 33（支払義務の発生および支払期日）(ﾆ) 34（料金その他の支払方法）(7) (1)により発電量調整供給契約を締結する発電場所（低圧で受電する場合に限ります。）において，イに該当する複数の発電設備等（各発電設備等の出力が 10 キロ
ワット未満の場合に限ります。また，特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備を除きます。）を使用する発電場所で，契約者または発電契約者から適用の申出がある場合は，当分の間，必要となるその他の供給条件は，
ロからホのとおりといたします。
イ 適
用
次のいずれかに該当する場合に適用いたします。
(ｲ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の発電設備等を設置する発電場所で，特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備以外の電気を発電契約者が受電する場合(ﾛ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備を複数設置する発電場所で，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備と当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備が混在する場合または当社の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備
から電気を調達する場合
ロ 供給および契約の単位
当社は，15（供給および契約の単位）(1)にかかわらず，1 発電場所につき，1
電気方式，1 引込，2 計量をもって発電量調整供給を行ないます。この場合，当該発電場所に係る発電バランシンググループは，計量区分ごとに発電バランシン
ググループを設定していただきます。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
その 1 月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）といたします。
ハ インバランスリスク料について必要となるその他の事項については，発電量調
整受電計画差対応余剰電力料金に準じて次の各項によるものといたします。
(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）(7) (1)により発電量調整供給契約を締結する発電場所（低圧で受電する場合に限ります。）において，イに該当する複数の発電設備等（各発電設備等の出力が 10 キロ
ワット未満の場合に限ります。また，特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備を除きます。）を使用する発電場所で，契約者または発電契約者から適用の申出がある場合は，当分の間，必要となるその他の供給条件は，
ロからホのとおりといたします。
イ 適
用
次のいずれかに該当する場合に適用いたします。
(ｲ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備とそれ以外の発電設備等を設置する発電場所で，特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備以外の電気を発電契約者が受電する場合(ﾛ) 特定契約に係る再生可能エネルギー発電設備を複数設置する発電場所で，契約者が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備と当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備が混在する場合または当社の再生可能エネルギー電気卸供給約款にもとづき指定した再生可能エネルギー発電設備
から電気を調達する場合
ロ 供給および契約の単位
当社は，15（供給および契約の単位）(1)にかかわらず，1 発電場所について 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，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
ハ 計
量
当社は，29（計量）(1)にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ご
当社は，30（計量）(1)にかかわらず，発電量調整受電電力量は，受電地点ごとに取り付けた記録型計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付とに取り付けた記録型計量器および複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30 分単位で計量いたします。
けた記録型計量器により，受電電圧と同位の電圧で，30 分単位で計量いたします。
また，受電地点に取り付けた記録型計量器で計量された電力量と複数の発電設備
また，受電地点に取り付けた記録型計量器で計量された電力量と複数の発電設備等を区分するために取り付けた記録型計量器で計量された電力量の差し引きに等を区分するために取り付けた記録型計量器で計量された電力量の差し引きにより，30 分ごとに，発電バランシンググループごとに，電力量を仕訳いたします。
より，30 分ごとに，発電バランシンググループごとに，電力量を仕訳いたします。
この場合，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，仕訳後
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。
の電力量を受電地点で計量された電力量とみなします。
ニ 37（託送供給等の実施）(3)ヘは，適用いたしません。
ニ 38（託送供給等の実施）(3)ヘは，適用いたしません。
ホ イの適用を廃止しようとされる場合またはイの適用に該当しなくなった場合
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。
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。
なお，必要に応じて契約者，発電契約者および発電者に協力していただきます。
(8) 契約者が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備から契約者が締結する特定契(8) 契約者が化石燃料を混焼するバイオマス発電設備から契約者が締結する特定契約に係る電気を受電する場合，当該バイオマス発電設備に係る発電量調整受電電力
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。
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
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- 114 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
ス発電設備の受電地点で 30 分ごとに計量された電力量に，当該バイオマス発電
設備のバイオマス比率（発電によりえられる電気の量に占めるバイオマスを変換してえられる電気の量の割合をいい，特定契約の料金の算定期間ごとに算定される値といたします。）を乗じてえた値とし，30 分ごとに算定いたします。
ロ 契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バランシ
ンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，37（託送供給等の実施）(3)ヘに準じて電力広域的運営推進
機関を通じて当社に通知していただきます。
ハ イのバイオマス比率は，算定後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を契約者から提出していただきます。
ニ 特例発電バランシンググループと同一計量する発電バランシンググループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で計量された30 分ごとの電力量からイおよびロにより算定された特例発電バランシンググル
ープに係る 30 分ごとの発電量調整受電電力量を差し引いた値にもとづき，本則に準じて算定いたします。
(9) その他の事項については，発電契約者の場合に準ずるものといたします。
6

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

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
ス発電設備の受電地点で 30 分ごとに計量された電力量に，当該バイオマス発電
設備のバイオマス比率（発電によりえられる電気の量に占めるバイオマスを変換してえられる電気の量の割合をいい，特定契約の料金の算定期間ごとに算定される値といたします。）を乗じてえた値とし，30 分ごとに算定いたします。
ロ 契約者は，当該バイオマス発電設備の受電地点において他の特例発電バランシ
ンググループに係る発電量調整供給契約等と同一計量する場合は，イの電力量の仕訳に係る順位を，38（託送供給等の実施）(3)ヘに準じて電力広域的運営推進
機関を通じて当社に通知していただきます。
ハ イのバイオマス比率は，算定後すみやかに契約者から当社に通知していただきます。この場合，当社は，必要に応じて，バイオマス比率の算定根拠に関する文書を契約者から提出していただきます。
ニ 特例発電バランシンググループと同一計量する発電バランシンググループに係る発電量調整受電電力量は，当該バイオマス発電設備の受電地点で計量された30 分ごとの電力量からイおよびロにより算定された特例発電バランシンググル
ープに係る 30 分ごとの発電量調整受電電力量を差し引いた値にもとづき，本則に準じて算定いたします。
(9) その他の事項については，発電契約者および発電者の場合に準ずるものといたします。
6 離島についての特別措置(1) 系統連系受電サービス料金
電気事業法第 2 条第 1 項第 8 号イに定める離島（以下「離島」といいます。）における系統連系受電サービス料金の基本料金は，22（系統連系受電サービス）(3)
イにかかわらず，次のとおりといたします。

系統連系
特別高圧系統のある離島（新潟県 佐80円83銭
受電課金
渡島）
対象電力1
特別高圧系統のない離島（山形県 飛キロワッ
80円80銭島，新潟県 粟島）トにつき
(2) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応
補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，23（発電量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，24（接続対象計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(2)イ(ﾊ)，26（給電指令時補給電力）(1)ニまたは(2)ニにかかわらず，次のとおり
といたします。

57 円 74 銭

ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時
補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
(2) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応
余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，22（発電量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)，23（接続対象計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)または 24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)にかかわらず，次のとおりといたします。

1 キロワット時につき57 円 74 銭

ただし，当社が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源であって別途当社と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時
補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
(3) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応
余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，23（発電量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)，24（接続対象計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)または 25（需要抑制量調整受電計画差対応電力）(2)ロ(ﾊ)にかかわらず，次のとおりといたします。

- 115 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
1 キロワット時につき

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）23 円 33 銭

7

1 キロワット時につき23 円 33 銭

受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
7 受電電圧および供給電圧と計量電圧が異なる場合の取扱い
発電量調整受電電力量，接続供給電力量および最大需要電力等は，29（計量）にか
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，かわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電 30（計量）にかかわらず，当分の間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電
圧で計量いたします。この場合，発電量調整受電電力量，接続供給電力量および最大 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
需要電力等は，計量された発電量調整受電電力量，接続供給電力量および最大需要電 力量，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，
力等を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として 3 パーセントの計量 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，受電電圧および供給電圧
損失率によって修正したものといたします。
と同位にするために原則として 3 パーセントの計量損失率によって修正したものといたします。
8 記録型計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置
8 記録型計量器以外の計量器で計量する場合の特別措置(1) 低圧で供給する場合で，30 分ごとに計量することができない計量器（以下「記録(1) 低圧で供給する場合で，30 分ごとに計量することができない計量器（以下「記録型計量器以外の計量器」といいます。）で計量するときの供給条件については，次型計量器以外の計量器」といいます。）で計量するときの供給条件については，次のとおりといたします。
のとおりといたします。
イ 移行期間における 30 分ごとの接続供給電力量
イ 移行期間における 30 分ごとの接続供給電力量
その 1 月のうち記録型計量器以外の計量器で計量する期間（以下「移行期間」
その 1 月のうち記録型計量器以外の計量器で計量する期間（以下「移行期間」といいます。）における 30 分ごとの接続供給電力量は，移行期間において計量といいます。）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。
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
ロ 移行期間において料金の変更があった場合の 30 分ごとの接続供給電力量
ハ，19（接続送電サービス）(2)イ(ﾛ)，(ﾊ)または 20（臨時接続送電サービス）ハ，19（接続送電サービス）(2)イ(ﾛ)，(ﾊ)または 20（臨時接続送電サービス）(2)イによって，接続送電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流，接続(2)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電流，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流，臨時接続送電サービス
送電サービス契約容量，臨時接続送電サービス契約電流，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
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電流，接続送電サービス契約容量，臨時接続送契約電力，接続送電サービス契約電流，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流，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電サービス契約電流，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電流，接続送電サービス契約容量，
電サービス契約電力，接続送電サービス契約電流，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流，臨時接続送電サービス契約容量または臨時接続
臨時接続送電サービス契約電流，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。
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
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。
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
ハ 接続送電サービス契約電力
契約者が 19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力
契約者が 19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)によって接続送電サービス契約電力を定めることを希望される場合は，当分の間，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)を定めることを希望される場合は，当分の間，19（接続送電サービス）(2)イ(ｲ)にかかわらず，供給地点ごとに，負荷設備の容量等を基準として，契約者と当社にかかわらず，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。
との協議によって定めることがあります。
(2) 発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電電力量を記(2) 発電量調整供給の場合で，当該発電量調整供給に係る発電量調整受電電力量を記録型計量器以外の計量器で計量するときの 30 分ごとの発電量調整受電電力量の計
録型計量器以外の計量器で計量するときの 30 分ごとの発電量調整受電電力量の計
量値は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。
量値は，当分の間，発電契約者と当社との協議によって定めます。
なお，高圧または特別高圧で受電する場合の最大連系電力等は，原則として，発電量調整受電電力の最大値といたします。
- 116 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
9 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合の特別措置(1) 1 発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する場合で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，30(電力および電力量の算定）(18)イおよび(19)イにおける発電量調整受電計画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，30（電力および電力量の算定）(2)イにかかわらず，発電契約者と当社との協議によってその 30 分ごとに定めた値を，当該受電地点におけるその 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
(2) 1 発電場所において，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等が混在する場合は，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等を異なる発電バランシンググループに設定していただきます。また，
当該受電地点における 30 分ごとの電力量および電力量の計画値は，発電契約者と当社との協議によって発電バランシンググループごとに定めます。この場合，30（電力および電力量の算定）の電力および電力量の算定上，協議により定めた値を，当該受電地点において 30 分ごとに計量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。
10 損害賠償の免責についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
発電者が再生可能エネルギー特別措置法附則第 4 条第 1 項に定める旧特定供給者に該当する場合で，38（給電指令の実施等）によって発電者の発電を制限し，または中止したことにより，発電者が損害（再生可能エネルギー特別措置法施行規則第 14 条
第 8 号トにおいて特定契約申込者が補償を求めることができるとされている場合の損
害に限ります。）を受けたときは，48（損害賠償の免責）(1)にかかわらず，発電契約
者の求めに応じ，当社は，当該損害について，再生可能エネルギー特別措置法施行規則第 14 条第 8 号トに定める額を限度として，補償するものといたします。
なお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。
12 受電地点への供給設備の工事費負担金（電源接続案件募集プロセス）
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であって，発電契約者ごとの共用部分の工事費を電源接続案件募集プロセスにおける入札等によって算定するときは，66（受電地点への供給設備の工事費負担金）(6)ロにかかわらず，当該入札等において算定された金額を，発電契約者ごとの共用部分の工事費といたします。
13 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
合の費用の申受け（電源接続案件募集プロセス）
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
合等で，発電契約者との間で電源接続案件募集プロセスにもとづき入札保証金および工事費負担金補償金等を定めるときは，71（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）(2)ただし書にかかわらず，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。
14 軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置(1) 需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合における特別措置イに定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者からこの特別措置の適用の申出がある場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ 適用範囲

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
9 発電量調整供給に係る発電設備等が調整電源に該当する場合の特別措置(1) 1 発電場所において，調整電源に該当する発電設備等が複数存在する場合で，当該複数の調整電源のうち，一部の調整電源の故障等が発生したときは，31(電力および電力量の算定）(18)イおよび(19)イにおける発電量調整受電計画差対応補給電力量および発電量調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，31（電力および電力量の算定）(2)イにかかわらず，発電契約者と当社との協議によってその 30 分ごとに定めた値を，当該受電地点におけるその 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。
(2) 1 発電場所において，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等が混在する場合は，調整電源に該当する発電設備等と調整電源に該当しない発電設備等を異なる発電バランシンググループに設定していただきます。また，
当該受電地点における 30 分ごとの電力量および電力量の計画値は，発電契約者と当社との協議によって発電バランシンググループごとに定めます。この場合，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。
10 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）(1)にかかわらず，発電契約
者の求めに応じ，当社は，当該損害について，再生可能エネルギー特別措置法施行規則第 14 条第 8 号トに定める額を限度として，補償するものといたします。
なお，当社は，同一の原因により発電契約者または発電者の受けた当該損害について，賠償の責めを負いません。
12 受電地点への供給設備の工事費負担金（電源接続案件募集プロセス）
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であって，発電契約者ごとの共用部分の工事費を電源接続案件募集プロセスにおける入札等によって算定するときは，67（受電地点への供給設備の工事費負担金）(6)ロにかかわらず，当該入札等において算定された金額を，発電契約者ごとの共用部分の工事費といたします。
13 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
合の費用の申受け（電源接続案件募集プロセス）
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
合等で，発電契約者との間で電源接続案件募集プロセスにもとづき入札保証金および工事費負担金補償金等を定めるときは，72（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）(2)ただし書にかかわらず，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。
14 軽負荷期等における電気の使用に係る特別措置(1) 需要者の発電設備の停止または出力の抑制により生じた不足電力の補給にあてるための電気を使用される場合における特別措置イに定める適用範囲に該当する接続供給契約で，あらかじめ契約者からこの特別措置の適用の申出がある場合の料金および必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
イ 適用範囲- 117 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
契約者が次の時間帯に，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サー
契約者が次の時間帯に，19（接続送電サービス）(2)ニによって接続送電サー
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。
たします。
(ｲ) 軽負荷期（毎年4月1日から5月31日までの期間をいいます。）における土曜(ｲ) 軽負荷期（毎年4月1日から5月31日までの期間をいいます。）における土曜
日，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，4月30日，5月1日
日，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，4月30日，5月1日
および5月2日の午前8時から午後4時までの時間
および5月2日の午前8時から午後4時までの時間(ﾛ) 再生可能エネルギー発電設備出力抑制対象時間（当社が再生可能エネルギー(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。）
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
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(ｲ) 契約者は，この特別措置の適用を希望する供給地点にかかる事項（需要者の名称，需要場所〔供給地点特定番号を含みます。〕）を明らかにして，当社所
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，当社所定定の様式により，申込みをしていただきます。
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。
(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
ハ 接続送電サービス契約電力
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）(2)ニによって定めた
接続送電サービス契約電力は，19（接続送電サービス）(2)ニによって定めた
値といたします。
値といたします。
なお，19（接続送電サービス）(2)ニの不足電力の補給にあてるための電気の
なお，19（接続送電サービス）(2)ニの不足電力の補給にあてるための電気の供給分以外の供給分の算定上，この特別措置により電気を使用されたその1月の供給分以外の供給分の算定上，この特別措置により電気を使用されたその1月の最大需要電力等は，その1月の最大需要電力等から19（接続送電サービス）(2)ニ
最大需要電力等は，その1月の最大需要電力等から19（接続送電サービス）(2)ニの契約者と当社との協議によって定めた値を差し引いたものといたします。
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。
ニ 接続送電サービス料金
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）
この特別措置により電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)，(ﾛ)ｃ(a)，ハ(ｲ)ｃ(a)または(ﾛ)ｃ(a)における需要者の発電設(3)ロ(ｲ)ｃ(a)，(ﾛ)ｃ(a)，ハ(ｲ)ｃ(a)または(ﾛ)ｃ(a)における需要者の発電設備の検査，補修または事故（停電による停止等を含みます。）により生じた不足
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
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
不足電力の補給にあてるための電気を使用したときの基本料金は，19（接続送電サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)，(ﾛ)ｃ(a)，ハ(ｲ)ｃ(a)または(ﾛ)ｃ(a)に準じて算定サービス）(3)ロ(ｲ)ｃ(a)，(ﾛ)ｃ(a)，ハ(ｲ)ｃ(a)または(ﾛ)ｃ(a)に準じて算定いたします。
いたします。
ホ その他
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，(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。
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(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。
置の適用をしないことがあります。
(2) 1年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(2) 1年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ての特別措置イ 19（接続送電サービス）(4)の適用を受ける供給地点において，需要者が軽負イ 19（接続送電サービス）(4)の適用を受ける供給地点において，需要者が軽負荷期における土曜日の午前8時から午後4時までの時間または再生可能エネルギ
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年を通じての最大需要電力
ー発電設備出力抑制対象時間に負荷移行を行ない，1年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
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。）
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に発生する場合で，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，当分の間，19（接続送電サービス）(4)にかかわらず，
接続送電サービス料金は，当分の間，19（接続送電サービス）(4)にかかわらず，
19（接続送電サービス）(3)によって算定された金額から(ｲ)によって算定された19（接続送電サービス）(3)によって算定された金額から(ｲ)によって算定された- 118 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
ピークシフト割引額を差し引いたものといたします。
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）(4)イに準じて算定された
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(4)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(4)イにいうロのピー
金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(4)イにいうロのピー
クシフト電力は，(ﾛ)のピークシフト電力といたします。
クシフト電力は，(ﾛ)のピークシフト電力といたします。
(ﾛ) ピークシフト電力(ﾛ) ピークシフト電力
ピークシフト電力は，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要ピークシフト電力は，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の1年を通じての負荷移行元時間（負荷移行先時間以外の時間をいいます。）
者の1年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）等にもとづき，あらかじめ契約者とに移行する負荷設備の容量（キロワット）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。
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，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，すみやかにピークシフト電
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。
力を適正なものに変更していただきます。
(ﾊ) 1年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(ﾊ) 1年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なお，それが19（接続送電サービス）(4)の取扱い適用後1年に満たない場合
なお，それが19（接続送電サービス）(4)の取扱い適用後1年に満たない場合
は，既に適用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕(4)によっては，既に適用したピークシフト割引額（19〔接続送電サービス〕(4)によって適用したピークシフト割引額を含みます。）の合計金額を本取扱いの適用が解適用したピークシフト割引額を含みます。）の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス料金に加算したものをその月の接続送電サー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。
ビス料金として算定いたします。
(ﾆ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）(4)ハに該当する(ﾆ) この特別措置の適用にともない，19（接続送電サービス）(4)ハに該当する場合であっても，19（接続送電サービス）(4)ハに定める適用後1年に満たない場合であっても，19（接続送電サービス）(4)ハに定める適用後1年に満たない
場合の取扱いは適用いたしません。
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
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 年を通じての最大需要電力等が負荷移行
先時間への負荷移行を行なった結果，1 年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
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サービスの適用を受け，契約者と当社との協議が整ったときのその供給地点の各月の接続送電サービス料金は，当分の間，19（接続送電サービス）(3)によって月の接続送電サービス料金は，当分の間，19（接続送電サービス）(3)によって算定された金額から(ｲ)によって算定されたピークシフト割引額を差し引いたも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。
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）(4)イに準じて算定された
ピークシフト割引額は，19（接続送電サービス）(4)イに準じて算定された金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(4)イにいうロのピー
金額といたします。この場合，19（接続送電サービス）(4)イにいうロのピー
クシフト電力は，(ﾛ)のピークシフト電力といたします。
クシフト電力は，(ﾛ)のピークシフト電力といたします。
(ﾛ) ピークシフト電力(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負荷移行元時間から負荷移行
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，その需要者の接続送電サービス契約電力
先時間に移行された増分電力をいい，その需要者の接続送電サービス契約電力からその需要者の 1 年を通じての負荷移行元時間における接続供給電力の最大からその需要者の 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）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（キロワット）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。
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，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，すみやかにピークシフト電
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。
力を適正なものに変更していただきます。
(ﾊ) 1 年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(ﾊ) 1 年を通じて負荷移行先時間に最大需要電力等が発生しないことが明らかになった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
なった場合等については，本取扱いの適用をただちに解消いたします。
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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
なお，それが本取扱い適用後 1 年に満たない場合は，既に適用したピークシ
なお，それが本取扱い適用後 1 年に満たない場合は，既に適用したピークシ
フト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス
フト割引額の合計金額を本取扱いの適用が解消された月の接続送電サービス
料金に加算したものをその月の接続送電サービス料金として算定いたします。
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。
ハ 附則 4（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
ハ 附則 4（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 4（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は，附則 4（揚水発電設備等が設置された需要場所に接続供給を行なう場合の特別措置）(2)ロもしくはイ(ﾛ)またはロ(ﾛ)にかかわらず，その需要者の接続送電別措置）(2)ロまたはイ(ﾛ)もしくはロ(ﾛ)にかかわらず，その需要者の接続送電
サービス契約電力からその需要者の 1 年を通じての負荷移行元時間における接続サービス契約電力からその需要者の 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
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。
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
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，すみやかにピークシフト電力を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。
適正なものに変更していただきます。
16 給電指令時補給電力料金に係る特別措置
16 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）(2)ヘの場合で，連系に係る受電側接続検討申込書類を当39（給電指令の実施等）(2)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。）
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（給電指令時補給電力）(2)ニ，30（電力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）(2)ニ，31（電力
および電力量の算定）(18)ロおよび(19)ロにおいて，当該発電設備等をファーム電源
および電力量の算定）(18)ロおよび(19)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。
として取り扱います。
17 バランシンググループの設定に係る特別措置
17 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（電事業を営むものに限ります。）の供給区域において配電事業者の託送供給等約款（電気事業法第 27 条の 12 の 11 第 1 項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出た
気事業法第 27 条の 12 の 11 第 1 項にもとづき配電事業者が経済産業大臣に届け出たものをいい，電気事業法第 27 条の 12 の 11 第 2 項ただし書にもとづき経済産業大臣
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
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
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。
必要となるその他の供給条件は，当分の間，次のとおりといたします。
(1) 代表契約者の選任(1) 代表契約者の選任
契約者および配電事業者の約款に定める契約者が複数となる場合で，1 需要バラ
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
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。
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
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
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，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，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
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- 120 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続きおよび協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。
また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。
ロ 契約者は，配電事業者と締結する接続供給契約においても，イによって代表契約者に選任された契約者を代表契約者としてあらかじめ選任していただきます。
ただし，イによって代表契約者に選任された契約者と配電事業者が接続供給契約を締結し，イにおいて 1 需要バランシンググループを設定する他の契約者が当該配電事業者と接続供給契約を締結しない場合を除きます。
(2) 契約の要件
需要抑制契約者が需要抑制量調整供給契約を希望される場合で，需要抑制契約者
が特定卸供給を行なう事業を営むものであるときは，8（契約の要件）(3)イにかか
わらず，次のいずれにも該当すること。
イ 需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）に対して，次の(ｲ)および(ﾛ)の事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
(ｲ) 需要抑制量（1 キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）(ﾛ) 需要抑制の実施頻度および時期
ロ イによってえられた 100 キロワットをこえる電気（配電事業者の約款に定める
需要抑制量調整供給契約における電気を含みます。）を供給しようとするものであること。
ハ 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。
ニ 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
ホ 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保する
よう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
(3) 供給および契約の単位
イ 接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，
この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需要バランシンググル
ープを設定していただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における発電場所（調整電源に該当する場合を除きます。）について，この約款で設定する発電バ
ランシンググループと同一の発電バランシンググループを設定していただきます。
ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，この約款で設定する需要抑制バランシンググループと同一の需要抑制バランシンググループを設定していただきます。
なお，需要抑制契約者は，需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）と電力需給に関する契約等を締結している契約者が同一で，かつ，需要抑
制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法（30〔電力および電力量の算定〕(14)イまたはロならびに配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法をいいます。）が同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループ（配電事業者の約款で設定する需要抑制バランシンググループを含みます。）に属することはできないものといたし
ます。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
選任していただき，かつ，契約者が行なう，当社との手続きおよび協議，この約款に定める金銭債務の支払い等は，代表契約者を通じて行なっていただきます。
また，当社は，契約者との協議および契約者への通知を代表契約者に対して行ないます。ただし，当社は，必要に応じて，代表契約者以外の契約者と，協議等をさせていただくことがあります。
ロ 契約者は，配電事業者と締結する接続供給契約においても，イによって代表契約者に選任された契約者を代表契約者としてあらかじめ選任していただきます。
ただし，イによって代表契約者に選任された契約者と配電事業者が接続供給契約を締結し，イにおいて 1 需要バランシンググループを設定する他の契約者が当該配電事業者と接続供給契約を締結しない場合を除きます。
(2) 契約の要件
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）(4)イにかか
わらず，次のいずれにも該当すること。
イ 需要者（配電事業者の約款に定める需要者を含みます。）に対して，次の(ｲ)および(ﾛ)の事項を定めた需要抑制に関する計画を適時に策定し，当該計画にしたがって適切な需要抑制の指示を適時に出すことができること。
(ｲ) 需要抑制量（1 キロワットをこえる電気を抑制しようとするものに限ります。）(ﾛ) 需要抑制の実施頻度および時期
ロ イによってえられた 100 キロワットをこえる電気（配電事業者の約款に定める
需要抑制量調整供給契約における電気を含みます。）を供給しようとするものであること。
ハ 電気の安定かつ適正な供給を確保するための適切な需給管理体制および情報管理体制を確立し，実施および維持することができること。
ニ 需要者の保護の観点から適切な情報管理体制を確立し，実施および維持できること。
ホ 需要者と電力需給に関する契約等を締結している契約者が供給力を確保する
よう，当該契約者と需要抑制契約者との間または当該契約者と需要者との間で適切な契約がなされていること。
(3) 供給および契約の単位
イ 接続供給の場合，契約者は配電事業者の供給区域における需要場所について，
この約款で設定する需要バランシンググループと同一の需要バランシンググル
ープを設定していただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は配電事業者の供給区域における発電場所（調整電源に該当する場合を除きます。）について，この約款で設定する発電バ
ランシンググループと同一の発電バランシンググループを設定していただきます。
ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は配電事業者の供給区域に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〕(14)イまたはロならびに配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量および需要抑
制量調整受電計画差対応余剰電力量の算定方法をいいます。）が同一となるように需要抑制バランシンググループを設定していただきます。この場合，当該需要場所は複数の需要抑制バランシンググループ（配電事業者の約款で設定する需要抑制バランシンググループを含みます。）に属することはできないものといたします。

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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(4) 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，22（発電量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたしま
す。
(ｲ) 適
用
発電バランシンググループにおいて，38(給電指令の実施等)(5)または(6)もしくは配電事業者の約款にもとづき配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 発電量調整受電計画差対応電力
ａ 発電量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力量を含みます。）が，その 30 分の(5)ロの発電量調整受電計画
電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの発電量調整受電
計画差対応補給電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ｂ 発電量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力量を含みます。）が，その 30 分の(5)ロの発電量調整受電計画
電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30 分ごとの発電量調整受電
計画差対応余剰電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ロ 接続対象計画差対応電力
需要バランシンググループにおいて，接続対象計画差対応電力の算定上，23（接続対象計画差対応電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 適
用
38（給電指令の実施等）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者
が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応電力
ａ 接続対象計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲(4) 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)(5)もしくは(6)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(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力量を含みます。）が，その 30 分の(5)ロの発電量調整受電計画
電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金
発電量調整受電計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの発電量調整受電
計画差対応補給電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価
発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ｂ 発電量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調
整受電電力量を含みます。）が，その 30 分の(5)ロの発電量調整受電計画
電力量を上回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30 分ごとの発電量調整受電
計画差対応余剰電力量に(c)の発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条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）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者
が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されていないときに適用いたします。
(ﾛ) 接続対象計画差対応電力
ａ 接続対象計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲- 122 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ニの接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(c)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ｂ 接続対象計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ニの接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30 分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(c)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ハ 需要抑制量調整受電計画差対応電力
需要抑制バランシンググループにおいて，需要抑制量調整受電計画差対応電力の算定上，24（需要抑制量調整受電計画差対応電力）にかかわらず，次のとおり
といたします。
(ｲ) 適
用
需要抑制バランシンググループに適用いたします。
(ﾛ) 需要抑制量調整受電計画差対応電力
ａ 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ヘの需要抑制量
調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの需要抑制量
調整受電計画差対応補給電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ｂ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ヘの需要抑制量
調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入- 123 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ニの接続対象計画電力量を上回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応補給電力料金
接続対象計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの接続対象計画差対応補給電力量に(c)の接続対象計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応補給電力料金単価
接続対象計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ｂ 接続対象計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ニの接続対象計画電力量を下回る場合の送電超過分電力について，当社が購入する電気に適用いたします。
(b) 接続対象計画差対応余剰電力料金
接続対象計画差対応余剰電力料金は，30 分ごとの接続対象計画差対応余剰電力量に(c)の接続対象計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 接続対象計画差対応余剰電力料金単価
接続対象計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則
第 27 条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(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ヘの需要抑制量
調整受電計画電力量を下回る場合に生じた不足電力の補給にあてるための電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金は，30 分ごとの需要抑制量
調整受電計画差対応補給電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ｂ 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力(a) 適 用 範 囲
30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）が，その 30 分の(5)ヘの需要抑制量
調整受電計画電力量を上回る場合の抑制超過分電力について，当社が購入

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
する電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30 分ごとの需要抑制量
調整受電計画差対応余剰電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ニ 給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，25（給電指令時補給電力）にかかわらず，次のとおりといたします。
(ｲ) 契約者に係る給電指令時補給電力料金
ａ 適用範囲38（給電指令の実施等）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める 30 分ごとの給電指令時補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)ヌにより 30 分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
(ﾛ) 発電契約者に係る給電指令時補給電力料金
ａ 適用範囲38（給電指令の実施等）(5)または(6)もしくは配電事業者の約款にもとづ
き配電事業者が発電契約者または配電事業者の約款に定める発電者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに，補給される電気を使用する発電バランシンググループに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める 30 分ごとの給電指令時補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)チにより 30 分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。ただし，38（給電指令の実施等）(2)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，38（給電指令の実施等）(5)により補給される電気を使用されていると- 124 -

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
する電気に適用いたします。
(b) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金は，30 分ごとの需要抑制量
調整受電計画差対応余剰電力量に(c)の需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
(c) 需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価は，託送供給等約款料
金算定規則第 27 条にもとづきインバランス料金として算定される金額に消費税等相当額を加えた金額とし，当社が 30 分ごとに設定するものといたします。
ニ 給電指令時補給電力
発電バランシンググループまたは需要バランシンググループにおいて，給電指令時補給電力の算定上，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）(4)または配電事業者の約款にもとづき配電事業者が契約者に対して給電指令等を実施することにより補給される電気を使用されているときに適用いたします。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める 30 分ごとの給電指令時補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)ヌにより 30 分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条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）(5)もしくは(6)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。
ｂ 給電指令時補給電力料金
給電指令時補給電力料金は，ｃに定める 30 分ごとの給電指令時補給電力量にｄの給電指令時補給電力料金単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計といたします。
ｃ 給電指令時補給電力量
給電指令時補給電力量は，給電指令等の間，(5)チにより 30 分ごとに算定された値といたします。
ｄ 給電指令時補給電力料金単価
給電指令時補給電力料金単価は，託送供給等約款料金算定規則第 27 条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）(2)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）(5)により補給される電気を使用されていると

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等もしくはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備については，当該契約によるものといたします。
(5) 電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(3)にかかわらず，
ロの発電量調整受電計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたしま
す。
ロ 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(4)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の 30 分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場
合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進
機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
ハ 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，30（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
ニ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(12)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。
）で，契約者があらか
じめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。
ただし，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）
が 30 分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画
電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたします。
ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，30（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑制量調整受電計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
ヘ 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，30（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の 30 分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)のとおりといたします。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
(5) 電力および電力量の算定
イ 発電量調整受電計画電力
発電量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）(3)にかかわらず，
ロの発電量調整受電計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたしま
す。
ロ 発電量調整受電計画電力量
発電量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）(4)ロにかかわらず，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）において当社および配電事業者が発電契約者から受電する電気の 30 分ごとの電力量の計画値（受電地点〔配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。〕が複数ある場
合はその合計といたします。）で，発電契約者があらかじめ電力広域的運営推進
機関を通じて当社に通知する発電計画といたします。ただし，別表 11（発電計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の発電計画と調達計画の合計値が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(1)のとおりといたします。
ハ 接続対象計画電力
接続対象計画電力は，31（電力および電力量の算定）(11)にかかわらず，ニの接続対象計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
ニ 接続対象計画電力量
接続対象計画電力量は，31（電力および電力量の算定）(12)にかかわらず，30分ごとの接続対象電力量の計画値（供給地点〔配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。〕が複数ある場合はその合計といたします。
）で，契約者があらか
じめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要想定値といたします。
ただし，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の需要想定値に対する取引計画（調達計画から販売計画を差し引いたものといたします。）
が 30 分ごとに需要想定値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画
電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(2)のとおりといたします。
ホ 需要抑制量調整受電計画電力
需要抑制量調整受電計画電力は，31（電力および電力量の算定）(15)にかかわらず，ヘの需要抑制量調整受電計画電力量の値を 2 倍した値とし，30 分ごとに算定いたします。
ヘ 需要抑制量調整受電計画電力量
需要抑制量調整受電計画電力量は，31（電力および電力量の算定）(16)にかかわらず，当社および配電事業者が需要抑制契約者から受電する電気の 30 分ごとの電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごとに，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知する需要抑制計画値といたします。ただし，別表 12（需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の調達計画が 30 分ごとに販売計画の値と一致しない等の場合は，別表 8（発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い）(3)のとおりといたします。

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託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

ベースライン
ベースラインは，30（電力および電力量の算定）(17)にかかわらず，需要抑制
量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量を含みます。）を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は 1 接続送電サービスまたは 1 臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数の接続送電サービス等が適用されている場合は，1 接続送電サー
ビス等ごとといたします。）に，需要抑制契約者があらかじめ電力広域的運営推進機関を通じて当社に通知するものといたします。
チ 発電量調整受電計画差対応補給電力量
発電量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(18)
ロにかかわらず，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値とし，発電バラ
ンシンググループごとに算定いたします。
(ｲ) 30 分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）
で計量された電力量の合計がその 30 分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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）(17)にかかわらず，需要抑制
量調整供給に係る需要抑制を行なわない場合の需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る供給地点で計量される接続供給電力量（配電事業者の約款に定める接続供給電力量を含みます。）を損失率で修正した電力量の計画値で，需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）ごと（15〔供給および契約の単位〕(1)イまたはロの場合は 1 接続送電サービスまたは 1 臨時接続送電サービスごとといたします。また，配電事業者の約款に定める需要場所に複数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）(18)
ロにかかわらず，次の(ｲ)，(ﾛ)および(ﾊ)によって算定された値とし，発電バラ
ンシンググループごとに算定いたします。
(ｲ) 30 分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）
で計量された電力量の合計がその 30 分における発電量調整受電計画電力量を下回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(ﾛ) 次の場合で，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。

(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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量ａ 当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途
当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施した場合
ｂ 38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1
電制（配電事業者の約款に定めるＮ－1 電制を含みます。）を実施したとき。
ｃ 38（給電指令の実施等）(2)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。
ｄ 38（給電指令の実施等）(2)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）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1
電制（配電事業者の約款に定めるＮ－1 電制を含みます。）を実施したとき。
ｃ 39（給電指令の実施等）(2)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。
ｄ 39（給電指令の実施等）(2)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。

ト- 126 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
ａ 当社または配電事業者が 38（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）ａ 当社または配電事業者が 39（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホの場合の給電指令等により，同時に出力の抑制を実施した場合(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
39（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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。

(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（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）と一致または上回る場合
39（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｂ 当社または配電事業者がファーム電源（配電事業者の約款に定めるファー
ム電源を含みます。）に対して，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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
38（給電指令の実施等）(2)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（給電指令の実施等）(2)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。

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）(2)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）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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- 127 -(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（給電指令の実施等）(2)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

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｃ 当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）であり，かつ，当社または配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して，38（給電指令の実
施等）(2)ヘの場合の給電指令等および 38（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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
38（給電指令の実施等）(2)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（給電指令の実施等）(2)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。

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）(2)ヘの場合の給電指令等および 39（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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
38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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。

(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｄ 当社または配電事業者が 38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および 38（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業ｄ 当社または配電事業者が 39（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および 39（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量（配電事業- 128 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)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（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給
電力量は，零といたします。
発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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
38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたします。

(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値といたしま
す。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量

ｅ 当社または配電事業者が 38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，ハまたはトの場合の給電指令等，38（給電指令の実施等）(2)ホの場合の給電指令等および 38（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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
38（給電指令の実施等）(2)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（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

ｅ 当社または配電事業者が 39（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホの場合の給電指令等および 39（給電指令の実施等）(2)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(a) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，零といたします。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－発電量調整受電電力量(b) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値を下回る場合
38（給電指令の実施等）(2)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給- 129 -(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値を下回る場合
39（給電指令の実施等）(2)ヘによって出力の抑制を実施した場合の給託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，38（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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）(2)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）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，次の式により算定された値とし，39（給電指令の実施等）(2)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対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量(c) 発電量調整受電計画電力量から発電量調整受電電力量を差し引いた値が，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場
合38（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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。

(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（給電指令の実施等）(2)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）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）を加えた値と一致または上回る場
合39（給電指令の実施等）(2)ホによって出力の抑制を実施した場合の給電指令時補給に係る発電量調整受電計画差対応補給電力量は，39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量（配電事業者の約款に定める出力の抑制に係る電力量を含みます。）とし，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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）(2)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。

発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－38（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－38（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量発電量調整受電計画差対応補給電力量＝発電量調整受電計画電力量－39（給電指令の実施等）(2)ホによる出力抑制対象電力量－39（給電指令の実施等）(2)ヘによる出力抑制対象電力量－発電量調整受電電力量リ

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，30（電力および電力量の算定）(19)
ロにかかわらず，30 分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその 30 分における発電量調整受電計画
電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バラ
ンシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1 電制（配電事業者の約款に定めるＮ－1 電制を含みます。）を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき，38（給電指令の実施等）(2)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）(2)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- 130 -

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）(19)
ロにかかわらず，30 分ごとに，受電地点（配電事業者の約款に定める受電地点を含みます。）で計量された電力量の合計がその 30 分における発電量調整受電計画
電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値とし，発電バラ
ンシンググループごとに算定いたします。ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等であって別途当社もしくは配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に対して出力の抑制を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なった場合，39（給電指令の実施等）(2)イの場合で，原則として 30 分ごとの実需給の開始時刻の 1 時間前以降に発電量調整供給に係る発電設備等に対してＮ－1 電制（配電事業者の約款に定めるＮ－1 電制を含みます。）を実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったとき，39（給電指令の実施等）(2)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）(2)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託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
実施し，当社もしくは配電事業者が給電指令時補給を行なったときは，発電量調
整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当該発電設備等の 30 分ごとの発電量調整受電計画電力量を当該受電地点における 30 分ごとの発電量調整受電電力量とみなします。この場合，当該発電設備等の給電指令時補給に係る発電量調整受電
計画差対応補給電力量の算定上，当該受電地点のみによる発電バランシンググル
ープが設定されているとみなし，その発電量調整受電計画差対応補給電力量の算
定は，チによるものといたします。

発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量－発電量調整受電計画電力量

発電量調整受電計画差対応余剰電力量＝発電量調整受電電力量－発電量調整受電計画電力量

ヌ

接続対象計画差対応補給電力量
接続対象計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(20)にかかわらず，30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）がその 30 分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。
）で計量された 30 分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその 30 分
ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続
供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

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）(20)にかかわらず，30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）がその 30 分における接続対象計画電力量を上回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，31（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。
）で計量された 30 分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその 30 分
ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続
供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量－接続対象計画電力量

接続対象計画差対応補給電力量＝接続対象電力量－接続対象計画電力量

ル

接続対象計画差対応余剰電力量
接続対象計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(21)にかかわらず，30 分ごとの接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
）がその 30 分における接続対象計画電力量を下回る場合に，30 分ごとに，次の式により算定された値といたします。ただし，接続対象計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。
）で計量された 30 分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその 30 分
ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続
供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

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）(8)にかかわらず，当該供給地点（配電事業者の約款に定める供給地点を含みます。
）で計量された 30 分ごとの電力量に当社または配電事業者が行なった電気の使用に係る調整にもとづきその 30 分
ごとに算定された値を加えた値を，当該供給地点におけるその 30 分ごとの接続
供給電力量とみなし，接続対象電力量を算定いたします。

接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量－接続対象電力量

接続対象計画差対応余剰電力量＝接続対象計画電力量－接続対象電力量

ヲ

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量は，30（電力および電力量の算定）(22)にかかわらず，30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）がその 30 分における需要抑制量
調整受電計画電力量を下回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量
調整受電計画差対応補給電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電- 131 -

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）(14)イまたはロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインを上回るとき，またはベースラインを下回り，かつ，ベースラインから需要抑制量調整受電計画電

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
力量を差し引いた値を上回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量調整受電計
画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。
需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量－需要抑制量調整受電電力量

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量－需要抑制量調整受電電力量
ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として 30（電力および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑
制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

ただし，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量の算定方法として 31（電力
および電力量の算定）(14)ロを適用し，かつ，配電事業者の約款に定める需要抑
制量調整受電計画電力量を上限としない算定方法を適用している場合で，30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量が零となるときの上式は，次のとおりといたします。

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量＋接続供給電力量／｛1－損失率(31〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝－ベースライン

需要抑制量調整受電計画差対応補給電力量＝需要抑制量調整受電計画電力量＋接続供給電力量／｛1－損失率（32〔損失率〕に定める損失率といたします。)｝－ベースラインワ

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量
需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量は，30（電力および電力量の算定）(23)にかかわらず，30 分ごとの需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。
）がその 30 分における需要抑制量
調整受電計画電力量を上回る場合に，需要抑制バランシンググループごとに，30分ごとに，次の式により算定された値の合計といたします。ただし，需要抑制量
調整受電計画差対応余剰電力量の算定上，当社または配電事業者が調整負荷の使用に係る調整を行なった場合は，30（電力および電力量の算定）(14)ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整
受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量
調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。

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）(14)ロにかかわらず，当該需要場所（配電事業者の約款に定める需要場所を含みます。）に係る接続供給電力量を損失率で修正した値が，ベースラインの値から需要抑制量調整
受電計画電力量を差し引いた値を下回るときは，当該需要場所に係る需要抑制量
調整受電計画電力量を当該需要場所に係る需要抑制量調整受電電力量とみなします。

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量－需要抑制量調整受電計画電力量

需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力量＝需要抑制量調整受電電力量－需要抑制量調整受電計画電力量(6) 託送供給等の実施
イ 接続供給の場合，契約者は，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）の需要
想定値および需要想定値に対する調達計画・販売計画における接続対象電力または接続対象電力量に，配電事業者の約款に定める接続対象電力または接続対象電力量を含めていただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は，別表 11（発電計画・調達計画・販売計
画）の発電計画および調達計画・販売計画における発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量を含めていただきます。
ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は，別表 12（需要抑制計画・調達
計画・販売計画・ベースライン）の需要抑制計画および調達計画・販売計画における需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量を含めていただきます。
(7) 解 約 等

(6) 託送供給等の実施
イ 接続供給の場合，契約者は，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）の需要
想定値および需要想定値に対する調達計画・販売計画における接続対象電力または接続対象電力量に，配電事業者の約款に定める接続対象電力または接続対象電力量を含めていただきます。
ロ 発電量調整供給の場合，発電契約者は，別表 11（発電計画・調達計画・販売計
画）の発電計画および調達計画・販売計画における発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力または発電量調整受電電力量を含めていただきます。
ハ 需要抑制量調整供給の場合，需要抑制契約者は，別表 12（需要抑制計画・調達
計画・販売計画・ベースライン）の需要抑制計画および調達計画・販売計画における需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量に，配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力または需要抑制量調整受電電力量を含めていただきます。
(7) 解 約 等

- 132 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
当社は，契約者，発電契約者または需要抑制契約者が次のいずれかに該当し，当社が契約者，発電契約者または需要抑制契約者にその改善を求めた場合で，39（適
正契約の保持等）に定める適正契約への変更および適正な使用状態，発電・放電状
態または需要抑制状態への修正に応じていただけないときには，54（解約等）(1)
ハ(ｲ)，(ﾛ)，(ﾊ)または(ﾆ)にかかわらず，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
イ 託送供給の場合は，8（契約の要件）(1)を，発電量調整供給の場合は，8（契約の要件）(2)を，需要抑制量調整供給の場合は，8（契約の要件）(3)ロ，ハ，
ニもしくはホまたは(2)を欠くに至った場合
ロ 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対
象電力量を含みます。）と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ハ 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）と発電量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ニ 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）と需要抑制量調整受電
計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(8) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
イ 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギ
ー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネ
ルギー発電設備〕）(1)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバランシンググループに属することはできないものといたします。
ロ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事
業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が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。
(ｲ) 発電量調整供給に係る料金は，附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)ロにかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，(ﾛ)により算定されるインバランスリスク料および再生可能エネ
ルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
(ﾛ) インバランスリスク料は，附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)ホにかかわらず，特例発電バランシング
グループにおける 30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）
といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例
発電バランシンググループにおける 30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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）(1)
ハ(ｲ)，(ﾛ)，(ﾊ)または(ﾆ)にかかわらず，接続供給契約，振替供給契約，発電量調整供給契約または需要抑制量調整供給契約を解約することがあります。
イ 託送供給の場合は，8（契約の要件）(1)を，発電量調整供給の場合は，8（契約の要件）(2)を，需要抑制量調整供給の場合は，8（契約の要件）(4)ロ，ハ，
ニもしくはホまたは(2)を欠くに至った場合
ロ 接続供給の場合で，頻繁に接続対象電力量（配電事業者の約款に定める接続対
象電力量を含みます。）と接続対象計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ハ 発電量調整供給の場合で，頻繁に発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）と発電量調整受電計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
ニ 需要抑制量調整供給の場合で，頻繁に需要抑制量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める需要抑制量調整受電電力量を含みます。）と需要抑制量調整受電
計画電力量との間に著しい差が生じるとき。
(8) 発電量調整供給契約についての特別措置（再生可能エネルギー発電設備）
イ 契約者が特定契約を締結している場合もしくは特定送配電事業者が特定契約を締結している場合または契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギ
ー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネ
ルギー発電設備〕）(1)にかかわらず，原則として，当社の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と当社との間で，配電事業者の供給区域においては契約者または特定送配電事業者と配電事業者との間で発電量調整供給契約を締結し，特例発電バランシンググループを設定していただきます。この場合，契約者が締結する特定契約に係る発電設備，特定送配電事業者が締結する特定契約に係る発電設備および当社または配電事業者との再生可能エネルギー電気卸供給契約に係る発電設備は，同一のバランシンググループに属することはできないものといたします。
ロ イにより発電量調整供給契約を締結する場合において，契約者（特定送配電事
業者が契約者となる場合を除きます。）が希望されるときは，契約者の指定する発電バランシンググループ（当該発電バランシンググループにおける特定契約が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。
(ｲ) 発電量調整供給に係る料金は，附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)ロにかかわらず，18（料金）(2)に定める料金，(ﾛ)により算定されるインバランスリスク料および再生可能エネ
ルギー予測誤差対応調整力確保料といたします。ただし，契約者が当社または配電事業者と再生可能エネルギー電気卸供給契約を締結し，指定した再生可能エネルギー発電設備から電気を調達する場合は，インバランスリスク料および再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は申し受けません。
(ﾛ) インバランスリスク料は，附則 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネルギー発電設備〕）(5)ホにかかわらず，特例発電バランシング
グループにおける 30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。）
といたします。また，再生可能エネルギー予測誤差対応調整力確保料は，特例
発電バランシンググループにおける 30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電- 133 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(5)トにかかわらず，30 分ごとの契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気
卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整
供給実施日の前々日の午後 4 時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日
午前 6 時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
(ﾆ) ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）の出力の抑制に係る通知を発電者または契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 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エ
ネルギー発電設備〕）(6)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける 30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受
電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。
）といたします。
(9) 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等についての特別措置
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，(4)イ(ﾛ)ａ(c)，(4)ロ(ﾛ)ａ(c)，(4)ハ(ﾛ)ａ(c)または(4)ニ(ｲ)ｄもしくは(4)ニ(ﾛ)ｄにかかわらず，次のとおりといたします。
1 キロワット時につき57 円 74 銭

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エネル
ギー発電設備〕）(5)トにかかわらず，30 分ごとの契約者が締結する特定契約または当社，配電事業者もしくは特定送配電事業者との再生可能エネルギー電気
卸供給契約に係る発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整
供給実施日の前々日の午後 4 時までに契約者に通知いたします。
また，当社は，当該発電量調整受電計画電力量の見直しを行ない，変更後の発電量調整受電計画電力量を決定し，原則として発電量調整供給実施日の前日
午前 6 時までに契約者に再通知いたします。
なお，契約者は，必要に応じて発電量調整受電計画電力量の決定に必要となる事項に関する文書を当社に提出していただきます。
(ﾆ) ローカル系統における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過し，または超過するおそれがある場合で，当社または配電事業者がノンファーム電源（配電事業者の約款に定めるノンファーム電源を含みます。）の出力の抑制に係る通知を発電者または契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 5（発電量調整供給契約についての特別措置〔再生可能エ
ネルギー発電設備〕）(6)ロにかかわらず，特例発電バランシンググループにおける 30 分ごとの発電量調整受電電力量（配電事業者の約款に定める発電量調整受
電電力量を含みます。）にインバランスリスク単価を適用してえられる金額のその 1 月の合計（合計額が負となる場合は零といたします。
）といたします。
(9) 離島についての特別措置
イ 発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応補給電力料金単価，接続対象計画差対応補給電力料金単価，需要抑制量調整受電計画差対応補給電力料金単価または給電指令時補給電力料金単価については，(4)イ(ﾛ)ａ(c)，(4)ロ(ﾛ)ａ(c)，(4)ハ(ﾛ)ａ(c)または(4)ニ(ｲ)ｄもしくは(4)ニ(ﾛ)ｄにかかわらず，次のとおりといたします。
1 キロワット時につき57 円 74 銭

ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社または配電事業者と給電指令時補給電力料金に関する契約を締結する設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
ロ 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，(4)イ(ﾛ)ｂ(c)，(4)ロ(ﾛ)ｂ(c)または(4)ハ(ﾛ)ｂ(c)にかかわらず，
次のとおりといたします。
1 キロワット時につき23 円 33 銭

ただし，当社もしくは配電事業者が指定する要件を有する発電設備等またはファーム電源（配電事業者の約款に定めるファーム電源を含みます。）であって別途当社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
設備に係る給電指令時補給電力料金単価は，当該契約によるものといたします。
ロ 発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価等
離島における発電量調整受電計画差対応余剰電力料金単価，接続対象計画差対応余剰電力料金単価または需要抑制量調整受電計画差対応余剰電力料金単価については，(4)イ(ﾛ)ｂ(c)，(4)ロ(ﾛ)ｂ(c)または(4)ハ(ﾛ)ｂ(c)にかかわらず，
次のとおりといたします。
1 キロワット時につき23 円 33 銭(10) 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）(2)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，(4)ニ(ﾛ)ｄ，(5)チおよび(5)リにおいて，当該発電設備等をファーム電源とし(10) 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）(2)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，(4)ニ(ﾛ)ｄ，(5)チおよび(5)リにおいて，当該発電設備等をファーム電源とし- 134 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）て取り扱います。
(11) 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。

て取り扱います。
(11) 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。
18 近接性評価割引額の算定についての特別措置(1) 契約者が，配電事業者の供給区域に立地する近接性評価対象発電設備を維持し，および運用する発電契約者から，当該発電設備等に係る電気を受電し，接続供給を利用する場合，別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)の近接性評価割引額の算定上，次のとおりといたします。
イ 当該近接性評価対象発電設備から配電事業者が受電した電力量を別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)の当社が近接性評価対象発電設備から受電した近接性評価割引単価の区分ごとの電力量とみなします。
ロ 契約者が，附則 17（バランシンググループの設定に係る特別措置）の適用を受けている発電契約者から当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場
合，別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)ｂの当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量は，附則 17（バランシン
ググループの設定に係る特別措置）(5)ロとし，当該発電バランシンググループの発電量調整受電電力量には，配電事業者の約款に定める発電量調整受電電力量を含みます。
ハ 契約者が，配電事業者の約款に定める発電契約者（附則 17〔バランシンググル
ープの設定に係る特別措置〕の適用を受けている発電契約者を除きます。）から
当該近接性評価対象発電設備に係る電気を調達する場合，別表 2（近接性評価地
域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)ａの当該発電バランシンググループに係る発電契約者が販売する電力量の計画値ならびに別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ｲ)ｂの当該発電バランシンググループの発電量調整受電計画電力量および当該発電バランシンググループの発電量調整受
電電力量は，配電事業者の約款に定めるところによります。
(2) 契約者が，附則 17（バランシンググループの設定に係る特別措置）の適用を受けている場合，別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）における近接性評価割引額の算定上，別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ﾛ)および(ﾊ)の接続対象計画電力量は，附則 17（バランシンググループの設定に係る特別措置）(5)ニとし，別表 2（近接性評価地域および近接性評価割引額の算定）(2)ロ(ﾊ)の接続対象電力量には，配電事業者の約款に定める接続対象電力量を含みます。
19 Ｎ－1 電制の実施についての特別措置
18 Ｎ－1 電制の実施についての特別措置(1) 当社は，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設(1) 当社は，39（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ備等であって当社が特定契約を締結する再生可能エネルギー発電設備に対してＮ－1 電制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(10)にかかわらず，Ｎ－1 電－1 電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）(11)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
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
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
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。
いたします。
(2) 当社は，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設(2) 当社は，39（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって契約者または特定送配電事業者が特定契約を締結する再生可能エネ
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）(10)
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）(11)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，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
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
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- 135 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額および30 分ごとのＮ－1 電制時調達不足電力量に回避可能費用単価に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－1 電制オペレーション費用として契約者または特定送配電事業者にお支払いいたします。
(3) 当社は，38（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第 2 条の 2 第 1 項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に対してＮ－1 電制を実施したときは，38（給電指令の実施等）(10)にかかわらず，Ｎ－1 電制時調達
不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－1 電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ－1 電制時調達不足電力量に応じてえられる供給促進交付金の金額（再生可能エネルギー特別措置法第 2
条の 4 にもとづき算定される金額をいいます。
）を加えた金額から，Ｎ－1 電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ－1 電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろ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。

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろう費用に相当する金額および30 分ごとのＮ－1 電制時調達不足電力量に回避可能費用単価に消費税等相当額を加えた金額を乗じてえた金額を差し引いた金額について，電力広域的運営推進機関が認める範囲においてＮ－1 電制オペレーション費用として契約者または特定送配電事業者にお支払いいたします。
(3) 当社は，39（給電指令の実施等）(2)イの場合で，発電量調整供給に係る発電設備等であって再生可能エネルギー特別措置法第 2 条の 2 第 1 項に定める市場取引等により再生可能エネルギー電気を供給する事業に係る発電設備に対してＮ－1 電制を実施したときは，39（給電指令の実施等）(11)にかかわらず，Ｎ－1 電制時調達
不足電力量の調達に要した費用の実費相当額に，Ｎ－1 電制が実施された発電設備を再度起動するために要した燃料費等の費用の実費およびＮ－1 電制時調達不足電力量に応じてえられる供給促進交付金の金額（再生可能エネルギー特別措置法第 2
条の 4 にもとづき算定される金額をいいます。
）を加えた金額から，Ｎ－1 電制が実施されなかったとしたときにその発電設備がＮ－1 電制時調達不足電力量を発電するのに要したであろ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。
19 系統連系受電サービス等についての特別措置(1) 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）(2)ロおよびハならびに 41（契約超過金）(2)ロおよびに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）(2)ロおよび 41（契約超過金）(2)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）(3)イの基
本料金および 22（系統連系受電サービス）(3)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等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等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等が消滅した場合で，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等が消滅し- 136 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）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 5（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〕）(8)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。
(2) (1)の場合で，特定契約または一時調達契約等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。
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。
(3) 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，(1)イ(ﾊ)またはロ〔(1)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）(3)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）(2)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- 137 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）上のとき。
(ｲ) 22（系統連系受電サービス）(2)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。
ａ 41（契約超過金）(2)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。
ｂ 41（契約超過金）(2)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。
(4) 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）(3)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）(2)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
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 5（発電- 138 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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〕）(8)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）(1)
ただし書または附則 5（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〕）(7)ハもしくは(8)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）(1)
ただし書または附則 5（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〕)(7)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(a) 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。
(b) 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(a) 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。
(b) 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- 139 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。
(5) 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）(3)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(4)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）(3)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）(2)に定める契約超過金を申し受けません。
ロ 発電設備が(4)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）(3)ロに定める電力量料金を申し受けます。
(6) 発電設備等に係る供給地点において最終保障供給約款または離島等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）(3)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）(2)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）(2)における契約超過受電電力の算定上，次のとおりといたします。
(ｲ) 当社との電気の需給契約において，定額電灯または公衆街路灯Ａ（契約負荷
設備の総容量が 400 ボルトアンペア未満の場合に限ります。）が適用されている場合を電灯定額接続送電サービスが適用されている場合とみなします。
(ﾛ) 当社との電気の需給契約において，公衆街路灯Ａ（契約負荷設備の総容量が400 ボルトアンペア以上の場合に限ります。）が適用されている場合，公衆街
路灯Ａの契約負荷設備の総容量を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に準じて取り扱います。
(ﾊ) 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，当社との電気の需給契約における契約電流を接続送電サービス契約電流または臨時接続送電サービス契約電流とみなし，当社との電気の需給契約における契約容量を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とみなし，当社との電気の需給契約における臨時電灯Ａの契約負荷設備の総容量を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とみなします。
ハ（給電指令の実施等）(7)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）(4)または 55（解約等）(5)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。
(7) 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）(1)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- 140 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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。

県市町村
青森市，弘前市，八戸市，三沢市，南津軽郡藤崎町，同郡田舎館村，
青森県
北津軽郡板柳町，同郡鶴田町，上北郡六ヶ所村，同郡おいらせ町
岩手県
盛岡市，大船渡市，北上市，滝沢市，紫波郡矢巾町，胆沢郡金ケ崎町
秋田県
潟上市，南秋田郡八郎潟町，同郡井川町
仙台市，石巻市，塩竈市，名取市，角田市，多賀城市，岩沼市，東松
島市，大崎市，富谷市，柴田郡大河原町，同郡村田町，同郡柴田町，
宮城県
亘理郡亘理町，同郡山元町，宮城郡松島町，同郡利府町，黒川郡大和町，同郡大郷町，同郡大衡村，遠田郡涌谷町，同郡美里町
山形市，米沢市，新庄市，寒河江市，天童市，東根市，南陽市，東村
山形県
山郡中山町，西村山郡河北町，東田川郡三川町
福島市，会津若松市，郡山市，白河市，須賀川市，相馬市，二本松市，伊達市，本宮市，伊達郡桑折町，同郡国見町，岩瀬郡鏡石町，耶麻郡
福島県
磐梯町，河沼郡湯川村，西白河郡西郷村，同郡泉崎村，同郡中島村，
同郡矢吹町，東白川郡棚倉町，石川郡玉川村，田村郡三春町
新潟市，長岡市，三条市，柏崎市，新発田市，小千谷市，加茂市，見新潟県
附市，燕市，上越市，阿賀野市，西蒲原郡弥彦村，南蒲原郡田上町，
刈羽郡刈羽村ロ 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）(3)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）(3)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）(3)ハ(ﾛ)にかかわらず，22（系統
連系受電サービス）(3)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）(3)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）(3)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）(3)ハ(ﾛ)にかかわらず，22（系統連系受電サー
ビス）(3)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。
20 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）(9)または(10)にかかわらず，次のとおりといたします。
(1) 当社は，39（給電指令の実施等）(2)イ，ロ，ハ，トまたは(3)によって，需要者の電気の使用を制限し，または中止した場合には，次の割引を行ない料金を算定いたします。ただし，その原因が契約者，発電契約者，発電者または需要者の責めとなる理由による場合は，その部分については割引いたしません。
イ 低圧で供給する場合または高圧で供給する場合で，接続送電サービス契約電力
もしくは臨時接続送電サービス契約電力が 500 キロワット未満となるとき。
(ｲ) 割引の対象
電灯定額接続送電サービスについては接続送電サービス料金とし，電灯臨時- 141 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスについては臨時
接続送電サービス料金とし，その他については当該供給地点の接続送電サービ
スまたは臨時接続送電サービスの基本料金（力率割引または割増しの適用を受ける場合はその適用後の基本料金といたします。）といたします。ただし，33（料金の算定）(1)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
当該供給地点の力率割引または割増し後の接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスの基本料金といたします。ただし，33（料金の算定）(1)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 式）
ａ 接続供給電力を制限した場合
Ｄ－dＨ' ＝ Ｈ ×
Ｄ
Ｈ’＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間
Ｄ ＝ 当該供給地点の接続送電サービス契約電力または臨時接続送電
サービス契約電力
d ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力の最大値
ｂ 接続供給電力量を制限した場合
Ａ－Ｂ
Ｈ’＝ Ｈ ×Ａ
Ｈ’＝ 修正時間
Ｈ ＝ 制限時間Ａ ＝ 制限指定時間中の当該供給地点の基準となる電力量
Ｂ ＝ 制限時間中の当該供給地点の接続供給電力量
ｃ 接続供給電力および接続供給電力量を同時に制限した時間については，ａによる修正時間またはｂによる修正時間のいずれか大きいものによります。
(2) (1)による延べ日数または延べ時間数を計算する場合には，電気工作物の保守または増強のための工事の必要上当社が契約者に 3 日前までにお知らせして行なう制
限または中止は，1 月につき 1 日を限って計算に入れません。
なお，契約者と当社との協議が整った場合は，需要者に 3 日前までにお知らせしたことをもって契約者に 3 日前までにお知らせしたものとみなします。

- 142 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

別
2

新旧比較表

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(3) 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，(1)および(2)に準じて割引を行ない料金を算定いたします。
21 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。

表

別

近接性評価地域および近接性評価割引額の算定(1) 近接性評価地域
次の地域を近接性評価地域といたします。
県

市町村

青森県

青森市，弘前市，八戸市，三沢市，南津軽郡藤崎町，同郡田舎館村，
北津軽郡板柳町，同郡鶴田町，上北郡六ヶ所村，同郡おいらせ町

岩手県

盛岡市，大船渡市，北上市，滝沢市，紫波郡矢巾町，胆沢郡金ケ崎町

秋田県

潟上市，南秋田郡八郎潟町，同郡井川町

宮城県

仙台市，石巻市，塩竈市，名取市，角田市，多賀城市，岩沼市，東松
島市，大崎市，富谷市，柴田郡大河原町，同郡村田町，同郡柴田町，
亘理郡亘理町，同郡山元町，宮城郡松島町，同郡利府町，黒川郡大和町，同郡大郷町，同郡大衡村，遠田郡涌谷町，同郡美里町

山形県

山形市，米沢市，新庄市，寒河江市，天童市，東根市，南陽市，東村
山郡中山町，西村山郡河北町，東田川郡三川町

福島県

福島市，会津若松市，郡山市，白河市，須賀川市，相馬市，二本松市，伊達市，本宮市，伊達郡桑折町，同郡国見町，岩瀬郡鏡石町，耶麻郡
磐梯町，河沼郡湯川村，西白河郡西郷村，同郡泉崎村，同郡中島村，
同郡矢吹町，東白川郡棚倉町，石川郡玉川村，田村郡三春町

新潟県

新潟市，長岡市，三条市，柏崎市，新発田市，小千谷市，加茂市，見附市，燕市，上越市，阿賀野市，西蒲原郡弥彦村，南蒲原郡田上町，
刈羽郡刈羽村なお，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，近接性評価地
域に含めるものといたします。
県

市町村

山形県

鶴岡市，酒田市，上山市，村山市，長井市，尾花沢市，東村山郡山辺町，西村山郡西川町，同郡朝日町，同郡大江町，北村山郡大石田町，
最上郡金山町，同郡最上町，同郡舟形町，同郡真室川町，同郡大蔵村，同郡鮭川村，同郡戸沢村，東置賜郡高畠町，同郡川西町，西置賜郡小国町，同郡白鷹町，同郡飯豊町，東田川郡庄内町，飽海郡遊佐町

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。
(2) 近接性評価割引額の算定- 143 -

表

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
イ 近接性評価割引単価
近接性評価割引単価は，受電電圧に応じて，次のとおりといたします。
受電電圧が標準電圧 6,000 ボルト以下の場合

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

55 銭

1 キロワット時に 受電電圧が標準電圧 6,000 ボルトをこえ 140,000 ボルト
44 銭
つき
以下の場合
受電電圧が標準電圧 140,000 ボルトをこえる場合

22 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。
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当社が近接性評価対象発
発電契約者から調達する電力量の計画値
電設備から受電した×近接性評価割引単価の区
当該発電バランシンググループに係る分ごとの電力量
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の当社が近接性評価対象発発電量調整受電計画電力量
電設備から受電した×近接性評価割引単価の区
当該発電バランシンググループの分ごとの電力量の実績値
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。
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は，その 30 分の近接性
評価割引単価の区分ごとの近接性評価割引電力量は，(ｲ)および(ﾛ)にかかわらず，次の算式により算定された値といたします。
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- 144 -

系統設備効率化割引の対象変電所等

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(1) 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
Ａ－2
Ａ－3

Ｂ－1

Ｂ－2

- 145 -

米沢変電所，福島変電所，東福島変電所，須賀川変電所，南相馬変電所，新地変電所
西仙台変電所，西山形変電所，いわき変電所，北新潟変電所，新潟変電所，中越変電所，新岡部変電所，東群馬変電所，新富山変電所
東花巻変電所，宮城変電所，宮城中央変電所，名取変電所，新庄変電所，本名変電所，越後開閉所
五ツ橋変電所，土樋変電所，柳町通変電所，榴岡変電所，堤通変電所，加茂変電所，東三条変電所，保内変電所，加茂郷変電所，向燕
変電所，北三条変電所，東燕変電所，西三条変電所，栄変電所，見附変電所，栃尾変電所，長岡変電所，城岡変電所，蓮潟変電所，大手変電所，北長岡変電所，西見附変電所，宮内町変電所
瀬辺地変電所，石江変電所，岡町変電所，泉野変電所，浪打変電所，浪岡変電所，黒石変電所，新町野変電所，田代変電所，南津軽変電所，弘前城東変電所，東弘前変電所，桔梗野変電所，大鰐変電所，
岩木川変電所，北弘前変電所，北津軽変電所，板柳変電所，弘前変電所，木造変電所，滝渕発電所，深浦変電所，松神発電所，五所川
原変電所，金木変電所，尾駮変電所，白糠変電所，大湊変電所，仲崎変電所，大畑変電所，東通変電所，三本松変電所，小湊変電所，
小中野変電所，法量発電所，堤町変電所，三戸変電所，小中島発電所，浦町変電所，沖館変電所，青森本町変電所，二戸変電所，福岡発電所，沼宮内変電所，葛巻変電所，西通変電所，盛岡中央変電所，高松変電所，青山変電所，長田町変電所，巣子変電所，東盛岡変電所，仙北町変電所，松園変電所，岩手滝沢変電所，葛根田第二発電所，都南変電所，矢巾変電所，花巻変電所，飯豊変電所，柳原変電所，川尻変電所，耳取変電所，日高変電所，常盤変電所，江刺変電所，河原町変電所，山目変電所，岩泉変電所，普代変電所，本銅変電所，千徳変電所，東宮古変電所，山田変電所，大槌変電所，大船
渡変電所，下船渡変電所，釜石変電所，立根変電所，大平変電所，
大館変電所，釈迦内変電所，毛馬内変電所，花輪変電所，桂変電所，
能代東変電所，二ツ井変電所，八郎潟変電所，土崎変電所，山王変電所，大川反変電所，南通変電所，広小路変電所，御所野変電所，
手形変電所，牛島変電所，川添変電所，大仙変電所，角館変電所，
生保内発電所，先達発電所，境変電所，大曲変電所，千畑変電所，
郷内発電所，本荘変電所，鳥海川第一発電所，岩谷変電所，西馬音
内変電所，沼館変電所，美入野変電所，横手変電所，羽後増田変電所，東成瀬変電所，湯沢変電所，横堀変電所，滝ノ原発電所，花京院変電所，旭ヶ丘変電所，勾当台変電所，沼辺変電所，遠刈田発電所，福田町変電所，卸町変電所，長町変電所，南小泉変電所，鍋田変電所，八木山変電所，西多賀変電所，高舘変電所，あすと長町変
電所，中田変電所，増田変電所，大町変電所，広瀬通変電所，仙台
本町変電所，三居沢発電所，仙台港変電所，多賀城変電所，塩釜築
港変電所，塩釜変電所，大日変電所，新浜変電所，仙台変電所（66キロボルトと 6 キロボルトを連系する設備），鶴ヶ谷変電所，小鶴新託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

Ｂ－2

Ｂ－2

- 146 -

田変電所，苦竹変電所，荒巻変電所，七北田変電所，古川変電所，
陸前大幡変電所，陸前山下変電所，女川変電所，石巻湊変電所，渡波変電所，松岩変電所，鹿折変電所，明通変電所，中山変電所，泉変電所，鳥越変電所，真室川変電所，新庄十日町変電所，戸沢変電所，大石田変電所，尾花沢変電所，楯岡変電所，神町変電所，東根
変電所，寒河江陵西変電所，谷地変電所，沼山発電所，寒河江変電所，長崎変電所，栄町通変電所，宮宿変電所，古館変電所，鮎貝変電所，城南変電所，宮町変電所，あかねヶ丘変電所，谷柏変電所，
桜田変電所，大野目変電所，松波変電所，本町通変電所，天童変電所，久野本変電所，宮内変電所，長井変電所，石岡変電所，高畠変電所，小松変電所，飯豊町変電所，花沢変電所，東酒田変電所，南酒田変電所，余目変電所，浜中変電所，酒田北港変電所，北酒田変電所，北鶴岡変電所，鶴岡変電所，藤島変電所，大山変電所，西鶴岡変電所，温海変電所，新落合発電所，梵字川発電所，小国変電所，他者の所有する変電所（山形県鶴岡市），西福島変電所，清水変電所，
栄町変電所，板谷変電所，腰浜変電所，鎌田変電所，伊達変電所，
大熊変電所，久保田変電所，本宮南変電所，細沼変電所，諏訪変電所，郡山駅前変電所，久留米変電所，平大町変電所，東平変電所，
北小名浜変電所，喜多方変電所，岩月変電所，神指変電所，河東変
電所，門田変電所，本郷変電所，鶴沼川発電所，田島変電所，八総変電所，内川発電所，城東変電所，坂下変電所，小林変電所，野沢
変電所，桧ノ原変電所，坂町変電所，荒川変電所，村上変電所，神林変電所，勝木変電所，黒川北変電所，中条変電所，鷹の巣発電所，
北新発田変電所，東港変電所，新発田変電所，松浦変電所，飯豊川
第一発電所，飯豊川第二発電所，松浜変電所，葛塚変電所，水原変電所，新崎変電所，三川変電所，津川変電所，安田変電所，小須戸
変電所，白根変電所，五泉変電所，木越変電所，早出発電所，東新
津変電所，亀田変電所，川根変電所，中新潟変電所，藤見変電所，
山の下変電所，大形変電所，沼垂変電所，寄居浜変電所，本町変電所，白山変電所，万代変電所，西新潟変電所，幸町変電所，笹口変電所，紫竹変電所，鳥屋野変電所，女池変電所，大野変電所，内野変電所，関屋変電所，亀貝変電所，巻変電所，岩室変電所，西川変
電所，燕変電所，吉田変電所，地蔵堂変電所，小関変電所，桐島変
電所，東栃尾変電所，南長岡変電所，来迎寺変電所，小千谷変電所，堀之内変電所，小出変電所，日吉変電所，才津変電所，比角変電所，柏崎変電所，茨目変電所，魚沼変電所，十日町変電所，東小千谷変
電所，南十日町変電所，浦佐変電所，五十沢発電所，城内変電所，
薮神発電所，上条発電所，大割野変電所，宮野原発電所，松代変電所，越後湯沢変電所，石打変電所，越後中里変電所，神立変電所，塩沢変電所，六日町変電所，登川発電所，直江津変電所，春日山変電所，高田変電所，稲田変電所，新井変電所，関山変電所，和田変電所，妙高変電所，潟町変電所，南川変電所，虫川変電所，東直江
津変電所，能生変電所，糸魚川変電所，早川発電所，田海変電所，
親不知変電所，佐渡変電所，相川変電所，相川火力発電所，高千変電所，金沢変電所，両津変電所，羽茂変電所，新潟変電所（154 キロボルトと 6 キロボルトを連系する設備），新飯田変電所，下田変電

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
所，小国町変電所，大所変電所，浅貝変電所，飯山変電所
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。
(2) 系統設備効率化割引の割引区分の適用
イ (1)の割引区分は，10（契約の成立および契約期間）(1)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 (1)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，(1)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 (1)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，(1)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）(3)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，(1)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(1)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）(3)
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

Ａ－2

Ａ－3

Ｂ－1
- 147 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
Ｂ－1

Ｂ－1

Ｂ－2または割引対象外

Ｂ－2

Ｂ－2

5

離島ユニバーサルサービス調整
5 離島ユニバーサルサービス調整(1) 離島ユニバーサルサービス調整額の算定(1) 離島ユニバーサルサービス調整額の算定
イ 離島平均燃料価格
イ 離島平均燃料価格
原油換算値 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格は，貿易統計の輸入品の原油換算値 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格は，貿易統計の輸入品の数量および価額の値にもとづき，次の算式によって算定された値といたします。
数量および価額の値にもとづき，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島平均燃料価格は，100 円単位とし，100 円未満の端数は，10 円の位
なお，離島平均燃料価格は，100 円単位とし，100 円未満の端数は，10 円の位で四捨五入いたします。
で四捨五入いたします。
離島平均燃料価格＝Ａ×α
Ａ＝各離島平均燃料価格算定期間における 1 キロリットル当たりの平均原油価格
α＝1.0000
なお，各離島平均燃料価格算定期間における 1 キロリットル当たりの平均原油
価格の単位は，1 円とし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
ロ 離島基準燃料価格
原油換算値 1 キロリットル当たりの離島基準燃料価格は，79,300 円といたします。
ハ 離島調整上限燃料価格
原油換算値 1 キロリットル当たりの離島調整上限燃料価格は，119,000 円といたします。
ニ 離島ユニバーサルサービス調整単価
離島ユニバーサルサービス調整単価は，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島ユニバーサルサービス調整単価の単位は，1 銭とし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
(ｲ) 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を下回る場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(離島基準燃料価格－離島平均燃料価格) ×

離島ユニバーサルサービス調整単価(2)の離島基準単価

1,000(ﾛ) 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を上回り，かつ，離島調整上限燃料価格以下の場合
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(離島平均燃料価格－離島基準燃料価格) ×＝(離島基準燃料価格－離島平均燃料価格) ×(2)の離島基準単価

1,000(ﾛ) 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を上回り，かつ，離島調整上限燃料価格以下の場合
離島ユニバーサルサービス調整単価(2)の離島基準単価

1,000(ﾊ) 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島調整上限燃料価格を上回る
場合
離島平均燃料価格は，離島調整上限燃料価格といたします。
離島ユニバーサルサービス調整単価＝(離島調整上限燃料価格－離島基準燃料価格) ×

離島平均燃料価格＝Ａ×α
Ａ＝各離島平均燃料価格算定期間における 1 キロリットル当たりの平均原油価格
α＝1.0000
なお，各離島平均燃料価格算定期間における 1 キロリットル当たりの平均原油
価格の単位は，1 円とし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
ロ 離島基準燃料価格
原油換算値 1 キロリットル当たりの離島基準燃料価格は，79,300 円といたします。
ハ 離島調整上限燃料価格
原油換算値 1 キロリットル当たりの離島調整上限燃料価格は，119,000 円といたします。
ニ 離島ユニバーサルサービス調整単価
離島ユニバーサルサービス調整単価は，次の算式によって算定された値といたします。
なお，離島ユニバーサルサービス調整単価の単位は，1 銭とし，その端数は，小数点以下第 1 位で四捨五入いたします。
(ｲ) 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島基準燃料価格を下回る場合＝(離島平均燃料価格－離島基準燃料価格) ×(2)の離島基準単価

1,000(ﾊ) 1 キロリットル当たりの離島平均燃料価格が離島調整上限燃料価格を上回る
場合
離島平均燃料価格は，離島調整上限燃料価格といたします。
離島ユニバーサルサービス調整単価(2)の離島基準単価＝(離島調整上限燃料価格－離島基準燃料価格) ×1,000- 148 -

(2)の離島基準単価
1,000

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）ホ

離島ユニバーサルサービス調整単価の適用
各離島平均燃料価格算定期間の離島平均燃料価格によって算定された離島ユ
ニバーサルサービス調整単価は，その離島平均燃料価格算定期間に対応する離島
ユニバーサルサービス調整単価適用期間に使用される接続供給にかかる電気に適用いたします。
(ｲ) 各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ﾛ)，(ﾊ)および(ﾆ)の場合を除き，次のとおりといたします。

ホ

離島ユニバーサルサービス調整単価の適用
各離島平均燃料価格算定期間の離島平均燃料価格によって算定された離島ユ
ニバーサルサービス調整単価は，その離島平均燃料価格算定期間に対応する離島
ユニバーサルサービス調整単価適用期間に使用される接続供給に係る電気に適用いたします。
(ｲ) 各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ﾛ)，(ﾊ)および(ﾆ)の場合を除き，次のとおりといたします。

離島平均燃料価格算定期間

離島ユニバーサルサービス調整単価適用期
間

離島平均燃料価格算定期間

離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間

毎年 1 月 1 日から 3 月 31 日までの期間

その年の 5 月の検針日から 6 月の検針日の前日までの期間

毎年 1 月 1 日から 3 月 31 日までの期間

その年の 5 月の検針日から 6 月の検針日の前日までの期間

毎年 2 月 1 日から 4 月 30 日までの期間

その年の 6 月の検針日から 7 月の検針日の前日までの期間

毎年 2 月 1 日から 4 月 30 日までの期間

その年の 6 月の検針日から 7 月の検針日の前日までの期間

毎年 3 月 1 日から 5 月 31 日までの期間

その年の 7 月の検針日から 8 月の検針日の前日までの期間

毎年 3 月 1 日から 5 月 31 日までの期間

その年の 7 月の検針日から 8 月の検針日の前日までの期間

毎年 4 月 1 日から 6 月 30 日までの期間

その年の 8 月の検針日から 9 月の検針日の前日までの期間

毎年 4 月 1 日から 6 月 30 日までの期間

その年の 8 月の検針日から 9 月の検針日の前日までの期間

毎年 5 月 1 日から 7 月 31 日までの期間

その年の 9 月の検針日から 10 月の検針日の前日までの期間

毎年 5 月 1 日から 7 月 31 日までの期間

その年の 9 月の検針日から 10 月の検針日の前日までの期間

毎年 6 月 1 日から 8 月 31 日までの期間

その年の 10 月の検針日から 11 月の検針日の前日までの期間

毎年 6 月 1 日から 8 月 31 日までの期間

その年の 10 月の検針日から 11 月の検針日の前日までの期間

毎年 7 月 1 日から 9 月 30 日までの期間

その年の 11 月の検針日から 12 月の検針日の前日までの期間

毎年 7 月 1 日から 9 月 30 日までの期間

その年の 11 月の検針日から 12 月の検針日の前日までの期間

毎年 8 月 1 日から 10 月 31 日までの期間

その年の 12 月の検針日から翌年の 1 月の検針日の前日までの期間

毎年 8 月 1 日から 10 月 31 日までの期間

その年の 12 月の検針日から翌年の 1 月の検針日の前日までの期間

毎年 9 月 1 日から 11 月 30 日までの期間

翌年の 1 月の検針日から 2 月の検針日の前日までの期間毎年 9 月 1 日から 11 月 30 日までの期間

翌年の 1 月の検針日から 2 月の検針日の前日までの期間毎年 10 月 1 日から 12 月 31 日までの期間

翌年の 2 月の検針日から 3 月の検針日の前日までの期間毎年 10 月 1 日から 12 月 31 日までの期間

翌年の 2 月の検針日から 3 月の検針日の前日までの期間毎年 11 月 1 日から翌年の 1 月 31 日まで 翌年の 3 月の検針日から 4 月の検針日の前の期間日までの期間毎年 11 月 1 日から翌年の 1 月 31 日まで 翌年の 3 月の検針日から 4 月の検針日の前の期間日までの期間毎年 12 月 1 日から翌年の 2 月 28 日まで
翌年の 4 月の検針日から 5 月の検針日の前の期間（翌年が閏年となる場合は，翌年日までの期間の 2 月 29 日までの期間）

毎年 12 月 1 日から翌年の 2 月 28 日まで
翌年の 4 月の検針日から 5 月の検針日の前の期間（翌年が閏年となる場合は，翌年日までの期間の 2 月 29 日までの期間）(ﾛ) 記録型計量器により計量する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日をお知らせしたときは，(ﾆ)の場合を除き，その供給地点の各離島平均燃料価格算
定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう検針日は，計量日といたします。
(ﾊ) 定額接続送電サービスの場合は，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。
この場合，(ｲ)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの適用を受け，料金の算定期間を契約使用開始日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とする場合は，(ｲ)にいう検針日は，応当日といたします。
- 149 -(ﾛ) 記録型計量器により計量する場合で，当社があらかじめ契約者に計量日をお知らせしたときは，(ﾆ)の場合を除き，その供給地点の各離島平均燃料価格算
定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう検針日は，計量日といたします。
(ﾊ) 定額接続送電サービスの場合は，各離島平均燃料価格算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。
この場合，(ｲ)にいう検針日は，その供給地点の属する検針区域の検針日といたします。ただし，電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービスの適用を受け，料金の算定期間を契約使用開始日から翌月の応当日の前日までの期間，または各月の応当日から翌月の応当日の前日までの期間とする場合は，(ｲ)にいう検針日は，応当日といたします。

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施(ﾆ) 検針日が毎月初日の需要者に係る供給地点については，各離島平均燃料価格
算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう各月の検針日は，その月の翌月の初日といたします。
ヘ 離島ユニバーサルサービス調整額(ｲ) 定額制供給の場合
ａ 電灯定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各契約負荷設
備ごとの離島ユニバーサルサービス調整単価の合計といたします。
ｂ 電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各臨時接続送電サービスごとの離島ユニバーサルサービス調整単価といたします。
(ﾛ) 従量制供給の場合
離島ユニバーサルサービス調整額は，その 1 月の接続供給電力量にニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価を適用して算定いたします。
(2) 離島基準単価
離島基準単価は，離島平均燃料価格が 1,000 円変動した場合の値といたします。
イ 定額制供給の場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス
離島基準単価は，各契約負荷設備ごとに 1 月につき次のとおりといたします。

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）(ﾆ) 検針日が毎月初日の需要者に係る供給地点については，各離島平均燃料価格
算定期間に対応する離島ユニバーサルサービス調整単価適用期間は，(ｲ)に準ずるものといたします。この場合，(ｲ)にいう各月の検針日は，その月の翌月の初日といたします。
ヘ 離島ユニバーサルサービス調整額(ｲ) 定額制供給の場合
ａ 電灯定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各契約負荷設
備ごとの離島ユニバーサルサービス調整単価の合計といたします。
ｂ 電灯臨時定額接続送電サービスおよび動力臨時定額接続送電サービス
離島ユニバーサルサービス調整額は，ニによって算定された各臨時接続送電サービスごとの離島ユニバーサルサービス調整単価といたします。
(ﾛ) 従量制供給の場合
離島ユニバーサルサービス調整額は，その 1 月の接続供給電力量にニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価を適用して算定いたします。
(2) 離島基準単価
離島基準単価は，離島平均燃料価格が 1,000 円変動した場合の値といたします。
イ 定額制供給の場合(ｲ) 電灯定額接続送電サービス
離島基準単価は，各契約負荷設備ごとに 1 月につき次のとおりといたします。

10 ワットまでの 1 灯につき4厘

10 ワットまでの 1 灯につき4厘

10 ワットをこえ 20 ワットまでの 1 灯につき9厘

10 ワットをこえ 20 ワットまでの 1 灯につき9厘

電 20 ワットをこえ 40 ワットまでの 1 灯につき灯 40 ワットをこえ 60 ワットまでの 1 灯につき

1銭8厘
2銭5厘

電 20 ワットをこえ 40 ワットまでの 1 灯につき灯 40 ワットをこえ 60 ワットまでの 1 灯につき2銭5厘

60 ワットをこえ 100 ワットまでの 1 灯につき4銭3厘60 ワットをこえ 100 ワットまでの 1 灯につき4銭3厘

100 ワットをこえる 1 灯につき 100 ワットまでごとに4銭3厘

100 ワットをこえる 1 灯につき 100 ワットまでごとに4銭3厘

50 ボルトアンペアまでの 1 機器につき1銭3厘

50 ボルトアンペアまでの 1 機器につき1銭3厘

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2銭5厘

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

2銭5厘

小
型
機
器

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
2銭5厘
ごとに

小
型
機
器

(ﾛ) 電灯臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，契約負荷設備の総容量（入力）によって，1 日につき次のとおりといたします。

1銭8厘

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
2銭5厘
ごとに(ﾛ) 電灯臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，契約負荷設備の総容量（入力）によって，1 日につき次のとおりといたします。

総容量が 50 ボルトアンペアまでの場合

0厘

総容量が 50 ボルトアンペアまでの場合

0厘

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

1厘

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

1厘

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1厘

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1厘

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

7厘

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

7厘

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7厘

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

7厘(ﾊ) 動力臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス
契約電力が 0.5 キロワットの場合の離島基準単価は，臨時接続送電サービス契
約電力が 1 キロワットの場合の離島基準単価の半額といたします。
臨時接続送電サービス契約電力 1 キロワット 1 日につき

8厘(ﾊ) 動力臨時定額接続送電サービス
離島基準単価は，次のとおりといたします。ただし，臨時接続送電サービス
契約電力が 0.5 キロワットの場合の離島基準単価は，臨時接続送電サービス契
約電力が 1 キロワットの場合の離島基準単価の半額といたします。
臨時接続送電サービス契約電力 1 キロワット 1 日につき- 150 -

8厘

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
ロ 従量制供給の場合
離島基準単価は，次のとおりといたします。
1 キロワット時につき託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）ロ 従量制供給の場合
離島基準単価は，次のとおりといたします。
1厘

1 キロワット時につき

1厘(3) 離島ユニバーサルサービス調整単価等のお知らせ(3) 離島ユニバーサルサービス調整単価等のお知らせ
当社は，(1)イの各離島平均燃料価格算定期間における 1 キロリットル当たりの当社は，(1)イの各離島平均燃料価格算定期間における 1 キロリットル当たりの平均原油価格および(1)ニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価
平均原油価格および(1)ニによって算定された離島ユニバーサルサービス調整単価をインターネットを利用する方法等によりお知らせいたします。
をインターネットを利用する方法等によりお知らせいたします。
6 平均力率の算定
6 平均力率の算定(1) 平均力率は，次の算式によって算定された値といたします。ただし，有効電力量(1) 平均力率は，次の算式によって算定された値といたします。ただし，有効電力量の値が零となる場合の平均力率は，85 パーセントとみなします。
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。
有

効

電

力

量

平均力率(パーセント)＝

有
×100

効

電

力

量

平均力率(パーセント)＝(有効電力量)２ ＋(無効電力量)２×100(有効電力量)２ ＋(無効電力量)２(2) 有効電力量および無効電力量の計量については，29（計量）に準ずるものといた(2) 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，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたの間，やむをえない場合には，受電電圧および供給電圧と異なった電圧で計量いたします。この場合，有効電力量または無効電力量は，計量された有効電力量またはします。この場合，有効電力量または無効電力量は，計量された有効電力量または無効電力量を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として 3 パーセン
無効電力量を，受電電圧および供給電圧と同位にするために原則として 3 パーセン
トの計量損失率によって修正したものといたします。
トの計量損失率によって修正したものといたします。
8 発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電 8 発電量調整受電計画電力量，接続対象計画電力量および需要抑制量調整受電計画電力量に関する取扱い
力量に関する取扱い(1) 発電量調整受電計画電力量の取扱い(1) 発電量調整受電計画電力量の取扱い
発電量調整受電計画電力量は，原則として，別表 11（発電計画・調達計画・販売
発電量調整受電計画電力量は，原則として，別表 11（発電計画・調達計画・販売
計画）に定める当日計画の通知の期限における発電計画といたします。
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
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。
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
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
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
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。）
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
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。）
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
なお，当日計画の通知の期限において発電契約者が通知した発電計画と調達計画の合計値が販売計画と一致しない場合，販売計画から調達計画を差し引いた値を当の合計値が販売計画と一致しない場合，販売計画から調達計画を差し引いた値を当
日計画の通知の期限における発電計画とみなします（以下「みなし発電計画」とい
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。）。
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
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得られた値とみなします。
より得られた値とみなします。

- 151 -

託送供給等約款
託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
発電バランシンググループごとの発電計画＝みなし発電計画の値
×当日計画の通知の期限における発電バランシンググループごとの発電計画の値／当日計画の通知の期限における発電計画の値

新旧比較表
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
発電バランシンググループごとの発電計画＝みなし発電計画の値
×当日計画の通知の期限における発電バランシンググループごとの発電計画の値／当日計画の通知の期限における発電計画の値(2) 接続対象計画電力量の取扱い(2) 接続対象計画電力量の取扱い
接続対象計画電力量は，原則として，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）
接続対象計画電力量は，原則として，別表 10（需要計画・調達計画・販売計画）に定める当日計画の通知の期限における需要想定値といたします。
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
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。
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
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
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
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。）
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
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。）
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
なお，当日計画の通知の期限において契約者が通知した需要想定値と需要想定値に対する取引計画が一致しない場合，調達計画から販売計画を差し引いた値を当日に対する取引計画が一致しない場合，調達計画から販売計画を差し引いた値を当日
計画の通知の期限における需要想定値とみなします。
計画の通知の期限における需要想定値とみなします。
(3) 需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い(3) 需要抑制量調整受電計画電力量の取扱い
イ 需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表 12（需要抑制計画・調達
イ 需要抑制量調整受電計画電力量は，原則として，別表 12（需要抑制計画・調達
計画・販売計画・ベースライン）に定める当日計画の通知の期限における需要抑計画・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。
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
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。
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(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
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。
）
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(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
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
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。）
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，次に定める値を対応余剰電力量の算定上，次の(ｲ)または(ﾛ)に該当する場合は，次に定める値を需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この
需要抑制計画とみなします（以下「みなし需要抑制計画」といいます。）。この場合，みなし需要抑制計画が負となるときの 30（電力および電力量の算定）(14)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）(14)
イ(ﾛ)および(ﾊ)の需要抑制量調整受電計画電力量は，当日計画の通知の期限におイ(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- 152 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
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得られた値といたします。

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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得られた値といたします。

需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画＝みなし需要抑制計画の値
×当日計画の通知の期限における需要抑制バランシンググループごとの需要抑制計画の値／当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値

需要抑制バランシンググループごとのみなし需要抑制計画＝みなし需要抑制計画の値
×当日計画の通知の期限における需要抑制バランシンググループごとの需要抑制計画の値／当日計画の通知の期限における需要抑制計画の合計値(ｲ) 需要抑制契約者が通知した販売計画（イにより変更した場合は変更後の値と(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。）
いたします。
）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）
を上回った場合を上回った場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値に加えた値
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(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。）
いたします。
）が調達計画（イにより変更した場合は変更後の値といたします。）
を下回った場合を下回った場合販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から減じた値
販売計画と調達計画の差を需要抑制計画の合計値から減じた値
9 電力量の協定
9 電力量の協定
電力量を協議によって定める場合の基準は，原則として次によります。
電力量を協議によって定める場合の基準は，原則として次によります。
(1) 定額制供給の場合の接続供給電力量(1) 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
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
その 1 月の接続供給電力量は，接続送電サービスまたは臨時接続送電サービスに応じて次により算定いたします。ただし，32（料金の算定）(1)イ，ロ，ハ，に応じて次により算定いたします。ただし，33（料金の算定）(1)イ，ロ，ニ，
ニまたはホの場合は，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により算定した値を当月の料金の算定期間の日数で除し，協定の対象となる期間（以下「協定期間」といいます。）の日数を乗じた値といたします。
（以下「協定期間」といいます。）の日数を乗じた値といたします。
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
電灯である
での 1 灯につき電灯定額 契約負荷設
40 ワットをこえ 60 ワットま備
接続送電での 1 灯につきサービス
60 ワットをこえ 100 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×ロに定める
月別使用時間100 ワット×ロに定める
月別使用時間20 ワットをこえ 40 ワットま
電灯である
での 1 灯につき電灯定額 契約負荷設
40 ワットをこえ 60 ワットま備
接続送電での 1 灯につきサービス
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
月別使用時間小型機器である契約負荷設備 1 機器につきロ

60 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20 キロワット時

60 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

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
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。

ロ- 153 -

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。

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）

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
時間といたします。
(2) 従量制供給の場合の接続供給電力量
イ 過去の接続供給電力量による場合
次のいずれかによって算定いたします。ただし，協定期間または過去の電力量が計量された料金の算定期間に契約電力，契約電流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，契約電流または契約
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
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

ただし，閏年となる場合における 3 月の月別使用時間は，上表にかかわらず，
415 時間といたします。
(2) 従量制供給の場合の接続供給電力量
イ 過去の接続供給電力量による場合
次のいずれかによって算定いたします。ただし，協定期間または過去の電力量が計量された料金の算定期間に契約電力，契約電流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，契約電流または契約
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
前月または前年同月の接続供給電力量

×協定期間の日数前月または前年同月の料金の算定期間の日数(ﾛ) 前 3 月間の接続供給電力量による場合
前 3 月間の接続供給電力量
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
取替後の計量器によって計量された期間の日数

×協定期間の日数ロ使用された負荷設備の容量と使用時間による場合使用された負荷設備の容量（入力）にそれぞれの使用時間を乗じてえた値を合計した値といたします。
ハ 取替後の計量器によって計量された期間の日数が 10 日以上である場合で，取替後の計量器によって計量された接続供給電力量によるとき。
取替後の計量器によって計量された接続供給電力量

×協定期間の日数

取替後の計量器によって計量された期間の日数ニ

参考のために取り付けた計量器の計量による場合
参考のために取り付けた計量器によって計量された接続供給電力量といたします。
なお，この場合の計量器の取付けは，62（計量器等の取付け）に準ずるものといたします。
ホ 公差をこえる誤差により修正する場合

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

計量電力量

100 パーセント＋(±誤差率)

100 パーセント＋(±誤差率)

なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続
供給電力量を対象として協定いたします。
(ｲ) 契約者の申出により測定したときは，申出の日の属する月(ﾛ) 当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月(3) (1)または(2)によって接続供給電力量を定める場合，協定期間の 30 分ごとの接×協定期間の日数

なお，公差をこえる誤差の発生時期が確認できない場合は，次の月以降の接続
供給電力量を対象として協定いたします。
(ｲ) 契約者の申出により測定したときは，申出の日の属する月(ﾛ) 当社が発見して測定したときは，発見の日の属する月(3) (1)または(2)によって接続供給電力量を定める場合，協定期間の 30 分ごとの接- 154 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
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
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。
供給電力量として均等に配分してえられる値といたします。
ただし，(2)によって接続供給電力量を定める場合で，協定期間の接続供給電力
ただし，(2)によって接続供給電力量を定める場合で，協定期間の接続供給電力
量を計量器の時間帯区分ごとに定めるときは，協定期間における各時間帯区分ごと
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。
等に配分してえられる値といたします。
(4) 発電量調整受電電力量の協定については，(2)および(3)に準ずるものといたしま(4) 発電量調整受電電力量の協定については，(2)および(3)に準ずるものといたします。
す。
10 需要計画・調達計画・販売計画
10 需要計画・調達計画・販売計画
需要計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといた需要計画・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。
します。
対象期間

年間計画
（第 1 年度，
第 2 年度）

通知の期限

毎年 10 月 31日

週間計画
(翌週，翌々週)

年間計画
月間計画
週間計画
（第 1 年度， (翌月，翌々 (翌週，翌々 翌々日計画 翌日計画
第 2 年度）
月)
週)

翌日計画

当日計画

対象期間

毎月 1 日毎週水曜日午前 10 時

毎日午前 12時

30 分ごとの
実需給の
開始時刻の
1 時間前

毎年 10 月 31
通知の期限日

毎月 1 日

毎週水曜日
午前 10 時

毎日
午前10時

毎日午前
12 時

当日計画
30 分ごとの
実需給の
開始時刻の
1 時間前

電力広域的運
各月の平日お 各週の平日お営推進機関がよび休日の接 よび休日の接指定する時刻続対象電力の 続対象電力の30 分ごとの接続対象電力量の日ごとの接
最大値および 最大値および
続対象電力
最小値
最小値

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 分ごとの接続対象電
想定値 電力の最大 電力の最大 る 時 刻 の 日 の接続対象
力量
電力値および最 値および最 ご と の 接 続
小値
小値
対象電力

各月の平日お 各週の平日お 電 力 広 域 的 運
よび休日の接 よび休日の接 営 推 進 機 関 が続対象電力の 続対象電力の 指 定 す る 時 刻
最大値および 最大値および の 日 ご と の 接最小値に対す 最小値に対す 続 対 象 電 力 に 30 分ごとの接続対象電力量
需要想定 る 発 電 契 約 る 発 電 契 約 対 す る 発 電 契 に対する発電契約者，契約値に対す 者，契約者ま 者，契約者ま 約者，契約者ま 者または需要抑制契約者毎
たは需要抑制 たは需要抑制 た は 需 要 抑 制 の調達分および販売分の計る
調達計 契約者毎の調 契約者毎の調 契 約 者 毎 の 調 画値
画・販売 達分および販 達分および販 達 分 お よ び 販
売分の計画値 売分の計画値 売分の計画値
計画

各月の平日 各週の平日 電 力 広 域 的 週間計画とおよび休日 および休日 運 営 推 進 機 同一の時刻の接続対象 の接続対象 関 が 指 定 す の接続対象
通電力の最大 電力の最大 る 時 刻 の 日 電力に対す
知値および最 値および最 ご と の 接 続 る発電契約
30 分ごとの接続対象電の需要想 小値に対す 小値に対す 対 象 電 力 に 者，契約者 力量に対する発電契約
内定値に る発電契約 る発電契約 対 す る 発 電 または需要 者，契約者または需要抑容対する 者，契約者 者，契約者 契約者，契約 抑制契約者 制契約者毎の調達分おごとの調達
調達計 または需要 または需要 者 ま た は 需
分および販 よび販売分の計画値
画・販売 抑制契約者 抑制契約者 要 抑 制 契 約
売分の計画
計画 毎の調達分 毎の調達分 者 毎 の 調 達
および販売 および販売 分 お よ び 販 値

需要
想定値

通
知
の
内
容

月間計画
(翌月，翌々
月)

供給力未調達分の計画値(自己等への電気の供給を行なう場合を除きます。)

分の計画値 分の計画値 売 分 の 計 画
値
供給力未調達分の計画値(自己等への電気の供給を行なう場合を除きます。)－－（注 1）需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。（注 1）需要計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。
（注 2）年度とは，4 月 1 日から翌年の 3 月 31 日までの期間といたします。
（注 2）年度とは，4 月 1 日から翌年の 3 月 31 日までの期間といたします。
（注 3）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面 （注 3）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。
を提出していただく場合があります。
(注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（注 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
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- 155 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）
画値を提出していただきます。
計画値を提出していただきます。
11 発電計画・調達計画・販売計画
11 発電計画・調達計画・販売計画
発電計画・調達計画・販売計画の通知の期限および通知の内容は次のとおりといた発電計画・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。
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，翌々月) (翌週，翌々週)
第 2 年度)

通知の期
毎年 10 月 31 日
限

発電
計画

毎月 1 日毎週水曜日午前 10 時各月の平日お 各週の平日お 電力広域的運
よび休日の発 よび休日の発 営推進機関が電量調整受電 電量調整受電 指定する時刻
電力の最大値 電力の最大値 の日ごとの発および最小値 および最小値 電 量 調 整 受 電
電力

翌日計画

当日計画

毎日午前 12時

原則として30 分ごとの
実需給の
開始時刻の
1 時間前

作業の開始日時，作業の終了日時，
停止内容，その他必要な項目
－

－

通知の
期限

30 分ごとの発電量調整
受電電力量

各月の平日お 各週の平日お 電力広域的運
よび休日の発 よび休日の発 営推進機関が電量調整受電 電量調整受電 指定する時刻
電力の最大値 電力の最大値 の日ごとの発および最小値 および最小値 電量調整受電
通30 分ごとの発電量調整受電調達に対する契約 に対する契約 電力に対する
知
電力量に対する契約者，
計者，発電契約者 者，発電契約者 契約者，発電契の発電契約者または需要抑制
画・販または需要抑 または需要抑 約者または需内売計
契約者毎の調達分および制契約者毎の 制契約者毎の 要抑制契約者
容
画
販売分の計画値
調達分および 調達分および 毎の調達分お販売分の計画 販売分の計画 よび販売分の
値
値
計画値

発電
設備
等の
停止
計画

年間計画
月間計画
週間計画
対象期
(第 1 年度， (翌月，翌々 (翌週，翌々 翌々日計画
間
月)
週)
第 2 年度)－

毎年 10 月31 日

毎週水曜日
午前 10 時毎日
午前 10 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 運営推進機の発電量調 の発電量調 関が指定す発電
整受電電力 整受電電力 る時刻の日
計画の最大値お の最大値お ごとの発電
よび最小値 よび最小値 量調整受電
電力

週間計画と
同一の時刻
の発電量調
整受電電力

毎月 1 日

翌日計画

当日計画

毎日午前 12時

原則として30 分ごとの
実需給の
開始時刻の
1 時間前

30 分ごとの発電量調整
受電電力量

各月の平日 各週の平日 電力広域的 週 間 計 画 とおよび休日 および休日 運営推進機 同 一 の 時 刻の発電量調 の発電量調 関が指定す の 発 電 量 調
整受電電力 整受電電力 る時刻の日 整 受 電 電 力の最大値お の最大値お ごとの発電 に 対 す る 契
通調達
30 分ごとの発電量調整受電
よび最小値 よび最小値 量調整受電 約者，発電契
知計
電力量に対する契約者，に対する契 に対する契 電力に対す 約 者 ま た はの画・
発電契約者または需要抑制
約者，発電 約者，発電 る契約者， 需 要 抑 制 契
内販売
契約者毎の調達分および契約者また 契約者また 発電契約者 約 者 ご と の容計画
販売分の計画値
は需要抑制 は需要抑制 または需要 調 達 分 お よ
契約者毎の 契約者毎の 抑制契約者 び 販 売 分 の調達分およ 調達分およ 毎の調達分 計画値
び販売分の び販売分の および販売
分の計画値
計画値
計画値
作業の開始日時，作業の
発電
終了日時，
設備
停止内容，その他必要な
等の
項目
停止
計画
－
－

－

計画外作業
計画作業の変更分

－

－

－

計画外作業
計画作業の変更分（注 1）発電計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。（注 1）発電計画・調達計画・販売計画は，当社所定の様式により提出していただきます。
（注 2）年度とは，4 月 1 日から翌年の 3 月 31 日までの期間といたします。

（注 2）年度とは，4 月 1 日から翌年の 3 月 31 日までの期間といたします。

（注 3）当社が系統運用上必要な場合および料金の算定上必要な場合は，発電場所別の発 （注 3）当社が系統運用上必要な場合および料金の算定上必要な場合は，発電場所別の発電計画もあわせて提出していただきます。

電計画もあわせて提出していただきます。

（注 4）計画外作業及び計画作業の変更分については，発生の都度，速やかに提出してい （注 4）計画外作業及び計画作業の変更分については，発生のつど，すみやかに提出していただきます。

ただきます。
- 156 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）（注 5）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面 （注 5）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。

を提出していただく場合があります。

（注 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 (注 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画値を提出していただきます。
の計画値を提出していただきます。
12 需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
12 需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースライン
需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインの通知の期限および通知の内容
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。
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，翌々月) (翌週，翌々週)
第 2 年度)
通知の期
毎年 10 月 31 日
限

需要
抑制
計画

毎月 1 日毎週水曜日午前 10 時各月の平日お 各週の平日お電力広域的運
よび休日の需 よび休日の需営推進機関が要抑制量調整 要抑制量調整
指定する時刻受電電力の最 受電電力の最の日ごとの需大値および最 大値および最
要抑制量調整
小値
小値
受電電力

翌日計画

当日計画

毎日午前 12時

30 分ごとの
実需給の
開始時刻の
1 時間前

－

－

－

通知の
期限

30 分ごとの需要抑制量
調整受電電力量

－

年間計画
月間計画
週間計画
(第 1 年度， (翌月，翌々 (翌週，翌々 翌々日計画 翌日計画
第 2 年度)
月)週)
毎年 10 月 31日

毎月 1 日

毎週水曜日
午前 10 時

毎日
午前10時

当日計画

30 分ごとの
毎日午前
実需給の
12 時
開始時刻の
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 需 要 抑 制 の 需 要 抑 制 関 が 指 定 す 同一の時刻
30 分ごとの需要抑制量
抑制 量 調 整 受 電 量 調 整 受 電 る 時 刻 の 日 の需要抑制
調整受電電力量計画 電 力 の 最 大 電 力 の 最 大 ご と の 需 要 量調整受電値および最 値および最 抑制量調整
電力
小値
小値
受電電力

電力広域的運営推進機関が各月の平日お 各週の平日お指定する時刻
よび休日の需 よび休日の需通の日ごとの需要抑制量調整 要抑制量調整
知30 分ごとの需要抑制量
要抑制量調整受電電力の最 受電電力の最の 調達
調整受電電力量に対する契受電電力に対大値および最 大値および最内約者，計する契約者，発小値に対する 小値に対する
容 画・販
電 契 約 者 ま た 発電契約者または需要抑制
契約者，発電契 契約者，発電契
売計
契約者
は需要抑制契約者または需 約者または需画
約 者 毎 の 調 達 毎の調達分および販売分の要抑制契約者 要抑制契約者
計画値分および販売毎の調達分お 毎の調達分お分の計画値
よび販売分の よび販売分の
計画値
計画値

ベー
スラ
イン

対象期
間

通
知
の 調達
内 計
容 画・
販売
計画

30 分ごとの
値

ベー
スラ
イン

電 力 広 域 的 週間計画と各月の平日 各週の平日
運 営 推 進 機 同一の時刻
および休日 および休日
関 が 指 定 す の需要抑制の需要抑制 の需要抑制
る 時 刻 の 日 量調整受電
量調整受電 量調整受電
ご と の 需 要 電力に対す電力の最大 電力の最大
抑 制 量 調 整 る契約者，
値および最 値および最受 電 電 力 に 発電契約者
小値に対す 小値に対す
対 す る 契 約 または需要る契約者，発 る契約者，発者，発電契約 抑制契約者
電契約者ま 電契約者ま者 ま た は 需 ごとの調達
たは需要抑 たは需要抑要 抑 制 契 約 分および販制契約者毎 制契約者毎者 毎 の 調 達 売分の計画の調達分お の調達分お分および販 値
よび販売分 よび販売分
売分の計画
の計画値
の計画値
値
－

－

－

－

30 分ごとの需要抑制量
調整受電電力量に対する契約者，発電契約者または需要抑制契約者毎の調達分および販売
分の計画値

－

30 分ごとの値（注 1）需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインは，当社所定の様式により提 （注 1）需要抑制計画・調達計画・販売計画・ベースラインは，当社所定の様式により提出していただきます。
出していただきます。
（注 2）年度とは，4 月 1 日から翌年の 3 月 31 日までの期間といたします。
（注 2）年度とは，4 月 1 日から翌年の 3 月 31 日までの期間といたします。
（注 3）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面 （注 3）当社が供給区域の詳細な需給状況を把握する必要がある場合は，より詳細な断面を提出していただく場合があります。
を提出していただく場合があります。
- 157 -

託送供給等約款

新旧比較表

託送供給等約款 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款 2024 年 4 月 1 日実施（案）（注 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 （注 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画値を提出していただきます。
計画値を提出していただきます。
15 スポットネットワーク方式の工事費の算式
15 スポットネットワーク方式の工事費の算式
69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)ロ(ｲ)ａ(c)の工事費の算定は，次70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)ロ(ｲ)ａ(c)の工事費の算定は，次の算式によります。
の算式によります。
1
工事費相当額×工事こう長×100

新増加接続送電サービス契約電力×

利用回線数－1

1
工事費相当額×工事こう長×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。

この場合，工事費相当額は，次のとおりといたします。

69（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)ロ(ｲ)ａ(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）｝70（供給地点への供給設備の工事費負担金）(1)ロ(ｲ)ａ(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）｝- 158 -

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）

託送供給等約款別冊

託送供給等約款別冊

系統連系技術要件

系統連系技術要件

2023 年 12 月 27 日実施

2024 年 4 月 1 日実施

東北電力ネットワーク株式会社

東北電力ネットワーク株式会社- 1 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）

託送供給等約款別冊
系統連系技術要件

託送供給等約款別冊
系統連系技術要件

目

次

目

次

Ⅰ 総
則
1 目
的･･･････････････････････････････････････････････････････････1
2 適用の範囲･･･････････････････････････････････････････････････････････1
3 協
議･･･････････････････････････････････････････････････････････1

Ⅰ 総
則
1 目
的･･･････････････････････････････････････････････････････････1
2 適用の範囲･･･････････････････････････････････････････････････････････1
3 協
議･･･････････････････････････････････････････････････････････1

Ⅱ 発電者の系統連系技術要件（低圧）4 電 気 方 式･･･････････････････････････････････････････････････････････2
5 運転可能周波数･･･････････････････････････････････････････････････････2
6 力率･･･････････････････････････････････････････････････････････2
7 高 調 波･･･････････････････････････････････････････････････････････2
8 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制･････････････････････････39 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制･････････････････････････････3
10 不要解列の防止･･･････････････････････････････････････････････････････3
11 保護装置の設置場所･･･････････････････････････････････････････････････6
12 保護リレーの設置相数･････････････････････････････････････････････････6
13 保護装置の設置･･･････････････････････････････････････････････････････7
14 解 列 箇 所･･･････････････････････････････････････････････････････････815 接 地 方 式･･･････････････････････････････････････････････････････････816 直流流出防止変圧器の設置･････････････････････････････････････････････817 電 圧 変 動･･･････････････････････････････････････････････････････････8
18 短 絡 容 量･･････････････････････････････････････････････････････････1019 過電流引き外し素子を有する遮断器の設置･･････････････････････････････10
20 発電設備等の種類････････････････････････････････････････････････････10
21 サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････10
22 発電機諸元･･････････････････････････････････････････････････････････10

Ⅱ 発電者の系統連系技術要件（低圧）4 電 気 方 式･･･････････････････････････････････････････････････････････2
5 運転可能周波数･･･････････････････････････････････････････････････････2
6 力率･･･････････････････････････････････････････････････････････2
7 高 調 波･･･････････････････････････････････････････････････････････2
8 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制･････････････････････････39 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制･････････････････････････････3
10 不要解列の防止･･･････････････････････････････････････････････････････3
11 保護装置の設置場所･･･････････････････････････････････････････････････6
12 保護リレーの設置相数･････････････････････････････････････････････････6
13 保護装置の設置･･･････････････････････････････････････････････････････7
14 解 列 箇 所･･･････････････････････････････････････････････････････････815 接 地 方 式･･･････････････････････････････････････････････････････････816 直流流出防止変圧器の設置･････････････････････････････････････････････817 電 圧 変 動･･･････････････････････････････････････････････････････････8
18 短 絡 容 量･･････････････････････････････････････････････････････････1019 過電流引き外し素子を有する遮断器の設置･･････････････････････････････10
20 発電設備等の種類････････････････････････････････････････････････････10
21 サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････10
22 発電機諸元･･････････････････････････････････････････････････････････11

Ⅲ 発電者の系統連系技術要件（高圧）23 電 気 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････12
24 運転可能周波数･･････････････････････････････････････････････････････12
25 力率･･････････････････････････････････････････････････････････1226 高 調 波･･････････････････････････････････････････････････････････1227 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････1228 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････1229 不要解列の防止･･････････････････････････････････････････････････････1330 保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････15
31 保護リレーの設置相数････････････････････････････････････････････････15
32 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････16
33 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････17
34 自動負荷制限････････････････････････････････････････････････････････17
35 線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････17
36 接 地 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････18

Ⅲ 発電者の系統連系技術要件（高圧）23 電 気 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････12
24 運転可能周波数･･････････････････････････････････････････････････････12
25 力率･･････････････････････････････････････････････････････････1226 高 調 波･･････････････････････････････････････････････････････････1227 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････1228 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････1229 不要解列の防止･･････････････････････････････････････････････････････1330 保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････15
31 保護リレーの設置相数････････････････････････････････････････････････15
32 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････16
33 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････17
34 自動負荷制限････････････････････････････････････････････････････････17
35 線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････17
36 接 地 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････18- 2 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
37
38
39
40
41
42
43
44

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
直流流出防止変圧器の設置････････････････････････････････････････････18
電 圧 変 動･･････････････････････････････････････････････････････････18
短 絡 容 量･･････････････････････････････････････････････････････････20
発電機定数・諸元････････････････････････････････････････････････････20昇圧用変圧器････････････････････････････････････････････････････････22
連 絡 体 制･･････････････････････････････････････････････････････････22
バンク逆潮流の制限･･････････････････････････････････････････････････22
サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････22

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42
43
44

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）
直流流出防止変圧器の設置････････････････････････････････････････････18
電 圧 変 動･･････････････････････････････････････････････････････････18
短 絡 容 量･･････････････････････････････････････････････････････････20
発電機定数・諸元････････････････････････････････････････････････････20昇圧用変圧器････････････････････････････････････････････････････････22
連 絡 体 制･･････････････････････････････････････････････････････････22
バンク逆潮流の制限･･････････････････････････････････････････････････22
サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････22

Ⅳ 発電者の系統連系技術要件（特別高圧）
45 電 気 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････24
46 運転可能周波数・並列時許容周波数････････････････････････････････････24
47 力率･･････････････････････････････････････････････････････････24
48 高 調 波･･････････････････････････････････････････････････････････25
49 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････25
50 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････25
51 不要解列の防止･･････････････････････････････････････････････････････25
52 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････27
53 再閉路方式･･････････････････････････････････････････････････････････30
54 保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････30
55 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････30
56 保護リレーの設置相数････････････････････････････････････････････････30
57 自動負荷制限・発電抑制･･････････････････････････････････････････････31
58 線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････31
59 発電機運転制御装置の付加････････････････････････････････････････････32
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････････････････････34
61 直流流出防止変圧器の設置････････････････････････････････････････････34
62 電 圧 変 動･･････････････････････････････････････････････････････････35
63 出力変動対策････････････････････････････････････････････････････････36
64 短絡・地絡電流対策･･････････････････････････････････････････････････36
65 発電機定数・諸元････････････････････････････････････････････････････36
66 昇圧用変圧器････････････････････････････････････････････････････････39
67 連 絡 体 制･･････････････････････････････････････････････････････････39
68 電気現象記録装置････････････････････････････････････････････････････40
69 サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････41

Ⅳ 発電者の系統連系技術要件（特別高圧）
45 電 気 方 式･･････････････････････････････････････････････････････････24
46 運転可能周波数・並列時許容周波数････････････････････････････････････24
47 力率･･････････････････････････････････････････････････････････24
48 高 調 波･･････････････････････････････････････････････････････････25
49 需給バランス制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････25
50 送電容量制約による発電設備等の出力の抑制････････････････････････････25
51 不要解列の防止･･････････････････････････････････････････････････････25
52 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････27
53 再閉路方式･･････････････････････････････････････････････････････････30
54 保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････30
55 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････30
56 保護リレーの設置相数････････････････････････････････････････････････30
57 自動負荷制限・発電抑制･･････････････････････････････････････････････31
58 線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････31
59 発電機運転制御装置の付加････････････････････････････････････････････32
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････････････････････34
61 直流流出防止変圧器の設置････････････････････････････････････････････34
62 電 圧 変 動･･････････････････････････････････････････････････････････35
63 出力変動対策････････････････････････････････････････････････････････36
64 短絡・地絡電流対策･･････････････････････････････････････････････････36
65 発電機定数・諸元････････････････････････････････････････････････････36
66 昇圧用変圧器････････････････････････････････････････････････････････39
67 連 絡 体 制･･････････････････････････････････････････････････････････39
68 電気現象記録装置････････････････････････････････････････････････････40
69 サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････41

Ⅴ 需要者の系統連系技術要件（低圧）70 力率の保持･･････････････････････････････････････････････････････････42
71 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････42
72 そ の 他･･････････････････････････････････････････････････････････42

Ⅴ 需要者の系統連系技術要件（低圧）70 力率の保持･･････････････････････････････････････････････････････････42
71 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････42
72 そ の 他･･････････････････････････････････････････････････････････42

Ⅵ 需要者の系統連系技術要件（高圧）73 力率･･････････････････････････････････････････････････････････43
74 高調波対策の実施････････････････････････････････････････････････････43
75 保護協調の実施･･････････････････････････････････････････････････････44
76 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････44
77 保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････44

Ⅵ 需要者の系統連系技術要件（高圧）73 力率･･････････････････････････････････････････････････････････43
74 高調波対策の実施････････････････････････････････････････････････････43
75 保護協調の実施･･････････････････････････････････････････････････････44
76 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････44
77 保護装置の設置場所･･････････････････････････････････････････････････44- 3 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
78 遮 断 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････44
79 電圧等の安定保持対策････････････････････････････････････････････････44
80 そ の

78
79
80
81

他･･････････････････････････････････････････････････････････45

Ⅶ 需要者の系統連系技術要件（特別高圧）
81 力率･･････････････････････････････････････････････････････････46
82 保護協調の実施･･････････････････････････････････････････････････････46
83 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････46
84 保護装置の設置場所および設置相数････････････････････････････････････47
85 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････47
86 線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････47
87 電力品質対策の実施･･････････････････････････････････････････････････47
88 保安通信電話の設置･･････････････････････････････････････････････････49
89 給電情報伝送装置の設置･･････････････････････････････････････････････49

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）
遮 断 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････44
電圧等の安定保持対策････････････････････････････････････････････････44
サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････45
そ の 他･･････････････････････････････････････････････････････････45

Ⅶ 需要者の系統連系技術要件（特別高圧）
82 力率･･････････････････････････････････････････････････････････46
83 保護協調の実施･･････････････････････････････････････････････････････46
84 保護装置の設置･･････････････････････････････････････････････････････46
85 保護装置の設置場所および設置相数････････････････････････････････････47
86 解 列 箇 所･･････････････････････････････････････････････････････････47
87 線路無電圧確認装置の設置････････････････････････････････････････････47
88 電力品質対策の実施･･････････････････････････････････････････････････47
89 保安通信電話の設置･･････････････････････････････････････････････････49
90 給電情報伝送装置の設置･･････････････････････････････････････････････49
91 サイバーセキュリティ対策････････････････････････････････････････････49

Ⅱ 発電者の系統連系技術要件（低圧）Ⅱ 発電者の系統連系技術要件（低圧）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。
(1) 連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下(2) 運転可能周波数：47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 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，事故時運転継続要件（FRT 要件）の適用を受ける発電設備等は 47.5 ヘルツ，それ以外は 48.5 ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：2 秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で FRT 要件非適用の設備については，これによらない。なお，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く。

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。
(1) 連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下(2) 運転可能周波数：47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 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，事故時運転継続要件（FRT 要件）の適用を受ける発電設備等は 47.5 ヘルツ，それ以外は 48.5 ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：2 秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で FRT 要件非適用の設備については，これによらない。

20

発電設備等の種類
20 発電設備等の種類
連系する発電設備等は，逆変換装置を用いた発電設備等に限ります。ただし，逆変換装置を逆潮流有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用いない発電設備等の連系は，逆潮流がない場合に限ります。
ます。ただし，逆変換装置を用いない場合でも，逆変換装置を用いた連系の場合と同等の単独運転検出および解列ができ，他の需要家へ影響を及ぼすおそれが無い場合に限り，逆潮流有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

サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。
- 4 -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く）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，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，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。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電者と当社との間で迅速かつ的確な情報連絡を行ない，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。

Ⅲ 発電者の系統連系技術要件（高圧）Ⅲ 発電者の系統連系技術要件（高圧）24

運転可能周波数
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
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。
す。
(1) 連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下(1) 連続運転可能周波数：48.5 ヘルツを超え 50.5 ヘルツ以下(2) 運転可能周波数：47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下(2) 運転可能周波数：47.5 ヘルツ以上 51.5 ヘルツ以下
なお，周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 ヘルツでは 1
なお，周波数低下時の運転継続時間は，48.5 ヘルツでは 10 分程度以上，48.0 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，事故時運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，事故時運転継続要件（FRT）要件の適用を受ける発電設備等は 47.5 ヘルツ，それ以外は 48.5 ヘルツと転継続要件（FRT）要件の適用を受ける発電設備等は 47.5 ヘルツ，それ以外は 48.5 ヘルツとし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れし，検出時限は自動再閉路時間と協調が取れる範囲の最大値としていただきます。
（協調が取れる範囲の最大値：2 秒）
る範囲の最大値：2 秒）
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で FRT 要件非適用の設備については，これによらな
ただし，逆変換装置を用いた発電設備等で FRT 要件非適用の設備については，これによらない。なお，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く。
い。
44 サイバーセキュリティ対策
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る。）は，電気事業法にもとづき，「電力
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限る。）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。
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。
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く）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，ま上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などをたは発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。
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。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

48

高 調 波
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
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
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，各次電流歪率 3 パーセント以下としていただきます。また，その他の高調波発生機
ーセント，各次電流歪率 3 パーセント以下としていただきます。また，その他の高調波発生機器を用いた電気設備を設置する場合には，87（電力品質対策の実施）に準じた対策を実施して器を用いた電気設備を設置する場合には，88（電力品質対策の実施）に準じた対策を実施していただきます。
いただきます。

51 不要解列の防止(1) 保 護 協 調

51 不要解列の防止(1) 保 護 協 調- 5 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保などを行なうために，次の考え方にもとづき保護協調を図っていただきます。なお，構内設備の故障に対しては，82（保護協調の実施）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る。
ハ 上位系統事故，連系する系統の事故などにより当該系統の電源が喪失した場合であって単独運転が認められない場合には，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。
ニ 連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。
ヘ 連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要な遮断を回避できる時限で行なうこと。
(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（FRT 要件）を満たしていただ
きます。なお，満たすべき FRT 要件は次のとおりです。
電圧低下
三相短絡を想定
発電設備等

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）
発電設備等の故障または系統の事故時に，事故の除去，事故範囲の局限化，系統運用の安定・公衆保安の確保などを行なうために，次の考え方にもとづき保護協調を図っていただきます。なお，構内設備の故障に対しては，83（保護協調の実施）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る。
ハ 上位系統事故，連系する系統の事故などにより当該系統の電源が喪失した場合であって単独運転が認められない場合には，発電設備等が解列し単独運転が生じないこと。
ニ 連系する系統における事故後再閉路時に，原則として発電設備等が当該系統から解列されていること。
ホ 連系する系統以外の事故時には，原則として発電設備等は解列しないこと。
ヘ 連系する系統から発電設備等が解列する場合には，逆電力リレー，不足電力リレー等による解列を，自動再閉路時間より短い時限かつ過渡的な電力変動による当該発電設備等の不要な遮断を回避できる時限で行なうこと。
(2) 事故時運転継続
系統事故による広範囲の瞬時電圧低下や周波数変動等により，発電設備等の一斉解列や出力低下継続等が発生し，系統全体の電圧・周波数維持に大きな影響を与えることを防止するため，発電設備等の種別毎に定められる事故時運転継続要件（FRT 要件）を満たしていただ
きます。なお，満たすべき FRT 要件は次のとおりです。
電圧低下

周波数変動
二相短絡を想定

残電圧 20%以上

残電圧 20%未満

残電圧 52%以上・（運転継続）（運転継続または

位相変化 41 度以

ｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ）

下(運転継続)（運転継続）

三相短絡を想定
発電設備等

50Hz 系統

太陽光

太陽光

風力

風力

単

蓄電池

相

燃料電池

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

低圧単相に準ずる

単

蓄電池

相

燃料電池

ガスエンジ

ガスエンジ

ン

ン

太陽光

太陽光

風力

風力

三

蓄電池

相

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

三

蓄電池

相

燃料電池

ガスエンジ

ガスエンジ

ン

ン

(3) 電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止や需要増加などに伴い，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧および
- 6 -

周波数変動
二相短絡を想定（運転継続）

残電圧 20%以上

残電圧 20%未満

残電圧 52%以上・（運転継続）（運転継続または

位相変化 41 度以

ｹﾞｰﾄﾌﾞﾛｯｸ）

下(運転継続)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

50Hz 系統(3) 電圧・周波数変動による不要解列の防止
作業停止や需要増加などに伴い，電圧・周波数変動が継続する状況においても，発電設備等の不要解列による系統電圧・周波数維持への影響を防止するため，以下の端子電圧および

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行わないものとしていただきます。
また，これを超える端子電圧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。
同期発電機・誘導発電機

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）
周波数変動範囲においては，発電設備等を連続運転し，発電設備等の保護装置等による解列を行わないものとしていただきます。
また，これを超える端子電圧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。

逆変換装置

電圧 pu

同期発電機・誘導発電機
電圧 pu

電圧 pu
1.08

1.05

逆変換装置
電圧 pu
1.08

1.05

1.07

1.04

1.07

1.04

1.06
1.05

1.03

1.06
1.05

1.03

1.0

1.02

1.02

1.01

0.98

0.99

0.99
0.98

1.0

1.02

1.03

周波数 pu1.01

1.02

0.97 0.98 0.99 0.99
0.98

1.01

0.98

1.02

0.97

1.02

1.01

周波数 pu

1.01

1.03

0.99

0.99
0.98

0.96

周波数 pu1.01

1.02

0.97 0.98 0.99 0.99
0.98

1.01

1.02

0.97
0.96

0.97

0.95

0.97

0.95

0.96

0.94

0.96

0.94

0.93

0.95

周波数 pu

1.01

0.93

0.95

0.92

なお，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備や，構内設備（発電用所内電源を除く）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。
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）(1)運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。

0.92

なお，電圧・周波数変動に鋭敏な負荷設備や，構内設備（発電用所内電源を除く）への電源供給維持のため，自立運転に移行する必要がある自家用発電設備等については，対策内容を協議させていただきます。
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）(1)運転可能周波数に準じた対策を実施していただきます。

52 保護装置の設置
52 保護装置の設置(1) 発電設備等故障対策(1) 発電設備等故障対策
発電設備等故障時の系統保護のため過電圧リレーおよび不足電圧リレーを設置していた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。
ができます。
(2) 系統側事故対策(2) 系統側事故対策
イ 短絡保護イ 短絡保護系統の短絡事故時の保護のため，次の保護リレーを設置していただきます。
系統の短絡事故時の保護のため，次の保護リレーを設置していただきます。
(ｲ) 同期発電機を用いる場合(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
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していただきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リレーを設置していただきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，短絡方向距離リレー
または電流差動リレーを設置すること。
または電流差動リレーを設置すること。
(ﾛ) 誘導発電機，二次励磁発電機または逆変換装置を用いる場合(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。
足電圧リレーを設置すること。
なお，この不足電圧リレーは，発電設備等故障対策用の不足電圧リレーと兼用するこ
なお，この不足電圧リレーは，発電設備等故障対策用の不足電圧リレーと兼用することができる。
とができる。
必要に応じ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。
必要に応じ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。
連系する系統と同じ方式の保護リレーは，当社側と同じ方式の保護リレー（電流差動リレ
連系する系統と同じ方式の保護リレーは，当社側と同じ方式の保護リレー（電流差動リレ- 7 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）ー方式，方向比較リレー方式，回線選択リレー方式など）を設置していただきます。
ー方式，方向比較リレー方式，回線選択リレー方式など）を設置していただきます。
なお，電流差動リレー方式，方向比較リレー方式で用いるリレー，通信設備については，
なお，電流差動リレー方式，方向比較リレー方式で用いるリレー，通信設備については，当社が採用する仕様と同じ仕様のものを設置していただきます。
当社が採用する仕様と同じ仕様のものを設置していただきます。
また，154,000 ボルト以下の系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，
また，154,000 ボルト以下の系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，
275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置していただきま
275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置していただきます。
す。
ロ 地絡保護ロ 地絡保護系統の地絡事故時の保護のため，次の保護リレーを設置していただきます。
系統の地絡事故時の保護のため，次の保護リレーを設置していただきます。
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
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。
す。
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
中性点直接接地方式以外の系統に連系する場合は，地絡過電圧リレーを設置していただ
きます。当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは電流差動リレーをきます。当該リレーが有効に機能しない場合は，地絡方向リレーまたは電流差動リレーを設置していただきます。
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。
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。
(ｲ) 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(ｲ) 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場合(ﾛ) 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(ﾛ) 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を検出し，解列することができる場合(ﾊ) 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(ﾊ) 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
より高速に単独運転を検出し，解列することができる場合
なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であっても，その後構内の負荷状
なお，連系当初は地絡過電圧リレーを省略可能な場合であっても，その後構内の負荷状況の変更や電力系統の変更などによって，地絡過電圧リレーの省略要件を満たさなくなっ
況の変更や電力系統の変更などによって，地絡過電圧リレーの省略要件を満たさなくなった場合は，発電者，発電設備等を系統連系する需要者の責任において，地絡過電圧リレー
た場合は，発電者，発電設備等を系統連系する需要者の責任において，地絡過電圧リレーを設置すること。
を設置すること。
必要に応じ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。
必要に応じ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。
連系する系統と同じ方式の保護リレーは，当社側と同じ方式の保護リレー（電流差動リ連系する系統と同じ方式の保護リレーは，当社側と同じ方式の保護リレー（電流差動リレー方式，方向比較リレー方式，回線選択リレー方式など）を設置していただきます。
レー方式，方向比較リレー方式，回線選択リレー方式など）を設置していただきます。
なお，電流差動リレー方式，方向比較リレー方式で用いるリレー，通信設備については，
なお，電流差動リレー方式，方向比較リレー方式で用いるリレー，通信設備については，当社が採用する仕様と同じ仕様のものを設置していただきます。
当社が採用する仕様と同じ仕様のものを設置していただきます。
また，154,000 ボルト以下の系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系
また，154,000 ボルト以下の系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系
列，275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置していた
列，275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置していた
だきます。
だきます。
(3) 単独運転防止対策(3) 単独運転防止対策
イ 逆潮流がある場合
イ 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
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
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
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。
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。
なお，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系統等に影響を与えるまなお，上記特性を有しないときは，単独運転状態になった場合に系統等に影響を与えるまでに低下した系統電圧を検出可能な不足電圧リレーと組み合わせて補完しながら使用し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。また，必要により周波数上昇リレーおよび周波数低下リレーに加えて転ていただきます。また，必要により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。
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
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。
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
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
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- 8 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
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。
(4) 事故波及防止対策
イ 発電機が脱調したときの事故波及を防止するため，脱調分離リレーを必要により設置していただく場合があります。
ロ 系統事故などの影響により，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，事故波及防止
リレー装置によって発電者の発電設備を抑制または遮断いたします。この場合，発電者に，転送信号などによって発電設備を自動抑制または自動遮断する事故波及防止リレー装置を設置していただきます。
(5) 構内設備事故対策
構内設備事故対策として，83（保護装置の設置）に準じた対策を実施していただきます。
(6) 事故除去時間
中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影響，電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系点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通りとしていただきます。
遮断器：2 サイクル以内
保護リレー（短絡・地絡事故除去用）：2 サイクル以内
なお，上記を基本とし，中性点直接接地系統以外を含め，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）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。
(4) 事故波及防止対策
イ 発電機が脱調したときの事故波及を防止するため，脱調分離リレーを必要により設置していただく場合があります。
ロ 系統事故などの影響により，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，事故波及防止
リレー装置によって発電者の発電設備を抑制または遮断いたします。この場合，発電者に，転送信号などによって発電設備を自動抑制または自動遮断する事故波及防止リレー装置を設置していただきます。
(5) 構内設備事故対策
構内設備事故対策として，84（保護装置の設置）に準じた対策を実施していただきます。
(6) 事故除去時間
中性点直接接地系統においては，同期安定度確保，瞬時電圧低下の影響，電磁誘導障害対策面で高速な事故除去が求められるため，連系点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通りとしていただきます。
遮断器：2 サイクル以内
保護リレー（短絡・地絡事故除去用）：2 サイクル以内
なお，上記を基本とし，中性点直接接地系統以外を含め，系統固有の事由等により個別に協議させていただく場合があります。

55 解 列 箇 所
解列箇所
保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することが保護装置が動作した場合の解列箇所は，原則として，系統から発電設備等を解列することができる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただ
できる次のいずれかの箇所としていただきます。なお，当社から解列箇所を指定させていただ
く場合があります。
く場合があります。
(1) 受電用遮断器(1) 受電用遮断器(2) 発電設備等出力端遮断器(2) 発電設備等出力端遮断器(3) 発電設備等連絡用遮断器(3) 発電設備等連絡用遮断器(4) 母線連絡用遮断器(4) 母線連絡用遮断器
また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気また，解列にあたっては，発電設備等を電路から機械的に切り離すことができ，かつ，電気的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された的にも完全な絶縁状態を保持しなければならないため，原則として，半導体のみで構成された
電子スイッチを遮断装置として適用することはできません。
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。
なお，構内保護装置が動作した場合の解列箇所は，85（解列箇所）に準じた対策を実施して なお，構内保護装置が動作した場合の解列箇所は，86（解列箇所）に準じた対策を実施していた
いただきます。
だきます。

55

Ⅳ 発電者の系統連系技術要件（特別高圧）

Ⅳ 発電者の系統連系技術要件（特別高圧）

62 電 圧 変 動
62 電 圧 変 動(1) 常時電圧変動対策(1) 常時電圧変動対策
発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±1～2 パーセント以内を適正値とし，発電設備等の連系による電圧変動は，常時電圧の概ね±1～2 パーセント以内を適正値と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，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，自動的に電圧をしていただきます。
調整していただきます。
(2) 瞬時電圧変動対策(2) 瞬時電圧変動対策
発電設備等の並解列時において，瞬時的に発生する電圧変動に対しても，常時電圧の±2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- 9 -託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
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すること。
ニ 自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。
ホ 他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の 2 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。
へ
発電設備等の出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及ぼすおそれがあるとき，適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
① 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（SVC）の設置やサイリスタ等によるソフトスタート
機能を有する装置を用いること。
② 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVC などを設置すること。
[対策要否の判定基準例]
受電点における電圧フリッカレベル（ΔV10）を 0.45 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。
(3) そ の 他
連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，他者の電気の使用を妨害
し，もしくは妨害するおそれがある場合には，その抑制対策を実施していただきます。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）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すること。
ニ 自励式の逆変換装置を用いる場合は，自動的に同期が取れる機能を有するものを用いること。
ホ 他励式の逆変換装置を用いる場合で，並列時の瞬時電圧低下により系統の電圧が適正値（常時電圧の 2 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。
へ
発電設備等の出力変動や頻繁な並解列による電圧変動により他者に電圧フリッカ等の影響を及ぼすおそれがあるとき，適正値を逸脱するおそれがあるときには，次に示す電圧変動の抑制や並解列の頻度を低減する対策を行なうこと。
① 風力発電設備等の頻繁な並解列により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，静止型無効電力補償装置（SVC）の設置やサイリスタ等によるソフトスタート
機能を有する装置を用いること。
② 風力発電設備等の出力変動により電圧フリッカが適正値を逸脱するおそれがあるときには，SVC などを設置すること。
[対策要否の判定基準例]
受電点における電圧フリッカレベル（ΔV10）を 0.45 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。
(3) そ の 他
連系用変圧器加圧時の励磁突入電流による瞬時電圧低下により，系統の電圧が常時電圧から10%を超えて逸脱するおそれがあるときは，その抑制対策を実施していただきます。

69

サイバーセキュリティ対策
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る。）は，電気事業法にもとづき，「電力
事業用電気工作物（発電事業の用に供するものに限る。）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。
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。
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く。）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，ま上記以外の発電設備等については，サイバー攻撃による発電設備等の異常動作を防止し，または発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などをたは発電設備等がサイバー攻撃を受けた場合に速やかな異常の除去，影響範囲の局限化などを行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。
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。
(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響(1) 外部ネットワークや他ネットワークを通じた発電設備等の制御に係るシステムへの影響を最小化するための対策を講じること。
を最小化するための対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(2) 発電設備等の制御に係るシステムには，マルウェアの侵入防止対策を講じること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。
(3) 発電設備等に関し，セキュリティ管理責任者を設置すること。

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託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）Ⅵ 需要者の系統連系技術要件（高圧）Ⅵ 需要者の系統連系技術要件（高圧）79

電圧等の安定保持対策
79 電圧等の安定保持対策
次に示す原因等により，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，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していただきます。
れがある場合には，速やかに協議の上，その防止対策を実施していただきます。
なお，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，または周波数が著しく変(1) 負荷等の特性によって各相間の負荷が著しく平衡を欠く場合
動する等の理由により，他社の電気の使用に影響を及ぼす，もしくは影響を及ぼすおそれがあ(2) 負荷等の特性によって電圧または周波数が著しく変動する場合
る場合には，その抑制対策を実施していただきます。
80

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を除く）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。

80

そ の 他
81 そ の 他需要者が需要場所において発電設備を系統に連系する場合の技術要件は，原則として，Ⅲ（発需要者が需要場所において発電設備を系統に連系する場合の技術要件は，原則として，Ⅲ（発電者の系統連系技術要件（高圧））に準じていただきます。
電者の系統連系技術要件（高圧））に準じていただきます。

Ⅶ 需要者の系統連系技術要件（特別高圧）

Ⅶ 需要者の系統連系技術要件（特別高圧）

81

力
率
82 力
率
供給地点における力率は，原則として系統から見て遅れ 85 パーセント以上とするとともに，供給地点における力率は，原則として系統から見て遅れ 85 パーセント以上とするとともに，系統から見て進み力率にならないようにしていただきます。
系統から見て進み力率にならないようにしていただきます。

82

保護協調の実施
83 保護協調の実施
需要者は，需要場所における連系用遮断器より構内側（以下，Ⅶ 需要者の系統連系技術要
需要者は，需要場所における連系用遮断器より構内側（以下，Ⅶ 需要者の系統連系技術要件（特別高圧）において「構内」といいます。）の事故時および系統の事故時において，事故の件（特別高圧）において「構内」といいます。）の事故時および系統の事故時において，事故の除去，事故範囲の局限化などを行なうために，負荷設備が連系する系統の保護装置と協調を図除去，事故範囲の局限化などを行なうために，負荷設備が連系する系統の保護装置と協調を図り，次のとおり保護協調を実施していただきます。
り，次のとおり保護協調を実施していただきます。
なお，発電設備を連系する場合には，上記に加え 51（不要解列の防止）に準じた対策も実施
なお，発電設備を連系する場合には，上記に加え 51（不要解列の防止）に準じた対策も実施していただきます。
していただきます。
(1) 連系された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(1) 連系された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，当該系統から構内を遮断すること。
統から構内を遮断すること。
(2) 構内に事故が発生した場合には，これに伴う影響を連系する系統へ波及させないため，構(2) 構内に事故が発生した場合には，これに伴う影響を連系する系統へ波及させないため，構内を当該系統から遮断すること。
内を当該系統から遮断すること。

83

保護装置の設置
84 保護装置の設置
需要者は，系統および構内の保護のため，次のとおり保護リレーを設置していただきます。
需要者は，系統および構内の保護のため，次のとおり保護リレーを設置していただきます。
なお，発電設備を連系する場合には，上記に加え 52（保護装置の設置）に準じた対策も実施
なお，発電設備を連系する場合には，上記に加え 52（保護装置の設置）に準じた対策も実施していただきます。
していただきます。
(1) 154,000 ボルト以上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方式また(1) 154,000 ボルト以上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方式または方向比較リレー方式のときには，原則として当社が採用する仕様と同じ保護リレーおよびは方向比較リレー方式のときには，原則として当社が採用する仕様と同じ保護リレーおよび必要な通信設備を設置すること。
必要な通信設備を設置すること。
なお，154,000 ボルトの系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，
なお，154,000 ボルトの系統へ連系する場合は，原則として系統保護リレーを 1 系列，
275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置すること。
275,000 ボルト以上の系統へ連系する場合は，系統保護リレーを 2 系列設置すること。
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託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施(2) 構内の短絡および地絡事故時の保護のため，次により供給地点などに保護リレーを設置すること。
イ 構内の短絡事故時の保護のため，過電流リレー（限時および瞬時）を設置すること。ただし，当該リレーが有効に機能しない場合には，短絡方向距離リレーを設置すること。
ロ 構内の地絡事故時の保護のため，275,000 ボルト以上の系統に連系する場合には地絡方
向距離リレーを設置すること。また，154,000 ボルト以下の系統に連系する場合には地絡
過電流リレーを設置すること。ただし，当該リレーが有効に機能しない場合には地絡方向リレーを設置すること。
なお，275,000 ボルト以上の系統に連系するときや，安定度上問題がある箇所について
は，母線保護リレー装置を設置していただく場合があります。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）(2) 構内の短絡および地絡事故時の保護のため，次により供給地点などに保護リレーを設置すること。
イ 構内の短絡事故時の保護のため，過電流リレー（限時および瞬時）を設置すること。ただし，当該リレーが有効に機能しない場合には，短絡方向距離リレーを設置すること。
ロ 構内の地絡事故時の保護のため，275,000 ボルト以上の系統に連系する場合には地絡方
向距離リレーを設置すること。また，154,000 ボルト以下の系統に連系する場合には地絡
過電流リレーを設置すること。ただし，当該リレーが有効に機能しない場合には地絡方向リレーを設置すること。
なお，275,000 ボルト以上の系統に連系するときや，安定度上問題がある箇所について
は，母線保護リレー装置を設置していただく場合があります。

84 保護装置の設置場所および設置相数
85 保護装置の設置場所および設置相数(1) 保護装置は，供給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。
(1) 保護装置は，供給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。
(2) 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。
(2) 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。
イ 地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレー，地絡検出用方向比較リレー，地絡検出用
イ 地絡方向リレー，地絡検出用電流差動リレー，地絡検出用方向比較リレー，地絡検出用
回線選択リレー，地絡過電流リレーは零相回路に設置すること。
回線選択リレー，地絡過電流リレーは零相回路に設置すること。
ロ 周波数低下リレー，周波数上昇リレー，逆電力リレーは 1 相設置とすること。
ロ 周波数低下リレー，周波数上昇リレー，逆電力リレーは 1 相設置とすること。
ハ 不足電力リレー，過電流リレーは 2 相設置とすること。
ハ 不足電力リレー，過電流リレーは 2 相設置とすること。
ニ 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，短絡検出用方向
ニ 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，短絡検出用方向比較リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用回線選択リレー，地絡方向距離リレーは 3
比較リレー，短絡方向距離リレー，短絡検出用回線選択リレー，地絡方向距離リレーは 3相設置とすること。
相設置とすること。
85

解列箇所
86 解 列 箇 所
解列箇所は，保護装置が動作した場合に系統から構内を解列し，事故を除去することができ
解列箇所は，保護装置が動作した場合に系統から構内を解列し，事故を除去することができる受電用遮断器としていただきます。
る受電用遮断器としていただきます。
また，発電設備を連系する場合には，上記に加え 55（解列箇所）に準じた対策も実施していまた，発電設備を連系する場合には，上記に加え 55（解列箇所）に準じた対策も実施していただきます。
ただきます。
なお，母線保護リレー装置が動作した場合には，同一母線に接続された送電線および連系用
なお，母線保護リレー装置が動作した場合には，同一母線に接続された送電線および連系用変圧器などをすべて遮断していただきます。
変圧器などをすべて遮断していただきます。
87 線路無電圧確認装置の設置
線路無電圧確認装置の設置
需要者が発電設備を連系する場合には，58（線路無電圧確認装置の設置）に準じていただき
需要者が発電設備を連系する場合には，58（線路無電圧確認装置の設置）に準じていただき
ます。
ます。

86

87

電力品質対策の実施
88 電力品質対策の実施
負荷設備を電力系統へ連系することにより，電圧変動および高調波電流などの特異現象が過負荷設備を電力系統へ連系することにより，電圧変動および高調波電流などの特異現象が過大になると，電力系統ならびに他の需要者の各種機器に対し，過熱焼損，振動を与え，その正大になると，電力系統ならびに他の需要者の各種機器に対し，過熱焼損，振動を与え，その正常動作に影響を及ぼす他，他者の電気工作物に支障を及ぼすため，適切な防止対策を実施して常動作に影響を及ぼす他，他者の電気工作物に支障を及ぼすため，適切な防止対策を実施していただきます。
いただきます。
(1) 電 圧 変 動(1) 電 圧 変 動
電圧変動対策については，62（電圧変動）に準じていただきます。
電圧変動対策については，62（電圧変動）に準じていただきます。
(2) 高 調 波(2) 高 調 波
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する場
高調波発生機器を用いた電気設備を使用することにより，系統に高調波電流を流出する場
合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
合は，その高調波電流を抑制するため，次の要件にしたがっていただきます。
イ 対象となる負荷設備
イ 対象となる負荷設備(ｲ) 対象となる需要者は，次のいずれかに該当する需要者（以下「特定需要者」といいま(ｲ) 対象となる需要者は，次のいずれかに該当する需要者（以下「特定需要者」といいま- 12 -

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
す。）といたします。
ａ 22,000 ボルトまたは 33,000 ボルトの系統から受電する需要者であって，その施設する高調波発生機器の種類毎の高調波発生率を考慮した容量（以下「等価容量」といいます。）の合計が 300 キロボルトアンペアを超える需要者
ｂ 66,000 ボルト以上の系統から受電する需要者であって，等価容量の合計が 2,000 キ
ロボルトアンペアを超える需要者(ﾛ) 上記(ｲ)の等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300 ボルト以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流 20 アンペア／相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。
(ﾊ) 特定需要者が，上記(ﾛ)に該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する場合
等に適用いたします。
なお，上記(ﾛ)に該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等によって特定需要者に該当することになる場合においても適用いたします。
ロ 高調波流出電流の算出
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
(ｲ) 高調波流出電流は，高調波発生機器毎の定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。
(ﾛ) 高調波流出電流は，高調波の次数毎に合計するものといたします。
(ﾊ) 対象とする高調波の次数は 40 次以下といたします。
(ﾆ) 特定需要者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。
ハ 高調波流出電流の上限値
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数毎に，次表に示す需要者の契約電力 1 キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該需要者の契約電力（キロワット単位といたします。）を乗じた値といたします。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）す。）といたします。
ａ 22,000 ボルトまたは 33,000 ボルトの系統から受電する需要者であって，その施設する高調波発生機器の種類毎の高調波発生率を考慮した容量（以下「等価容量」といいます。）の合計が 300 キロボルトアンペアを超える需要者
ｂ 66,000 ボルト以上の系統から受電する需要者であって，等価容量の合計が 2,000 キ
ロボルトアンペアを超える需要者(ﾛ) 上記(ｲ)の等価容量を算出する場合に対象とする高調波発生機器は，300 ボルト以下の商用電源系統に接続して使用する定格電流 20 アンペア／相以下の電気・電子機器以外の機器といたします。
(ﾊ) 特定需要者が，上記(ﾛ)に該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する場合
等に適用いたします。
なお，上記(ﾛ)に該当する高調波発生機器を新設，増設または更新する等によって特定需要者に該当することになる場合においても適用いたします。
ロ 高調波流出電流の算出
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の算出は次によるものといたします。
(ｲ) 高調波流出電流は，高調波発生機器毎の定格運転状態において発生する高調波電流を合計し，これに高調波発生機器の最大の稼働率を乗じたものといたします。
(ﾛ) 高調波流出電流は，高調波の次数毎に合計するものといたします。
(ﾊ) 対象とする高調波の次数は 40 次以下といたします。
(ﾆ) 特定需要者の構内に高調波流出電流を低減する設備がある場合は，その低減効果を考慮することができるものといたします。
ハ 高調波流出電流の上限値
特定需要者から系統に流出する高調波流出電流の許容される上限値は，高調波の次数毎に，次表に示す需要者の契約電力 1 キロワット当たりの高調波流出電流の上限値に当該需要者の契約電力（キロワット単位といたします。）を乗じた値といたします。

（単位：ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ/ｷﾛﾜｯﾄ）（単位：ﾐﾘｱﾝﾍﾟｱ/ｷﾛﾜｯﾄ）

連系電圧

5次

7次

11 次

13 次

17 次

19 次

23 次

22 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
33 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
66 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ154 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
275 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ

1.8
1.2
0.59
0.25
0.14

1.3
0.86
0.42
0.18
0.10

0.82
0.55
0.27
0.11
0.06

0.69
0.46
0.23
0.09
0.05

0.53
0.35
0.17
0.07
0.04

0.47
0.32
0.16
0.06
0.03

0.39
0.26
0.13
0.05
0.03

23 次超
過
0.36
0.24
0.12
0.05
0.02

ニ 高調波流出電流の抑制対策の実施
特定需要者は，上記ロの高調波流出電流が，上記ハの高調波流出電流の上限値を超える
場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。
(3) 電圧フリッカ
人間の目は，光のちらつきの周波数が 10 ヘルツの時に最も敏感に感じるため，電圧フリッカの大きさは，変動周期を全て 10 ヘルツに換算したΔＶ10 を使用するものといたします。
電圧フリッカの許容上限値は，専用線で供給する場合はその供給変電所母線，一般線で供給する場合は供給地点で，以下のとおりといたします。
ΔＶ10 メーターで 4 番目最大 0.45 ボルト(4) 電圧不平衡

連系電圧

5次

7次

11 次

13 次

17 次

19 次

23 次

22 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
33 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
66 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ154 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ
275 ｷﾛﾎﾞﾙﾄ

1.8
1.2
0.59
0.25
0.14

1.3
0.86
0.42
0.18
0.10

0.82
0.55
0.27
0.11
0.06

0.69
0.46
0.23
0.09
0.05

0.53
0.35
0.17
0.07
0.04

0.47
0.32
0.16
0.06
0.03

0.39
0.26
0.13
0.05
0.03

23 次超
過
0.36
0.24
0.12
0.05
0.02

ニ 高調波流出電流の抑制対策の実施
特定需要者は，上記ロの高調波流出電流が，上記ハの高調波流出電流の上限値を超える
場合には，高調波流出電流を高調波流出電流の上限値以下となるよう必要な対策を講じていただきます。
(3) 電圧フリッカ
人間の目は，光のちらつきの周波数が 10 ヘルツの時に最も敏感に感じるため，電圧フリッカの大きさは，変動周期を全て 10 ヘルツに換算したΔＶ10 を使用するものといたします。
電圧フリッカの許容上限値は，専用線で供給する場合はその供給変電所母線，一般線で供給する場合は供給地点で，以下のとおりといたします。
ΔＶ10 メーターで 4 番目最大 0.45 ボルト(4) 電圧不平衡- 13 -

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 新旧比較表
託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2023 年 12 月 27 日実施
電圧不平衡率の許容上限値は，受電地点で 3 パーセントとするものといたします。
(5) 周波数の安定保持
負荷設備の特性によって周波数が著しく変動することにより，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，速やかに協議の上，その防止対策を実施していた
だきます。

88

保安通信電話の設置需要者と当社給電指令機関との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。

託送供給等約款別冊 系統連系技術要件 2024 年 4 月 1 日実施（案）
電圧不平衡率の許容上限値は，受電地点で 3 パーセントとするものといたします。
(5) 周波数の安定保持
負荷設備の特性によって周波数が著しく変動することにより，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，速やかに協議の上，その防止対策を実施していた
だきます。

89

保安通信電話の設置需要者と当社給電指令機関との間には，保安通信用電話設備を設置していただきます。

90 給電情報伝送装置の設置
給電情報伝送装置の設置
系統運用上必要な情報を確実に収集するために，原則として，次のスーパービジョンおよび
系統運用上必要な情報を確実に収集するために，原則として，次のスーパービジョンおよびテレメータを設置させていただきます。
テレメータを設置させていただきます。
(1) スーパービジョン(1) スーパービジョン
連系用遮断器，連系用断路器ならびに連系用送電線用接地開閉器の開閉状態
連系用遮断器，連系用断路器ならびに連系用送電線用接地開閉器の開閉状態(2) テレメータ(2) テレメータ
引込口の有効電力量
引込口の有効電力量

8991

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く。）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。

- 14 -

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

様式第 15 の 3（第 17 条の 4 関係）
託送供給等に係る収入の見通しの変更承認申請書
2023 年 9 月 29 日

経済産業大臣西村康稔

殿
宮城県仙台市青葉区本町一丁目７番１号
東北電力ネットワーク株式会社
取 締 役 社 長坂 本 光 弘

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。

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が議論され、容量拠出金の託送負担が見直しとなったことや、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、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、実績が確定するなど、安定供給に必要なエネ
ルギー政策の変更による費用の増減が生じております。また、公募等の実績が確定したことにより、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見込みです。これらを踏まえて、
当社は、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、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いたします。

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（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）

5ヶ年計

5ヶ年平均

役

員

給

与

118,751

118,751

118,751

118,751

593,755

118,751

給

料

手

当

56,592,460

56,136,674

55,705,366

55,275,520

55,053,188 278,763,208

55,752,642▲ 660,147 ▲表示で記載

給

料

手

退

当

振

替

職

額

（

給

厚

貸

方

与

生

118,751

規制期間）▲ 670,059▲ 664,682▲ 659,588▲ 654,513▲ 651,893 ▲ 3,300,735

金 ※1

2,966,676

2,710,778

2,556,619

2,482,038

2,334,714

13,050,825

2,610,165

費

10,495,325

10,380,003

10,341,620

10,270,745

10,240,769

51,728,462

10,345,692
575,182

委

託

検

針

費

1,990,066

221,461

221,461

221,461

221,461

2,875,910

委

託

集

金

費

-

-

-

-

-

-

-

給

514,367

479,391

470,434

469,446

469,446

2,403,084

480,617

雑
（

人

件

費

計

）

(72,007,586) (69,382,376) (68,754,663) (68,183,448) (67,786,436) (346,114,509) (69,222,902)

修

繕

費 ※2

7,341,517

7,551,846

7,243,626

7,677,653

7,603,697

37,418,339

7,483,668

研究費

2,386,308

2,347,111

2,239,473

2,850,676

2,293,626

12,117,194

2,423,439

費

1,237,015

1,371,334

1,075,762

1,374,887

1,063,962

6,122,960

1,224,592

料

76,80576,80577,44078,212

78,212

387,474

77,495

費774,627

774,488774,513774,437

775,2123,873,277

774,655

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）▲ 118,831▲ 169,188▲ 188,144▲ 176,796▲ 100,422▲ 753,381

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）

-

-

-

-

-

-

23,750,708

23,214,893

23,537,834

22,373,234

消

耗

損

品

害

保

養

険

成

委

託

普

及

開

費 ※3

発

関

係

費

諸

費 ※4

電
第

気
１

事

業

区

分

22,158,268 115,034,937▲ 150,676 ▲表示で記載- ▲表示で記載
23,006,987

13,703

13,703

13,703

13,703

13,70368,515

13,703

16,300,116

15,830,968

15,677,176

16,300,865

15,797,383

79,906,508

15,981,302

雑収益 ※5 ▲ 3,307,272 ▲ 3,336,173 ▲ 3,152,781 ▲ 3,038,844 ▲ 2,866,565 ▲ 15,701,635 ▲ 3,140,327 ▲表示で記載

費

用

計

120,462,282 117,058,163 116,053,265 116,411,475 114,603,512 584,588,697 116,917,739

修

繕

費 ※6

47,885,977

43,248,019

42,651,626

42,443,709

委

託

費 ※7

-

-

1,081,926

843,080

838,779

2,763,785

費 ※8

2,244

2,211

2,180

2,149

1,943

10,727

2,145

費 ※9

3,179,744

10,400,765

17,813,101

24,858,386

31,852,923

88,104,919

17,620,984

諸
減

価

固
第
次

償

定

却

資

産

税 ※10

２

区

分

費

用

世

代

投

資

費

修

計
用

繕

委

費 ※11

託

固

定

資

費 ※12

産

除

却

41,688,426 217,917,757

43,583,551
552,757-

1,328,963

2,813,049

4,214,363

5,674,584

14,030,959

2,806,192

51,067,965

54,979,958

64,361,882

72,361,687

80,056,655 322,828,147

64,565,629

638,140

2,490,656

8,361,658

13,460,789

14,585,955

39,537,198

7,907,440

48,079,971

47,780,209

47,983,309

46,336,224

45,763,989 235,943,702

47,188,740

15,791

20,661

17,602

14,475

21,421

89,95017,990

費

19,692,950

18,440,866

17,098,433

16,594,080

16,352,047

88,178,376

17,635,675

賃

借

料 ※13

12,181,143

12,196,660

12,045,016

11,984,820

11,919,820

60,327,459

12,065,492

託

送

料 ※14

956,811

956,090

955,451954,884

954,383

4,777,619

955,524

額

26,17036,59321,06919,592

19,157

122,581

24,516

）

-

-

-

-

-

-

電

費

-

-

-

-

-

-

-

電

費

42,182

42,182

42,182

42,182

42,182210,910

42,182

一 般 送 配 電 事 業 等 に 係 る 電 力 料 ※15762,263756,360

752,540

748,720

746,941

3,766,824

753,365需

給61,56461,56461,56461,56461,564

307,820

電力▲ 1,724▲ 4,934▲ 4,948▲ 4,182▲ 6,254▲ 22,042

共
共

有
有

設
設

他

社

地

帯

備

備

費

等

購

調
振

分

等
担

購

分
額

入

間

費

費

（

送
入

担
貸

送

整

市

場

替

勘

定

手
（

貸

方

数

料 ※16

方

）

- ▲表示で記載

61,564▲ 4,408 ▲表示で記載

備考

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（単位：千円）開発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

費

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

付

費

-

-

-

-

-

-

-

社

債

発

行

費

-

-

-

-

-

-

-

開

発

費

償

却

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

付

費

償

却

-

-

-

-

-

-

社

債

発

行

費

償

却

-

-

-

-

-

-

-

金

-

-

-

-

-

-

-

12,469,605

12,016,347

12,316,902

12,342,057

12,982,193

62,127,104

12,425,421

廃

炉

等

負

担

離

島

等

供

給

に

係

る

費

用 ※17

離

島

等

供

給

に

係

る

収

益 ※18 ▲ 5,274,700 ▲ 5,239,485 ▲ 5,208,231 ▲ 5,190,916 ▲ 5,153,917 ▲ 26,067,249 ▲ 5,213,450 ▲表示で記載

第計89,012,026

87,063,113

86,080,889

83,903,500

83,703,526 429,763,054

85,952,611

地

３
帯

区
間

販

売

送

電

料

▲ 10,136▲ 10,136▲ 10,136▲ 10,136▲ 10,136▲ 50,680▲ 10,136 ▲表示で記載

地

帯

間

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

他

社

販

売

送

電

料

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

他

社

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

託

分

費

送

事

業

電

気

用

収

者

間
事

預

精
雑

収

▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 49,431,285 ▲ 9,886,257 ▲表示で記載

収

益

収

益 ※20 ▲ 15,987,301 ▲ 16,058,383 ▲ 16,156,723 ▲ 16,258,584 ▲ 17,322,149 ▲ 81,783,140 ▲ 16,356,628 ▲表示で記載

利

除

息
益

計

▲ 45

▲ 45

▲ 45

▲ 45

▲ 45

▲ 225

▲ 45 ▲表示で記載▲ 26,943,663 ▲ 27,014,745 ▲ 27,113,085 ▲ 27,214,946 ▲ 28,583,243 ▲ 136,869,682 ▲ 27,373,936

減

価

償

却

費 ※21

78,044,688

81,078,590

76,582,969

71,634,250

67,237,811 374,578,308

74,915,662

退

職

給

与

金 ※22 ▲ 2,266,098

1,101,691--- ▲ 1,164,407▲ 232,881

ポリ塩化ビフェニル廃棄物の処理等に係る費用
賃

借

諸
貸

倒

振
イ

替
ン

バ

電

損
ラ

源

失

ン

ス

開

調
収

支

発

事

整
過

促

不

足

進

業

雑
法

人

賠
廃

償
炉

固
調
再

税

負
円

滑

担
化

定
整
給
御

力

相

担

金

資

の

確

電

に

不

金
負

保

能

当
相

当

産
に

要

要

す

す

る

費

備考

益 ※19 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,364,656 ▲ 5,604,352 ▲ 1,120,870 ▲表示で記載
算

業

金

控

制

2023年度

る

費
費

用

-

67,00067,00067,000-201,000

40,200料 ※23

9,942,908

9,942,908

9,942,908

9,942,908

9,942,908

49,714,540

9,942,908

費 ※24

2,313,718

1,389,019

1,391,045

2,920,859

2,745,198

3,122,470

11,568,591

損

31,181

31,181

31,181

31,181

31,182

155,906

額

468,903468,903468,903468,903468,9032,344,515

額 ※25 ▲ 3,424,583▲ 441,803▲ 441,803▲ 441,803▲ 441,803 ▲ 5,191,795 ▲ 1,038,359 貸方の場合は▲表示で記載

税

29,207,000

29,023,000

28,916,000

28,806,000

28,774,000 144,726,000

28,945,200

税

5,744,433

5,990,481

5,997,198

6,145,679

6,176,780

30,054,571

6,010,914

税

484,177

484,177

484,177

484,177

484,1772,420,885

484,177

等

13,650,391

13,650,391

13,650,391

13,650,391

13,650,391

68,251,955

13,650,391

金

3,561,509

3,561,509

3,561,509

3,561,509

3,561,509

17,807,545

3,561,509

金

6,393,577

6,393,577

6,393,577

6,393,577

6,393,577

31,967,885

6,393,577

税 ※26

22,227,939

21,628,213

20,318,036

19,033,446

17,816,058 101,023,692

20,204,738

用 ※27

1,506,420

12,124,259

4,416,032

6,970,920

10,769,889

35,787,520

7,157,504 貸方の場合は▲表示で記載

用 ※28

-

-

-

-

-

-

計

31,181 貸方の場合は▲表示で記載
468,903-

166,961,464 186,495,122 173,308,937 169,493,336 167,987,852 864,246,711 172,849,342

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（単位：千円）
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

料 ※29

1,644,331

1,644,544

1,551,697

1,583,507

1,678,158

8,102,237

償費

252,849

252,849

252,849

252,849

252,849

1,264,245

252,849

費561,486

561,486

561,486

561,486

561,486

2,807,430

561,486

309,395

1,546,975

309,395

29,274,235 142,745,837

28,549,167

業

調

整

者

力

発

電

の
抑

確
制

後

事

収

2025年度補間精算

震 災 、 風 水 害 、 火 災 そ の 他 の 災 害 の 復 旧 に 係 る 費 用 ※30

追2024年度託事

事

2023年度

保

に

に

要

検

証

事

業

業
加
入

の

要
す

す

る
る

費

費
報

見

報
通

費

し

用 ※31
用 ※32

309,395

309,395

309,395

309,395

22,742,714

29,257,231

32,188,863

29,282,794

1,620,447

9,290

14,13018,96024,16090,70018,140用

25,520,065

32,039,635

34,883,250

32,014,191

32,100,283 156,557,424

31,311,485

酬

25,711,799

26,578,787

27,458,584

28,102,259

28,698,773 136,550,202

27,310,040

酬

163,800

260,749394,831547,702

計

24,160760,157

2,127,239

備考

425,448452,593,878 479,951,438 483,790,211 489,079,993 493,913,470 2,399,328,990 479,865,798（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（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）

343,197

304,112

293,550

225,138

200,817

参照期間
5ヶ年計

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）

273,363

118,751

118,751

118,751

118,751

118,751

規制期間
5ヶ年計

備考

員

給

与

給

料

手

当

58,534,259 60,118,866 61,675,021 58,923,070 57,900,071 297,151,290 59,430,258 56,592,460 56,136,674 55,705,366 55,275,520 55,053,188 278,763,208 55,752,642）▲ 809,842 ▲ 754,670 ▲ 683,425 ▲ 650,216 ▲ 666,254 ▲ 3,564,409 ▲ 712,882 ▲ 670,059 ▲ 664,682 ▲ 659,588 ▲ 654,513 ▲ 651,893 ▲ 3,300,735 ▲ 660,147 ▲表示で記載

料

手

退

当
職

振

替

額

（

給

厚

貸
与

生

方

3,476,611

3,553,775

4,096,387

3,252,014 17,887,607

2,966,676

2,710,778

2,556,619

2,482,038

2,334,714 13,050,825

118,751

金 ※1

3,508,818

費11,536,260 12,086,610 12,035,294 11,091,452 11,253,119 58,002,737 11,600,547 10,495,325 10,380,003 10,341,620 10,270,745 10,240,769 51,728,462 10,345,692

2,610,165

委

託

検

針

費

3,112,306

3,151,028

2,730,085

2,662,401

2,792,700

1,990,066

221,461

221,461

221,461

221,461

2,875,910

委

託

集

金

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

給

2,161,355

2,534,016

2,323,354

1,397,004

869,759

9,285,490

1,857,098

514,367

479,391

470,434

469,446

469,446

2,403,084

480,617

雑2,307,678 13,963,499

3,577,521

593,755

5ヶ年平均

役

給

1,366,816

2023年度

575,182

修

繕

費 ※2

7,512,211

6,593,414

6,180,940

7,076,881

7,313,682 34,677,129

6,935,426

7,341,517

7,551,846

7,243,626

7,677,653

7,603,697 37,418,339

7,483,668

研

究費

2,785,072

2,740,423

2,560,321

1,810,740

1,968,503 11,865,060

2,373,012

2,386,308

2,347,111

2,239,473

2,850,676

2,293,626 12,117,194

2,423,439

費1,972,704

2,159,119

1,854,712

1,822,191

1,253,832

9,062,561

1,812,512

1,237,015

1,371,334

1,075,762

1,374,887

1,063,962

6,122,960

1,224,592

料

41,09636,27642,97670,36673,344

264,059

52,81276,80576,80577,44078,212

78,212

387,474

77,495

費722,619

717,530

722,224

557,086

616,0023,335,463

667,093774,627

774,488774,513774,437

775,2123,873,277

774,655

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）▲ 52,923▲ 12,321▲ 26,565▲ 31,380

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）▲ 20,197▲ 18,530▲ 18,700

-

消

耗

損

害

保

養

険

成

委
普

品

託
及

開

発

▲ 12,662 ▲ 135,852-▲ 57,429▲ 27,170 ▲ 118,831 ▲ 169,188 ▲ 188,144 ▲ 176,796 ▲ 100,422 ▲ 753,381 ▲ 150,676 ▲表示で記載▲ 11,486

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

費 ※3 19,773,388 18,111,670 19,303,966 19,464,717 20,159,554 96,813,296 19,362,659 23,750,708 23,214,893 23,537,834 22,373,234 22,158,268 115,034,937 23,006,987
関

係

諸

費
費 ※4

電

気

事

業

雑

収

益 ※5

第

１

区

分

費

用

計

4,757

4,597

6,391,521

6,984,302

-

-

4,977

5,238

4,359

23,9304,786

13,703

13,703

13,703

13,703

13,70368,515

13,7038,029,952 15,089,680 14,807,464 51,302,922 10,260,584 16,300,116 15,830,968 15,677,176 16,300,865 15,797,383 79,906,508 15,981,302-▲ 4,044,058 ▲ 3,763,396 ▲ 7,807,454 ▲ 1,561,491 ▲ 3,307,272 ▲ 3,336,173 ▲ 3,152,781 ▲ 3,038,844 ▲ 2,866,565 ▲ 15,701,635 ▲ 3,140,327 ▲表示で記載

117,516,605 118,233,058 120,582,462 119,566,701 117,537,892 593,436,721 118,687,344 120,462,282 117,058,163 116,053,265 116,411,475 114,603,512 584,588,697 116,917,739（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）
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

社内取締役報酬

-

-

-

-

-

社外取締役報酬

-

-

-

-

-

社内監査役報酬

-

-

-

-

社外監査役報酬---

343,197

304,112

293,550

合計
社内取締役

社外取締役

社内監査役

社外監査役

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ヶ年計

5ヶ年平均

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

225,138

200,817

1,366,816

273,363

118,751

118,751

118,751

118,751

118,751

593,755

118,751

役員数（人）

8

7

6

5

5

31

6

5

5

5

5

5

25

5

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

役員数（人）

1

1

2

-

-

4

1

-

-

-

-

-

-

-

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

役員数（人）

1

1

1

1

1

5

1

1

1

1

1

1

5

1

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

役員数（人）

2

2

2

-

-

6

1

-

-

-

-

-

-

-

1人あたり平均報酬額（千円/人）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

[給料手当]

基準賃金（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

7,651,846

諸給与金

14,271,878 15,163,174 15,890,538 15,252,501 14,989,406 75,567,499 15,113,500 14,396,422 14,306,872 14,069,824 13,888,176 13,804,511 70,465,805 14,093,161

控除口（貸方）▲ 1,841,905 ▲ 1,963,235 ▲ 1,930,784 ▲ 3,238,036 ▲ 3,529,698 ▲ 12,503,661 ▲ 2,500,732 ▲ 3,389,251 ▲ 3,402,556 ▲ 3,367,194 ▲ 3,332,488 ▲ 3,316,817 ▲ 16,808,306 ▲ 3,361,661

再雇用者給与合計
平均経費人員（人）平均基準賃金（千円/月）

備考

37,757,878 38,465,276 39,000,145 37,628,346 37,096,658 189,948,305 37,989,661 35,750,148 35,380,020 35,089,516 34,707,256 34,401,533 175,328,473 35,065,695

基準外賃金

附帯事業振替額

備考

7,626,440

7,767,016

8,141,465

8,021,831 39,208,599

7,841,720

8,173,056

8,041,926

7,973,582

7,847,687

7,764,660 39,800,911

7,960,182

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

694,562827,210

948,106

1,138,794

1,321,874

4,930,547

986,109

1,662,085

1,810,412

1,939,638

2,164,889

2,399,301

9,976,325

1,995,265

58,534,259 60,118,866 61,675,021 58,923,070 57,900,071 297,151,290 59,430,258 56,592,460 56,136,674 55,705,366 55,275,520 55,053,188 278,763,208 55,752,642
7,000

7,107

7,189

6,998

6,805

35,099

7,020

6,662

6,590

6,532

6,461

6,398

32,643

6,529

449

451

452

448

454

2,255

451

447

447

448

448

448

2,238

448

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

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

[退職給与金]（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

引当金増加額▲ 4,408,339 ▲ 4,325,530 ▲ 3,967,222 ▲ 2,019,150 ▲ 4,675,453 ▲ 19,395,695 ▲ 3,879,139 ▲ 5,203,016 ▲ 3,534,827 ▲ 4,293,842 ▲ 4,174,068 ▲ 4,443,591 ▲ 21,649,344 ▲ 4,329,869

実払額

4,988,979

4,806,554

4,459,491

3,765,317

3,924,237 21,944,580

4,388,916

4,193,159

3,845,753

4,500,187

4,353,842

4,531,890 21,424,831

4,284,966

年金保険料

2,928,179

2,995,587

3,061,506

2,350,220

4,003,229 15,338,723

3,067,745

3,976,533

2,399,852

2,350,274

2,302,264

2,246,415 13,275,338

2,655,068

合計

3,508,818

3,476,611

3,553,775

4,096,387

3,252,014 17,887,607

3,577,521

2,966,676

2,710,778

2,556,619

2,482,038

2,334,714 13,050,825

2,610,165

備考[厚生費]

法定厚生費（単位：千円）2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

健康保険料

3,259,685

3,386,426

3,395,276

2,920,822

2,981,401 15,943,613

介護保険料

298,673

342,776

366,835

378,218

383,393

1,769,898

労災保険料

135,897

137,545

132,869

129,659

119,845

雇用保険料

359,700

369,971

371,529

411,271

297,194

厚生年金保険料

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）

3,188,723

2,662,664

2,622,197

2,604,744

2,575,902

2,555,481 13,020,988

353,980

289,671285,242

283,360

280,186

277,934

1,416,393

655,817

131,163

135,810

135,459

132,890132,287

130,058

666,504

133,301

1,809,667

361,933

402,391

401,395

393,705

391,932

385,258

1,974,681

394,936

5,027,218 25,327,938

4,311,365 21,967,649

4,393,530

5ヶ年計

5ヶ年計

5ヶ年平均

283,279

5,000,161

5,168,718

5,223,317

4,908,522

5,065,588

4,492,208

4,423,958

4,394,361

4,345,757

▲ 346

3,988

1,805

11,535

11,703

28,686

5,737

840

830

827

822

819

4,138

828

健康診断費

96,904

94,033

95,19983,62982,822452,590

90,51894,353

94,25093,902

93,77293,498469,775

93,955

子ども・子育て拠出金

125,975

170,662

195,453

193,102

197,829

883,024

176,605

176,741

174,073

172,912

171,008

169,587

864,321

172,864

その他

112,247

138,754

160,069

175,023

203,681789,776

157,955

250,104

270,295

290,393

323,426

360,680

1,494,898

298,980

9,305,091 47,661,010

8,284,680 41,879,347

8,375,869

9,388,901

9,812,877

9,942,356

9,211,783

9,532,202

8,504,782

8,407,699

8,367,094

8,315,092

安全管理費

61,603

48,58854,76052,24061,892

279,085

55,817

71,15859,78970,944

59,776

69,944

331,611

66,322

衛生管理費

107,171

107,449

109,280

98,713

92,838515,454

103,091

114,189

114,076

113,861

113,903

113,877

569,906

113,981

福利事業費
厚生施設運営費

576,351

604,330

625,353

423,471

461,377

2,690,885

538,177

460,850

456,824450,998

445,031438,715

2,252,418

450,484

1,043,916

1,152,820

900,119

1,008,656

1,043,501

5,149,015

1,029,803

1,041,556

1,041,633

1,041,711

1,041,659

1,041,691

5,208,250

1,041,650

文化体育費

2,884

3,505

3,129

998

4,051

14,567

2,913

4,198

4,152

4,137

4,211

4,199

20,8974,179

慶弔費

62,87262,00489,78362,88854,915

332,463

66,49353,84152,93851,91552,073

51,101

261,868

52,374229,450

1,360,254

272,051

244,751

242,892

240,960

239,000

236,562

1,204,165

240,833

1,948,027 10,341,726

2,068,345

1,990,543

1,972,304

1,974,526

1,955,653

1,956,089

9,849,115

1,969,823

その他
計
合計

292,558

295,034

310,509

232,698

2,147,359

2,273,733

2,092,933

1,879,668

11,536,260 12,086,610 12,035,294 11,091,452 11,253,119 58,002,737 11,600,547 10,495,325 10,380,003 10,341,620 10,270,745 10,240,769 51,728,462 10,345,692[雑給]（単位：千円）

一般嘱託
嘱託給

その他
計

嘱託員平均人員（人）

備考

2,604,198

労災補償費

計

一般厚生費

参照期間

2017年度

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）

226,293

275,929

265,815

9,611

12,811

-

-

-

-

-

226,293

275,929

265,815

9,611

12,811

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）

790,460

158,092

25,00325,00024,99925,00325,003125,008

-

-

-

-

-

-

-

-

-

790,460

158,092

25,00325,00024,99925,00325,003125,008

25,002

5ヶ年計

5ヶ年計

5ヶ年平均
25,002

12

13

15

2

2

44

9

3

3

3

3

3

15

3

臨時用給

197,158

181,131

173,717

223,744

256,353

1,032,104

206,421295,658

268,210268,209268,209268,209

1,368,495

273,699

その他

1,737,902

2,076,955

1,883,821

1,163,648

600,595

7,462,924

1,492,585

193,706

186,181

177,226

176,234

176,234

909,581

181,916

合計

2,161,355

2,534,016

2,323,354

1,397,004

869,759

9,285,490

1,857,098

514,367

479,391

470,434

469,446

469,446

2,403,084

480,617

備考[研究費]（単位：千円）
参照期間

規制期間

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）

送電研究費

49,88243,51742,95825,88530,867

変電研究費

9,252

5,593

5,408

555

4,932

配電研究費

83,47587,30473,63027,414

18,642

その他

219,543

202,938

179,179

4,485

18,874

625,020

125,004

17,041

18,94916,961

17,01016,96086,921

17,384

計362,153

339,353

301,176

58,34073,315

1,134,339

226,868

122,537

123,505

120,537

120,584

120,106

607,269

121,454

送電研究費

178,916

186,166

201,935

218,220

244,083

1,029,322

205,864

361,645

321,135

231,185

231,185

231,185

1,376,335

275,267

変電研究費

76,33383,42191,804

93,411

115,151

460,123

92,02596,000101,000

101,000

101,000

101,000

500,000

100,000

配電研究費

507,232

429,400

474,475

468,276

516,325

2,395,711

479,142

633,464

635,804

628,784

629,786

639,2143,167,052

633,410

電中研分担金1,018,909

1,051,677

837,883

780,067

799,074

4,487,611

897,522

897,522

897,522

897,522

897,522

897,522

4,487,610

897,522641,526

650,403

653,045

192,424

220,551

2,357,952

471,590

275,140

268,145

260,445

870,599

304,599

1,978,928

395,786

2,422,918

2,401,069

2,259,144

1,752,399

1,895,187 10,730,721

2,146,144

2,263,771

2,223,606

2,118,936

2,730,092

2,173,520 11,509,925

2,301,985

2,785,072

2,740,423

2,560,321

1,810,740

1,968,503 11,865,060

2,373,012

2,386,308

2,347,111

2,239,473

2,850,676

2,293,626 12,117,194

2,423,439

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

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

研修施設運営費

113,600

113,950

112,656

184,696

187,152

712,056

142,411

169,236

169,410

169,544

169,544

169,867

847,601

169,520

その他

609,019

603,580

609,568

372,389

428,849

2,623,407

524,681605,391

605,078

604,969

604,893605,345

3,025,676

605,135

合計

722,619

717,530

722,224

557,086

616,0023,335,463

667,093774,627

774,488774,513774,437

775,2123,873,277

774,655

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

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

機械計算委託費5,946,791

4,332,260

5,001,620

2,298,077

2,457,929 20,036,679

4,007,336

3,949,900

4,093,684

4,506,187

3,331,246

3,295,234 19,176,251

技術計算委託費

289,436

283,842300,275

189,580

227,477

1,290,613

258,123

276,286

238,477

226,953

215,734

191,826

1,149,276

-

-

-

9,004

10,475

19,4793,896

10,71010,71010,71010,71010,71053,55010,710

支払事務委託費

51,21450,38857,792

20,317

19,996

199,708

39,942

20,454

20,343

20,271

20,19820,124

101,390

20,278

調査測量委託費

3,997,396

3,557,739

3,402,267

3,663,051

3,274,181 17,894,636

3,578,927

3,466,743

3,409,145

3,372,749

3,383,753

3,374,281 17,006,671

3,401,334

株式事務委託費

144,578

149,981

153,687--

448,248

89,650

-

-

-

-

-

-

社債事務委託費

15,367

15,267

16,649--47,284

9,457

-

-

-

-

-

-

-

委託運転費

612,028

672,003

708,847

714,762

708,566

3,416,207

683,241

710,894

706,912710,438

706,683

710,580

3,545,507

709,101

社内研究費

委託研究費

その他
計
合計

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）

193,111

38,62230,16025,56025,06025,06025,060130,900

25,741

5,148

13,50017,00017,00017,00017,00081,50016,300290,466

58,093

61,836

61,996

61,516

61,51461,086

307,948

61,590

5ヶ年計

5ヶ年計

5ヶ年平均
26,180[養成費]（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

[委託費]

電気料金収納手数料

計器受払業務委託費

備考（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均
3,835,250
229,855-

815,689735,334

723,781768,584

740,7313,784,121

756,824

790,769

790,769

790,769

790,769

789,867

3,952,943

790,589

1,015,575

930,716

952,390446,790

1,145,666

4,491,138

898,228

529,707376,566

289,233

277,728

277,629

1,750,863

350,173

雑件

6,885,310

7,384,136

合計

19,773,388 18,111,670 19,303,966 19,464,717 20,159,554 96,813,296 19,362,659 23,750,708 23,214,893 23,537,834 22,373,234 22,158,268 115,034,937 23,006,987

コンサルティング委託費

備考

7,986,653 11,354,547 11,574,529 45,185,177

9,037,035 13,995,245 13,568,287 13,610,524 13,636,413 13,488,017 68,298,486 13,659,697

備考

[普及開発関係費]

停電周知費用

（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
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）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

4,757

4,597

4,977

5,238

4,359

23,930

4,786

5,961

5,961

5,961

5,961

5,961

29,8055,961

公衆感電防止PR費用

-

-

-

-

-

-

-

7,742

7,742

7,742

7,742

7,742

38,710

7,742

その他

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

合計

4,757

4,597

4,977

5,238

4,359

23,9304,786

13,703

13,703

13,703

13,703

13,70368,515

13,7032017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）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

通信運搬費

2,311,370

3,193,592

3,726,376

2,676,144

2,419,056 14,326,539

2,865,308

2,843,376

2,618,946

2,616,992

2,694,116

2,626,903 13,400,333

2,680,067

旅費

1,683,387

1,641,793

1,593,869

1,178,995

1,154,186

7,252,232

1,450,446

1,202,874

1,202,874

1,202,874

1,202,874

1,202,874

6,014,370

1,202,874

団体費49,651

51,932

52,89848,471

48,490251,444

50,28948,627

48,627

48,627

48,627

48,627

243,135

48,627

その他

2,347,112

2,096,983

2,656,808 11,186,069 11,185,731 29,472,706

合計

6,391,521

6,984,302

8,029,952 15,089,680 14,807,464 51,302,922 10,260,584 16,300,116 15,830,968 15,677,176 16,300,865 15,797,383 79,906,508 15,981,302

[諸費]

備考

（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

5,894,541 12,205,239 11,960,521 11,808,683 12,355,248 11,918,979 60,248,670 12,049,734

備考

第２表
第２区分費用明細表（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

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ヶ年計

5ヶ年平均
1,677,339

減

価

償

却

費

※1

-

-

-

-

-

-

-

258,498736,258

1,214,894

2,252,137

3,924,909

8,386,696

連系線・基幹系統固

定

資

産

税

※2

-

-

-

-

-

-

-

-

196,134

298,338

558,450

813,362

1,866,284

373,257

-

-

-

-

-

-

-

258,498

932,392

1,513,232

2,810,587

4,738,271 10,252,980

2,050,596
3,974,289

計
減

価

償

却

費

※3

-

-

-

-

-

-

-

757,033

2,391,215

4,142,396

5,603,667

6,977,134 19,871,445

ロ ー カ ル 系 統固

定

資

産

税

※4

-

-

-

-

-

-

-

-

460,288

1,153,480

1,691,303

2,265,277

5,570,348

1,114,070

-

-

-

-

-

-

-

757,033

2,851,503

5,295,876

7,294,970

9,242,411 25,441,793

5,088,359

計
修
配

電

系

統

費

※5

減

価

償

繕
却

費

※6

-

-

-

-

-

-

-

728,498

2,126,875

3,455,319

4,763,204

6,053,000 17,126,896

3,425,379

固

定

資

産

税

※7

-

-

-

-

-

-

-

-

569,213

1,082,833

1,567,174

2,023,312

1,048,506

計

そ

の

他

投

資

２

区

5,242,532

53,986,685 52,516,991 46,407,145 42,127,943 40,447,092 235,485,857 47,097,171 48,614,475 45,944,107 47,189,778 48,774,087 49,764,738 240,287,185 48,057,437

繕

費

※8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

委

託

費

※9

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,081,926

843,080

838,779

2,763,785

552,757

2,180

2,149

1,943

10,7272,145

9,000,492 12,239,378 14,897,880 42,719,882

8,543,976

諸
価

固

定

費 ※10

-

-

-

-

-

-

-

2,244

2,211

償

却

費 ※11

-

-

-

-

-

-

-

1,435,715

5,146,417

資

産

税 ※12

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,437,959

計第53,986,685 52,516,991 46,407,145 42,127,943 40,447,092 235,485,857 47,097,171 47,885,977 43,248,019 42,651,626 42,443,709 41,688,426 217,917,757 43,583,551

修

減

分

費

備考

用

計

1,351,795

270,359

5,251,956 10,362,996 13,482,043 16,311,235 46,846,189

103,328

278,398

397,436572,633

9,369,238

53,986,685 52,516,991 46,407,145 42,127,943 40,447,092 235,485,857 47,097,171 51,067,965 54,979,958 64,361,882 72,361,687 80,056,655 322,828,147 64,565,629（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）]（単位：千円）

発電等設備
連
基

系
幹

線
系

充

投

連
基

更

新

投

5ヶ年計

5ヶ年平均

2027年度

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

5ヶ年平均

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

18,033,928

3,606,786

1,843,834

18,062,264-

6,004,385

4,570,628

756,284

1,018,144 17,506,205

3,501,241599,385

7,675,843

8,027,597

756,284

1,018,144 35,540,134

7,108,027

2,443,219

-

-

-

-

-

-

-

1,970,493

4,673,275

3,216,131

8,937,607 19,396,891

3,879,378

4,318,091 17,782,385 14,731,657 115,584,378 154,859,730 30,971,946
-

-

-

-

-

-

9,395,087 15,822,552 19,605,528 22,943,429 80,895,144 16,179,029 11,817,709 19,984,530

8,844,984 16,497,606 17,468,487 74,613,316 14,922,663

変 電 設 備

4,756,884

2,514,871

5,674,213

2,976,801

4,195,545

4,457,732 22,061,178

4,412,236

4,279,968

4,777,444

2,028,758

4,095,546 17,696,587

3,539,317

計18,802,759 14,151,972 18,799,354 23,801,074 27,401,162 102,956,322 20,591,264 16,097,677 24,761,974 11,359,855 18,526,364 21,564,033 92,309,903 18,461,981

資

計 78,458,084 58,825,828 63,039,005 56,622,397 58,487,911 315,433,227 63,086,645 52,266,389 59,998,944 59,246,974 62,459,533 165,465,525 399,437,365 79,887,473

系

統 41,593,060 36,998,013 36,212,054 32,065,039 30,068,605 176,936,771 35,387,354 33,725,493 30,918,879 30,104,734 29,201,512 28,317,114 152,267,732 30,453,546

発電等設備

-

-

-

-

-

-

-

-

・送 電 設 備
統変 電 設 備

2,427,476

3,357,194

3,535,250

2,340,555

2,511,929 14,172,406

2,834,481 10,280,790

3,895,827

2,969,781

3,283,457

2,549,826

2,890,783

2,688,759

2,038,153

2,748,995 12,916,518

2,583,304

3,294,908

1,914,491

2,844,609

2,457,642

3,684,644 14,196,294

2,839,259

計4,977,303

6,247,977

6,224,010

4,378,708

5,260,924 27,088,925

5,417,785 13,575,698

5,810,318

5,814,390

5,741,099

5,599,926 36,541,431

7,308,286

-

-

-

-

-

-

電

送 電 設 備 16,036,048 12,927,791 12,201,650

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,915,282 22,345,137-

4,469,027---

9,755,580 11,830,136 62,751,207 12,550,241 15,275,388 14,122,466 13,050,577 14,449,844 13,971,631 70,869,906 14,173,981

変 電 設 備 15,697,747 16,849,960 12,943,118 10,699,958

9,775,993 65,966,778 13,193,356 17,880,868 18,458,512 18,321,205 17,636,869 13,147,829 85,445,283 17,089,057

計

31,733,795 29,777,751 25,144,769 20,455,539 21,606,129 128,717,985 25,743,597 33,156,256 32,580,978 31,371,782 32,086,713 27,119,460 156,315,189 31,263,038

資

計 95,337,279 88,840,670 83,864,157 75,685,104 76,114,808 419,842,019 83,968,404 106,019,220 93,428,223 91,739,803 92,476,522 86,859,829 470,523,597 94,104,719

系
投

備考

2,347,598 13,109,110 11,515,526 106,646,771 135,462,839 27,092,568

送 電 設 備 13,128,546

統 58,626,180 52,814,941 52,495,378 50,850,856 49,247,754 264,035,109 52,807,022 59,287,266 55,036,927 54,553,631 54,648,710 54,140,443 277,666,977 55,533,395

合
修

（実績）

2026年度-

ローカル系統新（実績）

2025年度

-

発電等設備

更

（実績）

2024年度

-

資

配

（実績）

規制期間

2023年度

-

投

線
系

（実績）

参照期間

3,456,969

電系
幹

2021年度-

ローカル系統充

2020年度

1,671,457

発電等設備

拡

2019年度-資配2018年度・ 送 電 設 備 12,905,501
統 変 電 設 備 5,156,763
計拡

2017年度計 173,795,363 147,666,498 146,903,163 132,307,501 134,602,720 735,275,247 147,055,049 158,285,609 153,427,167 150,986,777 154,936,055 252,325,354 869,960,962 173,992,192
繕

費

振

替

額

(

配

電

) ▲ 53,986,685 ▲ 52,516,991 ▲ 46,407,145 ▲ 42,127,943 ▲ 40,447,092 ▲ 235,485,857 ▲ 47,097,171 ▲ 47,885,977 ▲ 43,248,019 ▲ 42,651,626 ▲ 42,443,709 ▲ 41,688,426 ▲ 217,917,757 ▲ 43,583,551 ▲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

信

工

事

（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）

10,251,040 12,234,826

8,684,360

7,197,774

参照期間
5ヶ年計

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）

8,561,696

8,772,291

8,415,341

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

9,128,022

8,150,290

8,257,468 42,723,412

シ ス テ ム 開 発 及 び 改 良

15,016,536 10,073,160 10,338,814 22,285,479

6,793,595 64,507,586 12,901,517 10,700,695 15,137,555 11,074,785

6,093,447

7,187,651 50,194,133 10,038,827

建
系

物
統

・

備

関
給

連
電

品

リ

ー

用

地

工

設

事

4,772,993

6,062,081

2,717,174

3,462,894

3,248,245 20,263,389

4,052,678

3,452,915

4,805,755

4,371,943

4,013,857

4,854,882 21,499,352

4,299,870

1,346,003

1,678,285

1,736,852

4,772,292

3,149,737 12,683,170

2,536,634

1,085,752

2,365,006

2,010,199

4,044,191

8,089,771 17,594,919

3,518,984

得678,103621,920482,699

458,436465,2212,706,381

541,276

637,843

541,924440,287

347,936

336,535

2,304,525

460,905

取得1,046,661

1,316,866

1,120,355

1,014,307

1,818,297

6,316,488

1,263,298

2,229,345

845,163931,128

745,290954,1445,705,070

1,141,014

設

定※ 1

2,758,608

1,207,019

2,907,870

1,496,725

2,263,589 10,633,815

2,126,763

915,644955,041

1,184,779

736,457

1,705,958

5,497,879

1,099,576

他

1,146,746

740,810962,287

1,414,061

989,223

461,536

842,325

394,912582,631

1,607,340

3,888,744

777,749

計

37,016,694 33,934,969 28,950,416 42,101,972 22,861,373 164,865,426 32,973,085 28,256,021 33,908,110 29,536,055 24,714,099 32,993,749 149,408,034 29,881,607

工

資
権

そ

産
利

の

合
修

繕

費

振

替

額

(

通

信

682,209

4,946,114

)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

（参考）離島等供給に係る設備投資

1,521,156

1,990,047

2,157,346

1,789,706

687,7148,145,971

1,629,194

714,376

1,516,281

2,065,708

599,019

1,041,711

5,937,095（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。

備考

8,544,682

事

備

取

ス

4,440,477 42,808,479

2023年度- ▲表示で記載
1,187,419

第３表
第３区分費用明細表（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

修

繕

費 ※1 48,595,368 43,825,265 42,863,560 47,861,650 49,188,273 232,334,117 46,466,823 48,079,971 47,780,209 47,983,309 46,336,224 45,763,989 235,943,702 47,188,740

委

託

費 ※2

固

定

資

産

除

却

3,947

3,628

4,058

12,4698,240

32,343

6,469

15,791

20,661

17,602

14,475

21,421

89,95017,990

費

21,658,954 18,985,578 18,410,737 17,802,231 16,220,304 93,077,807 18,615,561 19,692,950 18,440,866 17,098,433 16,594,080 16,352,047 88,178,376 17,635,675
8,644,284 10,424,007 12,653,620 11,477,892 11,662,983 54,862,788 10,972,558 12,181,143 12,196,660 12,045,016 11,984,820 11,919,820 60,327,459 12,065,492

賃

借

料 ※3

託

送

料 ※4

580,135

589,534

597,421703,152

960,850

3,431,093

686,219

956,811

956,090

955,451954,884

954,383

4,777,619

955,524

額

27,62230,236

41,40744,70643,703

187,677

37,535

26,17036,59321,06919,592

19,157

122,581

24,516

共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

他

社

地

帯

共

有

設

備

費

購
間

等

入

分

送

購

入

担

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

電

費

50,66853,33750,20342,43642,181

238,829

47,76642,182

42,182

42,182

42,182

42,182210,910

42,182351,770

459,478

530,045

344,903

1,013,356

2,699,554

539,911762,263756,360

752,540

748,720

746,941

3,766,824

753,365

-

-

-

-

61,56461,564

12,31361,56461,56461,56461,56461,564

307,820▲ 47,029 ▲ 127,097--▲ 218,134▲ 43,627▲ 1,724▲ 4,934▲ 4,948▲ 4,182▲ 6,254▲ 22,042

一 般 送 配 電 事 業 等 に 係 る 電 力 料 ※5
需

給

調

整

市

場

手

数

料 ※6

電 力 費 振 替 勘 定 （ 貸 方 ）開- ▲表示で記載

電

送発▲ 44,00761,564▲ 4,408 ▲表示で記載

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

付

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

社

債

発

行

費

308,633

238,807506,821

64,227-

1,118,489

223,698

-

-

-

-

-

-

-

開

発

費

株

式

交

社

債

発

廃

炉

償

付

費

行
等

償

費
負

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

償

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

担

金

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

8,947,082

9,805,778

9,205,848

8,946,056

離

島

等

供

給

に

係

る

費

用 ※7

離

島

等

供

給

に

係

る

収

益 ※8 ▲ 3,746,948 ▲ 3,955,942 ▲ 3,798,614 ▲ 3,361,334 ▲ 3,757,503 ▲ 18,620,343 ▲ 3,724,069 ▲ 5,274,700 ▲ 5,239,485 ▲ 5,208,231 ▲ 5,190,916 ▲ 5,153,917 ▲ 26,067,249 ▲ 5,213,450 ▲表示で記載

第

３

区

分

費

用

計

9,952,647 46,857,414

備考

9,371,483 12,469,605 12,016,347 12,316,902 12,342,057 12,982,193 62,127,104 12,425,421

85,377,512 80,412,680 80,938,014 83,938,391 85,396,602 416,063,202 83,212,640 89,012,026 87,063,113 86,080,889 83,903,500 83,703,526 429,763,054 85,952,611（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]

送電設備

変電設備

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

設備取替・補修

4,548,035

4,061,912

2,897,935

3,739,263

3,927,035 19,174,182

塗装

1,150,224

1,107,050

936,528

1,028,362

保安対策

3,261,246

3,186,222

2,798,492

2,132,055

第三者要請対応

2025年度

2026年度

2027年度

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

3,834,836

3,732,975

3,635,202

3,470,557

3,256,499

3,236,850 17,332,083

5,175,363

1,035,073

1,292,328

1,319,695

1,351,927

1,380,790

1,355,185

6,699,925

1,339,985

2,436,251 13,814,268

2,762,854

3,016,234

3,000,764

2,945,718

2,914,181

2,932,342 14,809,239

2,961,848

953,199

1,225

245

-

-

-

-

5,548,634 28,584,254-

5,716,851

6,097,570

5,954,396

5,911,496

5,928,528

1,225

-

-

5,841,902

5,573,748

5,467,651

計15,111,824 14,198,312 12,206,705 12,367,332 12,865,119 66,749,293 13,349,859 14,139,107 13,910,057 13,679,698 13,479,998 13,405,469 68,614,329 13,722,866

設備取替・補修--

5,881,092 29,773,082

5,954,616

4,053,923

3,375,327

3,539,267

4,019,564

3,816,138

3,451,321

3,595,586

4,207,331

3,847,090

塗装

317,444

226,277

306,195

412,291

352,4611,614,670

322,934

397,422580,778

579,366

556,596560,0422,674,204

534,841

保安対策

727,041

562,418

589,432

742,939

686,5973,308,430

661,686

617,561

587,485

590,716584,037

617,9392,997,738

599,548

第三者要請対応

4,092,605 19,080,689-

3,299,482 18,400,810

3,680,162

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

その他

1,640,635

2,178,920

1,400,589

1,494,057

2,089,928

8,804,131

1,760,826

2,025,509

1,721,234

2,029,215

1,372,510

1,384,970

8,533,438

1,706,688

計6,739,044

6,342,944

5,835,484

6,668,853

7,221,594 32,807,921

6,561,584

6,491,813

6,485,083

7,406,628

6,360,233

5,862,433 32,606,190

6,521,238

-

-

-

-

-

255,201

254,518

254,183

254,396--

253,017

1,271,315

254,263

その他

22,959,843 19,392,486 19,963,298 24,501,243 24,772,022 111,588,893 22,317,779 21,992,063 22,100,490 21,849,764 21,733,982 21,706,954 109,383,253 21,876,651

計22,959,843 19,392,486 19,963,298 24,501,243 24,772,022 111,588,893 22,317,779 22,247,264 22,355,008 22,103,947 21,988,378 21,959,971 110,654,568 22,130,914

その他

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3,784,656

3,891,522

4,858,071

4,324,221

4,329,536 21,188,009

4,237,602

5,201,787

5,030,061

4,793,036

4,507,615

4,536,116 24,068,615

4,813,723

3,784,656

3,891,522

4,858,071

4,324,221

4,329,536 21,188,009

4,237,602

5,201,787

5,030,061

4,793,036

4,507,615

4,536,116 24,068,615

4,813,723

48,595,368 43,825,265 42,863,560 47,861,650 49,188,273 232,334,117 46,466,823 48,079,971 47,780,209 47,983,309 46,336,224 45,763,989 235,943,702 47,188,740[委託費]（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

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

変電設備

3,947

3,628

4,058

12,4698,240

32,343

6,469

15,791

20,661

17,602

14,475

21,421

89,95017,990

配電設備

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

業務設備

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3,947

3,628

4,058

12,4698,240

32,343

6,469

15,791

20,661

17,602

14,475

21,421

89,95017,990合計

備考

3,466,417-

計
合計

2024年度

6,152,317

第三者要請対応
業務設備

5ヶ年計

2023年度その他

第三者要請対応
配電設備（単位：千円）
参照期間

2017年度備考[固定資産除却費]

送電設備

変電設備

配電設備

業務設備

合計

（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）

除却損

2,001,061

1,426,753

1,590,785

909,6036,905,075

1,381,015

1,581,218

1,072,922

1,143,951

761,430

除却費用

5,956,547

4,120,906

3,513,487

2,990,875

3,421,596 20,003,413

4,000,683

5,565,278

5,385,254

4,925,065

5,048,339

除却損

2,374,329

3,737,865

3,288,183

1,687,446

1,357,815 12,445,639

2,489,128

909,069

773,766

494,640

433,620

除却費用

2,481,434

2,451,058

2,163,361

2,056,618

2,270,471 11,422,945

2,284,589

3,639,457

3,082,986

2,807,541

2,382,505

除却損

1,241,501

1,095,091

1,061,731

726,476

除却費用

5,474,602

4,729,765

5,554,591

5,364,220

除却損

1,402,431

717,168

670,959

3,360,027

779,467

6,930,054

1,386,011

除却費用

727,046

706,971567,636

706,963692,747

3,401,365

680,273

除却損

7,019,324

6,976,877

6,611,660

6,683,553

4,223,665 31,515,081

6,303,016

3,904,897

除却費用

14,639,630 12,008,700 11,799,077 11,118,678 11,996,638 61,562,725 12,312,545 15,788,053 15,311,493 13,937,374 13,493,268 13,939,946 72,470,134 14,494,027

976,872

1,109,510

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

2017年度

747,655

5ヶ年計

5ヶ年平均

5,307,176

1,061,435

5,089,830 26,013,766

5,202,753

3,093,334

618,667

2,396,039 14,308,528

482,239

2,861,706

5,234,311

1,046,862

1,041,595

816,400

977,605

1,526,137

5,611,822 26,735,001

5,347,000

5,572,060

5,418,664

5,292,201

5,280,085

5,330,909

1,066,182

5,204,980 26,767,990

969,172

5,353,598

373,015466,285

544,863379,625

213,035

1,976,823

395,365

1,011,258

1,424,589

912,567

782,339

1,249,097

5,379,850

1,075,970

3,129,373

3,161,059

3,100,812

2,412,101 15,708,242

3,141,648[賃借料]（単位：千円）
参照期間

規制期間

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）

借地借家料

4,341,434

4,837,658

6,776,974

6,544,764

6,673,558 29,174,390

機械賃借料

64,921

1,080,212

1,065,446

3,758

5,932

2,220,270

車両リース料

1,247,306

1,267,641

1,299,330

1,371,749

1,367,852

その他

2,990,622

3,238,494

3,511,869

3,557,619

合計

8,644,284 10,424,007 12,653,620 11,477,892 11,662,983 54,862,788 10,972,558 12,181,143 12,196,660 12,045,016 11,984,820 11,919,820 60,327,459 12,065,492

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）

5,834,878

6,761,052

6,742,108

6,638,292

6,604,597

6,570,900 33,316,949

444,054

31,95331,802

31,671

31,51031,349158,285

31,657

6,553,881

1,310,776

1,444,522

1,436,967

1,429,710

1,422,452

1,415,195

7,148,846

1,429,769

3,615,640 16,914,246

3,382,849

3,943,616

3,985,783

3,945,343

3,926,261

3,902,376 19,703,379

3,940,676

5ヶ年計

5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

6,663,390

[託送料]

合計

備考

（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）

580,135

589,534

597,421703,152

960,850

参照期間
5ヶ年計
3,431,093

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）

686,219

956,811

956,090

955,451954,884

954,383

規制期間
5ヶ年計
4,777,619

5ヶ年平均
955,524

備考

第４表
離島等供給に係る費用明細表

役

員

給
給

給

料
料

手

退

当

（単位：千円）

与

手
振

職

替

額

（

給

厚

貸

方

与

生

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）

2,218

1,766

1,556

2,488

2,219

参照期間
5ヶ年計
10,2502023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）

2,050

1,339

1,333

1,326

1,319

1,312

規制期間
5ヶ年計
6,629

5ヶ年平均

当

377,179

342,598

322,099

647,422631,229

2,320,529

464,106

666,696

658,024649,684

641,412635,587

3,251,403

650,281）▲ 2,120▲ 2,080▲ 1,557▲ 5,720▲ 5,072▲ 16,551▲ 3,310▲ 7,866▲ 7,765▲ 7,667▲ 7,570▲ 7,501▲ 38,369▲ 7,674 ▲表示で記載

金

23,31220,80919,43845,27635,943

144,780

28,95633,43930,40028,52727,55525,787

145,708

29,142

費74,654

68,90362,552

123,156

125,051454,318

90,864

123,224

121,256

120,200

118,769

117,818

601,267

120,253

委

託

検

針

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

委

託

集

金

費

7,636

-

-

1,254

616

9,507

1,901

-

-

-

-

-

-

-

5,683

61,68812,338

6,040

5,600

5,467

5,427

5,400

27,934

5,587

3,632,985 16,357,278

3,271,456

5,090,696

5,106,309

5,112,719

5,068,511

5,023,399 25,401,634

5,080,327

雑
燃

料

廃

棄

物

消

処

耗

理
品

修

繕

水

利

使

用

給

16,09017,025

14,5038,385

費3,024,703

3,596,095

3,490,905

2,612,587

費25,57526,92225,39532,657

27,908138,458

27,692

28,52028,37628,23328,09027,946

141,165

28,233

費127,586

120,302109,645

124,832

92,368574,736

114,947

117,272

114,978

113,600

115,683

118,796580,329

116,066

費2,102,647

2,062,028

2,000,102

2,064,608

1,754,975

9,984,362

1,996,872

2,354,195

1,953,759

2,204,397

2,243,661

1,978,228 10,734,240

2,146,848

料

1,838

1,869

1,876

1,876

1,876

9,337

1,867

1,876

1,876

1,876

1,876

1,876

9,380

1,876

補

償

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

賃

借

料

12,5586,434

10,012

9,017

9,042

47,065

9,413

10,315

10,272

10,233

10,191

10,14951,160

10,232

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

403,206

364,912370,898

410,470

438,869

1,988,358

397,672440,654430,023

432,312418,369

413,352

2,134,710

426,942

料

2,358

2,429

3,944

3,426

3,542

15,701

3,140

3,337

3,320

3,304

3,287

3,270

16,518

3,304

費

34

33

36

35

29

168

34

91

90

90

89

89

449

90

3,248

5,047

19,349

3,870

6,692

6,638

6,628

6,566

6,564

33,088

6,618

託
事

送
業

者

間

委

算

託

損
普

精

害
及

保
開

険

発

関

係

養

成

費

3,826

3,554

3,672

研

究

費

32,78030,712

26,53225,73033,303

149,059

29,812

77,391

58,24958,09057,64657,351

308,727

61,745

費61,001

62,161

61,908

119,786

126,808

431,665

86,333

126,643

118,622

116,022

119,475

116,465

597,227

119,445

諸
貸

倒

損

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

減

価

償

却

費

1,087,274

1,216,466

1,302,618

1,292,113

998,572

5,897,045

1,179,409

1,129,233

1,178,959

1,245,224

1,190,561

1,174,933

5,918,910

1,183,782

固

定

資

産

税

113,353

108,641

123,287

140,008

137,559

622,850

124,570

151,303

159,187

155,475

153,497

150,700

770,162

154,032

税

2,230

405

14

20

26

2,697

539

539

539

539

539

539

2,695

539

費

393,998

610,515

299,906

317,370

553,204

2,174,995

434,999

396,894

334,663

328,266

439,521

1,439,448

2,938,792

587,758

額

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

雑
固
共

他

定
有

資
設

社

産

備

除

費

購

等

入

購

却
分

電

入

送

担

備考

1,326

- ▲表示で記載

源

費1,052,141

1,142,559

954,094

965,454

1,340,611

5,454,860

1,090,972

1,710,623

1,701,109

1,701,743

1,696,909

1,679,937

8,490,321

1,698,064
-

他

社

電

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

間

購

入

送

電

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

非

化

石

証

書

購

入

費

-

-

21

159

245

426

85

459

530

614

674

748

3,025

605

建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

附帯事業営業費用分担関連費振替額（貸方）

▲ 510

▲ 530

▲ 497

-

-

▲ 1,538

▲ 308

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載
-

開

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

株

式

発
交

付

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

社

債

発

行

費

1,504

1,241

2,879

388

-

6,013

1,203

-

-

-

-

-

-

-

開

発

費

償

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

第４表
離島等供給に係る費用明細表

株

式

社

債

法
離
（

交

付

費

償

発

行

費

償

人
島

等

参

（単位：千円）

却

税

供

給

考

）

に

係

る

事

業

費

用
報

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

-

-

-

-

-

-

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ヶ年計

5ヶ年平均

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

等

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

計

8,947,082

9,805,778

9,205,848

8,946,056

酬

-

-

-

-

-

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）

9,952,647 46,857,414

備考

9,371,483 12,469,605 12,016,347 12,316,902 12,342,057 12,982,193 62,127,104 12,425,421

-

-

-

-

-

-

-

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５表
離島等供給に係る収益明細表（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

電

灯

料

▲ 1,816,074 ▲ 1,936,696 ▲ 1,867,799 ▲ 1,713,557 ▲ 1,923,154 ▲ 9,257,282 ▲ 1,851,456 ▲ 2,264,678 ▲ 2,249,111 ▲ 2,245,001 ▲ 2,247,031 ▲ 2,229,980 ▲ 11,235,801 ▲ 2,247,160 ▲表示で記載

電

力

料

▲ 1,930,873 ▲ 2,019,245 ▲ 1,930,815 ▲ 1,647,776 ▲ 1,834,349 ▲ 9,363,060 ▲ 1,872,612 ▲ 3,010,022 ▲ 2,990,374 ▲ 2,963,230 ▲ 2,943,885 ▲ 2,923,937 ▲ 14,831,448 ▲ 2,966,290 ▲表示で記載

計▲ 3,746,948 ▲ 3,955,942 ▲ 3,798,614 ▲ 3,361,334 ▲ 3,757,503 ▲ 18,620,343 ▲ 3,724,069 ▲ 5,274,700 ▲ 5,239,485 ▲ 5,208,231 ▲ 5,190,916 ▲ 5,153,917 ▲ 26,067,249 ▲ 5,213,450 ▲表示で記載

離

島

等

供

給

に

係

る

収

益

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

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

備考

5ヶ年平均

減

価

償

却

費 ※1 100,486,615 103,801,245 105,703,497 107,439,774 83,138,946 500,570,079 100,114,016 78,044,688 81,078,590 76,582,969 71,634,250 67,237,811 374,578,308 74,915,662

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

振
イ

替
ン

電

損

バ

ラ

源

ン

廃

償

固
調
再
制

担
化

整

力

給

の

確
に

御

不

67,000- ▲ 1,164,407 ▲ 232,881
201,000

40,2009,820,050

9,886,012 10,031,438 10,106,635 49,714,525

9,942,905

9,942,908

9,942,908

9,942,908

9,942,908

9,942,908 49,714,540

9,942,908

3,122,470 11,568,591

2,313,718-

1,554,941

1,678,853

1,116,926

6,409,419

1,281,884

1,389,019

1,391,045

2,920,859

2,745,198▲ 28,916

181,973

1,770,249

1,927,892

385,578

31,181

31,181

31,181

31,181

31,182

155,906

額

176,296

27,333

13,157

72,178468,902757,868

151,574

468,903468,903468,903468,903468,9032,344,515

-

-

-

-

-

-

調
収

支

整
過

促

不

足

進

金

相

担

金

資

電

67,00060,275負定5,309,938 ▲ 2,266,098 1,101,691

1,022,870

税

滑67,000495,646

1,035,827

発

負円

346,215 26,549,690▲ 55,689

人

炉

422,407

費 ※4

業

賠

3,825,138

784,604損雑法-9,870,387

2,062,251

倒

ス

事

-

635,371

617,385

料 ※3

失

開

-

3,176,854

856,811借諸貸8,516,324 11,799,761

保

能

当

産
に

要

当
相

要

す

す

る

費

額 ※5

31,181 貸方の場合は▲表示で記載
468,903- ▲ 3,424,583 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 5,191,795 ▲ 1,038,359 貸方の場合は▲表示で記載

税

29,578,837 29,362,440 28,816,034 28,840,757 29,664,181 146,262,251 29,252,450 29,207,000 29,023,000 28,916,000 28,806,000 28,774,000 144,726,000 28,945,200

税

5,190,035

5,261,929

5,288,849

6,074,818

税599,615464,724

390,621446,875

等

42,861-

1,456,296

金

-

-

金

-

-

5,480,766 27,296,399
519,048

2,420,884

5,459,280

5,744,433

5,990,481

5,997,198

6,145,679

484,177

484,177

484,177

484,177

484,177

6,176,780 30,054,571
484,1772,420,885

6,010,914
484,177

6,786,401 15,604,598 23,890,157

4,778,031 13,650,391 13,650,391 13,650,391 13,650,391 13,650,391 68,251,955 13,650,391-

1,722,455

3,419,504

5,141,960

1,028,392

3,561,509

3,561,509

3,561,509

3,561,509

3,561,509 17,807,545

3,561,509-

706,0423,850,731

4,556,773

911,355

6,393,577

6,393,577

6,393,577

6,393,577

6,393,577 31,967,885

6,393,577

税 ※6 20,853,870 21,151,967 21,011,984 21,164,978 21,465,042 105,647,843 21,129,569 22,227,939 21,628,213 20,318,036 19,033,446 17,816,058 101,023,692 20,204,738
る

費
費

用

用 ※7

9,108

9,494

8,826

6,349

71,621

105,400

21,080

用 ※8

-

-

-

-

-

-

-

計

1,506,420 12,124,259--

4,416,032-

6,970,920 10,769,889 35,787,520---

7,157,504 貸方の場合は▲表示で記載-

177,160,902 183,399,478 176,948,162 189,400,441 177,519,016 904,428,001 180,885,600 166,961,464 186,495,122 173,308,937 169,493,336 167,987,852 864,246,711 172,849,342（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

33,573,919 33,468,531 32,976,724 32,875,045 27,368,899 160,263,121 32,052,624 23,616,558 26,814,627 26,648,793 26,468,055 25,015,405 128,563,438 25,712,688

変電設備

20,803,744 21,185,235 21,553,290 21,061,119 15,400,755 100,004,146 20,000,829 14,468,537 16,221,591 15,754,761 15,286,579 15,052,357 76,783,825 15,356,765

配電設備

34,245,730 34,882,614 35,135,277 35,210,310 25,516,365 164,990,299 32,998,060 25,487,072 25,092,053 23,944,634 21,378,546 20,417,313 116,319,618 23,263,924

業務設備

11,863,220 14,264,864 16,038,205 18,293,298 14,852,925 75,312,513 15,062,503 14,472,521 12,950,319 10,234,781

合計

100,486,615 103,801,245 105,703,497 107,439,774 83,138,946 500,570,079 100,114,016 78,044,688 81,078,590 76,582,969 71,634,250 67,237,811 374,578,308 74,915,662

8,501,070

6,752,736 52,911,427 10,582,285（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）

8,516,324 11,650,685

参照期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度

規制期間

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
-

484,778--

20,651,788

4,130,358

-

-

-

-

-

-

数理計算上の差異（2017年度発生分）-

149,075

149,075

111,133-

409,284

81,857

-

-

-

-

-

-

-

数理計算上の差異（2018年度発生分）--

1,428,397

1,048,005

1,048,005

3,524,407

704,881

-

-

-

-

-

-

-

数理計算上の差異（2019年度発生分）

-

-

-

2,665,999

2,665,999

5,331,998

1,066,400

-

-

-

-

-

-

-

数理計算上の差異（2020年度発生分）

-

-

-

- ▲ 3,367,789 ▲ 3,367,789 ▲ 673,558 ▲ 3,367,789

-

-

-

- ▲ 3,367,789 ▲ 673,558

-

-

-

-

1,101,691

1,101,691---

8,516,324 11,799,761

2,062,251

3,825,138

5,309,938 ▲ 2,266,098

1,101,691--- ▲ 1,164,407 ▲ 232,881

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）

数理計算上の差異（2021年度発生分）
合計

数理計算上の差異の償却年数（年）--346,215 26,549,690-

2,203,382

3（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

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

分析（採油含む）

84,327

6,583

5,362

-

-

96,274

19,255

-

-

-

-

-

-

-

運搬・処理

772,483

610,802779,241

422,407495,646

3,080,580

616,116-

67,00067,00067,000-201,000

40,200

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

856,811617,385784,604

422,407495,646

3,176,854

635,371-

67,00067,00067,000-201,000

40,2002017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）

（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

道路占用料

1,174,570

1,141,004

1,173,623

1,253,343

1,326,904

6,069,446

1,213,889

1,213,890

1,213,890

1,213,890

1,213,890

1,213,890

6,069,450

1,213,890

水面使用料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

線路使用料

1,673,290

1,683,823

1,679,248

1,688,837

1,697,308

8,422,508

1,684,502

1,684,502

1,684,502

1,684,502

1,684,502

1,684,502

8,422,510

1,684,502

電柱敷地料

5,148,209

5,165,571

5,184,594

5,195,787

5,198,971 25,893,135

5,178,627

5,178,627

5,178,627

5,178,627

5,178,627

5,178,627 25,893,135

5,178,627

線下補償料

867,107824,765

821,476

833,853

813,797

4,161,001

832,200

832,201

832,201

832,201

832,201

832,201

4,161,005

河敷料

55,83957,01957,85360,00361,010291,726

58,34558,34558,34558,34558,34558,345

291,725

58,345

占用関係借地料

948,081944,575

965,847996,245

1,005,053

4,859,804

971,961

971,962

971,962

971,962

971,962

971,962

4,859,810

971,962

3,369

3,366

3,590

16,902

3,380

3,381

3,381

3,381

3,381

3,381

16,9053,381

9,886,012 10,031,438 10,106,635 49,714,525

9,942,905

9,942,908

9,942,908

9,942,908

9,942,908

9,942,908 49,714,540

9,942,908

合計

[賃借料]

その他
合計

備考

440,676（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]

その他

備考

備考

（単位：千円）

3,288

3,289

9,870,387

9,820,050

参照期間

規制期間

832,201

備考[諸費]（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

規制期間

（実績）

（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

受益者負担金502,870

462,751

761,161

707,380

25,8742,460,039

492,008-

8,255

1,538,800

1,364,084

1,742,380

4,653,519

930,704

推進機関の会費（特別会費を含む）

532,956

560,119

793,780

971,473

1,008,457

3,866,785

773,357

804,964

804,964

804,964

804,964

804,964

4,024,820

804,964

575,126

災害等扶助拠出金
合計

5ヶ年計

2023年度

5ヶ年平均

-

-

-

-

82,594

82,594

16,519584,055

577,826

577,095

576,150

2,890,252

578,050

1,035,827

1,022,870

1,554,941

1,678,853

1,116,926

6,409,419

1,281,884

1,389,019

1,391,045

2,920,859

2,745,198

3,122,470 11,568,591

2,313,718

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

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

31,181

31,181

31,181

31,181

31,182

155,906

31,181

31,181

31,181

31,181

31,181

31,182

155,906

31,181

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度[貸倒損]

備考（単位：千円）
参照期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年計

貸倒損引当額316

57,884

28,837

182,265

1,846,139

2,115,444

423,089

貸倒損発生額▲ 56,005

2,390▲ 57,754▲ 292▲ 75,889 ▲ 187,551▲ 37,510

合計▲ 55,689

60,275▲ 28,916

181,973

1,770,249

2017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

1,927,892

5ヶ年平均

385,578

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

[振替損失調整額]

備考
貸方の場合は▲表示で記載（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

規制期間

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

振替損失電力量（千kWh）

20,601

2,938

1,688

12,45025,506

63,182

12,63625,50625,50625,50625,50625,506

5ヶ年計
127,530

5ヶ年平均
25,506

振替損失調整額

176,296

27,333

13,157

72,178468,902757,868

151,574

468,903468,903468,903468,903468,9032,344,515

468,9032017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）

（実績）

（実績）

5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

5ヶ年計

1,471,432

2,218,381 ▲ 2,620,940 ▲ 24,090,023

5,552,711 ▲ 17,468,438 ▲ 3,493,688

-

-

-

-

-

-

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）▲ 17,122,915（単位：千円）インバランス収支過不足額

参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年平均

備考

- 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▲ 3,424,583 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 5,191,795 ▲ 1,038,359

合計▲ 3,424,583 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 441,803 ▲ 5,191,795 ▲ 1,038,359

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11,931,120千円が含まれる

（４）第６条第３項第８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

参照期間

2023年度

2024年度

2025年度

2026年度

2027年度
（想定）

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）

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。）

-

-

-

-

-

-

-

-

11,445,032

3,725,950

6,279,107 10,080,240 31,530,329

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

9,108

9,494

8,826

9,987

10,85548,271

9,654

18,390-10,855

12,586

10,422

52,253

10,451

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

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

最終保障供給に係る利益又は損失

-

-

-

▲ 3,637

60,766

57,128

11,426

1,488,030

679,227

679,227

679,227

679,227

4,204,938

840,988

9,108

9,494

8,826

6,349

71,621

105,400

21,0801,506,420

12,124,259

4,416,032

6,970,920

10,769,889

35,787,520

7,157,504

合計

5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

6,306,066

貸方の場合は▲表示で記載
規制期間には2022年3月から2023
年3月までの調整額として
4,147,809千円が含まれる

第７表
事後検証費用明細表（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
4,914,679

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

982,936 1,644,331

1,678,158

8,102,237

1,620,447

5ヶ年平均

備考

託

送

料 ※1

680,289

651,375

744,418

948,619 1,889,975

1,644,544

1,551,697

1,583,507

補償費

381,588

350,693

206,460

186,497

139,011 1,264,251

252,850

252,849

252,849

252,849

252,849

252,849 1,264,245

252,849

費

410,941

220,718

51,343

295,083

561,486 1,539,573

307,915

561,486

561,486

561,486

561,486

561,486 2,807,430

561,486--

1,440,199

33,528 ▲ 24,172 1,449,556

289,911309,395

309,395

309,395

309,395

309,395 1,546,975

309,395

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 ※2
調

整

発

電

事

力

の
抑

後

確
制
検

保

に

に

要
証

要
す
費

す

る
る
用

費

用 ※3 13,028,285 12,637,107 12,925,894 12,892,908 17,468,102 68,952,298 13,790,460 22,742,714 29,257,231 32,188,863 29,282,794 29,274,235 142,745,837 28,549,167

費

用 ※4
計

-

-

-

-

-

-

-

9,290

14,13018,96024,16024,16090,70018,14014,501,104 13,859,895 15,368,317 14,356,637 20,034,403 78,120,359 15,624,072 25,520,065 32,039,635 34,883,250 32,014,191 32,100,283 156,557,424 31,311,485（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。

≪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）
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

680,289

651,375

744,418

948,619

1,889,975

4,914,679

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）

電力量（千kWh）

41,066

20,0602,794

17,355

114,221

電力量料金

11,498

5,616

782

4,859

31,981

電力量（千kWh）

-

-

-

-

電力量料金

-

-

-

合計

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ヶ年計

5ヶ年平均

982,936

1,644,331

1,644,544

1,551,697

1,583,507

1,678,158

8,102,237

1,620,447

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）

195,496

39,099114,221114,221114,221114,221114,221571,105

114,22154,738

10,94831,982

31,982

31,982

31,982

31,982

159,910

31,982

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

369,083[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

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

備考（単位：千円）

電力量（千kWh）

参照期間
5ヶ年計

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

1,960,241

994,438

43,579214,937

369,083

3,582,279

716,456

369,083

369,083

369,083

369,083

369,083

1,845,415

電力量料金

372,445

188,943

8,280

40,83870,125680,632

136,126

70,126

70,126

70,126

70,126

70,126350,630

70,126

電力量（千kWh）

14,795

16,29230,180166,018

302,613529,897

105,979

302,613302,613302,613302,613302,613

1,513,065

302,613

電力量料金

15,534

17,106

31,689174,318

317,743556,392

111,278

317,743

317,743

317,743

317,743

317,743

1,588,715

317,743

電力量（千kWh）

15

2,404

5,316

11,25584,214103,204

20,641

84,214

84,214

84,214

84,214

84,214421,070

84,214

電力量料金

7

683

1,499

4,446

32,77539,412

7,882

32,77632,77632,77632,77632,776

163,880

32,776

電力量（千kWh）

14,174

14,602

17,244

125,575

231,685

403,280

80,656

231,685

231,685

231,685

231,685

231,685

1,158,425

231,685

電力量料金

3,270

3,358

3,966

28,88253,287

92,764

18,55353,28753,28753,28753,28753,287

266,435

53,287

電力量（千kWh）

8,431

5,392

6,137

98,739107,880

226,580

45,316

107,880

107,880

107,880

107,880

107,880

539,400

107,880

電力量料金

2,529

1,617

1,841

29,62132,364

67,973

13,59532,36432,36432,36432,36432,364

161,820

32,364

電力量（千kWh）

4,707

3,362

2,835

10,36622,366

43,636

8,727

22,36622,36622,36622,36622,366

111,830

22,366

電力量料金

3,568

2,555

2,154

7,831

16,61832,7286,546

16,61916,61916,61916,61916,61983,095

16,619電力量（千kWh）

7,451

2,995

4,038

15,30323,53353,31910,66423,53323,53323,53323,53323,533

117,665

23,533

電力量料金
電力量（千kWh）
電力量料金

2,086

838

1,130

4,284

6,589

14,929

2,986

6,589

6,589

6,589

6,589

6,589

32,9456,589

2,050,880

1,059,545

112,123

659,548

1,255,594

5,137,691

1,027,538

1,255,594

1,255,594

1,255,594

1,255,594

1,255,594

6,277,970

1,255,594

410,941

220,718

51,343

295,083

561,486

1,539,573

307,915

561,486

561,486

561,486

561,486

561,486

2,807,430

561,486

備考

（２）第７条第３項第２号関係[補償費]（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

定期的補償費14,947

14,74011,74723,473

6,539

71,44814,29014,28914,28914,28914,28914,28971,445

14,289

臨時的補償費222,982

230,970

71,40654,23038,887

618,477

123,695

123,694

123,694

123,694

123,694

123,694

618,470

123,694

損害賠償費

143,658

104,982

123,307108,793

93,583574,325

114,865

114,866

114,866

114,866

114,866

114,866

574,330

114,866

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

381,588

350,693

206,460

186,497

139,011

1,264,251

252,850

252,849

252,849

252,849

252,849

252,849

1,264,245

252,849

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

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

委託費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

修繕費

-

-

1,440,199

33,528-1,473,728

294,746

515,659

515,659

515,659

515,659

515,659

2,578,295

515,659

固定資産除却費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

災害等扶助交付金

-

-

-

-

▲ 24,172▲ 24,172

その他

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

合計

-

-

1,440,199

33,528▲ 24,172

1,449,556

289,911309,395

309,395

309,395

309,395

309,395

1,546,975

309,3952017年度

2018年度

2019年度

2020年度

2021年度

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

その他
合計

（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]（単位：千円）
参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

（単位：千円）

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）

参照期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

参照期間
10ヶ年計

10ヶ年平均

委託費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

修繕費

2,795,851

822,748

47,177

17,070---1,440,199

33,528-5,156,576

515,658

固定資産除却費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

災害等扶助交付金

-

-

-

-

-

-

-

-

-

▲ 24,172▲ 24,172

その他

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,795,851

822,748

47,177

17,070---1,440,199

33,528▲ 24,172

5,132,404

513,240

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

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（実績）

（単位：千円）
参照期間
5ヶ年平均

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

（想定）

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

11,721,148 10,811,566 10,977,485 11,264,471 11,656,342 56,431,014 11,286,203

9,074,860---

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

1,307,136

1,825,540

1,948,409

1,627,413

6,854,563---

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

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,024

1,897

2,921

584

合計

備考

▲ 2,417 ▲表示で記載（４）第７条第３項第４号関係[調整力の確保に要する費用]

その他

備考

▲ 4,834 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 1,031,320 ▲ 206,264 ▲表示で記載[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

合計

備考

5ヶ年計

5,809,861 12,518,362

2,503,672

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

-

9,074,860

1,814,972-

6,854,563

1,370,913

6,811,393 29,255,333 32,186,965 29,280,896 29,272,337 126,806,924 25,361,385
1,898

1,898

1,898

1,898

1,898

9,490

1,898

13,028,285 12,637,107 12,925,894 12,892,908 17,468,102 68,952,298 13,790,460 22,742,714 29,257,231 32,188,863 29,282,794 29,274,235 142,745,837 28,549,167

備考

第８表
次世代投資費用明細表（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

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）

6,073,701 17,745,994

5ヶ年計

減

価

償

却

費

-

-

-

-

-

-

-

214,612

1,361,449

4,331,866

5,764,366

固

定

資

産

税

-

-

-

-

-

-

-

-

15,921

172,973

235,462259,220

683,576

5ヶ年平均
3,549,199
136,715

研

究

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

委

託

費

-

-

-

-

20,775

20,775

4,155

28,49728,497279,497

279,497

279,497

895,485

179,097

費

-

-

1,946

5,974

145,282

153,203

30,641

395,031

741,861

968,966

1,078,786

1,350,833

4,535,477

907,095

の

他

-

-

-

-

-

-

-

-

342,928

2,608,356

6,102,678

6,622,704 15,676,666

3,135,333

計

-

-

1,946

5,974

166,058

173,979

34,796638,140

2,490,656

8,361,658 13,460,789 14,585,955 39,537,198

7,907,440

諸
そ
次

世

代

投

資

費

用

備考

第９表
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

特

定

固

定

資

産 1,645,008,927 1,685,718,406 1,728,141,125 1,761,145,446 1,804,291,352 8,624,305,256 1,724,861,051

建

設

中

の

資

産 19,045,507 35,483,274 52,686,472 62,573,603 59,923,084 229,711,940 45,942,388

特

定

投

営

業

資
資

運 転 資 本貯

レ

蔵

延

償

ー

ト

品

報

資
ー

産
ス

酬

事

業

7,921,379

7,313,825

6,754,485 39,882,684

7,976,537

7,487,946

7,634,105

7,811,244

7,953,254

8,070,195 38,956,744

7,791,349

40,757,533 42,132,397 41,823,321 42,451,039 42,282,607 209,446,897 41,889,379

却
ベ

8,585,053

本 33,269,587 34,498,292 34,012,077 34,497,785 34,212,412 170,490,153 34,098,031

計繰

9,307,942

率

報

酬

-

-

-

-

-

-

-

計 1,714,119,909 1,771,919,130 1,830,572,297 1,873,483,913 1,913,251,528 9,103,346,777 1,820,669,355
1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

1.5%

計 25,711,799 26,578,787 27,458,584 28,102,259 28,698,773 136,550,202 27,310,040

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

163,800

260,749394,831547,702760,157

2,127,239

425,448

追

加

事

業

報

酬

計

163,800

260,749394,831547,702760,157

2,127,239

425,4482023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
区間

規制期間
5ヶ年計

5ヶ年平均

特 定 固 定 資 産 東北東京間連系線

丸森いわき幹線他--

特 定 固 定 資 産 東北東京間連系線

宮城丸森幹線他--

102,797

特 定 固 定 資 産 東京中部間直流連系設備

東京電力パワーグリッド分

6,300,568

5,852,443

特 定 固 定 資 産 東京中部間直流連系設備

中部電力パワーグリッド分

3,007,374

特 定 固 定 資 産 北海道本州間連系設備

今別幹線

301,518

建 設 中 の 資 産 東北東京間連系線

丸森いわき幹線他▲ 165,708

建 設 中 の 資 産 東北東京間連系線

宮城丸森幹線他

12,264,752 21,106,184 28,839,225 29,709,217 18,087,524 110,006,902 22,001,380

建 設 中 の 資 産 北海道本州間連系設備

今別幹線

計

備考

（単位：千円）

設備名称

合

備考

131,556

4,157,166 10,019,010 25,841,398 40,017,574

8,003,515

9,766,944 38,317,974 48,187,715

9,637,543

5,438,630

5,056,035

4,701,896 27,349,572

5,469,914

2,732,610

2,482,749

2,257,790

2,052,589 12,533,112

2,506,622

982,085

1,502,192

1,695,284

1,650,875

6,131,954

1,226,391

4,093,172 10,121,371 14,522,657 10,701,967 39,273,459

7,854,692

-

-

-

-

131,556

26,311

21,840,060 34,766,494 52,644,130 73,026,937 101,354,223 283,631,844 56,726,369

備考

第１２表
控除収益明細表（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

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ヶ年計

5ヶ年平均

▲ 10,136 ▲表示で記載

備考

地

帯

間

販

売

送

電

料

▲ 10,780▲ 10,970▲ 10,091▲ 9,853▲ 10,135▲ 51,832▲ 10,366▲ 10,136▲ 10,136▲ 10,136▲ 10,136▲ 10,136▲ 50,680

地

帯

間

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

他

社

販

売

送

電

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

他

社

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

託

送

事

業

電

気

者
事

預
控

収
間

精
業

金
除

益 ※1 ▲ 225,051 ▲ 268,559 ▲ 213,120 ▲ 489,170 ▲ 1,050,185 ▲ 2,246,087 ▲ 449,217 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,364,656 ▲ 5,604,352 ▲ 1,120,870 ▲表示で記載

算
雑
利

収

収

益

収

益 ※2 ▲ 4,863,548 ▲ 4,501,950 ▲ 4,283,708 ▲ 15,153,310 ▲ 15,732,077 ▲ 44,534,594 ▲ 8,906,919 ▲ 15,987,301 ▲ 16,058,383 ▲ 16,156,723 ▲ 16,258,584 ▲ 17,322,149 ▲ 81,783,140 ▲ 16,356,628 ▲表示で記載
息益

計▲ 8,229,424 ▲ 8,798,642 ▲ 10,094,815 ▲ 11,042,089 ▲ 9,886,257 ▲ 48,051,230 ▲ 9,610,246 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 49,431,285 ▲ 9,886,257 ▲表示で記載▲ 1,311

▲ 415

▲ 736

▲ 30

▲ 58

▲ 2,552

▲ 510

▲ 45

▲ 45

▲ 45

▲ 45

▲ 45

▲ 225

▲ 45 ▲表示で記載▲ 13,330,116 ▲ 13,580,538 ▲ 14,602,472 ▲ 26,694,453 ▲ 26,678,715 ▲ 94,886,296 ▲ 18,977,259 ▲ 26,943,663 ▲ 27,014,745 ▲ 27,113,085 ▲ 27,214,946 ▲ 28,583,243 ▲ 136,869,682 ▲ 27,373,936（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]

合計（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

▲ 225,051 ▲ 268,559 ▲ 213,120 ▲ 489,170 ▲ 1,050,185 ▲ 2,246,087 ▲ 449,217 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,059,924 ▲ 1,364,656 ▲ 5,604,352 ▲ 1,120,870 ▲表示で記載[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

備考（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

備考

電力量（千kWh）▲ 1,124,407 ▲ 864,584 ▲ 2,045,410 ▲ 1,065,858 ▲ 300,463 ▲ 5,400,721 ▲ 1,080,144 ▲ 300,463 ▲ 300,463 ▲ 300,463 ▲ 300,463 ▲ 300,463 ▲ 1,502,315 ▲ 300,463 ▲表示で記載

電力量料金▲ 404,786 ▲ 311,250 ▲ 736,347 ▲ 383,708 ▲ 108,166 ▲ 1,944,259 ▲ 388,852 ▲ 108,167 ▲ 108,167 ▲ 108,167 ▲ 108,167 ▲ 108,167 ▲ 540,835 ▲ 108,167 ▲表示で記載

電力量（千kWh）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

電力量料金

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 21,581,625 ▲ 23,502,390 ▲ 25,718,928 ▲ 28,420,332 ▲ 21,452,636 ▲ 120,675,912 ▲ 24,135,182 ▲ 21,452,636 ▲ 21,452,636 ▲ 21,452,636 ▲ 21,452,636 ▲ 21,452,636 ▲ 107,263,180 ▲ 21,452,636 ▲表示で記載

電力量料金▲ 7,769,385 ▲ 8,460,860 ▲ 9,258,813 ▲ 10,231,319 ▲ 7,722,948 ▲ 43,443,328 ▲ 8,688,666 ▲ 7,722,949 ▲ 7,722,949 ▲ 7,722,949 ▲ 7,722,949 ▲ 7,722,949 ▲ 38,614,745 ▲ 7,722,949 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 40,132 ▲ 47,036 ▲ 130,900 ▲ 602,991 ▲ 4,916,543 ▲ 5,737,602 ▲ 1,147,520 ▲ 4,916,543 ▲ 4,916,543 ▲ 4,916,543 ▲ 4,916,543 ▲ 4,916,543 ▲ 24,582,715 ▲ 4,916,543 ▲表示で記載

電力量料金▲ 14,447 ▲ 16,932 ▲ 47,124 ▲ 217,076 ▲ 1,769,955 ▲ 2,065,536 ▲ 413,107 ▲ 1,769,955 ▲ 1,769,955 ▲ 1,769,955 ▲ 1,769,955 ▲ 1,769,955 ▲ 8,849,775 ▲ 1,769,955 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 1,852

電力量料金

▲ 666

▲ 9,339 ▲ 23,841 ▲ 80,826 ▲ 38,060 ▲ 153,918 ▲ 30,784 ▲ 38,060 ▲ 38,060 ▲ 38,060 ▲ 38,060 ▲ 38,060 ▲ 190,300 ▲ 38,060 ▲表示で記載▲ 3,361▲ 8,582 ▲ 29,097 ▲ 13,701 ▲ 55,410 ▲ 11,082 ▲ 13,702 ▲ 13,702 ▲ 13,702 ▲ 13,702 ▲ 13,702 ▲ 68,510 ▲ 13,702 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 87,017▲ 8,305 ▲ 83,558 ▲ 387,661 ▲ 620,562 ▲ 1,187,104 ▲ 237,421 ▲ 620,562 ▲ 620,562 ▲ 620,562 ▲ 620,562 ▲ 620,562 ▲ 3,102,810 ▲ 620,562 ▲表示で記載

電力量料金▲ 31,326▲ 2,989 ▲ 30,080 ▲ 139,558 ▲ 223,402 ▲ 427,357 ▲ 85,471 ▲ 223,402 ▲ 223,402 ▲ 223,402 ▲ 223,402 ▲ 223,402 ▲ 1,117,010 ▲ 223,402 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 15,872▲ 5,370 ▲ 13,415 ▲ 82,923 ▲ 102,171 ▲ 219,751 ▲ 43,950 ▲ 102,171 ▲ 102,171 ▲ 102,171 ▲ 102,171 ▲ 102,171 ▲ 510,855 ▲ 102,171 ▲表示で記載

電力量料金▲ 5,713▲ 1,933

電力量（千kWh）▲ 1,013

電力量料金
電力量（千kWh）
電力量料金

▲ 364

▲ 4,829 ▲ 29,852 ▲ 36,781 ▲ 79,110 ▲ 15,822 ▲ 36,781 ▲ 36,781 ▲ 36,781 ▲ 36,781 ▲ 36,781 ▲ 183,905 ▲ 36,781 ▲表示で記載▲ 781 ▲ 14,637 ▲ 19,040 ▲ 13,262 ▲ 48,734▲ 9,747 ▲ 13,262 ▲ 13,262 ▲ 13,262 ▲ 13,262 ▲ 13,262 ▲ 66,310 ▲ 13,262 ▲表示で記載▲ 281▲ 3,509▲ 5,269▲ 6,854▲ 4,774 ▲ 17,544▲ 4,774▲ 4,774▲ 4,774▲ 4,774▲ 4,774 ▲ 23,870▲ 4,774 ▲表示で記載▲ 7,594▲ 2,869 ▲ 10,466 ▲ 12,839 ▲ 18,129 ▲ 51,897 ▲ 10,379 ▲ 18,129 ▲ 18,129 ▲ 18,129 ▲ 18,129 ▲ 18,129 ▲ 90,645 ▲ 18,129 ▲表示で記載▲ 2,733▲ 1,032▲ 3,767▲ 4,622▲ 6,526 ▲ 18,682▲ 3,736▲ 6,526▲ 6,526▲ 6,526▲ 6,526▲ 6,526 ▲ 32,630▲ 6,526 ▲表示で記載

電力量（千kWh）▲ 22,859,513 ▲ 24,440,674 ▲ 28,041,154 ▲ 30,672,472 ▲ 27,461,826 ▲ 133,475,640 ▲ 26,695,128 ▲ 27,461,826 ▲ 27,461,826 ▲ 27,461,826 ▲ 27,461,826 ▲ 27,461,826 ▲ 137,309,130 ▲ 27,461,826 ▲表示で記載

電力量料金▲ 8,229,424 ▲ 8,798,642 ▲ 10,094,815 ▲ 11,042,089 ▲ 9,886,257 ▲ 48,051,230 ▲ 9,610,246 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 9,886,257 ▲ 49,431,285 ▲ 9,886,257 ▲表示で記載

[電気事業雑収益]（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）

契約超過金

▲ 241

▲ 106

▲ 35

▲ 11

▲ 110

違約金

▲ 40

-

-

▲ 1

▲ 10

諸貸付料

-

-

-

-

-

▲ 3,161▲ 2,414

受託運転益▲ 2,714 ▲ 12,196

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）

▲ 505

▲ 101

▲ 101

▲ 101

▲ 101

▲ 101

▲ 101

▲ 505

▲ 101 ▲表示で記載

▲ 52

▲ 10

▲ 10

▲ 10

▲ 10

▲ 10

▲ 10

▲ 50

▲ 10 ▲表示で記載

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲表示で記載▲ 8,128 ▲ 28,615▲ 5,723▲ 9,928▲ 9,928▲ 9,928▲ 9,928▲ 9,928 ▲ 49,640▲ 9,928 ▲表示で記載

-

-

-

-

受託工事益

▲ 1,950▲ 1,979▲ 1,255▲ 5,739▲ 4,689▲ 4,042▲ 3,759 ▲ 15,290 ▲ 14,802 ▲ 42,584

広告料

-

5ヶ年計

器具販売益

供給雑収

規制期間

2023年度

-

-

-

-

-

-

▲ 9,474 ▲ 20,399▲ 4,080▲ 7,262▲ 7,262▲ 7,262▲ 7,262

-

5ヶ年計

5ヶ年平均

備考

-

- ▲表示で記載▲ 7,262 ▲ 36,310▲ 7,262 ▲表示で記載▲ 8,517 ▲ 13,346 ▲ 12,697 ▲ 12,080 ▲ 11,494 ▲ 10,937 ▲ 60,554 ▲ 12,111 ▲表示で記載▲ 885,413 ▲ 961,118 ▲ 877,426 ▲ 895,186 ▲ 875,087 ▲ 4,494,232 ▲ 898,846 ▲ 887,460 ▲ 887,460 ▲ 887,460 ▲ 887,460 ▲ 887,460 ▲ 4,437,300 ▲ 887,460 ▲表示で記載

系統設置交付金

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- ▲ 963,536 ▲ 963,536 ▲ 192,707 ▲表示で記載

広域系統整備交付金

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

雑口

-

-

- ▲表示で記載▲ 3,968,051 ▲ 3,532,288 ▲ 3,398,517 ▲ 14,224,883 ▲ 14,824,463 ▲ 39,948,204 ▲ 7,989,641 ▲ 15,069,194 ▲ 15,140,925 ▲ 15,239,882 ▲ 15,342,329 ▲ 15,442,915 ▲ 76,235,245 ▲ 15,247,049 ▲表示で記載

合計▲ 4,863,548 ▲ 4,501,950 ▲ 4,283,708 ▲ 15,153,310 ▲ 15,732,077 ▲ 44,534,594 ▲ 8,906,919 ▲ 15,987,301 ▲ 16,058,383 ▲ 16,156,723 ▲ 16,258,584 ▲ 17,322,149 ▲ 81,783,140 ▲ 16,356,628 ▲表示で記載（再掲）共架料▲ 994,703 ▲ 922,644 ▲ 922,189 ▲ 3,967,290 ▲ 4,110,217 ▲ 10,917,044 ▲ 2,183,409 ▲ 4,259,269 ▲ 4,335,913 ▲ 4,413,936 ▲ 4,493,364 ▲ 4,574,222 ▲ 22,076,704 ▲ 4,415,341 ▲表示で記載（参考）災害等扶助交付金

-

-

-

-

▲ 24,172 ▲ 24,172▲ 4,834 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 206,264 ▲ 1,031,320 ▲ 206,264 ▲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）

７部門整理表（単位：千円）
水力発電費

火力発電費

計

新エネルギー等発電費

計
固 有

一 般

計
固 有

一 般
5,488
505,086-6,042
109,974
94,684
4,399
27,048
126,842
226,429
194,694
6,852
29,57875,943
280,962
30,671
3,918
477,199
40,094
1,685,141
1,099,684
5,018,644

固 有
役
員
給
与
108
108
5,488
給
料
手
当
51,76841,821
9,947
2,662,990
2,157,904
給 料 手 当 振 替 額 （ 貸 方 ）
-612
-493
-119
-31,504-25,462
退
職
給
与
金
2,166
2,166
109,974
厚
生
費
9,598
7,733
1,865
493,734
399,050
委
託
検
針
費
委
託
集
金
費
雑
給
446
359
87
22,93818,539燃料
費25,401,634
25,401,634
廃
棄
物
処
理
費
141,165
141,165
消
耗
品
費
656
123
533
570,201
543,153修繕
費269,795
264,259
5,536
10,557,423
10,430,581
39,40039,400
水
利
使
用
料
9,380
9,380
補
償
費
賃
借
料
6,505
6,505
271,084
44,655
託
送
料
事
業
者
間
精
算
費
委
託
費
87,15478,657
8,497
1,624,224
1,429,530
16,745
16,745損害
保
険料
16,520
9,668
普
及
開
発
関
係
費
養
成
費
310
310
29,578研究
費
4040
75,943
197,732
諸
費
5,533
5,533
356,059
75,097
貸
倒
損
固
定
資
産
税
19,403
17,884
1,519
773,143
742,472
78,34878,348
雑
税
6,613
2,695
減
価
償
却
費
51,63327,992
23,641
6,368,117
5,890,918
381,849
381,849
固
定
資
産
除
却
費
1,817,133
1,815,147
1,986
1,163,739
1,123,645
共
有
設
備
費
等
分
担
額
共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）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
76,44276,442
1,685,141
23,888電気事
業報酬
25,00825,0081,099,684
25,973合計2,432,466
2,269,367
163,099
53,403,888
48,385,244
763,935
516,342（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。

一 般
197,732
23,88825,973
247,593

様式第３（第８条関係）

７部門整理表（単位：千円）
送電費

変電費

計

配電費

計
固 有

一 般
92,0098,468,758-101,301
1,843,923
1,587,558
73,752453,508
3,103,648
7,059
9,738,584
4,763,913
970
497,823
2,911,279
8,735,653
671,109
227,426
10,441,474
877,283-669,107
15,368,975
43,423,146
112,517,442

計
固 有

一 般
111,275
10,242,085-122,512
2,230,034
1,919,986
89,195548,4713,697,421
967
4,311,192
5,675,318
139,366
656,110
1,120,698
5,697,325
937,470
494,868
14,585,667
1,225,475-84,274
10,291,030
22,839,402
86,606,569

固 有
役
員
給
与
92,009111,275
280,337
給料
手当36,205,123
27,736,365
53,145,712
42,903,627
136,412,269
110,609,222
給 料 手 当 振 替 額 （ 貸 方 ）-428,589-327,288-628,776-506,264-1,616,235-1,307,588
退
職
給
与
金
1,843,923
2,230,034
5,618,161
厚生費
6,716,765
5,129,207
9,854,033
7,934,047
25,329,280
20,492,229
委
託
検
針
費
2,875,910
2,875,910
委
託
集
金
費
雑
給
312,032
238,280
457,776
368,581
1,176,690
951,980
燃
料
費
廃
棄
物
処
理
費
消
耗
品
費
768,946
315,438
837,218
288,747
3,540,274
2,158,503
修繕
費87,106,746
84,003,098
51,575,090
47,877,669
366,085,043
353,510,877
水
利
使
用
料
補
償
費
516,169
509,11070,707
69,740631,598
622,960
賃
借料
18,146,775
8,408,191
5,334,093
1,022,901
69,281,816
47,458,502
託送料
11,624,822
11,624,822
902,019
902,019
353,015
353,015
事
業
者
間
精
算
費
2,807,430
2,807,430
委託費
16,924,963
12,161,050
9,900,147
4,224,829
59,866,303
36,612,771
損
害
保
険
料
2,340
1,370
336,015
196,649
49,11728,745
普
及
開
発
関
係
費
養
成
費
497,823
656,110
1,945,448
研究費
2,911,279
1,120,698
5,618,408
諸費
17,280,482
8,544,829
9,795,271
4,097,946
38,688,173
24,334,810
貸
倒
損
固
定
資
産
税
36,881,323
36,210,214
19,024,218
18,086,748
58,251,148
55,198,488
雑税
384,021
156,595
835,603
340,735
32,77013,365
減価
償却費
156,108,150
145,666,676
108,958,951
94,373,284
199,917,937
152,423,020
固
定
資
産
除
却
費
32,198,225
31,320,942
18,627,337
17,401,862
36,089,379
32,098,899
共
有
設
備
費
等
分
担
額
116,011116,0116,570
6,570
共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）-669,107-84,274
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
15,368,975
10,291,030
35,111,536
電
気
事
業
報
酬
43,423,146
22,839,402
67,361,209
合計
487,139,782
374,622,340
326,189,689
239,583,120
1,112,906,156
838,442,278（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。

一 般
280,337
25,803,047-308,647
5,618,161
4,837,051
224,710
1,381,771
12,574,166
8,638
21,823,314
23,253,532
20,372
1,945,448
5,618,408
14,353,363
3,052,660
19,40547,494,917
3,990,480
35,111,536
67,361,209
274,463,878

様式第３（第８条関係）

７部門整理表（単位：千円）
販売費

合計

計

直課
固 有

一 般
111,167
10,232,138-122,394
2,227,868
1,918,122
89,109547,938
4,561,002
1,866
17,052,886
7,000,864
68,964
777,0962,501,821
5,691,792
934,319
689,698
14,536,634
1,221,355
5,694,943
1,775,780
77,512,968

帰属方法別 (％)
活動帰属基準

配賦基準

役
員
給
与
111,167
600,384
100.000
給料
手
当53,536,749
43,304,611
282,014,611
80.40519.595
給 料 手 当 振 替 額 （ 貸 方 ）-633,388-510,994-3,339,10480.20419.796
退職
給与金2,227,868
12,032,126
100.000厚生
費9,926,319
8,008,197
52,329,729
80.20419.796委託
検針費2,875,910
100.000
委
託
集
金
費
雑
給
461,136
372,027
2,431,018
80.20419.796
燃料
費25,401,634
100.000
廃棄物処
理
費141,165
100.000
消耗
品費
985,994
438,056
6,703,289
55.85344.147修繕
費4,561,002
520,194,499
95.373
4.627
水
利
使
用
料
9,380
100.000
補
償費136,471
134,605
1,354,945
98.6321.368
賃
借料
17,052,886
110,093,159
51.72148.279託送料
12,879,856
100.000
事
業
者
間
精
算
費
2,807,430
100.000
委託
費
32,494,646
25,493,782
120,914,182
69.44630.554損害
保
険
料
403,992
58.52441.476
普
及
開
発
関
係
費
68,964
68,964100.000
養成
費777,096
3,906,36555.86444.136研究
費2,501,821
12,425,921
66.18533.815
諸費30,806,309
25,114,517
96,931,827
68.28731.713
貸倒損
155,906
155,906
155,906
100.000固定資産
税934,319
115,961,902
95.1474.853
雑税
1,164,573
474,875
2,423,580
40.77759.223
減価
償却費
14,536,634
486,323,271
81.99618.004
固
定
資
産
除
却
費
1,221,355
91,117,168
91.926
8.074
共
有
設
備
費
等
分
担
額
122,581100.000
共 有 設 備 費 等 分 担 額 （ 貸 方 ）建 設 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）-753,381
100.000
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
5,694,943
68,251,955
100.000
電気事
業報酬
1,775,780
136,550,202
100.000
合計180,498,550
102,985,582
2,163,334,466
81.40512.0436.553（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。

様式第４（第１０条関係）

送配電関連費整理表（単位：千円）
総離島等供給費
水力
発電費分

帰属方法別（％）

火力
発電費分

新エネルギー等
発電費分

総アンシラリー
サービス費

受電用変電
サービス費

総送電費

配電用変電
サービス費

低圧配電費

高圧配電費

需要家費

給電費

一般販売費

合計
直課

活動帰属基準

配賦基準

役

員

給

与

5,596

108

5,488

-

92,00968,04843,22767,310171,352

122,224

17,973

12,645600,384

23.19818.51658.286

給料

手当2,714,758

51,7682,662,990-

36,205,123

32,500,197

20,645,515

32,753,052

83,380,169

59,070,804

8,655,317

6,089,676

282,014,611

20.99118.98460.025

給

料

手

退

当

振

）

-32,116-612-31,504--428,589-384,515-244,261-388,064-987,902-699,210-102,400-72,047-3,339,104

20.99318.96960.038

与金

112,140

2,166

109,974-

1,843,923

1,363,733

866,301

1,348,940

3,434,025

2,449,468

360,181

253,415

12,032,126

23.19818.51658.286

費503,332

9,598

493,734-

6,716,765

6,026,037

3,827,996

6,081,647

15,482,182

10,957,881

1,604,794

1,129,095

52,329,729

20.99318.96960.038

検

針

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,875,910--

2,875,910

100.000

-

-

集

金

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

60.038

替

職

給

委

託

委

託

厚

額

（

貸

方

生

雑
燃

料

廃

棄

物

消

処

耗

理
品

修

繕

水

利

使

補

用

償

給

23,384446

22,938-312,032

279,944

177,832

282,527

719,236

509,058

74,55252,4532,431,018

20.99318.969

費25,401,634-

25,401,634

-

-

-

-

-

-

-

-

-

25,401,634

100.000--

費141,165-

141,165

-

-

-

-

-

-

-

-

-

141,165

100.000--

費570,857656

570,201-

768,946

511,984

325,234

850,032

2,163,945

1,240,731

159,406

112,154

6,703,289

27.83914.70957.452

費10,866,618

269,795

10,557,423

39,40087,106,746

36,845,244

14,729,846

65,625,613

167,064,573

136,886,220

533,796

535,843

520,194,499

44.477

10.79144.732

料

9,380

9,380

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9,380

100.000

-

-

費

-

-

-

-

516,169

14,77355,934

151,649

386,056

127,057

98,1005,207

1,354,945

51.719-48.28167.775

賃借料

277,589

6,505

271,084-

18,146,775

3,810,676

1,523,417

19,539,551

49,742,265

8,486,710

6,554,618

2,011,558

110,093,159

16.73515.490

託

送

料

-

-

-

-

11,624,822

299,070

602,949-

353,015---

12,879,856

100.000

-

-

費

-

-

-

-

2,807,430

-

-

-

-

-

-

-

2,807,430

100.000--

費1,728,123

87,154

1,624,224

16,745

16,924,963

7,072,665

2,827,482

10,302,335

26,226,883

48,102,062

3,928,817

3,800,852

120,914,182

34.845-65.155

料

16,520-16,520-2,340

70,204

265,811

13,85235,265---403,9924.668-

95.332

68,964

事

業

者

間

委

精

算

託

損

害

保

険

-

-

-

100.000

-

養

成

費

29,888310

29,578-497,823

397,308

258,802462,298

1,176,883

570,083

471,865

41,415

3,906,365

32.086

9.321

58.593

研究

費273,71540

75,943

197,732

2,911,279

685,340

435,358

1,304,580

3,321,098

1,671,888

1,716,046

106,617

12,425,921

46.212-53.788

費361,592

5,533

356,059-

17,280,482

5,990,102

3,805,169

9,289,270

23,647,899

26,268,116

7,068,343

3,220,854

96,931,827

26.703-73.297

倒

損

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

155,906

155,906

100.000--

870,894

19,403

773,143

78,34836,881,323

11,582,705

7,441,513

15,094,017

38,425,173

5,533,590

23,077

109,610

115,961,902

36.63617.21146.15383.681

普

及

開

発

関

係

費

諸
貸
固

固

6,613

-

6,613

-

384,021510,996324,607

7,868

20,030848,700

188,277

132,468

2,423,580

16.319-6,801,599

51,633

6,368,117

381,849

156,108,150

66,338,568

42,620,383

51,802,589

131,874,996

28,712,570

359,045

1,705,371

486,323,271

36.83825.39437.768

費2,980,872

1,817,133

1,163,739-

32,198,225

11,341,068

7,286,269

9,351,505

23,806,334

3,979,444

30,167143,284

91,117,168

41.82621.78436.390
5.360

産
備

備

間

社

等

送

振

額

額

-

-

-

-

116,011

-

-

1,853

4,717

-

-

-

122,581

94.640

-

)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

電

費

-

-

-

-

-

210,910

-

-

-

-

-

-

-

210,910100.000

-

-

源

費

8,490,321-

6,823,083

1,667,238

208,504,549

-

-

-

-

-

-

-

-

216,994,870

100.000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

電

費

-

-

入

費

3,025

-

）

-

-

購
替

方

源

送

書

費

貸

電

入

連

担

(
電

入

証

関

分
額

入

入

購

担

担

購
購

却

等

分

購

石

分

除

費

費

帯

設

-

税

地

建

68,964

費

他

社

-

却

間

化

-

償

帯

他

-

価

地

非

-

税

設
設

-

産

資

有
有

-

資

定

共
共

-

定

雑
減

-

（

貸

方

3,025
-

-

-669,107-84,274

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3,025

100.000---753,381

100.000--

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

社

交

社

費

債

発

行

行

費

人

電

気
社

ア

償

発

法

自

付

債

事
ン

シ

地

帯

間
間

償

税

ラ

業
リ

販

ー

報
サ

売

ー
電

ビ
源

ス

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

等

1,785,471

76,442

1,685,141

23,88815,368,975

6,293,274

3,997,756

7,868,135

20,030,084

11,339,769

920,705

647,786

68,251,955

35.703-64.297

酬

1,150,665

25,0081,099,684

25,97343,423,146

13,966,980

8,872,422

17,454,684

44,434,774

6,758,449

287,091

201,991

136,550,202

36.650-63.350851,532

100.000

-

-

-

-

-

-

-

851,532

費
料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

電

料

-

-

-

-

-

-50,680

-

-

-

-

-

-

-

-50,680

100.000

-

-

他

社

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

他

社

販

売

送

電

合

販

売

送

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

計

65,093,635

2,432,466

60,226,971

2,434,198

209,356,081

487,300,012

205,500,127

120,689,562

249,265,243

634,913,052

355,811,524

32,949,770

20,465,117

2,381,344,123

41.85012.74445.406（記載注意）
１ 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。
２ 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。
３ 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（単位：千円）
総離島等供給費
総アンシラリーサービス費
水力発電費分

火力発電費分

計

新エネルギー等発電費分

計
固定

計

可変

固定

計

可変

固定

可変

固定

役

員

給

与

108

108

-

5,488

5,488

-

-

-

-

給

料

手

当

51,76851,768-2,662,990

2,662,990

-

-

-

-

給

料

手

退

当

振

替

職

額

（

給

厚

貸

方

与

生

）

-612

-612

-

-31,504-31,504

-

-

-

-

金

2,166

2,166

-

109,974

109,974

-

-

-

-

費

9,598

9,598

-

493,734

493,734

-

-

-

-

委

託

検

針

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

委

託

集

金

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

給

446

446

-

22,93822,938

-

-

-

-

費

-

-

-

25,401,634-

25,401,634

-

-

-

雑
燃

料

廃

棄

物

消

処

理

耗
繕

水

利

使

-

-

-

141,165

-

-

費

656

656

-

570,201

570,201

-

-

-

-

費

269,795

269,795-

10,557,423

10,557,423-

39,40039,400

-

料

9,380

9,380

-

-

-

-

-

-

-

費

品

修

用

-

141,165

-

補

償

費

-

-

-

-

-

-

-

-

賃

借

料

6,505

6,505

-

271,084

271,084

-

-

-

-

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

87,15487,154-

1,624,224

1,624,224-

16,745

16,745

-

料

-

-

-

16,52016,520

-

-

-

-

-

-

-

託

送

事

業

者

間

委

精

算

託

損

害

保

険

費

-

-

-

-

養

成

費

310

310

-

29,57829,578

-

-

-

-

研

究

費

40

40

-

75,94375,943-

197,732

197,732

-

費

5,533

5,533

-

356,059

356,059

-

-

-

-

普

及

開

発

関

係

諸

損

-

-

-

-

-

-

-

-

資

産

税

19,403

19,403-

773,143

773,143-

78,34878,348

-

税

-

-

-

6,613

6,613

-

-

-

-

価

償

却

費

51,633

51,633-

6,368,117

6,368,117-

381,849

381,849-

費1,817,133

1,817,133-

1,163,739

1,163,739

-

-

-

-

額

-

-

-

-

-

-

-

-

-

)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

倒

雑
減
固

定

共

資

有

共

有

設
設

-

定

貸
固

-

産
備

備

除

費

費

等

却

等

分

分

担

額

担

(

貸

方

地

帯

間

購

入

電

源

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

間

購

入

送

電

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

源

費

-

-

-

6,823,083

6,823,083-

1,667,238

1,667,238-

208,504,549

174,328,419

34,176,130

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

i

-

-

-

-

-

-

3,025

-

3,025

-

-

-

他

社

他

購

社

非

入

購

化

石

電

入
証

送

書

電

購

入

費

）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

附 帯 事 業 営 業 費 用 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

開

建

設

分

担

関

連

費

振

替

額

（

貸

方

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

開

発

費

償

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

付

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

発

株

式

社

交

付

債

社

費

債

発

法

行

行

費

人

電

償

発

気

償

税
事

業

報

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

等

76,44276,442-

1,685,141

1,685,141-

23,88823,888-

酬

25,00825,008-1,099,684

1,099,684-

25,97325,973

-

-

可変

-

-

851,532

851,532

-

地

帯

間

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

間

販

売

送

電

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

自

社

ア

ン

シ

ラ

リ

ー

サ

ー

ビ

ス

費

他

社

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

他

社

販

売

送

電

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

計

2,432,466

2,432,466-

60,226,971

34,684,172

25,542,799

2,434,198

2,431,173

3,025

209,356,081

175,179,951

34,176,130

合（記載注意）
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（単位：千円）
総送電費

受電用変電サービス費

計

配電用変電サービス費

計
固定

低圧配電費

計

可変

固定

計

可変

固定

可変

固定

可変

役

員

給

与

92,00992,009-68,04868,048-43,22743,227-67,31067,310

給料

手

当36,205,123

36,205,123-

32,500,197

32,500,197-

20,645,515

20,645,515-

32,753,052

32,753,052-）-428,589-428,589--384,515-384,515--244,261-244,261--388,064-388,064

-

給

料

手

退

当

振

替

額

（

貸

方

-

職

給

与

金

1,843,923

1,843,923-

1,363,733

1,363,733-

866,301

866,301-

1,348,940

1,348,940

費6,716,765

6,716,765-

6,026,037

6,026,037-

3,827,996

3,827,996-

6,081,647

6,081,647

-

委

託

検

針

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

委

託

集

金

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

給

312,032

312,032-

279,944279,944-

177,832

177,832-

282,527

282,527

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

厚

生

雑
燃

料

廃

棄

物

消

処

理

耗

品

修

繕

水

利

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

768,946

768,946-

511,984

511,984-

325,234

325,234-

850,032

850,032-

費87,106,746

87,106,746-

36,845,244

36,845,244-

14,729,846

14,729,846-

65,625,613

65,625,613

-

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

償

費

516,169

516,169-

14,773

14,773-55,93455,934-

151,649

151,649

-

賃

借

料

18,146,775

18,146,775-

3,810,676

3,810,676-

1,523,417

1,523,417-

19,539,551

19,539,551

-

託

送

料

11,624,822

11,624,822-

299,070

299,070-

602,949

602,949

-

-

-

-

業

者

用

費

補

事

使

-

間

委

精

算

託

損

害

普

保

及

開

険

発

関

係

費

2,807,430

2,807,430

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

16,924,963

16,924,963-

7,072,665

7,072,665-

2,827,482

2,827,482-

10,302,335

10,302,335

-

料

2,340

2,340

-

70,20470,204-

265,811

265,811-

13,852

13,852

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

養

成

費

497,823497,823-

397,308397,308-

258,802258,802-462,298

462,298

-

研

究

費

費

2,911,279

2,911,279-

685,340

685,340-

435,358

435,358-

1,304,580

1,304,580-

費17,280,482

17,280,482-

5,990,102

5,990,102-

3,805,169

3,805,169-

9,289,270

9,289,270

-

諸
貸

倒

固

定

資

産

雑
減

価

固

共

償

定

共

資

有
有

設
設

除

費

-

-

-

-

-

-

7,441,513

7,441,513-

15,094,017

15,094,017-

税

384,021384,021-510,996

510,996-324,607324,607

-

7,868

7,868

-

費

156,108,150

156,108,150-

66,338,568

66,338,568-

42,620,383

42,620,383-

51,802,589

51,802,589

費32,198,225

32,198,225-

11,341,068

11,341,068-

7,286,269

7,286,269-

9,351,505

9,351,505-

額

116,011116,011

-

-

-

-

-

-

-

1,853

1,853

-

-

)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

間

購

入

送

電

費

210,910

210,910

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

i

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

）

-669,107-669,107--84,274-84,274

-

-

-

-

-

-

-

附 帯 事 業 営 業 費 用 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

開

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

社

購

設

石

分

担

入
証

関

電

連

費

源

送

書

電

購

振

替

方

-

11,582,705

費

化

貸

-

11,582,705

源

入

(

-

-

電

非

額

-

入

購

担

36,881,323

購

他

分

担

36,881,323

間

社

等

分

損
税

帯

建

費

却

等

-

地

他

備

却

産
備

-

入
額

費

（

貸

方

発

-

開

発

費

償

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

付

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

等

15,368,975

15,368,975-

6,293,274

6,293,274-

3,997,756

3,997,756-

7,868,135

7,868,135-

酬

43,423,146

43,423,146-

13,966,980

13,966,980-

8,872,422

8,872,422-

17,454,684

17,454,684

-

株

式

交

社
社

費

債

発

行

行

費

人

電

気
社

ア

償

発

法

自

付

債

税
事

ン

シ

地

帯

間

地

帯

間

償

ラ

業
リ

販

ー

報
サ

売

販

ー
電

売

送

ビ

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

電

料

-50,680-50,680

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

料

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

計

487,300,012

487,300,012-

205,500,127

205,500,127-

120,689,562

120,689,562-

249,265,243

249,265,243

-

社

販

売

電

源

他

社

販

売

送

電

（記載注意）
様式第３の注１から３までと同様とすること。

費

源

他

合

ス

様式第５（第１１条関係）

送配電関連費明細表（単位：千円）
高圧配電費

給電費
需要家費

計

合計

計
固定

可変

固定

可変

役

員

給

与

171,352

171,352-

17,973

17,973-

122,224

587,739

給

料

手

当

83,380,169

83,380,169-

8,655,317

8,655,317-

59,070,804

275,924,935

給

料

手

退

当

振

替

）

-987,902-987,902--102,400-102,400--699,210-3,267,057

与

金

3,434,025

3,434,025-

360,181360,181-2,449,468

11,778,711

費15,482,182

15,482,182-

1,604,794

1,604,794-

10,957,881

51,200,634

検

針

費

-

-

-

-

-

-

2,875,910

2,875,910

集

金

費

-

-

-

-

-

-

-

-

給

719,236

719,236-

74,55274,552-509,058

2,378,565
25,401,634

職

給

委

託

委

託

厚

額

（

貸

方

生

雑
燃

料

廃

棄

物

消

処

理

耗

品

修

繕

費

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

141,165

費2,163,945

2,163,945-

159,406

159,406-

1,240,731

6,591,135

費

167,064,573

533,796

136,886,220

519,658,656

167,064,573-

533,796

-

料

-

-

-

-

-

-

-

補

償

費

386,056

386,056-

98,10098,100-127,057

1,349,738

賃借料

49,742,265

49,742,265-

6,554,618

6,554,618-

8,486,710

108,081,601
12,879,856

水

利

使

託

用

送

事

業

者

間

委

精

算

託

損

害

353,015

353,015

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,807,430

費26,226,883

26,226,883-

3,928,817

3,928,817-

48,102,062

117,113,330

35,265

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

成

費

1,176,883

1,176,883-

471,865

471,865-

570,0833,864,950

研究費

3,321,098

3,321,098-

1,716,046

1,716,046-

1,671,888

12,319,304

費

23,647,899

23,647,899-

7,068,343

7,068,343-

26,268,116

93,710,973

損

-

-

-

-

-

-

-

-

税

38,425,173

38,425,173-

23,077

23,077-5,533,590

115,852,292

及

開

険

料
費

養

普

保

9,380

発

料

関

係

諸
貸

倒

固

定

資

産

雑
減

価

固
共
共

償

定

資

有
有

設
設

備

備

却

産

除

費

費

等

却

等

分

分

担

額

担

(

貸

方

35,265--403,992

税

20,03020,030-188,277

188,277-

848,700

2,291,112

費131,874,996

131,874,996-

359,045

359,045-

28,712,570

484,617,900

費23,806,334

23,806,334-

30,16730,167-3,979,444

90,973,884

額

4,717

4,717

-

-

-

-

-

122,581

)

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

間

購

入

電

源

費

-

-

-

-

-

-

-

-

地

帯

間

購

入

送

電

費

-

-

-

-

-

-

-

210,910

費

-

-

-

-

-

-

-

216,994,870

費

-

-

-

-

-

-

-

i

-

-

-

-

-

-

-

3,025

）

-

-

-

-

-

-

-

-753,381

附 帯 事 業 営 業 費 用 分 担 関 連 費 振 替 額 （ 貸 方 ）

-

-

-

-

-

-

-

-

開

費

-

-

-

-

-

-

-

-

他

社

他

建

購

社

非
設

入

購

化

石

分

担

関

電

入
証
連

費

源

送

書

電

購

振

替

入
額

費

（

貸

方

発

-

開

発

費

償

却

-

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

付

費

-

-

-

-

-

-

-

-

株

式

交

社
社

費

債

発

行

行

費

人

電

気
社

ア

償

発

法

自

付

債

税
事

ン

シ

地

帯

間

地

帯

間

償

ラ

業
リ

販

ー

報
サ

売

販

ー
電

売

送

ビ

ス

却

-

-

-

-

-

-

-

-

費

-

-

-

-

-

-

-

-

却

-

-

-

-

-

-

-

-

等

20,030,084

20,030,084-

920,705

920,705-

11,339,769

67,604,169

酬

44,434,774

44,434,774-

287,091

287,091-

6,758,449

136,348,211

費851,532

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

電

料

-

-

-

-

-

-

-

-50,680

他

社

販

売

電

源

料

-

-

-

-

-

-

-

-

他

社

販

売

送

電

料

-

-

-

-

-

-

-

-

計

634,913,052

634,913,052-

32,949,770

32,949,770-

355,811,524

2,360,879,006

合（記載注意）
様式第３の注１から３までと同様とすること。

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）
298,059

需要側の延契約電力

発電側比率

3

（％）

（１０ kW）
434,015532,34930.8（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）

送配電関連固定費整理表
発電側送配電関連固定費
総送電費
120,238,745（記載注意）
１
２（単位：千円）
需要側送配電関連固定費

受電用変電サービス費
50,671,904

総送電費
367,061,267

受電用変電サービス費
154,828,223

その他
1,252,545,389

様式第３の注１及び２と同様とすること。
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。

様式第６（第１２条関係）

送配電関連需要明細表

特

別

高

圧

需

最大電力

延契約電力

尖頭時責任電力（１０３kW）

発受電等量

口

数

販売電力量

（１０３kW）（１０３kW）

夏 期（１０６kWh）（口）（１０６kWh）

冬 期

要

2,835

-

2,523

2,528

20,392

17,42019,974

高

圧

需

要

6,564

142,318

6,351

6,438

32,216

1,055,413

30,590

低

圧

需

要

6,265

366,964

4,058

4,588

28,89595,498,600

26,512

計

15,664509,282

12,932

13,55481,50396,571,433

77,076合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：千円）
固定費

可変費

需要家費

合計

需要種別等
計
特

別

高 圧

需 要

135,852,047

固有
154,490,579

追加

計-18,638,532

53,620,174

固有

追加

計

固有

追加

計

固有

追加

14,942,433

38,677,741

8,020,194

8,176,258-156,064

197,492,415

177,609,270

19,883,145

19,743,509

20,126,338-382,829

666,006,480

647,497,103

18,509,377

321,374,742

327,508,928-6,134,186

1,364,919,446

1,364,861,984

57,462

170,910,649

170,910,649-<12,453,813>
需
要
側

高

圧

需

要

563,315,351

603,764,468-40,449,117

82,947,620

23,606,297

59,341,323<19,674,734>

低

圧

需

要

970,834,658

1,016,179,832-45,345,174

72,710,046

21,173,224

51,536,822<17,646,883>

発電側

170,910,649

170,910,649-（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金として第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（千円、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
原価等のうち、基 当該基幹系統分の
幹系統分
うち、半額
71,980,860

割引額（円/kW・月）35,990,430

30.93

計
29,035,469

減価償却費
23,122,695

電気事業報酬
5,912,774

計の半額
14,517,735

割引額（円/kW・月）
12.48

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 当該特別高圧系統
別高圧系統分分の半額

割引額（円/kW・月）98,929,789
49,464,895（記載注意）
様式第３の注１及び２と同様とすること。

42.52

計
40,012,130

減価償却費
31,764,235

電気事業報酬
8,247,895

計の半額
20,006,065

割引額（円/kW・月）
17.20

割引額の半額
割引額の四半の額（円/kW・月）（円/kW・月）
6.24
3.12

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：千円）
需要種別等

需
要
側

特

別

高

固定費
圧

需

可変費

需要家費

合計

販売電力量又は
発受電等量
6（10 kWh）

単価（円/kWh）

想定料金
収
入

要

135,852,047

53,620,174

8,020,194

197,492,415

99,873

1.98

197,205,595

高

圧

需

要

563,315,351

82,947,620

19,743,509

666,006,480

152,950

4.35

665,950,291

低

圧

需

要

970,834,658

72,710,046

321,374,742

1,364,919,446

132,55910.30

1,364,123,600

170,910,649

333,058

0.51

172,046,742

発電側

170,910,649（記載注意）様式第３の注１および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。
なお、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： １．８９円/kWh
高圧需要：４．２４円/kWh

低圧需要：１０．１８円/kWh