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平成26年度 電力卸供給入札募集要綱案
平成２６年度 電力卸供給入札募集要綱案 平成２６年４月２１日 ・ この入札募集要綱は、電気事業法第 22 条第５項および同法施行規則第 30 条 にもとづき行う入札について、その実施の方法を明らかにするものです。 ・当社（入札実施会社）は、自社応札いたしません。 目 次 第１章 入札実施のスケジュール ………………………………………… ２ 第２章 募集する電源 ……………………………………………………… ４ 第３章 定 義 ……………………………………………………………… ６ 第４章 応札にあたり満たすべき条件 …………………………………… １２ 第５章 入札価格の算定方法 ……………………………………………… ２６ 第６章 応募方法 …………………………………………………………… ３８ 第７章 評価の方法および落札者の決定 ………………………………… ４４ 第８章 契約条件 …………………………………………………………… ５４ 第９章 発電余力の活用 …………………………………………………… １０６ 第10章 その他 ……………………………………………………………… １１０ （別紙１）振替供給に必要な料金および振替損失率について ………… １１５ （別紙２）系統アクセスに関する手続き等の流れ ……………………… １１７ （別紙３）評価時における電源線等工事費（特定負担分）および 電源線等以外工事費（一般負担分）の調整について …… １２１ （別紙４）アグリゲーションによる場合の算定方法 …………………… １２５ （別紙５）発電設備の周波数調整機能に対する要求性能 ……………… １２７ （別紙６）標準的な運転パターン ………………………………………… １２９ （別紙７）ＢＡＴの参考表（暫定版）【平成25年４月時点】…………… １３１ （別紙８）基準となる燃料価格および為替レート………………………… １３３ （別紙９）エスカレーション率の根拠……………………………………… １３５ （別 冊）標準契約書 - 1 - 要 第１章 綱 入札実施のスケジュール 平成26年度電力卸供給入札募集に関するスケジュールは次のとおりです。（*1） 当社ホームページ上の火力電源入札募集サイト（http://www.tepco.co.jp/kaikaku/ip p/index-j.html）もあわせてご覧下さい。 平成26年４月11日（金） 入札実施の公表 平成26年４月21日（月） ～５月20日（火） 入札募集要綱案に対する意見募集（*2） （ＲＦＣ：Request for Comments） 平成26年４月21日（月） 入札事前説明会 ＲＦＣによりいただいたご意見・当社回 答の公表（*3） 平成26年６月下旬以降 中立的機関（*4） ・ 入札募集要綱案の提出・審査（*5） 入札説明会 平成26年６月下旬以降 ～平成26年12月目途 入札募集受付期間 平成27年１月目途 落札候補者の選定 平成27年３月目途 中立的機関（*4） ・ 評価報告書案の提出・審査（*6） ・ 落札者の決定 平成27年６月目途 受給契約の締結 ・ 落札者は、契約締結後１ヵ月以内に供給条件を経済産業大臣に、電気事業法第 22条第７項および同施行規則第32条にもとづく届出をしていただく必要があ ります。 - 2 - 備 考 (*1)入札実施のスケジュールは変更する場合があります。スケジュールの確定・変更等 につきましては、火力電源入札募集サイトにてお知らせいたします。 (*2)ご意見につきましては、火力電源入札募集サイトから、所定の方法・様式による ご提出をお願いいたします。 (*3)ＲＦＣによりいただいたご意見については、入札の公平性、競争性をより高める ことが可能と当社が判断した場合、入札募集要綱案に反映いたします。 (*4)中立的機関とは経済産業省に設置された「総合資源エネルギー調査会 電力・ガ ス事業分科会 電気料金審査専門小委員会 火力電源入札ワーキンググループ」 （以 下「火力電源入札ワーキンググループ」といいます）となります。 (*5)火力電源入札ワーキンググループにおいて、この入札募集要綱案が「新しい火力 電源入札の運用に係る指針」（平成24年９月資源エネルギー庁策定）に合致してい ないとされた場合、または修正等の指示を受けた場合には、当社は入札募集要綱案 の必要な修正を行います。 (*6) ・ 火力電源入札ワーキンググループにおいて、当社が入札募集要綱にもとづいた評 価により落札候補者を選定しているとして了承された場合、落札候補者は落札者 となります。 ・ 火力電源入札ワーキンググループにおいて、入札募集要綱にもとづいた評価が行 われていないとされた場合は、当社は再評価を行います。 - 3 - 要 第２章 綱 募集する電源 当社は、前回入札（平成24年度電力卸供給入札募集）が募集規模に不足となった ことから、その不足分の再入札も含め、平成26年度電力卸供給入札募集として、以 下の火力電源を募集いたします。（*1） (1) 供給開始時期 平成３１年４月から平成３６年３月まで ・ 平成31年４月から平成36年３月までの期間中で、供給開始時期は応札者にて設 定してください。 ・ 供給開始予定年月については、落札後の受給契約や系統アクセスに関する協議 等の期間が必要となることを考慮して設定してください。 (2) 募集規模 合計６００万キロワット ・ 募集規模は、契約最大電力（*2）の値といたします。 ・ 前回入札（平成24年度電力卸供給入札募集）による落札者からの再応札につい ては、上記募集規模とは別枠として扱います。（*3） (3) 募集する電源タイプ 年間契約基準利用率が７０％～８０％の電源 (*4) ・ 年間契約基準利用率は１％刻みで設定してください。 (4) 契約供給期間 契約供給期間は１５年間を基本とし、１０～１５年の範囲 ・ 契約供給期間は、１年を単位としてください。 - 4 - 備 考 (*1) ・ 応札いただく発電設備については、当社供給区域内・外、新設・既設の別を問い ません。ただし、既設の場合は、既存の契約が落札後に当社と締結する受給契約 に支障をきたさないようにしてください。 ・ また、必ずしも単一の発電設備による応札であることを要しませんので、同一発 電場所構内で営業運転開始時期が異なる発電設備を一括しての応札、または複数 の発電所を集約した一体的な供給（以下「アグリゲーション」といいます）によ る応札も可能といたします。 ・ 複数の発電設備による応札の場合、当該全ての発電設備が営業運転開始となる時 点をもって供給開始とし、契約供給期間、入札価格等を設定してください。なお、 当該全ての発電設備が営業運転開始となるまでの間については、この入札による 受給契約とは別に協議・契約させていただきます。 ・ アグリゲーションによる場合、応札いただいた複数の発電所を一体的に取り扱う ことといたします。 ・ なお、同一の発電場所の複数の発電設備による応札の場合、各発電設備をそれぞ れ異なるプロジェクトとして入札することも可能です。この場合、発電設備ごと の発電電力量を明確に区分できることが必要となります。 (*2)契約最大電力については、『第３章（1）契約最大電力』を参照してください。 (*3)今回の入札は、不足分の再入札を含めて実施するため、前回入札における落札者に ついても再入札を認めることとしますが、今回の募集規模（新規供給力）には含めな いものといたします。 (*4)年間契約基準利用率については、『第３章（3）年間利用率・年間契約基準利用率』 を参照してください。 - 5 - 要 第３章 綱 定義 この要綱（標準契約書などの付帯資料を含む）における以下の各用語の定義は、 次のとおりといたします。 (1) 契約最大電力 契約最大電力は、発電設備の点検等（*1）の期間を除き、契約供給期間を通 じて常時供給可能な最大電力とし、具体的には次により算定したものといた します。（*2） ａ．発生電力の全量を当社へ卸供給する場合 ・ 契約最大電力は、発電端出力から発電に必要な所内消費電力（*3） （以下｢運転中所内電力｣といいます）を差し引いた電力といたし ます。 契約最大電力（送電端）＝ 発電端出力 － 運転中所内電力 ｂ．運転中所内電力以外の自家消費 (*4)またはこの入札による当社への 卸供給以外の卸売供給（*5）がある場合 ・ 契約最大電力は、発電端出力から運転中所内電力と自家消費電力 およびこの入札による当社への卸供給以外の卸売供給電力を差し 引いた電力といたします。 契約最大電力（送電端）＝ 発電端出力 － 運転中所内電力 － 自家消費電力－ 当社への卸供給以外の卸売供給電力 ・ 契約最大電力は、契約供給期間中一定としてください。 ・ 契約最大電力は１キロワット単位といたします。なお、当社以外の一般電気事 業者の系統に連系する場合は、原則として1,000キロワット単位といたします。 （*6） - 6 - 備 考 (*1)点検等とは、定期自主検査または定期検査（以下「定検」といいます）およびクリ ンカ落としなど、定期的に必要な設備都合による作業停止または出力抑制を指しま す。 (*2)ガスタービン発電（コンバインドサイクルを含む。以下同様）については、外気温 度５℃の条件で供給可能な電力を契約最大電力といたします。ただし、外気温度５～ 33℃の範囲で外気温度５℃の条件で供給可能な電力を上回る電力を供給可能な場合 には、外気温度５～33℃の範囲での最大電力を契約最大電力といたします。 (*3)所内消費電力とは、応札いただく発電設備において、発電のために必要となる補機 等の所要電力をいい、そのうち発電機運転中の所内電力を運転中所内電力といいま す。 (*4)自家消費とは、発電電力から所内電力を除いた電力のうち、たとえば自社の工場で の生産のために使用するなど、発電所（需要場所）構内で最終消費される電力をいい ます。 (*5) ・ 当社への卸供給以外の卸売供給電力とは、応札者が特定規模電気事業者（以下「新 電力」といいます）や一般社団法人日本卸電力取引所（以下「ＪＥＰＸ」といい ます）等へ卸売供給（併売）等をする電力をいいます。 ・ 当社への卸供給以外の卸売供給電力の供給先は、応札者が自由に選択することが できます。 (*6)当社以外の一般電気事業者の系統に連系する場合は、発電設備を連系する一般電気 事業者ならびに送電経路上の一般電気事業者（以下「関連一般電気事業者」といいま す）にご確認ください。 - 7 - 要 綱 (2) 夏季出力 夏季出力は、『本章（1）契約最大電力』の算定式のうち、該当する算定式 にもとづき、外気温度３３℃の条件で算定した出力値といたします。 (3) 年間利用率・年間契約基準利用率 年間利用率は、下式により算定するものといたします。 年間利用率 ＝ 年間供給可能電力量（*7） ÷（契約最大電力 × ２４時間 × ３６５日） 年間契約基準利用率は、応札者が想定した、契約供給期間（*8）中の各年 度の年間利用率の平均値をもとに、『第２章（3）募集する電源タイプ』の 範囲で応札者に設定いただく値といたします。 ・ 年間利用率および年間契約基準利用率の単位は１％といたします。 ・ 特定期間（*9）の年間利用率の平均が年間契約基準利用率を下回ることが ないように設定いただく必要があります。 (4) 年間供給可能電力量 応札いただく発電設備の停止計画（*10）および標準的な運転パターンにも とづき算定された当該年度に供給が可能な電力量を「年間供給可能電力量」 といいます。 ・ 年間供給可能電力量の算定にあたり、ガスタービンの場合の外気温度の影 響や、自治体との環境協定等による運転制約による発電電力量の低下を考 慮したものといたします。 - 8 - 備 考 (*7) ・ 年間供給可能電力量については、『本章（4）年間供給可能電力量』を参照してく ださい。 ・ 受給開始後の年間供給可能電力量は、毎年度ご提出いただく停止計画等にもと づき当社にて算定いたしますが、応札にあたっての契約供給期間における年間 供給可能電力量（平均値）は、応札者により想定いただく必要があります。 ・ 受給開始後の年間供給可能電力量の算定等については、『第８章(6) 年間供給 可能電力量の算定』を参照してください。 (*8)契約供給期間については、『第２章（4）契約供給期間』を参照してください。 (*9)特定期間については、『本章（7）特定期間』を参照してください。 (*10)停止計画については、『本章（5）停止計画』を参照してください。 - 9 - 要 綱 (5) 停止計画 停止計画とは、応札者が実施する点検等の年間計画をいい、次の事項を遵守し、 応札者が設定するものといたします。 a． 点検等の時期は、夏季および冬季を除く時期に設定すること（*11）。 b． 定検を実施する時期は、前回定検の実施日から法令で定める期間をできる限り 活用して設定し、契約供給期間中の定検による停止期間の短縮に努めること。 c． クリンカ落としなど、定期的に必要な設備都合による作業停止または出力抑制 が通年にわたり必要な場合、夏季および冬季については平日を除く日に設定す ること（*12）。 d． 点検等の期間は、できる限り短縮に努めること。 e． 下記による特定期間毎に、年間供給可能電力量の平均値が年間契約基準電力量 を下回らないこと。 (6) 標準的な運転パターン 標準的な運転パターンは『（別紙６）標準的な運転パターン』のとおりとい たします。 (7) 特定期間 特定期間は４年間毎の期間とし、最終の特定期間が４年未満となる場合は、 （例） 当該４年未満の期間または最終の特定期間とその直前の特定期間をまとめた 期間とします。ただし、落札後の協議により特定期間の単位を短くすること も可能といたします。この場合、最終特定期間以外の各特定期間の年数は同 一としていただきます。（*13） (8) 年間契約基準電力量 年間契約基準電力量は、年間契約基準利用率にもとづき下式により算定された 電力量といたします。 年間契約基準電力量 ＝ 契約最大電力 × ２４時間 × ３６５日 × 年間契約基準利用率 - 10 - 備 考 (*11) ・ 点検等とは、定期自主検査または定期検査（以下「定検」といいます）およびク リンカ落としなど、定期的に必要な設備都合による作業停止または出力抑制を指 します。 ・ 夏季とは、７月から９月までとし、冬季とは、12月から２月までといたします。 ・ 実際の電力受給にあっては、事前の協議により当社が認めた場合に限り、夏季ま たは冬季に点検等を設定することも可能といたしますが、応札時の想定にあたっ ては左記のとおりとして設定してください。 ・ 受給開始後の停止計画については、『第８章（4）停止計画の策定』を参照してく ださい。 (*12) ・ 平日とは次の日を除いた日をいいます。 土曜日、日曜日、「国民の祝日に関する法律」に規定する休日、１月２日、 １月３日、４月30日、５月１日、５月２日、12月30日および12月31日 ・ 実際の電力受給にあっては、事前の協議により当社が認めた場合に限り、夏季ま たは冬季の平日に設定することも可能といたしますが、応札にあたっては左記の とおりとして設定してください。 (*13)契約供給期間が15年間の場合の特定期間のイメージは次のとおりです。 第１期間：第１年度から第４年度までの４年間 第２期間：第５年度から第８年度までの４年間 第３期間：第９年度から第12年度までの４年間 第４期間：第13年度から第15年度までの３年間 （第４期間を第３期間と合算する場合は、第３期間として「第９年度から第15年 度までの７年間」となります） - 11 - 要 第４章 綱 応札にあたり満たすべき条件 応札いただく発電設備については、契約供給期間を通じて安定的に運転できる設 備であることを前提とし、以下の条件を満たしていただく必要があります。 (1) 入札価格 入札価格は電源対応とし、これに応札者があらかじめ知ることができるＣ Ｏ ２ 対策コスト（当社が最終的な二酸化炭素排出係数の調整を行う場合） および需要地近接性評価（評価対象の場合）を加算・減算して得た判定価 格が、上限価格を下回るものといたします。（*1） なお、今回募集において、当社は上限価格を非公表といたします。このた め、この条件の適否については、募集締切後に、評価の過程で当社が判定 をいたします。 ・ 当社は募集締切日の１営業日前日までに火力電源入札ワーキンググループに上 限価格を報告いたします。 ・ また、当社は上限価格の厳正な情報管理を行い、特に当社火力発電部門との情 報遮断を徹底いたします。 (2) 技術的信頼性 応札者が発電実績を有すること、または発電実績を有する者の技術的支援 等により、電力供給を継続的に行ううえでの技術的信頼性が確保されてい ることといたします。（*2） (3) 利用率変動許容性 年間通告電力量（*3）から、契約最大電力に８，７６０時間を乗じて得た 電力量の±１０％の範囲で調整可能であることとします。（*4） - 12 - 備 考 (*1)上限価格と判定価格の関係 上限価格 ＝ 発電単価 ＋ 電源線工事費 ＋ ＣＯ２対策コスト （特定負担分） 比 較 ＣＯ２対策コスト＊2 ＋ 需要地近接性評 入札価格＊1 価＊3 － 判定価格 ＝ （１－事業税＊4） *1 応札者が二酸化炭素排出係数の調整を行う場合は入札価格に二酸化炭素対策 コストを含めて算定してください *2 入札価格にＣＯ２対策コストが含まれていない場合（当社が評価上加減算） *3 需要地近接性評価対象の場合 *4 事業税率は、上限価格の算定に用いる税率（1.282%）といたします ・ 入札価格の具体的内容については、『第５章 入札価格の算定方法』を参照し てください。 ・ ＣＯ ２ 対策コスト、需要地近接性評価および事業税率の具体的内容については、 『第７章 評価の方法および落札者の決定』を参照してください。 (*2)技術的信頼性の確保については、入札書類『（様式20）火力発電設備の運転実績に ついて』により確認いたします。 (*3)年間通告電力量については、『第８章（7）①年間通告電力量』を参照してくださ い。 (*4)具体的な運用については、『第８章（7）③変更通告』を参照してください。 - 13 - 要 綱 (4) 遵守すべき基準 応札にあたっては、電気事業法、計量法および環境関係諸法令（大気汚染 防止法、環境影響評価法等）等の発電事業に関連する諸法令（政令、省令、 技術基準等を含む）を遵守していただきます。（*5） ・ 発電設備・受電設備の技術要件については、「電気設備に関する技術基準を定 める省令」、「電気設備の技術基準の解釈」、「発電用火力設備に関する技術 基準を定める省令」および「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライ ン」に従っていただきます。 ・ 環境影響評価においては、新たに設置される発電設備のＣＯ ２ 排出に関し、適 用可能な最善の技術（ＢＡＴ:Best Available Technology）の適用が条件とさ れています。 具体的には、経済産業省および環境省が平成25年４月25日付「東京電力の火力 電源入札に関する関係局長会議取りまとめ」により整理し公表した、『（別紙 ７）ＢＡＴの参考表（暫定版）【平成25年４月時点】』において、「（Ａ）経 済性・信頼性において問題なく商用プラントとして既に運転開始している最新 鋭の発電技術」に区分されている発電技術以上のものとしてください。(*6） （注）『（別紙７）ＢＡＴの参考表（暫定版）【平成25年４月時点】』について 平成26年３月20日付けで経済産業省・環境省から、「最新鋭の発電技術の商 用化及び開発状況（ＢＡＴの参考表）に関する意見募集（パブリックコメン ト）」が行われており、近く見直しが行われる見込みです。 この要綱が中立的機関でのご審議を経て確定する時点で、ＢＡＴ参考表の 見直しが行われている場合は、『（別紙７）ＢＡＴの参考表（暫定版）【平 成25年４月時点】』をその見直し後のＢＡＴの参考表に変更いたします。 - 14 - 備 考 (*5) ・ 応札いただく発電設備の仕様については、『（様式３）発電設備の仕様』をご 提出ください。 ・ 当社ホームページに掲載の「系統連系技術要件【託送供給約款別冊】」、「流通設 備計画ルール」、「系統アクセスルール［特別高圧版］」、「系統アクセスルール ［高圧版］」を参照してください。 （約款・要綱） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/yakkan-j.html （送配電系統利用に関するルール） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/rule-j.html (*6) ・ 環境影響評価における評価項目については、以下、経済産業省のホームページを参 照してください。 《環境影響評価の手引》 http://www.meti.go.jp/policy/safety_security/industrial_safety/sangyo /electric/detail/tebiki.html ・ 「東京電力の火力電源入札に関する関係局長会議取りまとめ」において、環境影響 評価においてはＢＡＴ参考表の「（Ｂ）商用プラントとして着工済みの発電技術及 び商用プラントとしての採用が決定し環境アセスメント手続きに入っている発電 技術」についても採用の可能性を検討したうえで（Ａ）以上とするよう努めること とされており、また国はその検討の内容を確認することにより審査を行うこととさ れている点にご留意ください。 ＜（参考）当社の自主的取り組みについて＞ 『「東京電力の火力電源入札に関する関係局長級会議 取りまとめ」について（平成 25年４月26日）』より抜粋 ・ 国のＣＯ２排出削減の目標・計画との整合については、今後、「取りまとめ」 に示されている電力業界全体の枠組みが構築された場合は、当社としてその枠 組みに遅滞なく参加してまいります。 ・ 上記枠組みが構築されるまでは、入札結果として採用される電源のＣＯ ２ 排 出量が従来型ＬＮＧ火力を超過する純増分については、国におけるＣＤＭや 二国間クレジットの取得に係わる枠組みの整備、および十分な量のオフセッ トクレジットの取得環境の整備を踏まえつつ、これらの枠組みを自主的な取 り組みとして積極的に活用するなど、環境保全措置を講じていきます。 - 15 - 要 綱 ・ 耐震設計については、資源エネルギー庁が公表した「電気設備防災対策検討 会報告（耐震性関係）（平成７年11月24日）」に示される電気設備の耐震性確 保の考え方にもとづくものとし（*7）、設計方法については、JEAC3605-2009 「火力発電所の耐震設計規程（平成22年３月、社団法人日本電気協会）」に準 拠するものとし、設計においては、以下の条件を反映するものといたします。 －ボイラ支持鉄構、蒸気タービン・ガスタービン架台、発電所本館、開閉所建 屋、煙突の耐震設計は動的解析法を用いることとし、動的解析に用いる入力 地震動としては、設備の重要性や損傷による社会的な影響などを考慮し、レ ベル１地震動、レベル２地震動を採用した２段階の設計を行うこと。 －液化ガス用燃料設備の機器類の耐震設計において考慮すべき地震動につい ては、重要度分類によりレベル１地震動、レベル２地震動の２段階で設計す ること。 －燃料供給設備においても、全体システムとして著しい供給支障をきたさな いよう耐震性を確保すること。 －設計に用いるレベル２地震動については、国・自治体等の公的機関（たと えば、中央防災会議、地震調査研究推進本部など）が公表している情報を踏 まえ、立地点における設計設備に影響が最も大きいものを少なくとも１つ以 上含めること。 ・ 津波対策については、「総合資源エネルギー調査会原子力安全・保安部会電力 安全小委員会電気設備地震対策ワーキンググループ報告書（平成24年３月）」 （*8）において示された「電気設備の津波への対応の基本的な考え方」および 「電気設備の津波対策」にもとづいた対策を行うものといたします。 対策検討に用いる頻度の高い津波及び最大クラスの津波については、国・自 治体等の公的機関（たとえば、中央防災会議、地震調査研究推進本部など）が 公表している情報を踏まえ、立地点における影響が最も大きいものを設定する ものといたします。 - 16 - 備 考 (*7) ・ 「電気設備防災対策検討会」は、資源エネルギー庁により平成７年３月から開催 された検討会であり、その報告は「地震に強い電気設備のために（平成８年３月、 資源エネルギー庁編）」に掲載されております。 ・ 「電気設備防災対策検討会報告（耐震性関係）」で示される耐震性確保の考え方 は、下表のとおりです。 表 電気設備の耐震性区分と確保すべき耐震性 耐震性区分 区分Ⅰ 区分Ⅱ 電気設備の区分 ダム、LNG地上式タンク、 LNG地下式タンク、油タンク （一旦機能喪失した場合に人命に重大な 影響を与える可能性のある電気設備） 発電所建屋、タービン、ボイラー、 変電設備、送電設備、配電設備、 給電所、電力保安通信設備 等 （区分Ｉ以外の電気設備） 一般的な地震動※1 に際し、 高レベルの地震動※2 に際しても、 個々の設備毎に機能に重大な支障が生じないこと 人命に重大な影響を与えないこと 著しい（長期的かつ広範囲）供給支障が 生じないよう、代替性の確保、多重化等 により総合的にシステムの機能が確保さ れること ※1 : 供用期間中に1～2度程度発生する確率を持つ一般的な地震動 ※2 : 発生確率は低いが直下型地震又は海溝型巨大地震に起因する更に高レベルの地震動 (*8)「総合資源エネルギー調査会原子力安全・保安部会電力安全小委員会電気設備地 震対策ワーキンググループ報告書」については、経済産業省ホームページ上の下 記アドレスに掲載されております。 （総合資源エネルギー調査会原子力安全・保安部会電力安全小委員会電気設備地震対策ワーキンググループ報告書） http://www.meti.go.jp/policy/safety_security/industrial_safety/shingikai/120/8/120_8_index.html - 17 - 要 綱 (5) 系統アクセス 応札者の発電設備を一般電気事業者の供給設備に連系する場合（増出力等で 連系内容を変更する場合を含む）、連系する供給設備を維持・運用する一般 電気事業者の送配電部門との間で、系統連系設備の新たな施設または変更に 関する接続検討（応札者側に必要な対策の検討を含む。以下「接続検討」と いいます）をしていただき、当該発電設備の建設試運転に必要な期間を考慮 したうえで供給開始希望年月までに系統連系が可能な見込みであることが必 要です。（*9） また、電源線等工事費（特定負担分）は応札者にご負担いただく費用とな りますので、連系する供給設備を維持・運用する一般電気事業者の送配電部 門から接続検討結果として回答される系統アクセス工事費用のうち、工事 費負担金概算額については、入札に対応する金額を入札価格に算入してく ださい。（*10） なお、応札にあたっては、接続検討完了の後、応札にともなう系統連系に 関する申込み（以下「接続供給申込（入札時暫定）」といいます）をして いただき、連系する供給設備を維持・運用する一般電気事業者の送配電部門 が発行する『接続供給申込（入札時暫定）受領書』を入札書類として添付し てください。 ①当社系統に直接連系する場合 ａ．接続検討・接続供給申込（入札時暫定）のお問い合わせ・お手続き（*11） ・ 当社ネットワークサービスセンター（以下「当社ＮＳＣ」といいます）と の間でお手続きをお願いいたします。 ・ 具体的なお手続きについては、『（別紙２）系統アクセスに関する手続き等 の流れ』または当社ホームページを参照してください。 - 18 - 備 考 (*9)当社系統情報については、当社ホームページ上の下記アドレスに掲載されておりま す。ご不明な点につきましては、当社ＮＳＣへお問い合わせください。 （当社における系統情報について） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/yuudo-j.html (*10)入札価格への算入については『第５章（1）②電源線等工事費・電源線等以外工事 費の扱い』を参照してください。 (*11) （ネットワークサービスセンターのご案内） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/wsc2-j.html （事業開始までの概要フロー） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/flow-j.html - 19 - 要 綱 ｂ．留意事項 ・ 当社ＮＳＣは、本検討を「系統アクセスルール」にもとづき行うものとし、 具体的な手続き取扱いについては、当社託送供給約款による受電側接続検討 に準じて実施いたします。（*12） ・ 既に系統連系している発電設備、既に接続供給申込を行っている発電設備 についても、応札にあたっては改めて当社ＮＳＣへの接続検討申込みが 必要です。（*13） ・ 接続検討には、原則、申込みから３か月が必要です。応札締切から３ヶ月を 切ってお申し込みを頂いた場合、応札締切までに検討結果を回答できない場 合がありますので、お早めにお申し込みください。 ・ 接続検討に際しては、原則として、当該事業者以外の新規連系の応札予定者 は連系していない条件で、当該事業者が連系するための所要額を回答してお りますが、同一系統に複数の事業者が応札する等により新たな設備対策が必 要となる場合は、応札締切後、工事費負担金概算額（電源線等工事費（特 定負担分））および電源線等以外工事費（一般負担分）の再算定を行いま すので、あらかじめご了承ください。（*14） ・ 接続供給申込（入札時暫定）は、落札した場合に有効となり、当社ＮＳ Ｃと落札者（発電設備に対し複数の落札者が存在する場合は代表者）と の間で、系統アクセス工事に関する契約締結（損害実費弁償契約、工事 費負担金契約等）が別途必要になります。 - 20 - 備 考 (*12)当社の「託送供給約款」、「系統アクセスルール［特別高圧版］」または、「系 統アクセスルール［高圧版］」は、当社ホームページ上の下記アドレスに掲載され ております。ご不明な点につきましては、当社ＮＳＣへお問い合わせください。 （約款・要綱） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/yakkan-j.html （送配電系統利用に関するルール） http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/rule-j.html (*13) ・ 既に系統連系している発電設備については、運転パターン変更による系統増強の 確認、計量器の取替有無の確認等を行うため、当社ＮＳＣへの接続検討申込みが 必要です。 ・ 既に接続供給申込を行っている発電設備については、入札価格に算入するため の工事費負担金概算額（電源線等工事費（特定負担分））、評価価格に算入す るための電源線等以外工事費（一般負担分）の確認を行うため、当社ＮＳＣへの 接続検討申込みが必要です。 (*14) ・ 工事費負担金概算額（電源線等工事費（特定負担分））および電源線等以外工事 費（一般負担分）の再算定を行った場合、『第７章 評価の方法および落札者の決 定』において、入札価格の調整をさせていただきます。 ・ 応札締切日から落札者の決定までの間は、応札者の電源設備の系統アクセス工事 費用を算定する作業を行うため、応札者以外の者からの接続検討の依頼や接続供 給申込みに対して、これを優先させることといたします。 - 21 - 要 綱 ②当社以外の一般電気事業者の系統に連系する場合 a. 接続検討・接続供給申込（入札時暫定）のお問い合わせ・お手続き（*15） ・ 発電設備を連系する一般電気事業者との間でお手続きをお願いいたします。 b. 一般電気事業者間の連系線等（以下「連系線等」といいます）の利用について ・ 当社以外の一般電気事業者の系統に連系する場合、一般社団法人電力系統利 用協議会（以下「ＥＳＣＪ」といいます）が策定した電力系統利用協議会ル ール（以下「ＥＳＣＪルール」といいます）にもとづき、当社は落札者決定 後、関連一般電気事業者に対して、振替供給（中継振替）の接続検討申込、 振替供給（中継振替）申込など連系線等の利用に関する手続きを行います。 ｃ．留意事項 ・ 上記の連系線等の利用に関する手続きのなかで行われる送電可否判定の結 果、送電不可であった場合落札は取消となりますので、事前に連系線等の 空き状況（*16）をご確認ください。 (6) 契約最大電力の下限 契約最大電力は、１，０００キロワット以上で設定していただきます。 ・ 連系線等を利用する場合、関連一般電気事業者の託送供給約款等ならびにＥＳ ＣＪルール（*17）を考慮して契約最大電力を設定してください。 - 22 - 備 考 (*15)当社以外の一般電気事業者とのお手続きの前に当社ＮＳＣへご相談ください。接 続検討申込および振替供給申込またはこれに準ずる手続きの流れ等についてご説明 いたします。 (*16)連系線等空き状況については、当社ＮＳＣへご相談ください。ご相談いただいた 時点における対象年度の連系線等の空き状況についてご説明いたします。 (*17)ＥＳＣＪルールは、ＥＳＣＪのホームページから入手可能です。 - 23 - 要 綱 (7) 周波数調整機能および需給運用への参加 今後の再生可能エネルギーの大量導入への対応等を踏まえ、周波数調整力確 保の観点から、発電設備出力１０万キロワット以上のガスタービンコンバイ ンドサイクル発電設備については、基本仕様である周波数調整機能を有する ものとしていただきます。 なお、需給運用への参加については別途協議とさせていただきます。 ① 発電設備の周波数調整機能に対する要求性能等（*18） ・ 発電設備の周波数調整機能に対する要求性能等の設備設計に必要な詳細条 件については、落札者決定後、別途協議させていただきます。 ② 需給運用方法、電力量料金算定方法および需給運用参加に伴う対価等の扱い ・ 具体的な需給運用方法、電力量料金算定方法および需給運用参加により発生 する効率低下、機会損失、対価等（固定費分含む）の扱いについては、電力 システム改革の制度設計が示された後に別途協議させていただきます。 ③ この入札における扱い ・ 周波数調整機能および需給運用への参加については、この入札の評価対象外 とします。 ・ ②の内容について、落札後、電力受給契約書とは別に契約を締結するものと いたします。 - 24 - 備 考 (*18)周波数調整機能に対する発電設備の要求性能は、『（別紙５）発電設備の周波 数調整機能に対する要求性能』を参照してください。 - 25 - 要 第５章 綱 入札価格の算定方法 入札価格は、年度ごとの費用の合計を契約供給期間で均等化した単価を算 定してください。（*1） ・ 入札価格の算定にあたっては、『(様式８)入札価格計算書』を下記の順に従 って作成してください。なお、具体的算定方法については、『(補足資料１) 入札価格計算書・合成比率と適用エスカレーション率の算定書記入例』を参 考にしてください。 (1) 各年度の費用の算定 ①算定費目の区分 各年度の費用は、以下の区分により算定してください。可変費は年間契約基 準電力量にもとづき算定するものとし、契約供給期間にわたり毎年度同額と してください（*2）。 固定費 資本費、運転維持費 可変費 燃料本体費（*3）、燃料関係諸経費 ・ 低廉な電気料金の実現のため、当社は電力需給状況等に応じて電源を効率的に 運用する必要があるため、応札いただく発電設備についても、入札条件の範囲 で最大限経済性等を考慮した通告運用を行います（*4）ので、入札価格の算定 にあたっては、固定費と可変費の配分は可能な限り実際のコストにもとづくよ う設定してください。 - 26 - 備 考 (*1) ・ 消費税等相当額は、外税方式によりお支払いいたしますので、入札価格に算入し ないでください。 ・ 事業税相当額の取扱いについては、次の（ⅰ）（ⅱ）のいずれかとしていただき ます。応札時に選択いただいた事業税相当額の取扱いは、入札締切以降、変更が 出来ませんので、あらかじめ税務当局へ確認する等、慎重な対応をお願いいたし ます。 （ⅰ）収入課税の場合は、供給開始後の料金支払い時に事業税相当額を加算いたし ますので、入札価格には算入しないでください。 （ⅱ）所得課税の場合は、入札価格の中に事業税相当額を含めて算定してください。 (*2) ・ 実際の供給開始月が４月でない場合も、初年度の金額は年度値（４月から翌年３ 月）として算定してください。 ・ 落札後、 「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」 におけるバイオマスをエネルギー源とした再生可能エネルギー発電設備として の認定を受ける場合は、別途同法における特定契約を締結するとともに、当社へ の卸供給（入札分）に係る必要な事項について協議のうえ、定めるものといたし ます。 (*3) ・ 昨今における複数の軽質ＬＮＧの導入計画発表を踏まえ、軽質ＬＮＧの導入効果 （安価な軽質ＬＮＧの導入、重質ＬＮＧ価格フォーミュラの見直し）を反映でき るように、指標として米国天然ガスを採用することといたしました。 ・ 燃料本体費は、2013年１月から同年12月の燃料価格および為替レートの平均値を もとに算定してください。基準となる燃料価格および為替レートは以下のとおり です。 《基準となる燃料価格および為替レート》 －石 炭 …… 10,793円/ｔ －原 油 …… 67,272円/kl －米国天然ガス …… 3.652＄/MMBtu（液化・輸送・再気化コストを除く） －為 替 レ ー ト …… 96.76円/$ ※詳細は、 『（別紙８）基準となる燃料価格および為替レート』を参照してく ださい。 ※上限価格の燃料費も上記の価格を基準として算定いたします。 (*4)当社の通告運用については、『第４章（3）利用率変動許容性 』、『第８章（7） 通告運用』を参照してください。 - 27 - 要 綱 ②電源線等工事費・電源線等以外工事費の扱い 連系する一般電気事業者の送配電部門の接続検討により回答された系統アク セス費用のうち、電源線等工事費（特定負担分）については、資本費として 入札価格に含めて算定し、入札価格計算書に再掲してください。（*5） ・ 連系する一般電気事業者の送配電部門の接続検討により回答された系統アク セス費用のうち、電源線等以外工事費（一般負担分）については、入札価格の 算定には含めないでください。（*6） ③発電設備停止中の所内電力の扱い 発電設備停止中の所内電力については、当社または新電力等からの購入等 により、自ら調達していただきますので、その想定費用を入札価格に含め てください。（*7） - 28 - 備 考 (*5) ・ 併売を行う場合など、発電設備の出力の一部による入札の場合の電源線等工事費 については、当該発電設備を連系する一般電気事業者の送配電部門の接続検討に より算定された工事費負担金概算額にもとづき、契約最大電力比按分等により算 定してください。 ・ アグリゲーションによる場合の電源線等工事費については、対象とする電源の電 源線等工事費の合計金額としてください。 (*6)電源線等以外工事費については、評価過程において当社が別途加算いたします（評 価過程のみに適用いたします）。詳細は、『第７章 評価の方法および落札者の決定』 を参照してください。 (*7)発電設備停止中の所内電力について、入札する発電設備からの発生電力量と相殺 処理をすることはできません。 - 29 - 要 綱 ④二酸化炭素排出係数の扱い 応札いただく発電設備の二酸化炭素排出係数（*8）については、当社が指定 する基準排出係数（0.000550t-CO２/kWh（*9））以下としていただきます。 (ⅰ) 応札いただく発電設備の二酸化炭素排出係数が、基準排出係数を上回る 場合、調整方法を(イ)または(ロ)から選択してください（*10）。 (イ)当社が二酸化炭素排出係数の調整を実施 入札価格 (入札書に記載する単価) ＝ 発電単価 ＋ 電源線等工事費 (特定負担分) ・ 当社が最終的な二酸化炭素排出係数の調整を一体的に行いますので、 入札価格にＣＯ２対策コストを算入いただく必要はありません（*11）。 (ロ)応札者が二酸化炭素排出係数の調整を実施 入札価格 (入札書に記載する単価) ＝ 発電単価 ＋ 電源線等工事費 (特定負担分) ＋ ＣＯ２対策コスト ・ 応札者が炭素クレジットの調達等により、応札いただく発電設備の二 酸化炭素排出係数を基準排出係数以下に調整していただきますので、 応札者が炭素クレジットを調達するための費用を入札価格に含めて ください。 (ⅱ) 応札いただく発電設備の二酸化炭素排出係数が、基準排出係数を下回る 場合の入札価格は、以下のとおりとしてください（*12）。 入札価格 (入札書に記載する単価) ＝ 発電単価 ＋ - 30 - 電源線等工事費 (特定負担分) 備 考 (*8) 『（様式11の１）二酸化炭素排出係数算定書』を提出してください。 (*9)0.000550t-CO２/kWh：地球温暖化対策の推進に関する法律（温対法）にもとづく政 府及び地方公共団体実行計画における温室効果ガス総排出 量算定に用いる代替値（平成24年度実績値） (*10)『（様式７）二酸化炭素排出係数の調整方法について』を提出してください。 (*11)当社は入札書類『（様式11の１）二酸化炭素排出係数算定書』の「排出係数（e）」 と基準排出係数との差異に対し、炭素クレジットの想定価格を乗じたＣＯ２対策コス トを入札価格に加算して価格評価いたします（評価過程のみに適用いたします）。 具体的な評価については、『第７章 評価の方法および落札者の決定』を参照してく ださい。 (*12)当社は入札書類『（様式11の１）二酸化炭素排出係数算定書』の「排出係数（e）」 と基準排出係数との差異に対し、炭素クレジットの想定価格を乗じたＣＯ２対策コス トを入札価格から減算して価格評価いたします（評価過程のみに適用いたします）。 具体的な評価については、『第７章 評価の方法および落札者の決定』を参照してく ださい。 - 31 - 要 綱 ⑤エスカレーション 入札価格の算定において、『本章（1）①算定費目の区分』のうち、運転維持 費に適用するエスカレーション率は、一律０％としてください。 燃料本体費に適用するエスカレーション率は、使用する燃料に応じた指標の エスカレーション率の合成によってください（*13）。 燃料関係諸経費に適用するエスカレーション率は、一律０％としてください。 適用する指標の合成比率については、可能な限り実態に即して設定し、 『（様 式９）合成比率と適用エスカレーション率の算定書』により提出してくだ さい。（*14） （ｉ）運転維持費に適用する合成比率 ・ 一人あたり雇用者報酬指数（ＣＥＩ）、企業物価指数（ＣＧＰＩ）、消費 者物価指数（ＣＰＩ）、変動なしの４つの指標から、適用する費用の割 合により合成比率を算定してください（*15）。 ・ 将来の一人あたり雇用者報酬指数（ＣＥＩ）、企業物価指数（ＣＧＰＩ）、 消費者物価指数（ＣＰＩ）について、過去の実績によって見通すことがで きないため、入札価格の算定にあたって、運転維持費に適用するエスカレ ーション率は、一律０％といたします（*16）。 - 32 - 備 考 (*13)応札者が設定する供給開始時期にかかわらず、平成32年度（2020年度）供給開 始ベースにエスカレーション補正して入札価格を算定していただきます。具体的 には、『第７章（1）応札にあたり満たすべき条件への適合の確認』を参照してく ださい。 (*14) ・ 具体的な合成比率の設定方法については、『（補足資料１の３）合成比率と適用 エスカレーション率の算定書記入例』を参照してください。 ・ 受給開始後の受給料金は、エスカレーション調整を行いますので、運転維持費お よび燃料関係諸経費についても、入札書類『（様式９）合成比率と適用エスカレ ーション率の算定書』により合成比率を提出してください。具体的には、『第８ 章（9）受給料金』を参照してください。 (*15) ・ 一人あたり雇用者報酬指数は、 「国民経済生産」（内閣府）で公表する雇用者報酬 の年度値と、「労働力調査」（総務省統計局）で公表する雇用者数の年度平均値に よります。 ・ 企業物価指数（ＣＧＰＩ）は、「企業物価指数」（日本銀行）で公表する国内企 業物価指数の年度平均値によります。 ・ 消費者物価指数（ＣＰＩ）は、「消費者物価指数」（総務省統計局）で公表する 総合指数（全国）の年度平均値によります。 (*16)一人あたり雇用者報酬指数（ＣＥＩ）、企業物価指数（ＣＧＰＩ）、消費者物価 指数（ＣＰＩ）の過去の実績は、『（別紙９）エスカレーション率の根拠』を参照 してください。 - 33 - 要 綱 （ⅱ）燃料本体費に適用する合成比率とエスカレーション率 ・ 以下の３つの指標から、適用する費用の割合により合成比率を算定し、 その合成比率（*17）により適用するエスカレーション率を算定してくだ さい。 ・ エスカレーションの基準は、2013年（暦年）としてください。 2020年度まで 2020年度以降 石炭 4.5％/年 0.5％/年 原油 1.9％/年 1.3％/年 米国天然ガス 5.7％/年 1.9％/年 （ⅲ）燃料関係諸経費に適用する合成比率 ・ 一人あたり雇用者報酬指数（ＣＥＩ）、企業物価指数（ＣＧＰＩ）、消費 者物価指数（ＣＰＩ）、為替レート、変動なしの５つの指標から、適用す る費用の割合により合成比率を算定してください（*18）。 ・ 将来の一人あたり雇用者報酬指数（ＣＥＩ）、企業物価指数（ＣＧＰＩ）、 消費者物価指数（ＣＰＩ）について、過去の実績によって見通すことが できないため、入札価格の算定にあたって、燃料関係諸経費に適用する エスカレーション率は、一律０％といたします（*19）。 - 34 - 備 考 （*17） ・ 燃料本体費に適用する合成比率は、使用する燃料の価格変動に応じた調整とする ため、下記に従って、使用燃料に対応した指標を採用してください。ただし、Ｌ ＮＧ、ＬＰＧ、都市ガス、天然ガス（以下「ＬＮＧ等」といいます）を使用燃料 とする場合、採用する指標は、米国天然ガス、原油から選択または合成していた だきます。この場合、指標はＬＮＧ等のＣＩＦベースではないため、ＬＮＧ等の 調達費用について、米国天然ガス、原油の指標に直接連動する費用と、直接連動 しない費用に区分し、このうち、米国天然ガス、原油の指標に直接連動する費用 を、燃料本体費としてください。 （使用燃料） （採用指標） 石炭、コークス ………………………………… 石炭 原油、重油、軽油、灯油 ……………………… 原油 ＬＮＧ、ＬＰＧ、都市ガス、天然ガス ……… 米国天然ガス、原油から選択ま たは合成 その他（副生ガス、残渣油等） ……………… 使用燃料の調達価格決定方式を 踏まえ、石炭、原油、米国天然 ガスから選択または合成 ・ 左記のエスカレーション率は、国 際エネルギー機関（ＩＥＡ）が発行した 『ＷＥＯ2013年版（World Energy Outlook2013）』の将来価格想定にもとづき算 定しております。詳細は、『（別紙９）１．燃料価格のエスカレーション率』を 参照してください。 （*18） ・ 受給開始後の受給料金は、エスカレーション調整を行いますので、燃料関係諸経 費についても、入札書類『（様式９）合成比率と適用エスカレーション率の算定 書』により合成比率を提出してください。具体的には、『第８章（9）受給料金』 を参照してください。 ・ 燃料関係諸経費は、例えば石油石炭税等、電力量に応じて費用が増減するものの、 燃料本体価格の変動には連動しない費用としてください。なお、使用燃料が燃料 本体費に適用する指標に連動しない場合は、燃料関係諸経費に含めてください。 ・ ＬＮＧ等を使用燃料とする場合、燃料本体費としなかった費用は、燃料関係諸経 費に含めてください。 (*19)一人あたり雇用者報酬指数（ＣＥＩ）、企業物価指数（ＣＧＰＩ）、消費者物価 指数（ＣＰＩ）の過去の実績は、『（別紙９）エスカレーション率の根拠』を参照 してください。 - 35 - 要 綱 (2) 現在価値の算定 (１)により算定した各年度の費用に、複利現価係数を乗じて供給開始時点の価 １ 値に換算してください。割引率は、２.９％としてください。 ・ 複利現価係数は､小数点以下第６位を四捨五入した次の値としてください（*20）｡ 年数 複利現価係数 年数 複利現価係数 供給開始年度 ０．９７１８２ ９年目 ０．７７３１５ ２年目 ０．９４４４３ 10年目 ０．７５１３６ ３年目 ０．９１７８１ 11年目 ０．７３０１８ ４年目 ０．８９１９５ 12年目 ０．７０９６０ ５年目 ０．８６６８１ 13年目 ０．６８９６０ ６年目 ０．８４２３８ 14年目 ０．６７０１７ ７年目 ０．８１８６４ 15年目 ０．６５１２８ ８年目 ０．７９５５７ (3) 入札価格の算定 (２)により算定した各年度の現在価値の合計に資本回収係数（*21）を乗じて 得た均等化年経費を、年間契約基準電力量で除して入札価格（円/kWh）を算 定してください。 資本回収の年数は契約供給期間とし、資本回収係数の割引率は、２．９％と してください。 ・ 資本回収係数は、小数点以下第６位を四捨五入した値としてください。 ・ 入札価格は銭単位とし、端数は四捨五入してください。 ・ ここで算定した入札価格を『（様式１）入札書』に記載してください。 - 36 - 備 考 (*20)複利現価係数 ＝（１＋ｉ） －ｙ ※ｙ；供給開始年度からの経過年数 ｉ；割引率（２．９％） (*21) ｉ×（１＋ｉ）n ・ 資本回収係数 ＝ （１＋ｉ）n － １ ※ｎ；契約供給期間（年） ｉ；割引率（２．９％） ・ 契約供給期間が15年の場合、資本回収係数は、０．０８３１６となります｡ ・ 契約供給期間が15年以外の場合の資本回収係数は、上記算定式より応札者にて算 定してください（小数点以下第６位を四捨五入した値としてください）。 - 37 - 要 第６章 綱 応募方法 下記により、必要な書類を募集期日までに当社にご提出ください。 (1) 入札書の提出 ①提出書類 ： 『（様式1）入札書』および添付書類（*1） ②提出方法 ： １案件ごとに入札書類を封筒に入れ、封緘、封印のうえ持参し てください（*2）。 当社は受領証を発行いたしますので、持参者は本人の印鑑(認印 で可)をお持ちください。 ③提 出 先 ： 千代田区内幸町１－１－３ 東京電力(株) 電力契約部 ④募集期間 ： カスタマーサービス・カンパニー 電力購入グループ 平成26年６月下旬以降～平成26年12月目途 （受付開始時に別途お知らせいたします。） ⑤提出部数 ： １部 ⑥入札を無効 ： ・記名捺印のないもの とするもの ・入札価格を訂正したもの ・意思表示が不明確なもの ・提出書類に虚偽の内容があったもの ・ 同一のプロジェクトから１応札者が２通以上を入札したもの ・同一のプロジェクトから複数の応札者がそれぞれ１通ずつを 入札した場合で、当該プロジェクトから入札した全ての応札 者が落札候補者に選定されたと仮定した場合に、同時に成立 しえないもの - 38 - 備 考 (*1) ・ 入札書および添付書類において使用する言語は日本語、通貨は日本円としていた だきます。 ・ 入札書の代表者の印は、添付書類22の印鑑証明書と同一の印を押捺してください。 ・ 添付書類については『本章（2）入札書への添付書類』を参照してください。 ・ 入札書と添付資料をあわせて「入札書類」といいます。 (*2)入札書類を提出する場合の封筒は下図のようにしてください。 （表） （裏） 印 入札書在中 印 ・入札年月日 ・入札者名 ・発電所名 ・連絡先住所 ・連絡先電話番号 ・連絡先担当者名 印 ※アグリゲーションの場合、発電所名には代表となる発電所を記載してください。 ※原則として、｢JIS角形2号｣封筒を使用してください。 - 39 - 要 綱 (2) 入札書への添付書類 入札書に以下の書類を添付し提出してください。なお、様式のあるものは別添 様式に従って作成してください。（*3） 添付書類１．計画の主体が合弁会社の場合は、構成メンバーおよび構成比率を記 載した書類（自由様式） 添付書類２．応札者の概要（様式２） 添付書類３．発電設備の仕様（様式３） 添付書類４．予定工事工程表（様式４） 添付書類５．運用条件に関わる事項（様式５） 添付書類６．同時最大受電電力および年間の発電可能量について（様式６） 添付書類７．二酸化炭素排出係数の調整方法について（様式７） 添付書類８．接続供給申込（入札時暫定）受領書 添付書類９．入札価格計算書（様式８） 添付書類10．合成比率と適用エスカレーション率の算定書（様式９） 添付書類11．事業税相当額の課税標準について（様式10） 添付書類12-1．二酸化炭素排出係数算定書（様式11の１） 添付書類12-2．二酸化炭素排出係数の算出根拠に関する説明書（様式11の２） 添付書類13-1．環境負荷特性と地元自治体の規制状況【環境規制(予定)値と対応】 （様式12の１） 添付書類13-2．環境負荷特性と地元自治体の規制状況【公害防止設備】（様式12の２） 添付書類14．地元自治体との交渉経緯（様式13） 添付書類15-1．設備配置図－主要設備配置図－（様式14の１） 添付書類15-2．設備配置図－発電所(工場)敷地全体図－（様式14の２） 添付書類15-3．設備配置図－発電所周辺地図－（様式14の３） 添付書類16．主回路単線結線図（様式15） 添付書類17．卸供給電力制御方式（様式16）…自家消費後の電力を卸供給する場合 添付書類18．発電所用地の取得状況(取得済の場合はそれを証明する登記簿謄本も添付)（様式17） 添付書類19．建設費概算書（様式18） 添付書類20．所要資金の額および調達方法について（様式19） 添付書類21．火力発電設備の運転実績について（様式20） 添付書類22．入札書に押捺した印章の印鑑証明書 - 40 - 備 考 (*3) ・ 添付書類(１～22)は、該当しない番号のものがあっても、「該当しない」旨を明 記し、通し番号を記入のうえ、すべてを提出してください。 ・ 落札後、新会社を設立する場合は、代表者１名の名義で入札していただくことも 可能です。この場合、添付書類１により、新会社に参加する予定のメンバーおよ び構成比率を記載してください。 ・ 添付書類２に関し、計画の主体が合弁会社や、落札後に新会社を設立する場合は、 実際に事業を行う主体および構成メンバーについて、それぞれ様式２を提出して ください｡ ・ 添付書類２に関し、会社概要などのパンフレット等を添付してください。 ・ 添付書類８の「接続供給申込（入札時暫定）受領書」の発行に関しては、『第４ 章（5）系統アクセス』を参照してください。 - 41 - 要 綱 (3) 入札の辞退 ・入札後に辞退する場合は、応札者が当社に『（様式21）入札辞退書』を提出す ることによりこれを行うことができるものといたします。（*4） (4) その他留意事項 ①入 札 の 開 札 ： 当社は、公証人立ち会いのもと、一斉に入札書類の開封 をいたします。 ②入札価格の訂正 ： ③追 加 資 料 提 出 ： 入札受付後は、訂正できません。 当社は、必要に応じて追加資料の提出をお願いする場合 があります。 ④入札結果の公表 ： 募集締切後、当社は次の項目を公表いたします。 ・ 入札受付件数と合計規模 ・ 業種ごと、燃料種ごと、供給開始時期ごとの件数 と規模の分布 ※ 全ての落札者のご了解が得られた場合に限り、上 記項目以外の項目を公表する場合があります。 - 42 - 備 考 (*4)入札辞退書に押捺する印は、『（様式1）入札書』と同一としてください｡ - 43 - 要 第７章 綱 評価の方法および落札者の決定 (1) 応札にあたり満たすべき条件への適合の確認 当社は、『第４章 応札にあたり満たすべき条件（1）～（6）』の各項に適 合しているかを、入札書類をもとに確認いたします（*1）。 なお、条件に適合していない場合は、その旨を入札締め切り後１ヶ月以内にお 知らせいたします｡ ・ 『第４章 (1)入札価格』については、上限価格との比較評価のために『（様 式１）入札書』による入札価格をもとに、ＣＯ ２ 対策コストを加えること等 により当社が算定した判定価格が、上限価格を下回ることを適合条件といた します。 ・ 入札価格をもとにした判定価格と上限価格の比較は、具体的には次式によるも のといたします（小数点以下第２位までとし、小数点以下第３位で四捨五入い たします）（*2）。 《ＣＯ２対策コストを入札価格に含めず、当社が評価過程において加減算する場 合（『第５章（1）④二酸化炭素排出係数の扱い』 で(ⅰ)（イ）を選択した場 合、または（ⅱ）の場合）》 上限価格 ＝ 発電単価 ＋ 電源線等工事費 ＋ ＣＯ２対策コスト （特定負担分） 比較 ＣＯ２対策コスト(*3) － 需要地近接性評価(*4) 入札価格 判定価格 ＝ (*5) （１ － 事業税） 《ＣＯ２対策コストを入札価格に含める場合（『第５章（1）④二酸化炭素排出係 数の扱い』 で(ⅰ)（ロ）を選択した場合）》 上限価格 ＝ 発 電単価 ＋ 電源線等工事費 ＋ ＣＯ２対策コスト （特定負担分） 比較 入札価格 － 需要地 近接性評価 (*4) 判定価格 ＝ (*5) （１ － 事業税） ・ 判定価格の基礎となる入札価格は、応札者が入札書類『（様式1）入札書』 - 44 - 備 考 (*1)当社は、入札締め切り後に、公証人立ち会いのもと一斉に入札書類の開封を行い、 評価を行います。 (*2)契約供給期間、年間契約基準利用率の違いによる入札価格の補正は行いません。 (*3) ・ ＣＯ２対策コストについては入札書類『（様式11の１）二酸化炭素排出係数算定書』 の「排出係数（e）」と当社が指定した基準排出係数（0.000550t-CO2/kWh）との 差異に炭素クレジットの想定価格を乗じた値(円/kWh)といたします（評価過程のみ に適用いたします）。 ・ 炭素クレジットの想定価格は、上限価格の算定と同様、Ｗ Ｅ Ｏ2013年 版の2020年 想定値（15＄/t-CO ２ ）を、入札価格算定基準の為替レート96.76円/＄（2013年平 均 ） で 円 貨 換 算 し 、 2 0 2 0 年 度 を 供 給 開 始 時 期 と し て 、 エスカレーション率 （4 . 7 ％ / 年，Ｗ Ｅ Ｏ2013年 版ベース）を反映し算定したものといたします。なお、 契約供給期間が15年間の場合の炭素クレジットの均等化年経費は、1,992円/t-CO2 となります。詳細は、『（別紙９）エスカレーション率の根拠』を参照してくださ い。 ・ アグリゲーションによる供給を行う場合の二酸化炭素排出係数については、『（別 紙４）アグリゲーションによる場合の算定方法①』を参照してください。 (*4) ・ 以下の地域に立地する発電設備については、需要地近接性評価として、次の額を 差し引いて評価いたします（評価過程のみに適用いたします）。 埼玉県、東京都､神奈川県､山梨県､ 静岡県（富士川以東） ０.３２ 円/kWh （消費税等相当額除き） ・ アグリゲーションによる供給を行う場合の需要地近接性評価については、『（別 紙４）アグリゲーションによる場合の算定方法②』を参照してください。 (*5)上限価格には事業税相当額（税率1.282％）が加味されていることから、判定価格 についても同じ税率により事業税相当額を加味して評価いたします（評価過程のみ に適用いたします）。 - 45 - 要 綱 に記載した単価といたします。 ・ なお、入札価格に含まれる燃料本体費については、応札者が設定する供給 開始時期にかかわらず、上限価格の算定と同様、平成32年度（2020年度） 供給開始ベースでエスカレーション補正をしていただきます。 ・ また、接続検討に際しては、原則として、当該事業者以外の新規連系の応 札予定者は連系していない条件で、当該事業者が連系するための所要額を 回答しておりますが、同一系統に複数の事業者が応札する等により新たな 設備対策が必要となる場合（以下「状況変化」といいます）、電源線等工 事費（特定負担分）については、当社にて再算定を行い、入札価格の調整 を行います（*6）。 - 46 - 備 考 (*6) ・ 状況変化に対する評価にあたって、接続検討時から状況変化が生じた場合、当社 は、電源線等工事費（特定負担分）について、以下により調整を行います。状況 変化に対する評価にあたり、当社ＮＳＣまたは関連一般電気事業者の送配電部門 から、当該入札の価格評価のために必要な情報に限定して、情報の開示を受ける ものとしております。 －電源線等工事費（特定負担分）について、当社は、『接続供給申込（入札時暫 定）受領書』に記載の接続検討受付番号を当社ＮＳＣまたは関連一般電気事業 者に通知し、状況変化にともなう再算定の必要有無を確認いたします。 －再算定が必要な場合、当社は、当社ＮＳＣまたは関連一般電気事業者から、再 算定前および再算定後の電源線等工事費（特定負担分）のうち、当社への卸 供給（入札分）に係る金額（千円未満の端数を四捨五入）の開示を受け、『（別 紙３の１）評価時における電源線等工事費（特定負担分）および電源線等以外 工事費（一般負担分）の調整について』にもとづき、入札価格に含まれる電源 線等工事費（特定負担分）を調整いたします。 ・ アグリゲーションによる供給を行う場合の調整方法については、『（別紙４）ア グリゲーションによる場合の算定方法③』を参照してください。 - 47 - 要 綱 (2) 価格評価による順位決定 次式により評価価格を算定し（小数点以下第２位までとし、小数点以下第３位 で四捨五入いたします）、評価価格が安価なものから順位を決定します。 （*7） ①当社系統に直接連系する場合 評価価格 (円/kWh) ＝ 判定価格 ＋ 電源線等以外工事費 (一般負担分) ・ 電源線等以外工事費(一般負担分)については、電源線等以外工事費（一般 負担分）の均等化年経費のうち、当社への卸供給（入札分）に係る金額（た だし、状況変化により電源線等以外工事費（一般負担分）の再算定を行っ た場合は再算定後の金額といたします）を年間契約基準電力量で除した値 (円/kWh)といたします（評価過程のみに適用いたします）。（*8） ②当社以外の一般電気事業者の系統に連系する場合 評価価格 ＝ (円/kWh) 判定価格 ＋ 振替供給に必要な料金 （１－振替供給に伴う送電損失率） ・ 振替供給に必要な料金および振替損失率については、応札する発電設備が立 地する地域ごとに､『（別紙１）振替供給に必要な料金および振替損失率に ついて』によります（評価過程のみに適用いたします）。 - 48 - 備 考 (*7)価格要素を優先とした評価とし、非価格要素による加点は行わないものといたしま す。 (*8) ・ 電源線等以外工事費（一般負担分）の均等化年経費については、電源線等以外 工事費（一般負担分）の各工事費内訳に、各設備の平均的な耐用年数にもとづく 以下の資本回収係数を乗じて得た金額の合計（千円未満の端数を四捨五入）とし、 当社ＮＳＣにて算定いたします。 電源線等以外工事費 平均的な 資本回収係数 （一般負担分）の内訳 耐用年数 （割引率２．９％） 送 電 設 備 工 事 費 ２７年 ０．０５３９２ 変 電 設 備 工 事 費 ２２年 ０．０６２１２ 通 信 設 備 工 事 費 ２２年 ０．０６２１２ 計 量 器 関 連 工 事 費 １５年 ０．０８３１６ ・ 接続検討時から状況変化が生じた場合、当社は、電源線等以外工事費（一般負担 分）について、以下により価格の調整を行います。状況変化に対する評価にあた り、当社ＮＳＣまたは関連一般電気事業者の部門から、当該入札の価格評価のた めに必要な情報に限定して、情報の開示を受けるものとしております。 ○ 電源線等以外工事費（一般負担分）について、当社は『接続供給申込（入札時 暫定）受領書』に記載の接続検討受付番号を当社ＮＳＣに通知し、状況変化にと もなう再算定の必要有無を確認いたします。 ○ 再算定が必要な場合、当社は、当社ＮＳＣから、再算定後の電源線等以外工事 費（一般負担分）の均等化年経費のうち、当社への卸供給（入札分）に係る金 額（千円未満の端数を四捨五入）の開示を受け、『（別紙３の１）評価時におけ る電源線等工事費（特定負担分）および電源線等以外工事費（一般負担分）の調 整について』にもとづき、電源線等以外工事費（一般負担分）を調整いたします。 ・ アグリゲーションによる供給を行う場合の調整方法については、『（別紙４）ア グリゲーションによる場合の算定方法④』を参照してください。 - 49 - 要 綱 (3) 評価価格が同値の場合の順位決定 価格評価の結果、｢評価価格｣が同値の場合は、非価格要素を考慮し順位を決 定いたします。 ｢評価価格｣で、１銭単位での値が同値となった場合、次の各項の順で評価をする ことにより、順位を決定いたします。 ① 環境枠有り（*9）もしくは地元自治体同意済み（*10）のもの ② 平成31年４月から平成36年３月末までのうち営業運転開 始が早いもの ③ ①および②を考慮してもなお、順位が決定しない場合には、 発電所用地が取得済みであることなど、計画の確実性等 こ の 順 に 考 慮 を総合的に判断し、順位を決定いたします。 (4) 落札候補者の選定 評価順位の決定後、順位が上位のものから累計し、６００万キロワットに達 する応札者までを落札候補者として選定いたします。 ６００万キロワットに達する最後の応札者までの契約最大電力の累計量が ６００万キロワットを超過する場合、６００万キロワットに達する最後の応 札者まで落札候補者といたします。 - 50 - 備 考 (*9)｢環境枠有り｣とは、卸供給開始後においても、既設工場と発電施設の合計のばい 煙などの排出量が、応札者の既設工場における現状の排出許容量を上回らないこ ととし、当社は入札書類『（様式12の１） 環境負荷特性と地元自治体の規制状況 【環境規制（予定）値と対応】』により確認いたします。 (*10)｢地元自治体同意済み｣とは、応札者と地元自治体との間で計画内容等について、 実質的な調整が完了しており、落札後速やかに許認可手続きを開始することが可 能であることとし、当社は入札書類『（様式13） 地元自治体との交渉経緯』によ り確認いたします。 - 51 - 要 綱 (5) 落札者の決定 落札候補者を選定後、当社は、評価報告書案を火力電源入札ワーキンググル ープに提出いたします。そのうえで、火力電源入札ワーキンググループが入 ・落札者決定後、すべての応札者に結果をお知らせいたします。 札募集要綱にもとづいた評価が行われていると認めた場合には、落札候補者 を落札者として決定いたします。 ・当社は、契約締結後、機器調達等に支障をきたすことのない適切な時期に、次 の項目を公表いたします。 ・ 卸供給を行う各事業者名 ・ 供給開始年度 ・ ・ 年間契約基準利用率 〃 ・ 契約最大電力 場所（住所） ・ 燃料種別 ・ 契約価格の平均額と、当該平均額と上限価格のかい離率（ただし、落札者が １社のみの場合など、競争上問題となる場合には公表いたしません） - 52 - 備 考 - 53 - 要 第８章 綱 契約条件 落札決定後、落札者と当社との間で、別冊の標準契約書をもとに、この要綱に もとづく必要事項を確認のうえ、電力受給契約を締結いたします。ただし、落札 者が辞退した場合、連系線等の送電可否判定の結果「否」となった場合、もしく は当社との契約協議の結果合意に至らない場合は､電力受給契約を締結いたしま せん。 また、系統アクセス工事に関連して必要となる契約（損害実費弁償契約、工事 費負担金契約等）については、当社ＮＳＣまたは関連一般電気事業者の送配電部 門との間で別途締結していただきます。 主要な契約事項は、次のとおりです。なお、電気事業法の規定による特定入札 として、入札時の競争条件の公平性を損なわないと判断される場合は、協議によ り細目規定をおくことができるものといたします。 (1) 電力の受給 落札者は、当社の通告（*1）にもとづき当社の必要とする時間継続して送電す るものとし、当社はこれを受電するものといたします。 (2) 契約最大電力、年間契約基準電力量、年間契約基準利用率 契約最大電力、年間契約基準電力量および年間契約基準利用率は、入札書類 『（様式１）入札書』記載のとおりといたします。 ・入札の公平性の観点から、契約最大電力、年間契約基準電力量および年間契約 基準利用率の変更はできないものといたします。ただし、落札後の発電設備の 詳細設計等による軽微な変更については、入札時の競争条件の公平性を損なわ ないと判断される場合は、協議により変更することができるものといたします （*2）。 (3) 供給開始予定年月、契約供給期間 供給開始予定年月および契約供給期間は、入札書類『（様式１）入札書』のと おりといたします。 - 54 - 備 考 (*1)当社の通告については、『本章（7）通告運用』を参照してください。 (*2)入札書の内容の変更となる場合は、双方の合意に加え、電気事業法にしたがっ て変更後の供給条件による届出が受理されることが必要です。 - 55 - 要 綱 (4) 停止計画の策定 ①停止計画の提出 落札者は、毎年、翌年度以降４年度分（契約供給期間の残存期間が４年未満の 場合は、残存期間分。以下同様）の停止計画（*3）を策定し、毎年１０月末日 までに、当社に提出してください。 提出いただいた４年度分の停止計画のうち、翌年度分については、当社の承認 （*4）により、原則として12月末までに確定するものといたします。 ②停止計画の変更および計画外作業 落札者が当社に提出し、当社が承認した翌年度の停止計画に関し、停止計画を 構成する個々の点検等の実施時期の変更または計画外の作業が必要となった場 合、落札者から予めお申し出を受け、当社がその必要性や妥当性について確認・ 了解した場合は、契約者は個々の点検等の実施時期の変更または計画外作業を 行うことが可能なものといたします（*5）。 (5) 基本的な運転パターン 当社は、契約供給期間における基本的な運転パターンを『第３章（6）標準的な 運転パターン』を基本として、落札者毎に設定いたします。 ・ ガスタービン発電の場合で、外気温度の差による発生電力の変動がある場合、標 準的な運転パターンをもとに、夏季(７～９月)・冬季(12～２月)・その他季ごと に運転パターンを設定することも可能としますが、別途設定根拠を提示いただき ます。 ・ 自治体との環境協定等による運転制約がある場合には、それを考慮した運転パ ターンを設定することも可能としますが、別途設定根拠を提示いただきます。 ・ 出力変化部分である｢出力上昇時（起動を含む）｣、｢出力降下時（停止を含む）｣ や、クリンカ落とし等の設備保守等のために必要となる負荷抑制等の通告パター ンについては、具体的な発電設備の設計が確定し次第、落札した発電設備毎に別 途確定するものといたします（*6）。 - 56 - 備 考 (*3)毎年度の停止計画の策定については、『第３章（5）停止計画』によってください。 なお、年間契約基準利用率の算定の前提として落札者が入札時に想定した停止計画 が、実際の毎年度の停止計画と異なることは可能といたしますが、特定期間毎に年間 供給可能電力量の平均値が年間契約基準電力量を下回らないようにしてください。 (*4)当社は承認にあたって、停止計画が『第３章（5）停止計画』を前提として策定さ れていることが確認できればこれを承認するものといたします。 (*5) ・停止計画の変更または計画外作業等の工期については、当社需給運用状況や系統 状況をふまえた調整の要請に対し、可能な範囲で応じていただきます。 ・計画外作業にともなう停止は、『本章（12）超過停止割戻料金』の停止電力量の対 象といたします。 ・停止計画の変更にあたって、年間の停止期間（日数）が増加せず、かつ変更後の停 止計画が『第３章（5）停止計画』によったものである場合は、停止電力量の対象 とはいたしません。 (*6)出力上昇、出力降下の所要時間については、停止からの起動時を除き、最低出力か ら契約最大電力までの所要時間は２時間以内（出力１％/分以上）としてください。 - 57 - 要 綱 (6) 年間供給可能電力量の算定 当社は、停止計画および落札者ごとに定める運転パターンにもとづき、翌年度 以降４年間（契約供給期間の残存期間が４年未満の場合は、残存期間分）の年 間供給可能電力量（*7）を算定いたします。 ・ 特定期間毎に年間供給可能電力量の平均値が年間契約基準電力量を下回る場合 は、停止計画を再調整していただきます。 (7) 通告運用 ①年間通告電力量 当社は、年間供給可能電力量を上限として、当該特定期間における各年度の 年間電力量の平均が年間契約基準電力量となるように算定した電力量（以下 「年間通告基準電力量」といいます）にもとづき、当社から落札者に通告す る翌年度の年間電力量（以下「年間通告電力量」といいます）を設定いたし ます。 ただし、当社は、電力需給状況、電力設備の状況および落札電源の経済性そ の他の事情がある場合は、年間通告基準電力量に対し、契約最大電力に８, ７６０時間を乗じた値の２０％に相当する電力量（以下「年間許容通告調整 電力量」といいます）を限度とした範囲内で年間通告電力量を設定（減少） することができるものといたします。（*8） ・ 当社は、低廉な電気料金の実現にあたっては、電力需給状況等に応じてすべ ての電源を効率的に運用する必要があり、入札による電源についても、電源 の経済性等を考慮した運用を行います。この場合、当社は、当該落札者に対 して、運転停止や出力抑制等を行う理由等についてご説明いたします。（*9） ・ 年間許容通告調整電力量により年間通告電力量を年間通告基準電力量に対し減 じて設定する場合、当社は、落札者に確認したうえで、たとえば端境月の運転 停止や夜間時間帯の出力抑制等を行います。また、当社はこれにともなう計画 上の発電効率の低下に対する補正（以下「利用率低下補正」といいます）を行 うものとし、補正の内容については具体的な発電設備の設計が確定し次第、落 札者との協議により定めるものといたします。（*10） - 58 - 備 考 (*7) ・ 当社が設定する年間通告電力量は、落札者に策定いただく毎年度の年間供給可能 電力量を上限として設定するため、年度によって異なる場合があります。 ・ 応札にあたっては、契約供給期間における年間供給可能電力量を応札者にて想 定し、契約基準利用率の設定をしていただく必要がありますが、受給開始後は、 当社にて年間供給可能電力量を算定いたします。 【参考：年間通告電力量のイメージ】 年間契約基準利用率(年間契約基準電力量） 100% 停止計画 停止計画 90% 停止計画 停止計画 80% 70% 年間通告電力量 設定範囲 年間通告電力量 設定範囲 年間通告電力量 設定範囲 60% 年間通告電力量 設定範囲 50% Y1 Y2 Y3 Y4 年間供給可能電力量 （特定期間平均値≧年間契約基準電力量） 年間通告基準電力量 （特定期間平均値＝年間契約基準電力量） 年間通告電力量設定範囲 年間許容通告調整電力量 （▲20％）を減じた電力量 (*8)「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」における バイオマスをエネルギー源とした再生可能エネルギー発電設備としての認定を受け る場合にも、再生可能エネルギー電気を含めて、年間通告電力量の設定（減少）に応 じていただきます。 (*9)発電余力の活用については、『第９章 発電余力の活用』を参照してください。 (*10)利用率低下補正は、電力量料金に加味して行うことを基本といたします。なお、 利用率および発電効率の実績による精算は行いません。 - 59 - 要 綱 ②電力量の通告 当社は、翌年度の年間通告電力量を設定するにあたり、各日の通告パターンに 関する計画（以下「通告計画」といいます）を翌年度の停止計画ならびに基本 的な運転パターン等にもとづき策定し、原則として毎年１２月末日までに、翌 年度の年間通告電力量、通告計画を通告し、翌々年度以降２年間の年間通告電 力量の見込み値を提示します。 ただし、当社が、年間通告基準電力量に対し、年間許容通告調整電力量を限 度とした範囲内で年間通告電力量を設定（減少）する場合の通告計画は、当 社が策定し、落札者に確認をしていただくものとします。 ③変更通告 当社は、電力需給状況、電力設備状況および落札電源の経済性その他の事情 がある場合は、『第４章（3）利用率変動許容性』にもとづき、契約最大電 力に８,７６０時間を乗じた値の１０％に相当する電力量の範囲内で落札者 への通知により受給電力量を増減（以下「変更通告」といいます）できるも のとし、落札者はこれに応じていただきます。（*11） ・ 変更通告を行う場合、当社は翌年度の年間通告電力量策定時から週間計画通告 期限（*12）の前日（週間計画通告期限の前日が平日でない場合は、それより前 で直近の平日）までを期限（以下「変更通告期限」といいます）としてこれを 行うものといたします（*13）。 ただし、電力需給が厳しい場合は、当社は落札者との協議により、落札者の 発電余力の活用に影響しない範囲で、変更通告期限以降の変更通告ができるも のといたします。 ・ 年間計画段階で、年間供給可能電力量を超える変更通告はいたしません。なお、 停止計画の前提とした点検等の期間が実受給段階で短縮するなどにより、新た に発電が可能となった場合の電力については、当社は変更通告の範囲で応分の 増通告を行うことができるものといたします（*14）。 ・ 変更通告による電力量は、年間累計で契約最大電力に8,760時間を乗じた値の ±10%に相当する電力量の範囲を越えることができないものといたします。 ただし、落札者に承認いただいた場合はその承認の範囲でこれを越えることが できるものといたします。（*15） - 60 - 備 考 (*11)「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」におけ るバイオマスをエネルギー源とした再生可能エネルギー発電設備としての認定を受 ける場合にも、再生可能エネルギー電気を含めて、当社の変更通告に応じていただき ます。 (*12)週間計画通告期限は、当社の「託送供給約款」別表４（発電計画）の通知の期限 にもとづくものといたします。 (*13)発電余力の活用については、『第９章 発電余力の活用』を参照してください。 (*14)具体的な運用については、都度協議により確認するものといたします。 (*15)当社からの変更通告の年間累計が、落札者の承認をえて契約最大電力に8,760時 間を乗じた値の10%に相当する電力量を超過するマイナス（減通告）となった場合、 当社は、超過部分に対して『本章（14）年間未達通告補償料金』により、年間未 達通告補償料金をお支払いいたします。 【参考：変更通告のイメージ】 100% 停止計画 停止計画 90% 停止計画 停止計画 80% 70% 60% ：年間供給可能電力量 ：年間通告電力量 Y1 Y2 Y3 - 61 - Y4 ：変更通告可能範囲 要 綱 (8) 契約保証金 当社は供給開始に至るまでの契約履行の担保として、契約締結後２０営業 日以内に、契約最大電力１キロワットあたり５,０００円の契約保証金をお 預かりいたします。ただし、落札者が契約締結後２０営業日以内に当社に、 当社を受取人とする取消不可能の金融機関発行の保証書等（以下「保証状」 といいます）をご提出いただくことにより、契約保証金の預託に代えること ができるものといたします（*16）。 ・ 契約締結後20営業日以内に、当社が落札者からの契約保証金の預託または保証状 の提出が確認できない場合、契約は無効といたします。 ・ 契約保証金を預託いただいた場合、当社は供給開始時に、単利法により計算され る利息を付して返却いたします。なお、この場合の利率は、契約締結時に大口定 期（７年）がある都市銀行の大口定期（７年）の平均年利率といたします。 - 62 - 備 考 (*16)保証状の発行元は、原則として、銀行法に規定される銀行としてください。 - 63 - 要 綱 (9) 受給料金 基本料金と電力量料金の二部料金制とし、入札書類『(様式８)入札価格計算書』の 年度別価格を基本に、以下により算定いたします。（*17） なお、応札時に収入金課税を選択された場合については、基本料金および電力量 料金のそれぞれに事業税相当額を加算して、お支払いいたします。 ①基本料金 入札価格計算書の各年度の固定費（Ｊ欄）とし、当該年額を１２で除した月 額を毎月お支払いいたします。ただし、以下の場合は入札価格計算書の各年 度の固定費の補正を行います。 《資本費の補正》 ａ．電源線等工事費の変動に対する補正 ・ 資本費のうち電源線等工事費について、『第５章（1）②電源線等工事費・ 電源線等以外工事費の扱い』により、状況変化による調整を行った場合は、 調整後の電源線等工事費（特定負担分）にもとづいた価額により契約時の 基本料金を設定いたします。 ｂ．系統アクセス工事費負担金変動額の精算 ・ 系統アクセス工事が完了した後、発電設備を連系する一般電気事業者の 送配電部門との間で別途締結する工事費負担金契約にもとづき、工事費 負担金の精算を行った場合（*18）、落札者事由によらない工事費負担 金の変動額については、供給開始前までに、以下の式による精算を反映 し、基本料金を補正いたします。 精算対象工事費 各年度の電源線等 ＝ 工事費の精算額 各年度の電源線等 × 工事費（Ａ欄） 工事費負担金概算額 ※精算対象工事費は、落札者事由によらない工事費負担金の変動額といたしま す。（*19） ※工事費負担金概算額とは、発電設備を連系する一般電気事業者の送配電部門 から接続検討で回答された工事費負担金の概算額といたします。 - 64 - 備 考 (*17) ・ 『(補足資料２)入札価格と受給料金の関係』を参照してください。 ・ 「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」における バイオマスをエネルギー源とした再生可能エネルギー発電設備としての認定を受 ける場合は、別途同法における特定契約を締結するとともに、当社への卸供給に関 する必要な事項について協議のうえ、定めるものといたします。 ・ 契約締結後、左記の補正および精算によらない追加コストを受給料金に織り込むこ とは、入札に応じて落札した供給条件を変更することになるため、入札による卸供 給の中では公平性の観点から困難です。 ・ なお、入札による受給条件のうち、電気事業法第22条第８項に定める事項（石油石 炭税の相当額の増加、消費税等相当額の増加）については所定の法手続きにより変 更が可能です。 ・ 上記以外の税制等、あるいは入札時点で予測しえない事由（法令等の新設および改 廃を含む）により、落札者の契約履行に大幅な影響が生じた場合には、その時点で 諸情勢も勘案のうえ、電力受給契約（標準契約書Ａ第56条、標準契約書Ｂ第60条） にもとづき、当社と落札者との間で協議をするものいたします（協議の結果、変更 を行う場合には、現行法下では電気事業法第22条第１項による料金規制への移行が 前提となります）。 (*18)接続検討では机上検討にもとづく工事費負担金概算額を回答しておりますが、詳 細設計や資機材の発注過程で工事費が変動した場合、工事完了後、発電設備を連 系する一般電気事業者の送配電部門は工事費負担金の確定精算を行います。 (*19）落札者事由によらない工事費負担金の変動額とは、発電設備を連系する一般電気 事業者の送配電部門が実施する詳細設計（測量や現地調査等）や資機材の発注過 程で発生した変動額、または地域事業等による送電ルート変更等、第三者起因に より発生した変動額をいいます。落札者都合による受電地点の変更等、落札者事 由により発生した変動額は、精算対象工事費とはいたしません。 - 65 - 要 綱 ｃ．基準金利の変動に対する補正 ・ 落札した発電設備が新設またはリプレースの場合、その建設等に係る資金 を金融機関等からの借入（落札者が子会社、合弁会社の場合の株主からの 融資は含まない）により調達をする場合、入札時点と融資契約時点の相違 から、基準金利（事業者毎に設定されるスプレッドを除く）が変動すると 考えられることから、落札者があらかじめ希望する場合は、下式により基 準金利の変動にともなう補正を行い、補正後の基準金利にもとづいた価額 により各年度の基本料金の補正をいたします。（*20） ・ 補正の対象とする価額は、入札制度および評価の公平性の観点から、入札 時点であらかじめ確定いたします。このため、基準金利の補正を必要とす る場合、入札書類『（様式８）入札価格計算書』の資本費（Ａ欄）に補 正対象価額として、金融機関への支払利息のうち基準金利相当額を再掲 してください。 ・ 補正を行うにあたっては、補正の根拠となる資料をご提示いただきます。 補正額 ＝ 環境影響評価書が確定した日の基準金利 入札価格計算書の ×（ － １） 基準利息相当額 2014 年●月●日の基準金利 ※補正額は、年度毎に算定し、毎年度の基本料金を補正するものといたし ます。 ※基準利息相当額は、金融機関等からの借入にともなう支払利息のうち基 準金利による金額（スプレッド等の上乗せ金利は含まない）とします。 ※基準金利は、該当日の午前 10 時現在の東京スワップレファレンスレー ト（TSR）として Telerate17143 ページに掲示されている６ヵ月 LIBOR ベース 20 年物（円/円）金利スワップレートといたします。 - 66 - 備 考 (*20) ・ 入札書類『（様式19）所要資金の額および調達方法について』により基準金利の 変動に対する補正の要否を申告してください。 ・ 基準金利の上昇、下降の双方を対象に補正をいたします。 ・ 発電設備新設等に関する融資契約は、着工前に必要となる環境影響評価書の確定 以降、速やかに締結され基準金利が確定するものと考えられることから、調整の 対象時点は環境影響評価書の確定日といたします。 ・ 調整の基準時点は、入札募集受付開始月の第１営業日といたします。 - 67 - 要 綱 ｄ．建設費の補正 ・ 落札した発電設備が新設またはリプレースの場合、発電所建設工事費のう ち、土木・建築工事（以下「土建工事」といいます）契約については、入札 時点と契約締結時点の相違から、工事金額が国内物価によって変動すると考 えられること、また2020年の東京オリンピック開催を控え、国内の土建工事 関連物価が著しく変動することも考えられることから、入札価格への過度な リスク対応費用の織り込みを回避するため、落札者があらかじめ希望する場 合は、下式により物価の著しい変動にともなう土建工事費相当額の変動に対 する補正を行い、基本料金の補正を行います。（*21） ・ 補正の対象とする価額は、入札制度および評価の公平性の観点から、入札時 点であらかじめ確定いたします。このため、土建工事費相当額の補正を必 要とする場合、入札書類『（様式８）入札価格計算書』の資本費（Ａ欄） に補正対象となる土建工事費相当額を再掲してください。ただし、土建工 事費相当額の合計が、資本費の合計の25％を越えないものとしてくださ い。 環境影響評価書が確定した月の物価指数 入札価格計算書の 補正額 ＝ 土 建 工 事 費 相 当 額 ×（ 基準月の物価指数 －１） ただし、|（環境影響評価書が確定した月の物価指数／基準月の物価指数）－１｜＜１０％ の場合は補正を行わないものとします。 ※補正額は、年度毎に算定し、毎年度の基本料金を補正するものといたし ます。 ※土建工事費相当額は、 『 （様式 18）建設費概算書』をもとに、入札書類『（様 式８）入札価格計算書』の資本費（Ａ欄）に再掲いただいた土建工事費 相当額とします。 ※物価指数は、国土交通省公表の「建設工事デフレーター」の「建設総合 －土木総合－その他土木」（月次）によります。 《運転維持費の調整》 ・ 運転維持費については入札書類『（様式８）入札価格計算書』の運転維持費 （Ｂ欄）の価額とし、契約時に補正は行いませんが、入札時に前提とした運転 維持費の物価指数と当該年度の物価指数との変動率にて毎年度調整いたしま す。（*22） - 68 - 備 考 (*21) ・ 入札書類『（様式18）建設費概算書』により土建工事費相当額の補正要否を申告 してください。 ・ 土建工事費相当額の補正については、物価指数のプラスまたはマイナス双方を対 象に補正をいたします。 ・ 土建工事契約は、着工前に必要となる環境影響評価書が確定した日以降、速やか に締結され金額が確定するものと考えられることから、補正の対象時点は環境影 響評価書の確定月といたします。 ・ 調整の基準時点は、入札募集受付開始月といたします。 (*22)運転維持費の調整における物価指数の合成比率は、入札書類『（様式９）合成比 率と適用エスカレーション率の算定書』によります。 - 69 - 要 綱 ②電力量料金 実績月間受給電力量に、キロワット時あたり可変費単価を乗じた金額を毎 月お支払いいたします。 ・ 実績受給電力量は30分ごとに、「第１種電力量」、「第２種電力量」または 「第３種電力量」に区分し、電力量種別ごとに異なる電力量料金単価を適用 いたします。 《電力量の区分》 a. 第１種電力量：当社の通告にもとづき供給した電力量（*23） (通 告 分) b. 第２種電力量：当社の通告を超える電力量で、契約最大電力で通告し (通告超過分) た時間帯に受給した電力量 c. 第３種電力量：当社の通告を超える電力量で、契約最大電力で通告し (通告超過分) た時間帯以外に受給した電力量 ※ただし、超過電力量がバンド幅以内の場合は全て第１種電力量に区分い たします。 〈バンド幅〉… 契約最大電力の３％相当を２で除した値（*24）に相当する 電力量といたします。 《適用単価》 a．第１種電力量に適用する単価：入札書類『（様式８）入札価格計算書』 の可変費単価 b．第２種電力量に適用する単価：第１種電力量に適用する単価×0.75 c．第３種電力量に適用する単価：第１種電力量に適用する単価×0.50 ※落札した発電設備が当社以外の一般電気事業者の系統に連系し、振替供 給により当社が受給する場合の第２種電力量ならびに第３種電力量に 適用する単価については、当該一般電気事業者の定める託送余剰購入条 件を考慮し、別途設定いたします。 - 70 - 備 考 (*23)以下の電力量については「第１種」電力量に区分いたします。 －｢出力上昇（起動を含む）｣、｢出力降下（停止を含む）｣部分の受給電力量 －ガスタービンで自家消費がない場合、最大通告時に外気温度に起因して通告を超過 した電力量 (*24)契約最大電力は１時間値となりますが、電力量の計量は30分ごとに行いますの で、２で除す必要があります。 【参考：通告超過のイメージ】 ※0:00～0:30 ：実績超過電力量（30分値）がバンド幅を超過しているため、第２種電力量に区分 ※0:30～1:00 ：実績超過電力量（30分値）がバンド幅以内であるため、第１種電力量に区分 超 過 電 力 バンド幅 第２種電力量※ 第１種電力量 通告値（契約最大電力） 第１種電力量 第１種電力量 0:30 0:00 バンド幅 1:00 ：実績受給電力 （30分平均値） ：通告値（＝契約最大電力） ：実績受給電力 ：バンド幅（契約最大電力×3%） ※契約最大電力で通告した時間帯以外の場合は、第３種電力量に区分 - 71 - 要 綱 《燃料費の変動に伴う調整》 －入札書類『（様式８）入札価格計算書』の可変費単価について、以下のと おり毎月調整をいたします。 ａ．燃料本体費 2013年１月から同年12月までの各燃料本体価格および為替レート（下記） と、当該月に適用する燃料本体価格および為替レートとの変動率にて調整 をいたします。（*25）燃料本体費の調整に適用する指標と合成比率は入 札書類『（様式９）合成比率と適用エスカレーション率の算定書』により ます。（*26） 《基準となる燃料本体価格および為替レート》 －石 炭 …… 10,793円/ｔ －原 油 …… 67,272円/kl －米国天然ガス …… 3.652$/MMBtu（液化・輸送・再気化コストを除く） －為 替 レ ー ト …… 96.76円/$ ｂ．燃料関係諸経費 入札書類『（様式９）合成比率と適用エスカレーション率の算定書』の燃 料関係諸経費に適用する合成比率により、入札時の指標（ＣＥＩ、ＣＧＰ Ｉ、ＣＰＩ、為替レート、変動なし）と当該年度の指標との変動率にて調 整をいたします。ただし、為替レートは、毎月の変動率にて調整をいたし ます。 - 72 - 備 考 (*25)入札価格については、応札者が設定する供給開始時期にかかわらず、2020年度 供給開始ベースにエスカレーション補正して算定していただきますが、実際の受 給料金においては、2013年１月から同年12月までの価格を基準に燃料費調整を行い ます。 (*26) ・ 各月の燃料費調整に適用する燃料本体価格は、原則として、当該月の２ヵ月前の 値といたします。 ・ 使用燃料に応じた調整を行うため、一般炭、原油及び粗油、米国天然ガス以外の 指標の変動に応じた調整を希望される場合は、落札者の申し出に応じて、落札後、 受給契約締結までに別途協議させていただきます。 ただし、ご希望の指標の実績が十分でないなど、指標性を有していないと判断さ れる場合には、入札書類『（様式９）合成比率と適用エスカレーション率の算定 書』により調整いたします。 ・ 各月の燃料費調整に適用する為替レートは、原則として、1996年３月まで旧大蔵 省が公表していた貿易統計における月次のドル換算レートの算出方法に従い、各 旬に属する各週のドル換算率を、旬が含まれる日数で加重平均する方法により算 定することとし、当該月の２ヵ月前の貿易統計において算定したドル換算レート を用いることとします。詳細は、『（別紙８）２（1）各月の為替レートの算定 方法』を参照してください。 - 73 - 要 綱 (10) 通告未達割戻料金 発電設備の事故等の場合を除き、当社の必要とする電力量を落札者に通告 している期間（以下「通告期間」といいます）において、３０分ごとの通 告電力量に対し、下記のバンド幅を超えて未達が生じた場合、次により算 定される通告未達割戻料金を当該月の基本料金から割り引きます。 通告未達割戻料金 ＝ 通告未達電力量 × 通告未達割戻料金単価 通告未達電力量 ＝ 通告電力量 － 実績受給電力量 当該年度の基本料金年額 通告未達割戻料金単価 ＝ × ２ 年間契約基準電力量 〈バンド幅〉… 契約最大電力の３％相当を２で除した値（*27）に 相当する電力量 ・ 未達の事由が、不可抗力事由（*28）による場合は、通告未達電力量の対象と はいたしません。 ・ 出力変化部分である｢出力上昇｣、｢出力降下｣を含む時間帯については、通告未 達割戻は適用いたしません｡ ・ ガスタービンで、自家消費がない場合、最大通告時に外気温度に起因する未達 については通告未達割戻は適用いたしません｡ ・ 公害規制等にもとづき出力を抑制した場合は、通告未達割戻は適用いたしませ ん。 ※落札した発電設備が当社以外の一般電気事業者の系統に連系し、振替供給によ り当社へ供給する場合の通告未達電力量については、当該一般電気事業者の定 める振替供給にともなう補給電力に関する条件も考慮し、別途、通告未達補償 料金を設定いたします。 - 74 - 備 考 【参考：通告未達のイメージ】 ※0:00～0:30：通告未達電力量（30分値）がバンド幅以内であるため、通告未達電力量としない。 ※0:30～1:00：通告未達電力量（30分値）がバンド幅を超過しているため、通告未達電力量とする。 バンド幅 通告値 通告未達電力量 バンド幅 0:30 0:00 1:00 ：実績受給電力 （30分平均値） ：通告値 ：実績受給電力 ：バンド幅（契約最大電力×3%） (*27)契約最大電力は１時間値となりますが、電力量の計量は30分ごとに行いますの で、２で除す必要があります。 (*28)不可抗力事由については『本章（22）不可抗力』を参照してください。 - 75 - 要 綱 (11) 停電割戻料金 当社の通告期間中において、落札した発電設備の事故等により、あらかじ め協議によらず送電の全部または一部の停止を行った場合(以下｢停電｣と いいます)、停電が生じた時刻から２時間について、次により算定される 停電割戻料金を当該月の基本料金から割り引きます。 停電割戻料金 ＝ 停電電力量 × 停電割戻料金単価 停電電力量 ＝ 通告電力量 － 実績受給電力量 当該年度の基本料金年額 停電割戻料金単価 ＝ × １.５ 年間契約基準電力量 ・ 停電の事由が、不可抗力事由（*29）による場合は、停電電力量の対象とは いたしません。 ・ 停電が生じた場合は、落札者は誠意を持ってすみやかにその原因となった事 由および対策を報告するとともに、可能な限り早期に発電設備の復旧をしな ければならないものといたします。 ※落札した発電設備が当社以外の一般電気事業者の系統に連系し、振替供給に より当社へ供給する場合の停電電力量については、当該一般電気事業者の定 める振替供給にともなう補給電力に関する条件も考慮し、別途、停電補償料 金を設定いたします。 - 76 - 備 考 【参考：停電電力量のイメージ】 バンド幅 事故発生 通告値 バンド幅 停電電力量 0:00 0:30 1:00 1:30 2:00 ２時間 ：実績受給電力 ：通告値 ：バンド幅（契約最大電力×3%） (*29)不可抗力事由については『本章（22）不可抗力』を参照してください。 - 77 - 2:30 要 綱 (12) 超過停止割戻料金 前記の停電を除き、当社の通告期間中において、発電設備の事故等により 送電の全部または一部の停止を行った場合、停止した時間について通告電 力量と実績受給電力量との差を停止電力量といたします。 停止電力量の年間累計値が、年間契約基準電力量の５％を超過した場合は､ 次により算定される超過停止割戻料金を年度末月の基本料金から割り引き ます｡ 超過停止割戻料金 ＝ 超過停止電力量 × 停止割戻料金単価 超過停止電力量 ＝ 年間停止電力量累計 － 年間契約基準電力量 × ５％ 当該年度の基本料金年額 停止割戻料金単価 ＝ 年間契約基準電力量 ・ 停止の事由が不可抗力事由（*30）による場合は、停止電力量の対象とはいた しません。 ・ 停止が生じた場合は、落札者は誠意を持ってすみやかにその原因となった事 由および対策を報告するとともに、可能な限り早期に発電設備の復旧をしな ければならないものといたします。 ※落札した発電設備が当社以外の一般電気事業者の系統に連系し、振替供給に より当社へ供給する場合の停止電力量についても原則として同様の取り扱い といたします。 - 78 - 備 考 【参考：停止電力量のイメージ】 バンド幅 事故発生 通告値 バンド幅 停電電力量 0:00 0:30 1:00 停止電力量 1:30 2:00 2:30 3:00 ２時間 ：実績受給電力 ：通告値 ：バンド幅（契約最大電力×3%） (*30)不可抗力事由については『本章（22）不可抗力』を参照してください。 - 79 - 3:30 要 綱 (13) 停電、停止電力に関する特例 当社の通告期間中において、発電設備の事故等により送電の全部または 一部の停止を行った場合において、あらかじめ当社との協議のうえで、 落札者が他の電源や日本卸電力取引所等から代替供給力を調達し当社に 供給を行った場合は、当該電力量については『本章（11）停電割戻料金』 による停電電力量、および『本章（12）超過停止割戻料金』による停止 電力量とはいたしません。 ・ この取扱いは、契約内容や運用方法等について事前に落札者から具体的に ご提示いただいたうえで、協議が整った場合に適用いたします。 (14) 年間未達通告補償料金 当社の電力需給状況・電力設備状況等の理由により、変更通告した場合 （*31）の通告電力量（変更後通告電力量）の年間合計値が、当該時間帯 における通告計画にもとづく電力量（変更前通告電力量）の年間合計値を 下回り、その差が契約最大電力に８,７６０時間を乗じた値の１０％に相 当する電力量を超えた場合は、その未達電力量に年間未達通告補償料金単 価を乗じた額を年度末月の電力量料金にあわせてお支払いいたします。 年間未達通告補償料金 ＝ 年間未達通告電力量 × 年間未達通告補償料金単価 年間未達通告電力量 ＝ 変更前通告電力量の年間合計値 － 変更後通告電力量の年間合計値 －（契約最大電力×8,760時間×10％） 年間未達通告補償料金単価 ＝ 第１種電力量料金単価(当該年度実績平均値) ・ 当社が変更通告した事由が、不可抗力事由（*32）による場合は、年間未達 通告電力量とはいたしません。 - 80 - 備 考 (*31)変更通告については『本章（7）③変更通告』を参照してください。 (*32)不可抗力事由については『本章（22）不可抗力』を参照してください。 - 81 - 要 綱 (15) 建設試運転期間中の扱い ①試運転の実施 営業運転開始日以前に電力設備の健全性等を確認するために必要な期間、 試運転を行うことができます。（*33） ②試運転計画 試運転を行う場合、試運転を開始する３０日前までに、当社に試運転計 画を提出していただきます。（*34） ③試運転電力料金 試運転にともない発生する電力については、原則として当社が第１種電 力量料金単価で購入するものといたします。（*35） (16) 二酸化炭素排出係数の扱い 落札者は毎年度の二酸化炭素排出係数の実績（以下「実績排出係数」といい ます）を当社に報告していただきます。また、入札書類『（様式７）二酸化 炭素排出係数の調整方法について』にもとづき、以下のとおり調整してくだ さい。 《ＣＯ２対策コストを入札価格に含めず、当社が評価過程において加減算する場合 （『第５章（1）④二酸化炭素排出係数の扱い』 で(ⅰ)（イ）を選択した場合、 または（ⅱ）の場合）》 ・ 落札者は毎年度、二酸化炭素排出量実績および実績排出係数（調整前）を当 社へ報告してください。この場合、実績排出係数は、入札書類『（様式11の １）二酸化炭素排出係数算定書』の「排出係数（e）」（以下「契約排出係 数」といいます）を超過しないものといたします。ただし、実績排出係数が 契約排出係数を超過した場合に、その理由が、当社の通告によって運転停 止・出力抑制を行った結果、運転効率が悪化したためなど、落札者の責めと ならない事由である場合は、この限りではありません。 ・ なお、落札者が落札後に燃料転換をした場合など、落札者事由により、実績 排出係数が契約排出係数を超過した場合は、下記のいずれかから選択によ り、落札者にて調整していただきます。 （ⅰ）炭素クレジットの調達等により実績排出係数を契約排出係数に調整 （ⅱ）実績排出係数と契約排出係数との差に当該年度の受給電力量および炭 素クレジットの市場価格（*36）を乗じた値を当該年度の翌年度末の 基本料金から割り引き（*37） - 82 - 備 考 (*33)試運転期間は、入札書類『（様式４）予定工事工程表』に入札時点で想定する期 間を記入してください。 (*34)当社は、需給運用上必要がある場合は、落札者の合意を得て、試運転計画の変更 を求めることがあります。 (*35) ・ 試運転により発生する電力を当社が受給する場合は、この要綱にもとづく電力受 給契約とは別に、試運転に関する電力受給契約を締結いたします。 ・ 試運転にともない発生する電力を当社が購入する場合の料金その他の供給条件は 協議により定めるものといたします。 (*36)炭素クレジットの市場価格は、発行済み炭素クレジットの代表的な価格指標であ る欧州気候取引所（ECX：European Climate Exchange）における認証排出削減量 （CER：Certified Emission Reductions)の先物取引の期近商品の価格（当該年度 の各日の終値の平均値）を用いることといたします。 ただし、上記価格を採用することが適当でない場合には、落札者と当社との間で 協議により他の指標等による方法を定めるものといたします。 (*37)契約供給期間における最終年度の実績排出係数を基準排出係数に調整できない場 合には、別途精算させていただきます。 - 83 - 要 綱 《ＣＯ２対策コストを入札価格に含める場合（『第５章（1）④二酸化炭素排出係数 の扱い』 で(ⅰ)（ロ）を選択した場合）》 ・ 落札者で基準排出係数（0.000550t-CO２/kWh（*38））に調整したうえで、調 整後の値を毎年度の実績排出係数として当社に報告していただきます。 ・ 追加で炭素クレジットを調達すること等によっても、基準排出係数に調整で きない場合には、実績排出係数と基準排出係数との差に当該年度の受給電力 量および炭素クレジットの市場価格を乗じた値を当該年度の翌年度末の基本 料金から割り引きます。 ・ ただし、実績排出係数が基準排出係数を超過した場合に、その理由が、当社 の通告によって運転停止・出力抑制を行った結果、運転効率が悪化したため など、落札者の責めとならない事由である場合は、この限りではありません。 （17）供給開始予定年月の変更 落札者または当社は、契約締結後、やむを得ない事由が生じた場合は、供給 開始年月を繰り延べることができるものといたします。原則として供給開始 年月の「１２ヵ月」を超える繰延べはできないものといたします。（*39） 契約締結後、供給開始年月の繰り上げが可能となった場合の扱いについて は、平成３１年４月を限度とし別途協議をさせていただきます。 ・ 供給開始年月を繰り延べる場合は、申し出た者（相手方の責めに帰すべき事由 にもとづき繰り延べを申し出た場合は、その相手方といたします）が次の①の 補償を行うものといたします。ただし、②に該当する場合は、①の補償は免責 されるものといたします。 ① 補償の内容 ・ 供給開始時期の繰り延べを申し出た者は（以下「繰延申出者」といいます）、 相手方に対して、供給開始繰り延べ１日ごとに契約最大電力１キロワット につき、１３．７０円の補償金を支払うものといたします。（*40） ・ 当社が補償金を申し受ける場合で、落札者から『本章（8）契約保証金』に よる契約保証金をお預かりしている場合は、上記の補償金は契約保証金か ら充当いたします（供給開始時に残額を返却いたします）。 - 84 - 備 考 (*38)0.000550t-CO２/kWh：地球温暖化対策の推進に関する法律（温対法）にもとづく政 府及び地方公共団体実行計画における温室効果ガス総排出 量算定に用いる代替値（平成24年度実績値） (*39)当社の電力需給状況が緩和し、落札した発電設備の供給開始によって当社の供給 力が過剰となる場合等において、当社は、供給開始予定年月の繰り延べを申し出る ことがあります。 (*40)供給開始遅延に対する一日あたり単価の算定根拠は次式によります。なお、供給 開始遅延に対する補償はこの補償に限るものといたします。 （契約保証金） 13.70円/kW･日 ＝ 5,000円/kW ÷ 365日 - 85 - 要 綱 ② 補償を免責する場合 ・ 不可抗力事由による場合（*41） ・ 落札者の責めとならない地域事情等の事由により、発電所の建設が遅延し た場合で、落札者が変更を申し出た時期が契約締結後１年６ヵ月以内の場 合 ・ 当社の責めとならない用地事情等の事由により、系統アクセス設備の建設 が遅延した場合で、当社が変更を申し出た時期が契約締結後１年６ヵ月以 内の場合（ただし、発電所建設の地元同意が得られていないため当社が契 約締結後すみやかに用地交渉に入れない場合は、発電所建設の地元同意後 １年６ヵ月以内とする場合があります） (18) 合意による解約 当社または落札者は、やむをえない事由が生じた場合で、相手方の合意を得た 場合には、契約を解約できるものといたします。（解約の時期が供給開始日以 降であるときは、７年前までに相手方に申し出るものといたします）。 この場合、解約を申した者（原因者）が相手方に『本章（21）解約または解除 に対する補償等』の補償を行うものといたします。 - 86 - 備 考 (*41) 不可抗力事由については『本章（22）不可抗力』を参照してください。 - 87 - 要 綱 (19) 契約の解除 ①当社または落札者の原因による解除 当社または落札者は、相手方が次の事項に該当する場合、相手方の原因とし てこの契約を解除できるものといたします。 この場合、原因者は、相手方に『本章（21）解約または解除に対する補償等』 の補償を行うものといたします。 ・ 破産手続、民事再生手続、会社更生手続、特別清算もしくはその他の倒 産関連法規にもとづく手続（以下、総称して「倒産手続」といいます） 開始の申立て、または解散の決議を行った場合 ・ この契約にもとづく取引に関する適用法令の規定に違反をし、相手方の 催告後３０日を経過してもなお、当該違反行為を改めない、または止め ない場合 ・ この契約による金銭債務の履行が行なわれず、相手方からの催告後１０ 日を経過してもなおその支払が行われない場合 ・ 相手方から催告を受けた一方は、その催告の期間中について契約の履行責任 を免れないものといたします。 ②当社の原因による解除 落札者は、当社が系統連系設備の建設・運営を、３０日以上にわたり継続 して放棄し、落札者からの催告後３０日を経過してもなお、その状態が是 正されない場合は、落札者は書面による通知によりこの契約を解除するこ とができるものといたします。 この場合、当社（原因者）は、相手方に『本章（21）解約または解除に対す る補償等』の補償を行うものといたします。 - 88 - 備 考 - 89 - 要 綱 ③落札者の原因による解除 当社は、落札者が次の事項に該当する場合、書面による通知によりこの契約 を解除することができるものといたします。 この場合、落札者（原因者）は、当社に『本章（21）解約または解除に対する 補償等』の補償を行うものといたします。 ・ 落札者の発電設備の建設・運営を、落札者が３０日以上にわたり継続し て放棄し、当社からの催告後３０日を経過してもなお、その状態が是正 されない場合 ・ 落札者が、供給開始予定年月（*42）までに供給開始しない場合 ・ 供給開始後、特定期間における年間供給可能電力量の平均値が年間契約 基準電力量を下回る場合で、その状態が是正される見込みがない場合 ④その他 上記の他、当社または落札者は、以下の場合、相手方に対する書面による通 知によりこの契約を解除することができるものといたします。 この場合、原因者は、相手方に『本章（21）解約または解除に対する補償等』 の補償を行うものといたします。 ・ 相手方が、この契約を遵守することを著しく怠り、当社または落札者の催 告後３０日を経過してもなおその状態が是正されない場合 ・ 相手方が繰り返しこの契約の規定を遵守することを著しく怠った場合 （20）反社会的勢力の排除 当社または落札者は、相手方が、反社会的勢力（*43）に直接または間接的に 関与していると認められる場合等は、相手方の帰責として何らの催告を要せ ず書面による通知により契約を解除できるものといたします。 この場合、原因者は、相手方に『本章（21）解約または解除に対する補償等』 の補償を行うものといたします。 - 90 - 備 考 (*42)『本章（17）供給開始予定年月の変更』により供給開始予定年月を変更した場 合は、変更後の供給開始予定年月といたします。 (*43)反社会的勢力とは、暴力団、暴力団員、暴力団準構成員、暴力団関係者、総会 屋その他これらに準ずる者をいいます。 - 91 - 要 綱 (21) 解約または解除に対する補償等 当社または落札者が『本章（18）合意による解約』、『同（19）契約の解除』 または『同（20）反社会的勢力の排除』による解除（総称して「解除等」と いいます）をする場合、その原因者が相手方に対し下記の補償等を行うもの といたします。（*44） なお、解除等にあたっては、電力の安定供給に支障をきたさないよう、当社 および落札者は最大限の配慮をするものといたします。 ① 供給開始前の解除等の場合 ・ 契約の解除等の時期が供給開始前の場合は、原因者は相手方に次の(ｱ)の補償 を行うものといたします。ただし､(ｲ)に該当する場合は、(ｱ)の補償は免責さ れるものといたします。 (ｱ) 補償の内容 《落札者の原因による解除等の場合》 ・ 落札者は当社に対し、契約保証金に相当する金額を違約金としてお支払い いただきます。 ※契約保証金をお預かりしている場合は当該契約保証金を違約金として充 当いたします（*45）。 《当社の原因による解除等の場合》 ・ 当社は落札者に、解除等によって通常生ずべき落札者の損失を補償いたし ます。なお、この場合、落札者は具体的な損失額・その内訳および発生根 拠等を説明し、双方協議の上補償金を決定するものといたします。（*46） (ｲ) 補償を免責する場合 《落札者の原因による解除等の場合》 ・ 落札者の責めとならない地域事情等の事由により、発電所の建設の見通し がたたずにやむを得ず解除等をする場合で、解除等を申し出た時期が契約 締結後１年６ヵ月以内の場合 《当社の原因による解除等の場合》 ・ 当社の責めとならない用地事情等の事由により、系統アクセス設備の建設 の見通しがたたずにやむを得ず解除等をする場合で、解除等を申し出た時 期が契約締結後１年６ヵ月以内の場合（ただし、発電所建設の地元同意が 得られていないため当社が契約締結後すみやかに用地交渉に入れない場 合は、発電所建設の地元同意後１年６ヵ月以内とする場合があります。） - 92 - 備 考 (*44)この他にも、当社ＮＳＣと落札者との間の系統アクセス工事に関する損害実費弁 償契約にもとづき、系統アクセス工事に要した費用の実費の精算が必要となります。 (*45)『本章（8）契約保証金』による契約保証金をお預かりしている場合、次の場合は、 契約保証金を返却いたします。 －落札者の原因による解除等の場合で、(ｲ)に該当し補償を免責された場合 －当社の原因による解除等の場合 (*46)解除等により生じる落札者の得べかりし利益の喪失は含まず、例えば以下を対象 に詳細は協議により決定するものといたします。 －落札者がこの事業に要する資金の調達を目的に実施した金融機関からの借入の 解除等の時点における元利金残高 －落札者がこの事業のために新たに設立された子会社合弁会社の場合、解除等 の時点までに実際に投下された株主資本累計額および当該株主資本累計額 に対する出資時点から解除等の時点にわたる一定の期待利回り －上記以外で、借入金の繰上弁済や金利スワップ契約の解約等を余儀なくされ た場合に発生する清算金など、解除等に直接起因し発生する落札者の合理的 な追加費用などの損害 - 93 - 要 綱 ②供給開始後の解除等の場合 《落札者の原因による解除等の場合》 ・ 当社が希望し落札者が同意した場合は、当社は設備に対する必要な検査・ 確認を行ったうえで、落札者の発電設備を買い取ることができるものと いたします。 ・ この場合の買取価格は、残存契約期間の基本料金のうち資本費に相当す る部分（固定資産税および出資利益を除く）から、解除等にともなう落札 者の保険金収入を差し引いた金額を基本として協議するものといたしま す。ただし、当該買取価格は、発電設備に関する落札者の残存借入債務 の金額から、解除等にともなう落札者の保険金を差し引いた金額を最低金 額といたします。（*47） ・ 上記の買取を行わない場合、落札者から当社に対し、次の早期の解除等にと もなう精算、および補償をしていただきます。 a.供給開始後、解除等の時点までの期間の受給価格(『(様式８)入札価格計 算書』の(Ｑ欄)の当該期間の合計値)と契約供給期間で均等化した受給価 格（『(様式８)入札価格計算書』の（Ｖ欄）の値)のうち当該期間に対応 する金額との差額（*48）〔差額精算〕 b.系統アクセス設備の残存簿価および撤去費用（*49）〔実費精算〕 c.上限価格と判定価格(いずれも契約供給期間で均等化した価格)との差額 の残存契約期間に対応する金額〔得べかりし利益の賠償額〕 ・ 残存契約期間が７年を超える場合は、上記ｃ.は解除等の時点から７年間分 を上限といたします。 ・ 解除等の事由が落札者の責めとならない場合は、上記ｃ.は適用しないもの といたします。 ・ 上記ａ.およびｂ.の金額は解除等の時点の現在価値に換算いたします。 - 94 - 備 考 (*47)万が一に供給開始後の落札者の原因による解除等が生じた場合、電力の需給状況 や落札者の発電設備の実態に照らしつつ、電力の安定供給に支障をきたさないため の方策として、当社により発電設備の買い取りをしうることといたします。 実際の設備の買取にあたって必要となる事前検査や瑕疵担保の扱い等も含め、双 方誠意をもって詳細な協議を行うものといたします。 (*48)『本章（9）①基本料金』により、資本費の補正をしている場合は、補正後の金額 により算定するものといたします。 【参考：落札者事由による供給開始後の解除等の時点の補償額の概念図】 単 価 （円/kWh） 上限価格 a 上限価格（均等化） c ＩＰＰ価格（均等化） ＩＰＰ価格 供給開始年度 最終年度 解約 (*49)電源線等設備の資本費については、落札者と当社ＮＳＣとの間で別途締結いただ く工事費負担金契約によりお支払いいただきますので、系統アクセス設備に関する 補償は、主に撤去工事費用が対象になります。ただし、電源線等以外の系統線の工 事（一般負担工事）のうち、落札者の解除等にともない不要となる設備がある場合 には、当該設備の残存簿価および撤去工事費についても補償の対象となります。 なお、上記の補償は、この契約にもとづく当社との電力受給開始（建設試運転 を含みます）後、１年に満たないで解除等をする場合にのみ適用いたします。た だし、落札者が落札した発電設備が当社の供給設備を同一の使用形態で利用され、 その利用されてからの期間がこの契約にもとづく当社との電力受給開始前を含め て１年以上になる場合には、１年以上利用される電力相当に見合う部分について は、補償を求めません。 - 95 - 要 綱 《当社の原因による解除等の場合》 ・ 落札者は、当社に対し発電設備の買取を請求することができるものとい たします。この場合、当社は設備に対する必要な検査・確認を行ったう えで、当社が同意した場合は、落札者の発電設備を買い取ることができ るものといたします。 ・ この場合、買取価格は、残存契約期間の基本料金のうち資本費に相当す る部分（固定資産税および出資利益を含む）に、発電設備の保守・運営 に 関し落札者が締結している契約の解除に係る費用を加えた金額から、 解除等にともなう落札者の保険金収入を差し引いた金額を基本として協 議するものといたします。ただし、当該買取価格は、発電施設に関する 落札者の残存借入債務の金額から本施設に係る保険金を差し引いた金額 を最低金額といたします。（*50） ・ 当社が上記の買取を行わない場合、当社から落札者に対し、解除等によっ て通常生ずべき落札者の損害を賠償いたします。なお、この場合は、落札 者は具体的な損失額・その内訳および発生根拠等を説明し、双方協議の上 補償金を決定するものといたします。（*51） (22) 不可抗力 不可抗力とは、以下の①～④の全ての条件を満たす例外的な事由を指し、主に 地震、津波、火山活動等の自然災害、戦争、紛争、テロ、騒擾、内乱、反乱や 当社または落札者の責めとならない事故等といたします。 ① 当社または落札者によって制御できない事由であること ② 事由発生が、当社または落札者の責めとならない事由であること ③ 当社または落札者が事前に想定ができなかった事由であること。または、想 定可能な事由の場合は、法令およびこの要綱等を踏まえた適切な対策を事前 に講じているにもかかわらず、回避できなかった事由であること ④ 当社または落札者が、当該事由発生時に適切な対策を講じたにもかかわら ず、回避できなかった事由であること - 96 - 備 考 (*50)万が一に供給開始後の当社の原因による解除等が生じた場合、電力の需給状況や 落札者の発電設備の実態に照らしつつ、電力の安定供給に支障をきたさないための 方策として、当社により発電設備の買い取りをしうることといたします。 実際の設備の買取にあたって必要となる事前検査や瑕疵担保の扱い等も含め、双 方誠意をもって詳細な協議を行うものといたします。 (*51)落札者の損害には得べかりし利益の喪失を含み、例えば以下を対象に詳細は協議 により決定するものといたします。 －落札者がこの事業に要する資金の調達を目的に実施した金融機関からの借入 の契約解除等の時点における元利金残高 －受給契約の存存期間に対応する基本料金の累計額に、借入によらない資金調 達の比率を掛け、契約解除等の時点の現在価値換算をした金額 －上記以外で、燃料調達に係る長期契約の解約費用、発電所の保守・運営に関 する契約の解約費用、および借入金の繰り上げ弁済手数料や金利スワップ契 約の解約手数料などの合理的な金融費用など、解除等に直接起因する落札者 の損害 - 97 - 要 綱 (23) 不可抗力事由による解約 当社または落札者の契約の全部または一部の履行が、不可抗力事由によって 不能となった場合、双方誠意を持って協議のうえで復旧の見通しが得られな い場合、または不可抗力事由発生後１２ヵ月以上にわたり契約の全部または 一部の履行不能が継続し、その状況の解消が見込めないと判断した場合に は、この契約を解約することができるものといたします。（*52） ・ 不可抗力事由が生じ、契約の全部または一部の履行ができない（建設工事の遅 延を含む）こととなった場合、相手方に対し、可能な限り速やかに具体的な内 容を通知するものといたします（*53）。 ・ 通知者と通知者から通知を受けた一方は、完全な契約履行に向けた対応につい て可能な限り速やかに誠意を持って協議するものといたします。（*54） ・ 通知者は、協議により契約履行に向けた対応に合意をした場合、可能な限り速 やかに、不可抗力事由を解消し、義務を履行するために、合理的な一切の手段 を講じるものといたします。 ・ 通知者は、不可抗力事由の発生日以降、当該不可抗力事由が解消される、また は不可抗力を理由とした解約をするまでの期間において、契約の履行義務は免 除されるものといたします（ただし、契約履行に向けた対応に合意をした場合 の回復努力義務は除く）。 ・ 通知者の契約履行が免除される期間は、その免除される義務に対応する相手方 の契約履行義務も免除とします。ただし、落札者の不可抗力事由による契約の 全部または一部の履行不能の場合、当社は基本料金（落札者が契約履行義務を 免れたことにより支出または負担を免れた費用を控除することができるもの といたします）のお支払いは継続するものといたします。 - 98 - 備 考 (*52)落札者または当社のいずれの責にも帰すべき事由によらない場合であって、不 可抗力に至らない事象が発生した場合は、自らの責任および負担においてこれに 対応し、契約の履行を継続するものといたします。 (*53)不可抗力の具体的な内容の通知は、当該不可抗力事由発生の日から30日以内を目 安に行うものといたします。 (*54)この協議は、当該不可抗力事由発生の日から90日以内を目安に結論を得るものと いたします。 - 99 - 要 綱 (24) 不可抗力事由による解約についての扱い 不可抗力事由による解約についての扱いは以下のとおりといたします。 《落札者の契約履行に影響を及ぼす不可抗力事由が生じた場合》 ・ 供給開始日以降に不可抗力事由が発生した場合で、落札者が解約を申し出 た場合、当社が希望し落札者が同意した場合は、当社は発電設備に対する 必要な検査・確認を行ったうえで、落札者の発電設備を買い取ることがで きるものといたします。（*55） ・ この場合、買い取り価格は、残存契約期間の基本料金のうち資本費に相当 する部分（固定資産税および出資利益を除く）から、解約にともなう落札 者の保険金収入を除いた金額を基本として協議するものといたします。 ・ 落札者が解約を申し出た場合で当社が上記の買い取りを行わない場合、ま たは当社が解約を申し出た場合は、双方とも相手方に対する補償はないも のといたします（落札者が所有権を保持）。ただし、供給開始日以降で不 可抗力事由による解約の場合は、供給開始後、解約時点までの期間の受給 価格(『（様式８）入札価格計算書』の(Ｑ欄)の当該期間の合計値)と契約供 給期間で均等化した受給価格（『（様式８）入札価格計算書』の（Ｖ欄）の 値）のうち当該期間に対応する金額との差額の精算を行っていただきます。 （*56） 《当社の契約履行に影響を及ぼす不可抗力事由が生じた場合》 ・ 供給開始日以降に不可抗力事由が発生した場合で、当社が解約を申し出た 場合、落札者は、当社に対し発電設備の買い取りを請求することができる ものといたします。この場合、当社は、設備に対する必要な検査・確認を 行ったうえで同意した場合は、落札者の発電設備を買い取るものといたし ます。 ・ この場合の買い取り価格については、上記《落札者の契約履行に影響を及 ぼす不可抗力事由が生じた場合》に当社が発電設備を買い取る場合と同様 といたします。 ・ 当社が解約を申し出た場合で落札者が買い取りを要求しない場合、または 落札者が解約を申し出た場合は、双方とも相手方に対する補償はないもの といたします（落札者が所有権を保持）。 - 100 - 備 考 (*55)供給開始後の落札者の不可抗力事由による解約が生じた場合、電力の需給状況や 落札者の発電設備の実態に照らしつつ、電力の安定供給に支障をきたさないための 方策として、当社により発電設備の買い取りをしうることといたします。 実際の設備の買取にあたって必要となる事前検査や瑕疵担保の扱い等も含め、双 方誠意をもって詳細な協議を行うものといたします。 (*56)差額精算のイメージは『本章（21）②供給開始後の解除等の場合』を参照してく ださい。 - 101 - 要 綱 (25) 電力量の仕訳に係る順位 当社への卸供給電力量とそれ以外の電力量を同一計量する場合は、当該計量に関 係する一般電気事業者が定める託送供給約款にもとづき、電力量の仕訳に係る順 位（以下「優先順位」といいます）を設定していただきます。 ・ 当社受給分の優先順位は、最上位かつ単独の順位としていただきます（ＪＥ ＰＸスポット等の匿名取引分を除く）。 ・ ただし、落札した発電設備から当社受給と同時間帯に当社以外に卸売供給を 行う場合については、当社受給分と当社以外受給分を同順位（通告電力プロ ラタ）とすることも可能といたします。 (26) 契約の承継 当社および落札者は、相手方に事前に通知し、その同意を得た場合を除き、 この契約に定める権利義務、またはこの契約上の地位を第三者に譲渡する こと、担保に供すること、または承継させることができないものといたし ます。（*57） ただし、落札者が落札者の資金調達先に対する担保として、この契約に定 める落札者の権利を譲渡すること、またはこの契約上の地位の譲渡予約契 約を締結すること、およびこれらの担保権の実行により、この契約にもと づく落札者の当社に対する権利または落札者の地位が担保権者またはその 他の第三者に移転することについて当社は予め了承いたします。ただし、 この場合の第三者が、反社会的勢力に該当する場合、または電力供給を行 う上で技術的信頼性が確保されていない者である場合（*58）はこの限りで はありません。 (27) 契約供給期間満了後の扱い 当社または落札者が契約供給期間満了日の３年前までに期間の延長を申し 出た場合、その相手方は特別な事情がない限り契約延長の協議に応じるもの といたします。 契約供給期間満了後は、当社へ販売するほかに、契約の全部または一部を当 社以外に販売することも可能といたします。 - 102 - 備 考 (*57)落札者が電力卸供給を行うことを目的として設立された子会社、合弁会社等であ る場合で、その出資者の変更または出資比率の変更を行おうとする場合にも同様と いたします。 (*58)技術的信頼性とは、発電実績を有すること、または発電実績を有する者からの技 術的支援等を受けられることをいいます。 - 103 - 要 綱 (28) 表明保証、損害賠償 当社および落札者は、下記の事項について表明し、保証するものといたし ます。表明保証事項が、真実に反しまたは不正確であることにより、相手 方が損害等を被った場合には、これを賠償するものといたします。 ・ 自らは、日本法に準拠して適法に設立され、有効に存在する法人であること。 ・ この契約にもとづく義務を履行するために必要とされる完全な権能および権 利を有していること。 ・ この契約の締結および履行は、自らの会社の目的の範囲内の行為であり、これら について適用法令、定款その他の社内規則において必要とされる全ての手続を完 了しており、この契約に署名または記名捺印する者は、自らを代表してこの契約 に署名または記名捺印する権限を付与されていること。 ・ この契約の締結および履行ならびに事業遂行に必要とされる一切の許認可、届 出等を関連する適用法令の規定に従い適法かつ有効に取得、履践している、ま たはその意思を有すること。 ・ この契約の締結および履行により、公的機関その他の第三者の許認可等が要求 されることはなく、かつ、この契約の締結および履行は、適用法令、自らの定 款その他の社内規則、自らを当事者とする、または自らもしくは自らの財産を 拘束し、もしくはこれに影響を与える第三者との間の契約等に抵触するもので はないこと。 ・ この契約にもとづく義務の履行に重大な悪影響を及ぼし、または及ぼすおそれ のある自らに対する判決等はなく、自らがこの契約にもとづく義務の履行に重 大な悪影響を及ぼし、または及ぼすおそれのある自らに対する訴訟等の法的手 続または行政手続が裁判所もしくは公的機関に係属しまたは開始されておら ず、自らの知る限り、提起または開始されるおそれもないこと。 ・ 自らの資産状況、経営状況または財務状態について、この契約にもとづく自ら の義務の履行に重大な悪影響を及ぼす事由が存在していないこと。 ・ 自らが支払停止、支払不能または債務超過の状態ではないこと、または倒産手 続、解散または清算手続が係属していないこと。また、それらの手続は申し立 てられておらず、自らの知る限り、それらの開始原因または申立原因は存在し ていないこと。 - 104 - 備 考 - 105 - 要 第９章 綱 発電余力の活用 (1) 発電余力の活用 当社の３０分ごとの通告電力量（変更通告が行われた場合は変更後の値と いたします）が契約最大電力を２で除した値に相当する電力量を下回る場 合、その差分（以下「発電余力」といいます）については、新電力やＪＥ ＰＸ等へ卸売供給（以下「余力活用」といいます）をすることができます （*1）。 ・ 余力活用を行うにあたっては、余力活用を理由として卸供給契約上の当社の権 利が不当に損なわれることがないよう、当社への卸供給に支障が出ない範囲内 としていただきます（*2）。 ・ 『第８章（7）③変更通告』にもとづき、当社は変更通告期限までの間で変更通 告を行う可能性があるため、余力活用は変更通告期限の翌日以降となります。 (2) 余力活用時の電力量の仕訳に係る順位 当社への卸供給電力量とそれ以外の電力量を同一計量する場合は、当該計 量に関係する一般電気事業者が定める託送供給約款にもとづき、電力量の 仕訳に係る順位（以下「優先順位」といいます）を設定していただきます。 ・ 当社への卸供給電力量の順位はＪＥＰＸのスポット取引等の匿名取引分を除 き、最上位かつ単独の順位としていただきます。 ・ ただし、落札した発電設備から当社受給と同時間帯に当社以外に卸売供給を 行う場合については、当社受給分と当社以外受給分を同順位（通告電力プロ ラタ）とすることも可能といたします。 - 106 - 備 考 (*1) ・ 発電余力の供給先は、落札者が自由に選択することができます。 ・ 余力活用を行うにあたっての具体的な取り扱いは、「卸・ＩＰＰ電源の発電余力 活用の具体的スキームについて（平成23年11月資源エネルギー庁策定）」になら うものといたします。 ・ 契約最大電力は１時間値となりますが、電力量の計量は30分ごとに行いますので、 ２で除す必要があります。 (*2)当社への卸供給に支障が出ない範囲内の一例として、自治体との協定等による年 間のＮＯｘ・ＳＯｘ等の排出枠および燃料調達面等に留意してください。 - 107 - 要 綱 (3) 余力活用により当社通告を遵守できなかった場合の扱い 余力活用時に未達が生じた場合であって、その未達の発生事由が落札者の 故意または重大な過失によることが判明した場合には、その未達について は、通告未達割戻料金ではなく次により算定される余力活用補償料金とし て、当該月の基本料金から割り引きます。 なお、この場合、当社は落札者に対して、当社の通告を遵守するよう催告 いたします。 余力活用補償電力量 ＝ 通告電力量 － 実績受給電力量 余力活用補償料金 ＝ 余力活用補償電力量 × 余力活用補償料金単価 当該年度の基本料金年額 余力活用補償料金単価 ＝ × ３ 年間契約基準電力量 - 108 - 備 考 - 109 - 要 第１０章 綱 その他 (1) 計量について 受給電力量の計量については次のとおりとします。 《当社系統に直接連系する場合》 ・ 当社は、受電地点ごとに取り付けた記録型計量器により受電電圧と同位の電 圧で、30分単位で計量いたします（*1）。 ・ 記録型計量器、その他計量に必要な付属装置については、原則として当社の 所有とし、当社で取り付けるものといたします。その工事費は、当社ＮＳＣ が実施する系統アクセス工事に含まれ、落札者と当社ＮＳＣとの『工事費負 担金契約』により落札者にご負担いただくものといたします。 ・ 法令等により記録型計量器およびその付属装置を取り替える場合には、原則 として当社の所有とし、当社ＮＳＣが施工いたしますが、その工事費（その 他計量に必要な付属装置を共用する場合は、当該共用設備の設置に要する工 事費を折半したものといたします）については、託送供給約款の扱いに準じ、 落札者と当社ＮＳＣとの間で都度締結する『工事費負担金契約』により、全 額を工事費負担金として落札者から申し受けます。 《当社以外の一般電気事業者の系統に連系する場合》 ・ 落札した発電設備が連系する系統の一般電気事業者が定める託送供給約款 によるものといたします。 （2）守秘義務 当社は、応札者からご提出いただいた入札書類の情報、『第７章（1）応札に あたり満たすべき条件への適合の確認』ならびに『同章（2）価格評価による 順位決定』による状況変化に対する評価のために当社ＮＳＣまたは関連一般 電気事業者の送配電部門から開示を受けた情報は、入札案件の評価以外の目 的で使用いたしません。 当社および落札者は、当社と落札者との間で締結する受給契約に関する情報 については、事前に相手方の書面による承諾を得ない限り第三者に開示しな いものといたします。 - 110 - 備 考 (*1)毎月の受給電力量の計量は当社が行うものといたしますが、落札者は電力の受給に ついて必要な事項（発電日誌等）を記録し、当社の求めに応じて提出いただきます。 - 111 - 要 綱 (3) 落札規模が募集規模に対して不足した場合の扱いについて 今回の「平成 26 年度電力卸供給入札募集」については、落札規模が募集規模 に満たなかった場合でも、不足分への対応とした再募集は行いません。 ①「平成24年度電力卸供給入札募集」による落札者の扱い ・ 「平成26年度電力卸供給入札募集」（以下「今回入札」といいます）は、当社 が実施した「平成24年度電力卸供給入札募集」（以下「前回入札」といいます） の不足分の再募集を兼ねて実施いたします。 ・ したがって、今回入札に限り、前回入札における落札者（３件６７.８万ｋＷ。 以下「前回落札者」といいます）について、それぞれ前回入札における発電設 備により、前回落札規模以上の契約最大電力で今回入札に応札すること（以下 「再応札」といいます）ができるものといたします。 ・ 前回落札者による再応札の結果、前回落札者が今回入札の落札者となり、別途 当社と今回入札条件にもとづく電力受給契約を締結した場合は、前回落札者は 前回落札の結果締結した電力受給契約（以下「前回契約」といいます）を解約 することができるものとし、この場合、前回落札者は当社に対し解約にともな う補償は要しないことといたします。 ・ 一方、再入札の結果、前回落札者が今回入札の落札者とならなかった場合は、 当社は前回契約を継続または解約することができるものとし、当社が解約を選 択した場合、当社は前回落札者に対し、解約にともなう補償を要しないことと いたします。 ②「平成26年度電力卸供給入札募集」における扱いについて ・ 今回入札については、落札規模が募集規模に満たなかった場合であっても、爾 後の入札については不足分の再入札としてではなく、別途の入札として実施い たしますので、上記①と同様の扱いはいたしませんのでご留意ください。 - 112 - 備 考 - 113 - - 114 - 別紙１ 振替供給に必要な料金および振替損失率について 事業者間 （円/kWh） 精算単価 当社以外の一般電気事業者の系統に連系する場合において、応札者の価格評価に用いる振替供給に必要な 料金および振替損失率は、下図のとおりとします。 北海道地内 北本連系 東北中継 0.29 【算定方式】 １．振替供給に必要な料金 ・一般電気事業者間における振替供給に係る費用の算定に用いる事業者間精算単価（平成25年９月１日時点）にもとづき、当社以 外の一般電気事業者から当社迄の振替供給に必要な料金（以下「振替料金」といいます）を算定いたしました。 九州地内 中国中継 関西中継 中部中継 0.32 0.37 事業者間 （円/kWh） 精算単価 ＜越前連系の場合＞ 北陸地内 関西中継 中部中継 0.28 0.24 0.21 ＜南福光連系の場合＞ 北陸地内 南福光連系 中部中継 0.28 1.07 0.21 事業者間 （円/kWh） 精算単価 0.24 中国地内 関西中継 中部中継 0.21 0.37 0.24 0.21 FC 1.14 FC 1.14 振替損失率 振替損失率 九州地内 中国中継 関西中継 中部中継 1.0% 1.4% 0.6% 1.4% 0.6% 2.3% FC 0.5% FC 0.6% 0.4% 九 州 中 国 当社迄の振替料金 2.33円/kWh 当社迄の振替料金 1.99円/kWh → 当社迄の振替損失率 7.1% 北海道地内 北本連系 東北中継 事業者間 （円/kWh） 精算単価 ＜本四連系の場合＞ 四国地内 本四連系 中国中継 関西中継 中部中継 0.53 0.24 0.24 0.21 ＜阿南変換の場合＞ 四国地内 阿南変換 関西中継 中部中継 FC 0.24 0.26 0.24 0.21 1.14 FC 1.14 → FC 2.0% ＜本四連系の場合＞ 四国地内 本四連系 中国中継 関西中継 中部中継 0.3% - 0.6% ＜阿南変換の場合＞ 四国地内 阿南変換 関西中継 中部中継 0.8% 0.6% 2.3% 2.3% FC 2.0% ↑ ↑ 四 国 FC 2.0% 2.3% ＜阿南変換の場合＞ 当社迄の振替料金 2.14円/kWh 当社迄の振替損失率 5.8% 三重 0.38 当社迄の振替料金 0.38円/kWh 振替損失率 当社迄の振替損失率 0.8% 東北地内 0.8 中 部 当社迄の振替料金 1.36円/kWh ↓ 南いわき 周波数変換設備 60Hz→50Hz → 新信濃2号FC 東清水FC 東 京 当社迄の振替損失率 4.3% 事業者間 （円/kWh） 精算単価 FC 中部地内 FC 1.14 0.21 1.14 振替損失率 振替損失率 関西地内 中部中継 0.6% 東 北 東北地内 南福光 連系 設備 ↓ → 事業者間 （円/kWh） 精算単価 0.21 北本連系設備 事業者間 （円/kWh） 精算単価 ＜南福光連系の場合＞ 当社迄の振替料金 2.76円/kWh 当社迄の振替損失率 6.6% 越前 当社迄の振替損失率 4.8% 0.24 0.8% 2.0% 当社迄の振替料金 1.61円/kWh 関西地内 中部中継 4.1% FC 関 西 阿南変換設備 (四国) ＜本四連系の場合＞ 当社迄の振替料金 2.43円/kWh 当社迄の振替損失率 5.6% 振替損失率 0.2% FC 東岡山 (中国) 当社迄の振替損失率 6.2% 本四連系 設備 2.1% 0.3% ＜越前連系の場合＞ 当社迄の振替料金 1.90円/kWh 当社迄の振替損失率 5.3% 1.14 2.3% ↓ 新山口 0.5% 1.14 ＜南福光連系の場合＞ 北陸地内 南福光連系 中部中継 2.0% 当社迄の振替損失率 5.2% 北 陸 FC ＜越前連系の場合＞ 北陸地内 関西中継 中部中継 2.0% 当社迄の振替料金 1.96円/kWh ↓ 振替損失率 中国地内 関西中継 中部中継 2.3% 0.38 振替損失率 ２．振替損失率 ・一般電気事業者間における振替供給に係る費用の算定に用いる振替損失率（平成25年９月１日時点）にもとづき、当社以外の一 般電気事業者から当社迄の振替損失率を算定いたしました。 事業者間 （円/kWh） 精算単価 1.27 北 海 道 2.3% FC 中部地内 FC 2.0% 2.3% 2.0% （注）四国電力または北陸電力の系統に連系し当社へ供給する場合、それぞれ２つある接続ルートのどちらを使用するかに ついては、各社による接続検討の結果によります。 - 115 - - 116 - 別紙２ 系統アクセスに関する手続き等の流れ １ 事前相談 ○当社系統への連系に関するご質問（連系可能容量（目安）、電源線敷設に係わる標準的なコスト および工期など）については、当社ネットワークサービスセンター（以下「当社ＮＳＣ」という） へご相談ください。なお、具体的な地点における更なる詳細な連系可能容量や電源線施設および 系統増強に係わるコストおよび工期については、接続検討が必要となります。 ○当社ＮＳＣの連絡先等は、当社ホームページ上の下記アドレスに掲載されております。 http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/wsc2-j.html ↓ 2 接続検討の申込み ○接続検討申込書に必要な事項をご記入のうえ、当社ＮＳＣに申込んでください。 ＊接続検討申込書の様式は、当社ホームページ上の下記アドレスに掲載されております。 http://www.tepco.co.jp/corporateinfo/provide/engineering/wsc/flow-j.html ＜注意事項＞ 当社ＮＳＣは、原則として接続検討の申込みから３ヵ月以内に検討結果を回答いたします。接続 検討は、「６ 接続供給申込（入札時暫定）」に先立ち終了していることが必要となります。 ↓ 3 調査料 ○当社ＮＳＣは、１発電場所（受電地点）１検討につき20万円（税抜き）を調査料として、接続検 討の申込み時に申し受けます。なお、一旦申し受けた調査料は、返金いたしかねます。 ＊同一発電場所において、容量別に複数の接続検討を行う場合は、それぞれを１検討とし調査料 を申し受けます。 ＊アグリゲーション（複数の発電場所を集約して一体的に供給）により応札する場合は、受電地 点ごとにそれぞれを１検討として調査料を申し受けます。 ○ただし、以下に該当する場合は、調査料を申し受けません。 ①特別高圧・高圧電線路に連系する電源で発電設備出力が50kW未満の場合 ②接続検討履歴があり、既回答内容で供給可能な場合 ③特別高圧・高圧電線路に連系する電源で以下の４項目全てに該当する場合 ａ.発電設備が連系されていること ｂ.アクセス線工事が不要であること ｃ.工事費積算が必要な場合、計量器・自動検針に限定したものであること ｄ.安定度等の特殊検討が不要であること - 117 - ４ 接続検討 ○当社ＮＳＣは、応札者の設置する発電設備を当社の特別高圧・高圧電線路に系統連系するにあた り、他の事業者や当社電力系統に影響がないか、技術的な検討等を行います。 ○その際、接続検討に必要なデータを追加で当社ＮＳＣに提出していただく場合があります。 ○過去に接続検討を実施した発電設備であっても、系統状況の変化等により新たな接続検討が必 要となる場合がありますので、応札に先立ち、お早めに当社ＮＳＣにご相談ください。新たな 接続検討が必要な場合、３ヵ月程度の期間が必要となる場合があります。 ↓ 5 接続検討の回答 ○当社ＮＳＣは、発電設備を系統に連系するために必要となる系統アクセス工事の概要、概算工事 費、工事費負担金概算額および所要工期等を回答いたします。 ○接続検討の回答については、系統連系を保証するものではございません。 ○当社ＮＳＣが接続検討の結果としてお知らせする回答項目は以下のとおりです。 ・ 接続検討申込み内容に対する可否 ・ 系統アクセス工事の概要（電力保安通信設備（通信線を含む）、取引用計量装置、その他必要 となる工事（既設系統増強工事、短絡電流抑制対策工事、仮設備の設置等本体工事以外に必要 な工事など）） ・ 概算工事費および算定根拠 ・ 工事費負担金概算額（電源線等工事費（特定負担分）） ・ 所要工期 ・ 応札者側に必要な対策 ・ 前提条件 ・ 運用上の制約 ・ 電源線等以外工事費（一般負担分）の均等化年経費 なお、下記項目については、詳細な検討が必要であることから、接続供給申込（入札時暫定）後 に検討を実施いたします。 ・ 電磁誘導対策 ・ 高調波共振現象対策の必要性 など ○電磁誘導対策、高調波共振現象対策については、接続検討における対策要否の判断は困難なた め、落札決定後の詳細設計で対策の要否を検討いたします。対策が必要となった場合の工事費 は、当社にて負担いたします。 - 118 - 接続供給申込（入札時暫定） ６ ○応札に先立ち、接続供給申込書（入札時暫定）に必要な事項をご記入のうえ、当社ＮＳＣに申込 んでください。 ＊接続供給申込書（入札時暫定）の様式は、当社ＮＳＣにてお渡しいたしますので、お問い合わ せください。 ○接続供給申込（入札時暫定）に先立ち、接続検討結果の前提となった系統の条件に変更がないか ご確認いただくため、事前に当社ＮＳＣに、新たな接続検討の必要性に関する確認（以下「要否 確認」という）を行ってください。要否確認の調査料は申し受けませんが、要否確認の結果、前 提とした系統の条件に変更がある場合等には、改めて接続検討が必要になります。この場合、再 度調査料（20万円（税抜き））を申し受けます。 ○当社ＮＳＣは接続供給申込書（入札時暫定）の受付時に、入札書の添付書類として必要となる「接 続供給申込（入札時暫定）受領書」を発行いたします。なお、応札者が落札できなかった場合等 は、本接続供給申込（入札時暫定）は無効となります。また、「接続供給申込（入札時暫定）受 領書」を発行後、募集期間の締切までに前提とした系統の条件に変更が生じた場合等には、当社 ＮＳＣよりご連絡させていただきます。 ＜注意事項＞ 接続検討では、当該応札者が単独で特別高圧・高圧電線路に連系する場合の所要額を回答いたし ますが、入札価格の評価にあたって、他の応札者と競合する場合等、接続検討時から状況変化が 生じた場合、当社ＮＳＣは、概算工事費、工事費負担金概算額の再算定を行います。その場合、 接続検討時に予測し得ない理由により、やむを得ず接続検討時の回答と異なる場合があります。 ↓ 応札 落札者決定 ↓ ７ 損害実費弁償契約・工費費負担金契約の締結 ○落札決定後、当社ＮＳＣと落札者（一発電設備に対し複数の事業者が存在する場合は代表者） との間で、損害実費弁償契約を締結いたします。 ○損害実費弁償契約締結後、当社ＮＳＣは測量・調査等を実施し、系統アクセス工事の詳細設計 を行います。 ○詳細設計後、当社ＮＳＣと落札者（一発電設備に対し複数の事業者が存在する場合は代表者） との間で、工事費負担金契約を締結いたします。 ＜注意事項＞ 接続供給申込（入札時暫定）は、落札した場合に有効となります。 - 119 - ８ 工事実施・図面協議 ○当社ＮＳＣが工事可能となる時期について協議させていただきます。 ○受電設備の運転開始・停止時期の調整等，円滑な工事実施にご協力をいただきます。 ○工事が遅延する場合等については，発生の都度，速やかにお知らせいたします。 ○必要に応じて，当社ＮＳＣと落札者（代表者）で図面協議をさせていただきます。 ↓ 系統アクセス工事完了 ↓ ９ 工事費負担金確定・精算 ○系統アクセス工事完了後、当社ＮＳＣと落札者（代表者）との間で、工事費確定額精算を行い ます。 ※当社ＮＳＣと工事費負担金の精算を行った場合、落札者事由によらない工事費負担金の変動額に ついては、『第８章 契約条件（9）受給料金』にもとづき別途精算いたします。 - 120 - 別紙３の１ 評価時における電源線等工事費（特定負担分） および電源線等以外工事費（一般負担分）の調整について （１）評価時における価格調整について 接続検討に際しては、当該事業者が単独で系統に連系する場合の所要額を回答いたしま す。ただし、接続検討時に予測し得ない下記のような理由が生じた場合には、評価時にお いて電源線等工事費（特定負担分）および電源線等以外工事費（一般負担分）について再 算定を行い、入札価格および評価価格を調整いたします。 なお、ここでの各工事費および年経費は、当社への卸供給（入札分）に係る金額といた します。 （接続検討時に予測し得ない事例） ・ 同一系統に複数の事業者が応札する場合 ・ 入札締切間際に入札電源以外の接続供給申込があった場合 （２）入札価格に含まれる資本費・電源線等工事費（特定負担分）の調整 『 （様式８）入札価格計算書』の（Ａ欄）に記載の資本費および電源線等工事費を以下の 算定式により、当社にて再算定します。 ①電源線等工事費（特定負担分）が変更となった場合（接続検討時の電源線等工事費≠０） ＜算定式＞ 再算定後の各年度の 電源線等工事費（aa'ｎ） 再算定後の各年度の 資本費（Ａｎ’） ＝ ＝ 再算定後の電源線等工事費 （特定負担分） 入札価格計算書の 各年度の電源線等 工事費（aaｎ） 入札価格計算書 の各年度の資本費 （Ａｎ） × 接続検討時の電源線等工事費 （特定負担分） + ※算定の単位は千円とし、その端数は百円単位で四捨五入します。 - 121 - 再算定後 の各年度の 電源線等工事費 （aa'ｎ） － 入札価格計算書 の各年度の 電源線等工事費 （aaｎ） ②電源線等工事費（特定負担分）が追加された場合（接続検討時の電源線等工事費＝０） ＜算定式＞ 入札価格計算書の 各年度の資本費（Ａｎ） 再算定後の各年度の 電源線等工事費（aaｎ’） ＝ 再算定後の各年度の 資本費（Ａ'ｎ） ＝ 再算定後の電源線等工事費 （特定負担分） × 入札価格計算書の 各年度の資本費（Ａｎ） + 入札価格計算書の 資本費合計（ΣＡ） 再算定後の各年度の 電源線等工事費（aa'ｎ） ※算定の単位は千円とし、その端数は百円単位で四捨五入します。 （３）電源線等以外工事費（一般負担分）の調整（評価過程のみに適用） （算定式） ｂ(円/kWh) ＝ ａ(千円)×1,000 ÷ 年間契約基準電力量（kWh） ＊小数点以下第２位までとし、小数点以下第３位で四捨五入します。 ・ 再算定後の電源線等以外工事費（一般負担分）の年経費：ａ（千円） ・ 調整後の電源線等以外工事費（一般負担分）の単価 ：ｂ（円/kWh） - 122 - 別紙３の２ 調整後の入札価格の算定方法 ・ 当社にて、 『（様式８）入札価格計算書』の（Ａ欄）に記載の各年度の資本費および電源線等工事費を調整式に従い、再算定します。 ・ 再算定された資本費、電源線等工事費に置き換え、入札価格を再計算し、 「調整後の入札価格」とします。 ＜具体的な算定方法＞ ［エスカレーション反映前］ 資 本 費 固 定 費 ↓供給開始年度 平成 年度 平成 年度 平成 年度 （20 （20 年度） （20 年度） 年度） （20 年度） （20 合 計 Ａ1 Ａ2 Ａ13 Ａ14 Ａ15 ΣＡ ( aa1 ) ( aa2 ) ( aa13 ) ( aa14 ) ( aa15 ) ( Σaa ) (再掲２:基準金利相当額) ( ab1 ) ( ab2 ) ( ab13 ) ( ab14 ) ( ab15 ) ( Σab ) (再掲３:土建工事費相当額) ( ac1 ) ( ac2 ) ( ac13 ) ( ac14 ) ( ac15 ) ( Σac ) 運転維持費 Ｂ Ｂ1 Ｂ2 Ｂ13 Ｂ14 Ｂ15 ΣＢ 備 考 小計 Ｃ＝Ａ＋Ｂ Ｃ1 Ｃ2 Ｃ13 Ｃ14 Ｃ15 燃料本体費 Ｄ Ｄ1 Ｄ2 Ｄ13 Ｄ14 Ｄ15 資 本 費 固 定 費 ( ab1 ) ( ab2 ) ( ab13 ) ( ab14 ) ( ab15 ) ( Σab ) (再掲３:土建工事費相当額) ( ac1 ) ( ac2 ) ( ac13 ) ( ac14 ) ( ac15 ) ( Σac ) Ｃ'13 Ｃ'14 Ｃ'15 ΣＣ' Ｄ2 Ｄ13 Ｄ14 Ｄ15 ΣＤ ΣＥ Ｇ2 Ｇ13 Ｇ14 Ｇ15 資本費の年度回収率の上限(％) 15年契約 13.8% 25.8% 92.3% 96.2% 100.0% 第１年度 第２年度 第13年度 第14年度 第15年度 合 計 Ｅ Ｅ1 Ｅ2 Ｅ13 Ｅ14 Ｅ15 ΣＦ 可 変 燃料関係諸経費 費 小計 Ｆ＝Ｄ＋Ｅ Ｆ1 Ｆ2 Ｆ13 Ｆ14 Ｆ15 ΣＦ ΣＧ 合 計 Ｇ＝Ｃ＋Ｆ Ｇ'1 Ｇ'2 Ｇ'13 Ｇ'14 Ｇ'15 ΣＧ' 資本費の年度回収率の上限(％) 15年契約 13.8% 25.8% 92.3% 96.2% 100.0% 第１年度 第２年度 第13年度 第14年度 第15年度 合 計 ΣＨ' ［エスカレーション反映後］ （単位；千円、円/kWh） 備 考 資 本 費 Ｈ＝Ａ Ｈ1 Ｈ2 Ｈ13 Ｈ14 Ｈ15 ΣＨ 運転維持費 Ｉ＝Ｂ Ｉ1 Ｉ2 Ｉ13 Ｉ14 Ｉ15 ΣＩ 小計 Ｊ＝Ｈ＋Ｉ Ｊ1 Ｊ2 Ｊ13 Ｊ14 Ｊ15 ΣＪ 燃料本体費 Ｋ(下記参照） Ｋ1 Ｋ2 Ｋ13 Ｋ14 Ｋ15 ΣＫ 複利現価係数 Ｌ＝(1＋0.029) -y 0.97182 0.94443 0.68960 0.67017 0.65128 （ΣＭ） Ｍ＝Ｋ×Ｌ Ｍ1 Ｍ2 Ｍ13 Ｍ14 Ｍ15 ΣＭ Ｎ＝Ｅ Ｎ1 Ｎ2 Ｎ13 Ｎ14 Ｎ15 ΣＮ Ｌ＝(1＋0.029) -y 0.97182 0.94443 0.68960 0.67017 0.65128 （ΣＯ） （Ｕ＝ΣＯ×γ） Ｏ＝Ｎ×Ｌ Ｏ1 Ｏ2 Ｏ13 Ｏ14 Ｏ15 ΣＯ Ｕ Ｐ＝Ｋ＋Ｎ Ｐ1 Ｐ2 Ｐ13 Ｐ14 Ｐ15 ΣＰ （Ｙ＝Ｗ＋Ｘ） Ｑ＝Ｊ＋Ｐ Ｑ1 Ｑ２ Ｑ13 Ｑ14 Ｑ15 ΣＱ （ΣＲ） ΣＲ 入札価格の 調整 固定費価格 （ＡＡ＝Ｚ－Ｙ） （Ｔ＝ΣＭ×γ） Ｔ 燃料本体費単価 （Ｗ＝Ｔ/Ｓ） Ｗ 燃料関係諸経費単価 （Ｘ＝Ｕ/Ｓ） Ｘ 可変費価格 （Ｖ＝ΣＲ×γ） Ｖ ［エスカレーション反映後］ 固 定 費 Ｈ＝Ａ Ｈ'1 Ｈ'2 Ｈ'13 Ｈ'14 Ｈ'15 運転維持費 Ｉ＝Ｂ Ｉ1 Ｉ2 Ｉ13 Ｉ14 Ｉ15 ΣＩ 小計 Ｊ＝Ｈ＋Ｉ Ｊ'1 Ｊ'2 Ｊ'13 Ｊ'14 Ｊ'15 ΣＪ' 燃料本体費 Ｋ(下記参照） 小計 入札価格 （Ｚ＝Ｖ/Ｓ） Ｚ 電源線等工事費（特定負担分）が変更となった場合（接続検討時の電源線等工事費≠０） （単位；千円、円/kWh） 資 本 費 複利現価係数 可 現 在 価 値 変 燃料関係諸経費 複利現価係数 費 現 在 価 値 合 計 合 複利現価係数 計 現 在 価 値 備 考 再算定箇所 Ｃ'2 Ｇ1 備 考 固定費価格 （ＡＡ＝Ｚ－Ｙ） Ｋ1 Ｋ2 Ｋ13 Ｋ14 Ｋ15 ΣＫ 0.97182 0.94443 0.68960 0.67017 0.65128 （ΣＭ） （Ｔ＝ΣＭ×γ） Ｍ＝Ｋ×Ｌ Ｍ1 Ｍ2 Ｍ13 Ｍ14 Ｍ15 ΣＭ Ｔ Ｎ＝Ｅ Ｎ1 Ｎ2 Ｎ13 Ｎ14 Ｎ15 ΣＮ Ｌ＝(1＋0.029) -y 0.97182 0.94443 0.68960 0.67017 0.65128 （ΣＯ） （Ｕ＝ΣＯ×γ） Ｏ＝Ｎ×Ｌ Ｏ1 Ｏ2 Ｏ13 Ｏ14 Ｏ15 ΣＯ Ｕ Ｐ＝Ｋ＋Ｎ Ｐ1 Ｐ2 Ｐ13 Ｐ14 Ｐ15 Ｑ＝Ｊ＋Ｐ Ｑ'1 Ｑ'2 Ｑ'13 Ｑ'14 Ｑ'15 ΣＱ' 0.97182 0.94443 0.68960 0.67017 0.65128 （ΣＲ） （Ｖ＝ΣＲ×γ） Ｒ'1 Ｒ'2 Ｒ'13 Ｒ'14 Ｒ'15 ΣＲ' Ｖ' Ｌ＝(1＋0.029) Ｌ＝(1＋0.029) -y -y Ｒ＝Ｑ×Ｌ 燃料本体費単価 （Ｗ＝Ｔ/Ｓ） Ｗ 燃料関係諸経費単価 （Ｘ＝Ｕ/Ｓ） Ｘ 調整後の入札価格 ΣＰ 可変費価格 （Ｙ＝Ｗ＋Ｘ） 入札価格 （Ｚ＝Ｖ/Ｓ） Ｚ' 電源線等工事費（特定負担分）が追加された場合（接続検討時の電源線等工事費＝０） ＜算定式＞ ＜算定式＞ 再算定後の各年度の 電源線等工事費（aa'ｎ） 再算定後の各年度の 資本費（Ａｎ’） (再掲２:基準金利相当額) Ｄ1 Ｇ＝Ｃ＋Ｆ Ｒ15 ( Σaa' ) Ｃ'1 合 計 Ｒ14 ΣＡ' ( aa'15 ) Ｄ Ｆ15 Ｒ13 Ａ'15 ( aa'14 ) Ｃ＝Ａ＋Ｂ Ｆ14 Ｒ2 Ａ'14 ( aa'13 ) 小計 Ｆ13 Ｒ1 Ａ'13 ( aa'2 ) 燃料本体費 Ｆ2 Ｒ＝Ｑ×Ｌ Ａ'2 ( aa'1 ) Ａ ΣＤ Ｆ1 0.65128 Ａ'1 (再掲１:電源線等工事費) ΣＣ Ｆ＝Ｄ＋Ｅ 0.67017 合 計 年度） ΣＢ ΣＥ 0.68960 年度） （20 Ｂ15 Ｅ15 0.94443 年度） （20 Ｂ14 Ｅ14 0.97182 年度） Ｂ13 Ｅ13 Ｌ＝(1＋0.029) -y （20 年度） （20 Ｂ2 Ｅ2 合 計 合 複利現価係数 計 現 在 価 値 （20 Ｂ1 Ｅ1 小計 平成 年度 平成 年度 平成 年度 Ｂ Ｅ 可 現 在 価 値 変 燃料関係諸経費 複利現価係数 費 現 在 価 値 （単位；千円、円/kWh） 平成 年度 平成 年度 運転維持費 可 変 燃料関係諸経費 費 小計 固 定 費 ↓供給開始年度 年度） (再掲１:電源線等工事費) Ａ ［エスカレーション反映前］ （単位；千円、円/kWh） 平成 年度 平成 年度 ＝ ＝ 再算定後の電源線等工事費 （特定負担分） 入札価格計算書の 各年度の電源線等 工事費（aaｎ） 入札価格計算書 の各年度の資本費 （Ａｎ） × 接続検討時の電源線等工事費 （特定負担分） + 再算定後 の各年度の 電源線等工事費 （aa'ｎ） － 入札価格計算書 の各年度の 電源線等工事費 （aaｎ） 入札価格計算書の 各年度の資本費（Ａｎ） 再算定後の各年度の 電源線等工事費（aaｎ’） ＝ 再算定後の各年度の 資本費（Ａ'ｎ） ＝ 再算定後の電源線等工事費 （特定負担分） × 入札価格計算書の 各年度の資本費（Ａｎ） + 入札価格計算書の 資本費合計（ΣＡ） 再算定後の各年度の 電源線等工事費（aa'ｎ） ※算定の単位は千円とし、その端数は百円単位で四捨五入します。 ※算定の単位は千円とし、その端数は百円単位で四捨五入します。 - 123 - - 124 - 別紙４ アグリゲーションによる場合の算定方法 アグリゲーションによる場合、事業者は複数電源を自由に組み合わせて供給を行うことができますが、評価にあたっては、以下の方法で契約最大電力の値に達するまで同時最大電力を先取りして評価します。 具 体 例 ①二酸化炭素排出 係数 契約最大電力＝100(千ｷﾛﾜｯﾄ) 二酸化炭素排出係数 Ａ発電所 Ｂ発電所 Ｃ発電所 ②需要地近接性評 価 同時最大受電電力 (kg-CO2/kWh) (千ｷﾛﾜｯﾄ) 0.800 0.600 0.400 60 50 70 (円/kWh) (千ｷﾛﾜｯﾄ) 0.32 0.32 － 60 50 70 契約最大電力＝100(千ｷﾛﾜｯﾄ) 入札価格における電源線等工事費（発電所共通）＝0.10(円/kWh) 電源線等工事費の上昇率 同時最大受電電力 Ａ発電所 Ｂ発電所 Ｃ発電所 ④電源線等以外工 事費（一般負担 分）の算定 二酸化炭素排出係数の高い電源から順に契約最大電力の値に達するまで同時最大受電電力を先取りして算定 契約最大電力＝100(千ｷﾛﾜｯﾄ) 需要地近接性評価 同時最大受電電力 Ａ発電所 Ｂ発電所 Ｃ発電所 ③電源線等工事費 （特定負担分） の再算定 ［価格調整時］ 算定方法 (倍) (千ｷﾛﾜｯﾄ) 1.0690 1.0400 1.0000 60 50 70 契約最大電力＝100(千ｷﾛﾜｯﾄ) 年間契約基準電力量＝657（百万ｷﾛﾜｯﾄ時） 一般負担分年経費 同時最大受電電力 Ａ発電所 Ｂ発電所 Ｃ発電所 (百万円) (千ｷﾛﾜｯﾄ) 30 40 50 60 50 70 ＊電源線等以外工事費＝一般負担年経費の合計÷年間契約基準電力量 ⑤当社以外の一般 電気事業者の系 統に連系する場 合の評価価格 契約最大電力＝100(千ｷﾛﾜｯﾄ) 判定価格（発電所共通）＝9.0(円/kWh) 同時最大受電電力 評価価格 Ａ発電所 Ｂ発電所 Ｃ発電所 (円/kWh) (千ｷﾛﾜｯﾄ) 9.31 11.02 11.33 60 50 70 (0.8(kg-CO2/kWh)×60(MW)＋0.6(kg-CO2/kWh)×(100(千ｷﾛﾜｯﾄ)－60(千ｷﾛﾜｯﾄ)))÷100(千ｷﾛﾜｯﾄ) (Ａ発電所) (Ｂ発電所) ＝ 0.72(kg-CO2/kWh) 需要地近接性評価が適用されない電源から順に契約最大電力の値に達するまで同時最大受電電力を先取りして算定 0.32(円/kWh)×(100(千ｷﾛﾜｯﾄ)－70(千ｷﾛﾜｯﾄ))÷100(千ｷﾛﾜｯﾄ) (Ｃ発電所) ＝ 0.10(円/kWh) 電源線等工事費（特定負担分）の上昇幅の高い電源から順に契約最大電力の値に達するまで同時最大受電電力を先取りして再算定 (0.10(円/kWh)×1.0690(倍)×60(千ｷﾛﾜｯﾄ) ＋0.10(円/kWh)×1.0400(倍)×(100(千ｷﾛﾜｯﾄ)－60(千ｷﾛﾜｯﾄ))÷100(千ｷﾛﾜｯﾄ) (Ａ発電所) (Ｂ発電所) ＝ 0.11(円/kWh) 一般負担分年経費が高い電源から順に契約最大電力の値に達するまで同時最大受電電力を先取りして算定 ・一般負担分年経費 (50(百万円)×70(千ｷﾛﾜｯﾄ)＋40(百万円)×(100(千ｷﾛﾜｯﾄ)－70(千ｷﾛﾜｯﾄ))÷100(千ｷﾛﾜｯﾄ) (Ｃ発電所) ＝47(百万円) (Ｂ発電所) ・電源線等以外工事費（一般負担分） 47(百万円)÷657（百万ｷﾛﾜｯﾄ時） ＝ 0.07(円/kWh) ＊価格調整を行う場合は、再算定後の一般負担分年経費にて再計算 評価価格が高い電源から順に契約最大電力の値に達するまで同時最大受電電力を先取りして算定 (11.33(円/kWh)×70(千ｷﾛﾜｯﾄ)＋11.02(円/kWh)×(100(千ｷﾛﾜｯﾄ)－70(千ｷﾛﾜｯﾄ)))÷100(千ｷﾛﾜｯﾄ) (Ｃ発電所) (Ｂ発電所) ＝ 11.24(円/kWh) ＊評価価格＝判定価格÷（１－振替損失率）＋振替供給に必要な料金 - 125 - - 126 - 別紙５ 発電設備の周波数調整機能に対する要求性能 『第４章（7） 周波数調整機能および需給運用への参加』の「周波数調整機能を有する」 とは、以下５つの周波数調整機能の全てを有することをいいます。 ○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（調定率５％以下）を有するものとしていただきます。 ○ＡＦＣ（Automatic Frequency Control：自動周波数制御）機能 当社からのＡＦＣ信号に追従し、出力を発電設備定格出力の±５％以上（応動速度：発電 設備定格出力の５％/分以上）変動させる機能を有するものとしていただきます。また、当 社からのＡＦＣ信号が異常となった場合は、周波数または回転数を検出し、出力を±５％以 上（応動速度：発電設備定格出力の５％/分以上）変動させる機能についても有するものと していただきます。 ○周波数変動補償機能 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、出力補償量を出力指令値に加算する機能を有するものとし ていただきます。 ○ＤＰＣ（Dispatching Power Control：運転基準出力制御方式）運転 当社からの出力指令値に発電機出力を発電設備定格出力の５％/分以上の応動速度 で自動追従制御する機能を有するものとしていただきます。 なお、ＤＰＣ運転中にＡＦＣ機能を同時に使用することについても対応していた だきます。その場合の応動速度は発電設備定格出力の１０％/分以上とします。 発電機の周波数調整（ＤＰＣ運転、ＡＦＣ運転など）可能な出力調整幅（発電設備定格 出力と最低出力の差）については、発電設備定格出力の５０％以上としていただきます。 ○出力低下防止機能 ガスタービンコンバインドサイクル発電設備については系統周波数の低下に伴い発電機 出力が低下することから、周波数４９Ｈｚまでは、発電機出力を低下しないもしくは、一度 出力低下しても回復する機能を有するものとしていただきます。 - 127 - ＜周波数調整システム概略図＞ 当社から の指令 出力指令値 AFC＋DPC 信号 発電機出力 調整機能※ 当社からの AFC 信号異常時 発電機出力 指令信号 周波数変動補償機能※ Δf（周波数変動） または ΔN（回転数変動） ※各機能の設定値は変更可能な ものとします。 ※ 発電設備の周波数調整機能に対する要求性能の変更・拡大が必要になった場合は、別途 協議させていただきます。 - 128 - 別紙６ 標 準 的 標 準 な 的 運 な 運 転 転 パ パ タ ー タ ン の ー イ ン メ ー ジ 全 日 （定期検査等の計画停止日を除く） (出力) 100％ (時) 0 24 24h (出力) 100％ 計 画 停 止 年 間 0 4 7 8 3 9 (月) 365 日 ・標準的な運転パターンは、年間契約基準利用率に関わらず、同一といたします。 ・定期検査等による停止計画の扱いについては、 『第３章（5）停止計画』を参照してください。 ・ガスタービンの場合、落札後、運転パターンを協議のうえ決定する際に、外気温度の差による発電 電力の変動を考慮いたします。 - 129 - - 130 - 別紙７ ※出典：「東京電力の火力電源入札に関する関係局長会議とりまとめ（平成 25 年４月 25 日付）」 - 131 - - 132 - 別紙８ 基準となる燃料価格および為替レート １．燃料価格 基準となる燃料価格は以下のとおりです。 石 価 格 定 義 炭 原 10,793 円/t 油 米国天然ガス 67,272 円/kl 3.652$/MMBtu 財務省の日本貿易統計「一般炭」（概況品コード 3010105）の 財務省の日本貿易統計「原油及び粗油」 （概況品コード 30301） ニューヨークマーカンタイル取引所のヘンリーハブ天然ガス 平成 25 年(2013 年)１月から同年 12 月までの確定値の加重平 の平成 25 年(2013 年)１月から同年 12 月までの確定値の加重 先物商品（商品コード「HH」 （以下「NYMEX H/H」といいます） ） の平成 25 年(2013 年)１月から同年 12 月の各月渡し商品の最 均値 平均値 終精算価格の平均値 算定方法 平成25年 数量（ｔ） 金額（千円） 単価（円/ｔ） 平成25年 数量（kl） 金額（千円） 単価（円/kl） 渡し月 （2013年） ① ② ③＝②÷① （2013年） ① ② ③＝②÷① 平成25年(2013年) 最終取引日※１ 価格（$/MMBtu） １月 8,689,842 92,085,416 10,597 １月 17,938,334 1,100,034,839 61,323 １月 12月27日 3.354 ２月 8,538,269 93,980,054 11,007 ２月 18,689,071 1,217,599,984 65,150 ２月 1月29日 3.226 ３月 8,580,862 96,320,070 11,225 ３月 18,234,949 1,247,825,046 68,430 ３月 2月26日 3.427 ４月 7,765,124 86,539,915 11,145 ４月 18,729,457 1,257,341,695 67,132 ４月 3月26日 3.976 ５月 8,624,282 98,084,433 11,373 ５月 16,710,357 1,112,569,351 66,580 ５月 4月26日 4.152 ６月 8,447,283 93,269,343 11,041 ６月 14,913,462 980,556,241 65,750 ６月 5月29日 4.148 ７月 10,031,090 107,959,874 10,763 ７月 16,829,613 1,094,451,694 65,031 ７月 6月26日 3.707 ８月 9,524,660 99,864,157 10,485 ８月 18,127,427 1,202,966,537 66,362 ８月 7月29日 3.459 ９月 9,192,628 98,442,187 10,709 ９月 16,788,604 1,158,404,627 68,999 ９月 8月28日 3.567 10月 9,745,230 99,399,926 10,200 10月 17,233,387 1,209,212,548 70,167 10月 9月26日 3.498 11月 9,776,112 101,548,766 10,387 11月 17,825,464 1,244,510,487 69,816 11月 10月29日 3.496 12月 9,964,975 107,635,103 12月 19,729,538 1,419,334,450 71,940 12月 合 計 108,880,357 1,175,129,244 ※網掛けの数値は、財務省の貿易統計より入手できます 10,801 10 , 79 3 合 計 211,749,663 14,244,807,499 ※網掛けの数値は、財務省の貿易統計より入手できます 67 , 27 2 11月26日 平 均 3.818 3 . 65 2 ※１：渡し月の最初の暦日の３営業日前 ※２：網掛けの数値は、米国ｴﾈﾙｷﾞｰ情報局（EIA）より入手できます ２．為替レート (１) 各月の為替レートの算定方法 平成８年(1996 年)３月まで旧大蔵省が公表していた貿易統計における月次のドル換算レートの算定方法に従い、各旬に属する各週のドル換算率を、旬が含まれる日数で加重平均する方法によ り算定いたします。具体的な算定方法は以下のとおりです。 （例）平成 25 年(2013 年)１月の為替レート ① 税関長公示の週間為替相場より、上旬分（１日から 10 日）、中旬分（11 日から 20 日）、下旬分（21 日から 31 日）の各旬のドル換算率を算出する。 為替相場 上旬分レート (84.10×5)÷10＋(85.58×5)÷10＝84.84 円/$ 平成 24 年(2012 年)12 月 30 日 ～ 平成 25 年(2013 年) １月 ５日 84.10 円/$ 平成 25 年(2013 年) １月 ６日 ～ １月 12 日 85.58 円/$ 中旬分レート (85.58×2)÷10＋(87.65×7)÷10＋(88.04×1)÷10＝87.28 円/$ １月 13 日 ～ １月 19 日 87.65 円/$ １月 20 日 ～ １月 26 日 88.04 円/$ 下旬分レート (88.04×6)÷11＋(89.11×5)÷11＝88.53 円/$ １月 27 日 ～ ２月 ２日 89.11 円/$ ※網掛けの数値は、関税定率法第４条の７に規定する財務省令で定める外国為替相場であり、財務省の貿易統計より確認できます - 133 - ② 各旬の円ベースの輸入総額を、前述①で算出された各旬のドル換算率で除したものの合計を、当該月のドル建て輸入総額とする。 輸入総額 上旬分 1,829,415 百万円÷84.84 円/$＝21,563 百万ﾄﾞﾙ １月上旬 1,829,415 百万円 中旬分 （3,739,438 百万円－1,829,415 百万円）÷87.28 円/$＝21,884 百万ﾄﾞﾙ １月上中旬 3,739,438 百万円 下旬分 （6,428,601 百万円－3,739,438 百万円）÷88.53 円/$＝30,376 百万ﾄﾞﾙ １月分 6,428,601 百万円 月 分 21,563 百万ﾄﾞﾙ＋21,884 百万ﾄﾞﾙ＋30,376 百万ﾄﾞﾙ＝73,823 百万ﾄﾞﾙ ※網掛けの数値は、財務省が公表する平成 25 年(2013 年)１月上旬分貿易統計（速報）、平成 25 年(2013 年)１月上中旬分貿易統計（速報）、平成 25 年(2013 年)１月分貿易統計（速報）より確認できます。 ③ 月間の円ベースの輸入総額を、前述②で算出された当該月のドル建て輸入総額で除し、当該月のドル換算率を算出する。 64,28,601 百万円 ÷ 73,823 百万ドル ＝ 87.08 円/$ ※小数点以下第３位で四捨五入 (２) 基準となる為替レートの算定方法 為替レート 96.76 円/$ (１) の方法により算定した平成 25 年(2013 年)１月から同年 12 月の為替レートから、財務省の日本貿易統計「原油及び粗油」（概況品コード 30301）の平成 25 年(2013 年)１月から同年 12 月ま での値を用いて平成 25 年(2013 年)の基準となる為替レートを算出しております。具体的な算定方法は以下のとおりです。 【算定方法】 ① 各月の円ベースの金額を、各月の為替レートで除して、当該月のドル建ての金額を算出する。 平成25年 数量（kl） 金額（千円） 為替(円/$) 金額（千＄） （2013年） ① ② ③ ④＝②÷③ １月 17,938,334 1,100,034,839 87.08 12,632,462.55 ２月 18,689,071 1,217,599,984 91.48 13,310,012.94 ３月 18,234,949 1,247,825,046 94.08 13,263,446.49 ４月 18,729,457 1,257,341,695 95.90 13,110,966.58 ５月 16,710,357 1,112,569,351 99.34 11,199,610.94 ６月 14,913,462 980,556,241 99.88 9,817,343.22 ７月 16,829,613 1,094,451,694 98.75 11,083,055.13 ８月 18,127,427 1,202,966,537 98.44 12,220,302.08 ９月 16,788,604 1,158,404,627 98.79 11,725,930.02 10月 17,233,387 1,209,212,548 98.29 12,302,498.20 11月 17,825,464 1,244,510,487 98.45 12,641,041.01 12月 19,729,538 1,419,334,450 101.99 13,916,407.98 合 計 211,749,663 14,244,807,499 147,223,077.14 ② 平成 25 年(2013 年)から同年 12 月の円ベースの金額の合計を、ドル建ての金額の合計で除して、平成 25 年(2013 年)の基準となる為替レートを算出する。 14,244,807,499 千円 ÷ 147,223,077.14 千＄ ＝ 96.76 円/$ ※小数点以下第３位で四捨五入 - 134 - 別紙９ エスカレーション率の根拠 １．燃料価格のエスカレーション率 燃料価格のエスカレーション率は以下のように算定しています。 【ＷＥＯ2013 年度の将来価格想定】 平成 24 年 (2012 年) 石 炭 (OECD steam coal imports) 原 油 (IEA crude oil imports) 米国天然ガス (Natural gas /United States) $/t 99 $/b 109 $/MMBtu 2.7 変動率ａ 変動率ｂ 変動率ｃ 平成 32 年 (2020 年) 平成 47 年 (2035 年) 112 120 120 145 5.2 6.9 平成 25 年 (2013 年) 平成 32 年 (2020 年) ① 平成 32 年（2020 年）から平成 47 年(2035 年)までの価格変動率から、平成 32 年(2020 年)以降の１年あたりの価格変動率（均等平均）を算定 石 炭 ：（ 120$/t ／ 112$/t ）1/15 － 1 ＝ 0.5％/年 原 油 ：（ 145$/b ／ 120$/b ）1/15 － 1 ＝ 1.3％/年 米国天然ガス：（ 6.9$/MMBtu ／ 5.2$/MMBtu ）1/15 － 1 ＝ 1.9％/年 ※将来想定価格は、実質価格ベース ※平成 32 年(2020 年)以降は、現行政策シナリオの価格 【実績燃料価格】 平成 24 年 (2012 年) ② ①の平成 24 年（2012 年）から平成 32 年(2020 年)までの価格変動率（ａ～ｃ）から、 実質燃料価格ベースでの平成 32 年(2020 年)の燃料価格（Ｘ～Ｚ）を算定 石 石 原 $/t 134.18 米国天然ガス NYMEX H/H 原 油 （Ｙ）＝ 114.80$/b × ( 120$/b ／ 109$/b ）＝ 126.39$/b 変動率ｂ 米国天然ガス（Ｚ）＝ 2.789$/MMBtu × ( 5.2$/MMBtu ／ 2.7$/MMBtu ） 110.54 油 日本貿易統計「原油及び粗油」 （概況品コード 30301） Ｘ 変動率ａ （Ｘ）＝ 134.18$/t × ( 112$/t ／ 99$/t ）＝ 151.80$/t 変動率ａ 111.45 炭 日本貿易統計「一般炭」 （概況品コード 3010105） 炭 $/b 114.80 2.789 変動率ｃ ※平成 24 年(2012 年)、平成 25 年(2013 年)の各価格の算定方法は次ページを参照 ＝ 5.371$/MMBtu ③ 平成 25 年（2013 年）から平成 32 年(2020 年)までの１年あたりの価格変動率（均等平均） を算定 3.652 $/MMBtu 変動率ｃ Ｙ 変動率ｂ Ｚ 石 炭 ：（ 151.80$/t ／ 111.45$/t ）1/7 － 1 ＝ 4.5％/年 原 油 ：（ 126.39$/b ／ 110.54$/b ）1/7 － 1 ＝ 1.9％/年 米国天然ガス：（ 5.371$/MMBtu ／ 3.652$/MMBtu ）1/7 － 1 ＝ 5.7％/年 - 135 - ＜参考＞ 平成 24 年(2012 年) 石 炭 平成24年 数量（t） （2012年） 原 油 金額（千円） ① ② 平成 25 年(2013 年) 単価（円/t） 為替レート(円/$) 金額（千$） 単価（＄/t） 平成25年 ③＝②÷① ⑤＝②÷④ ⑥＝⑤÷① （2013年） ④ 数量（t） 金額（千円） ① ② 単価（円/t） 為替レート(円/$) 金額（千$） 単価（＄/t） ③＝②÷① ⑤＝②÷④ ⑥＝⑤÷① 10,028,572 116,692,117 11,636 77.30 1,509,600.48 150.53 １月 8,689,842 92,085,416 10,597 87.08 1,057,480.66 121.69 ２月 8,352,504 93,295,158 11,170 77.13 1,209,583.27 144.82 ２月 8,538,269 93,980,054 11,007 91.48 1,027,328.97 120.32 ３月 8,870,280 105,496,941 11,893 81.08 1,301,146.29 146.69 ３月 8,580,862 96,320,070 11,225 94.08 1,023,810.27 119.31 ４月 7,062,939 83,527,197 11,826 82.38 1,013,925.67 143.56 ４月 7,765,124 86,539,915 11,145 95.90 902,397.45 116.21 ５月 9,084,871 102,924,257 11,329 80.42 1,279,834.08 140.88 ５月 8,624,282 98,084,433 11,373 99.34 987,360.91 114.49 ６月 8,314,941 88,405,864 10,632 79.27 1,115,249.96 134.13 ６月 8,447,283 93,269,343 11,041 99.88 933,814.01 110.55 ７月 9,398,049 96,587,305 10,277 79.52 1,214,629.09 129.24 ７月 10,031,090 107,959,874 10,763 98.75 1,093,264.55 108.99 ８月 8,996,963 89,553,793 9,954 78.49 1,140,957.99 126.82 ８月 9,524,660 99,864,157 10,485 98.44 1,014,467.26 106.51 ９月 9,970,555 100,106,446 10,040 78.53 1,274,754.18 127.85 ９月 9,192,628 98,442,187 10,709 98.79 996,479.27 108.40 10月 9,334,563 92,055,433 9,862 78.30 1,175,676.03 125.95 10月 9,745,230 99,399,926 10,200 98.29 1,011,292.36 103.77 105.51 11月 9,766,384 94,837,227 9,711 79.84 1,187,841.02 121.63 11月 9,776,112 101,548,766 10,387 98.45 1,031,475.53 12月 8,477,859 84,145,504 9,925 82.31 1,022,299.89 120.58 12月 9,964,975 107,635,103 10,801 101.99 1,055,349.57 105.91 合 計 107,658,480 1,147,627,242 10,660 79.45 14,445,497.95 ※網掛けの数値は、財務省の貿易統計より入手できます ※為替レートの算定方法は、『（別紙８）基準となる燃料価格および為替レート』を参照してください。 134.18 合 計 108,880,357 1,175,129,244 10,793 96.84 12,134,520.81 ※網掛けの数値は、財務省の貿易統計より入手できます ※為替レートの算定方法は、『（別紙８）基準となる燃料価格および為替レート』を参照してください。 111.45 平成24年 数量（kl） 金額（千円） 単価（円/kl） 為替レート(円/$) 金額（千＄） 単価（$/b） 平成25年 数量（kl） 金額（千円） 単価（円/kl） 為替レート(円/$) 金額（千＄） 単価（$/b） （2012年） ① ② ③＝②÷① ④ ⑤＝②÷④ ⑥ （2013年） ① ② ③＝②÷① ④ ⑤＝②÷④ ⑥ １月 18,816,767 1,037,186,609 55,120 77.30 13,417,679.29 113.37 １月 17,938,334 1,100,034,839 61,323 87.08 12,632,462.55 111.96 ２月 19,207,043 1,084,124,461 56,444 77.13 14,055,807.87 116.35 ２月 18,689,071 1,217,599,984 65,150 91.48 13,310,012.94 113.23 ３月 18,835,669 1,165,836,794 61,895 81.08 14,378,845.51 121.37 ３月 18,234,949 1,247,825,046 68,430 94.08 13,263,446.49 115.64 ４月 19,157,153 1,259,761,633 65,759 82.38 15,292,081.00 126.91 ４月 18,729,457 1,257,341,695 67,132 95.90 13,110,966.58 111.30 ５月 16,595,413 1,045,430,412 62,995 80.42 12,999,632.08 124.54 ５月 16,710,357 1,112,569,351 66,580 99.34 11,199,610.94 106.56 ６月 16,190,095 931,351,304 57,526 79.27 11,749,101.85 115.38 ６月 14,913,462 980,556,241 65,750 99.88 9,817,343.22 104.66 ７月 16,429,097 840,347,958 51,150 79.52 10,567,756.01 102.27 ７月 16,829,613 1,094,451,694 65,031 98.75 11,083,055.13 104.70 ８月 18,560,750 944,747,847 50,900 78.49 12,036,537.74 103.10 ８月 18,127,427 1,202,966,537 66,362 98.44 12,220,302.08 107.18 ９月 20,791,211 1,145,217,427 55,082 78.53 14,583,183.84 111.52 ９月 16,788,604 1,158,404,627 68,999 98.79 11,725,930.02 111.05 10月 12,651,799 720,115,230 56,918 78.30 9,196,873.95 115.57 10月 17,233,387 1,209,212,548 70,167 98.29 12,302,498.20 113.50 11月 16,095,849 920,658,874 57,199 79.84 11,531,298.52 113.90 11月 17,825,464 1,244,510,487 69,816 98.45 12,641,041.01 112.75 12月 19,687,018 1,152,437,743 58,538 82.31 14,001,187.50 113.07 12月 19,729,538 1,419,334,450 71,940 101.99 13,916,407.98 112.15 合 計 213,017,864 12,247,216,292 57,494 79.63 153,809,985.16 ※網掛けの数値は、財務省の貿易統計より入手できます ※為替レートの算定方法は、『（別紙８）基準となる燃料価格および為替レート』を参照してください。 ※⑥単価（$/b） ＝ ⑤金額（千＄） ÷ ①数量（kl） × 0.15899（b/kl） 114.80 合 計 211,749,663 14,244,807,499 67,272 96.76 147,223,077.14 ※網掛けの数値は、財務省の貿易統計より入手できます ※為替レートの算定方法は、『（別紙８）基準となる燃料価格および為替レート』を参照してください。 ※⑥単価（$/b） ＝ ⑤金額（千＄） ÷ ①数量（kl） × 0.15899（b/kl） 110.54 米国天然ガス 渡し月 平成24年(2012年) 最終取引日※１ 価格（$/MMBtu） 渡し月 平成25年(2013年) 最終取引日※１ 価格（$/MMBtu） １月 12月28日 3.084 １月 12月27日 3.354 ２月 1月27日 2.678 ２月 1月29日 3.226 ３月 2月27日 2.446 ３月 2月26日 3.427 ４月 3月28日 2.191 ４月 3月26日 3.976 ５月 4月26日 2.036 ５月 4月26日 4.152 ６月 5月29日 2.429 ６月 5月29日 4.148 ７月 6月27日 2.774 ７月 6月26日 3.707 ８月 7月27日 3.010 ８月 7月29日 3.459 ９月 8月29日 2.634 ９月 8月28日 3.567 10月 9月26日 3.023 10月 9月26日 3.498 11月 10月29日 3.471 11月 10月29日 3.496 3.696 12月 12月 11月28日 平 均 2.789 ※１：渡し月の最初の暦日の３営業日前 ※２：網掛けの数値は、米国ｴﾈﾙｷﾞｰ情報局（EIA）より入手できます - 136 - ④ １月 11月26日 平 均 3.818 3.652 ※１：渡し月の最初の暦日の３営業日前 ※２：網掛けの数値は、米国ｴﾈﾙｷﾞｰ情報局（EIA）より入手できます ２． （参考）経済指標 ３．炭素クレジットの価格 各経済指標は以下のとおりです。 一人あたり雇用者報酬 （ＣＥＩ） （万円） 平成 12 年度 (2000 年度) 平成 13 年度 (2001 年度) 平成 14 年度 (2002 年度) 平成 15 年度 (2003 年度) 平成 16 年度 (2004 年度) 平成 17 年度 (2005 年度) 平成 18 年度 (2006 年度) 平成 19 年度 (2007 年度) 平成 20 年度 (2008 年度) 平成 21 年度 (2009 年度) 平成 22 年度 (2010 年度) 平成 23 年度 (2011 年度) 平成 24 年度 (2012 年度) 平成 25 年度 (2013 年度) 平成 26 年度 (2014 年度) 雇用者報酬 雇用者数 企業物価指数 （ＣＧＰＩ） 変化率 （％） 指 数 (平成 22 年=100) 変化率 （％） 消費者物価指数 （ＣＰＩ） 指 数 (平成 22 年=100) 炭素クレジットの価格は、ＷＥＯ2013 年度版のＥＵ現行政策シナリオの平成 32 年(2020 年)の想定値とし、エスカ レーション率は、平成 32 年(2020 年)の想定値から平成 47 年(2035 年)の想定値までの価格変動率から、１年あたり の価格変動率（均等平均）を算定いたしました。 変化率 （％） （兆円） （万人） 501.0 269.2 5,372 ▲0.5 99.0 ▲0.1 102.6 ▲0.5 496.2 265.7 5,354 ▲1.0 96.6 ▲2.4 101.5 ▲1.0 484.3 258.1 5,329 ▲2.4 95.0 ▲1.6 100.9 ▲0.6 473.4 252.8 5,340 ▲2.3 94.5 ▲0.5 100.7 ▲0.2 470.9 252.2 5,355 ▲0.5 95.9 1.5 100.6 ▲0.1 468.7 254.1 5,421 ▲0.5 97.7 2.1 100.4 ▲0.1 465.6 255.7 5,493 ▲0.7 99.7 2.0 100.6 0.2 461.5 255.6 5,539 ▲0.9 102.0 2.3 101.0 0.4 458.7 254.3 5,544 ▲0.6 105.2 3.1 102.1 1.1 442.7 243.0 5,488 ▲3.5 99.7 ▲5.2 100.4 ▲1.7 442.9 244.0 5,508 0.0 100.2 0.7 99.9 ▲0.4 446.5 245.6 5,501 0.8 101.6 1.4 99.8 ▲0.1 複利現価係数 446.3 246.0 5,511 0.0 100.5 ▲1.1 99.5 ▲0.3 現在価値 446.9 248.6 5,563 0.1 102.4 1.9 100.2 0.7 累 453.5 253.6 5,592 1.5 106.4 3.9 103.4 3.2 ※為替レート：96.76 円/$（平成 25 年(2013 年)平均） ※複利現価係数は、『第５章（2）現在価値の算定』を参照してください。 ※平成 24 年度(2012 年度)までの一人あたり雇用者報酬は、 「国民経済計算」 （内閣府）・「労働力調査」（総務 省統計局）によります。 ※平成 24 年度(2012 年度)までの企業物価指数は、 「企業物価指数」(日本銀行）によります。 ※平成 24 年度(2012 年度)までの消費者物価指数は、 「消費者物価指数」(総務省統計局）によります。 ※平成 25 年度(2013 年度)以降の一人あたり雇用者報酬は、 「平成 26 年度の経済政府経済見通しと経済財政運 営の基本的態度」(平成 26 年１月 24 日閣議決定）（以下「26 年度政府経済見通し」といいます）の雇用者 報酬および雇用者総数によります。 ※平成 25 年度(2013 年度)以降の企業物価指数・消費者物価指数は、26 年度政府経済見通しによります。 【想定価格】 平成 32 年(2020 年) 平成 47 年(2035 年) 15 $/t-CO2 30 $/t-CO2 【エスカレーション率】 （ 30$/t-CO2 ／ 15$/t-CO2 ）1/15 － 1 ＝ 4.7％/年 【当社が評価上用いる炭素クレジット価格】 ・契約供給期間の均等化により、各契約供給期間の均等化年経費は、以下のよう算定いたします。 第１年度 第２年度 第３年度 第４年度 第５年度 第６年度 第７年度 第８年度 第９年度 第 10 年度 第 11 年度 第 12 年度 第 13 年度 第 14 年度 第 15 年度 $/t-CO2 15.0 15.7 16.4 17.2 18.0 18.9 19.8 20.7 21.7 22.7 23.7 24.9 26.0 円/t-CO2 1,451 1,520 1,591 1,666 1,744 1,826 1,912 2,002 2,096 2,194 2,297 2,405 2,519 炭素 クレジット 計 27.3 28.5 2,637 2,761 0.97182 0.94443 0.91781 0.89195 0.86681 0.84238 0.81864 0.79557 0.77315 0.75136 0.73018 0.70960 0.68961 0.67017 0.65128 円/t-CO2 1,410 1,436 1,460 1,486 1,512 1,538 円/t-CO2 1,410 2,846 4,306 5,792 7,304 8,842 10,407 12,000 13,621 15,269 16,946 18,653 20,390 22,157 23,955 （現在価値累計） （資本回収係数） 1,565 1,593 1,621 1,648 1,677 1,707 1,737 1,767 1,798 （均等化年経費） 10 年契約：15,269 円/t-CO2 × 0.11663 ＝ 1,781 円/t-CO2 11 年契約：16,946 円/t-CO2 × 0.10748 ＝ 1,821 円/t-CO2 12 年契約：18,653 円/t-CO2 × 0.09986 ＝ 1,863 円/t-CO2 13 年契約：20,390 円/t-CO2 × 0.09343 ＝ 1,905 円/t-CO2 14 年契約：22,157 円/t-CO2 × 0.08792 ＝ 1,948 円/t-CO2 15 年契約：23,955 円/t-CO2 × 0.08316 ＝ 1,992 円/t-CO2 ※資本回収係数は、『第５章（3）入札価格の算定』を参照してください。 - 137 - - 138 - 《 お 問 い 合 わ せ 》 カスタマーサービス・カンパニー 電力契約部 電力購入グループ 〒100-8560 東京都千代田区内幸町一丁目１番３号 （火力電源の入札募集関連ＷＥＢページ） http://www.tepco.co.jp/kaikaku/ipp