この回のダイジェスト
第39回は、購入電力料・効率化比較・その他経費の審査案と各社の費用説明が示された。
この回で示されたこと
- 容量拠出金を営業費、容量確保契約金額を控除収益として原価に反映し、相対契約に含まれるkW価値との重複を避ける事務局案が示された。資料3
- 調整力収入は固定費回収分を控除対象とし、機会費用等は収支中立として控除不要とする案が示された。非化石証書費は、2023年度に制度設計案に基づく目標値を用い、2024・2025年度は2023年度と同水準とする提案である。資料3
- 経営効率化の横比較では、分類③の発電・販売費用を各部門の電力量で除して比較する方法が提示された。比較方法や効率化目標の設定・査定への適用は未決定である。資料5
- 各社は発電費用の増減要因を説明した。北陸電力は分類③発電費用が2021年度の566億円から2023～2025年度平均788億円へ増えるとし、中国電力は同期間平均の固定費が実績比162億円増えると示した。資料9資料10
- その他経費では、北海道電力の2023～2025年度平均申請額が675.65億円、東京電力EPが1,039.77億円と示され、委託費・賃借料・貸倒損などの審査論点が提示された。費用の認容や査定結果は未決定である。資料11
- 東北電力はDX関連費用として、委託費を年平均3億73百万円、教育・研修の養成費を年平均2億84百万円申請し、2025年度までの人材育成目標を示した。中国電力は低品位炭活用による灰処理費約10億円増と燃料費82億円低減を見込んだ。資料13資料15
前回からの変化
この回の資料の要約から AI が作成したダイジェストです（作成）。「資料N」は根拠にした資料で、押すと下の一覧の N 番目の資料へ移動します。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
この回の資料と要約
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これまでに委員から頂いた御意見・御指摘への対応状況について
- 第39回時点の委員意見への対応状況を整理した資料であり、料金審査の決定や結論を示すものではない。 - 需要想定の主要指摘などは回答済みで、経営効率化の比較方法や費目区分、容量市場・調整力、その他経費の複数論点に本日回答する。 - 購入・販売電力料、燃料費、人件費、設備投資・事業報酬、修繕費などに次回以降の回答事項が残る。 - 次回以降の回答時期や未回答事項の結論は、本資料では示されていない。
- 2
消費者庁及び消費者委員会からの御意見等に関する現時点での取組状況等について（たたき台）
- 大手電力7社の規制料金改定申請に対する意見への事務局回答案であり、最終的な審査方針は未決定である。各社が直近の燃料価格等を反映して原価を再算定中で、詳細審査は補正後に行う。 - 審査では原則3年分の原価を対象に、需要・供給計画、燃料調達、発電所利用、設備費、人件費等の妥当性と効率化を確認する。効率化の横比較や人件費の扱いなどは引き続き検討中である。 - 改定後は部門別収支、監査、事後評価等で規制部門の利益率や自由化部門の収支を監視し、料金が著しく不適当な場合は大臣が変更認可申請命令を発動する仕組みである。 - 不適切事案対応費用は申請原価に含まれていないことを確認済みとし、制度全般や電力政策に関する論点は資源エネルギー庁へ共有して後日回答する。
- 3
購入・販売電力料について②
- 対象は容量市場、調整力、非化石証書購入費であり、示された内容は確定査定ではなく審議に向けた事務局案である。 - 容量拠出金を営業費、容量確保契約金額を控除収益として原価に反映し、相対契約とのkW価値の重複控除も検討する。 - 調整力収入は託送料金の調整力費用との整合を図り、固定費回収分を控除対象とする案である。三次②は2022年の制度見直し後試算を基礎にし、2024年度以降は容量市場収入分を差し引く。 - 非化石証書費は2023年度に制度案の目標算定方法を適用し、未確定の2024・2025年度目標は2023年度と同じと想定する案である。
- 4
発電・販売電力量当たりの費用について
- 四国電力の申請原価では、伊方発電所3号機の安定・高稼働により発電電力量を19,646百万kWh（原子力6,018百万kWh）と見込み、発電電力量当たりの費用は2016～2021年度実績より低下する見込みである。 - 2016～2021年度の発電電力量当たりの費用は、伊方3号機停止で原子力発電がゼロとなった2020年度に一時上昇したが、それ以外は概ね漸減した。 - 申請原価の販売電力量は22,420百万kWhで、販売電力量当たりの費用は2021年度実績より増加する見込みであり、効率化で増加幅を抑えるとしている。 - 販売電力量当たりの費用は競争激化やコロナ禍による販売減で上昇傾向となった後、需要が戻った2021年度に低下した。
- 5
経営効率化について③
- 7事業者の経営効率化を比べる方法として、事務局は分類③の固定費を発電・販売部門別に電力量で割る試算を提示した。目標設定や査定への適用は未決定である。 - 発電部門では、北海道など一部事業者の申請値が2016～21年度の実績水準から大きく増加しており、事務局が要因を確認する。 - 効率化目標の設定方法と査定での使い方は今後の検討課題であり、事業者の過去の取組を踏まえた公平性も考慮する。 - 数値は現行申請に基づく試算であり、燃料価格等を反映した原価の再算定・補正が予定されている。
- 7
発電電力量あたりの費用について
- 沖縄電力の発電電力量あたりの費用は、原価算定期間（2023〜2025年度）平均で3.0円/kWhである。 - 2021年度の2.7円/kWhから若干増加している。 - 2021年度は、吉の浦火力2号機の定期点検を翌年度に繰り延べたため、修繕費が特異的に低かった。
- 8
発電部門・販売部門の費用水準について
- 北海道電力は、発電電力量当たり費用が高く見える背景に、北海道の供給安定性確保に必要な予備力・設備保有と小規模系統の規模の経済の働きにくさがあると説明する。比較軸は認可出力・帳簿原価当たりが望ましいとの考えである。 - 2023年度冬季の見通しでは、1月に154万kWの電源脱落があっても、需給対策を含む厳寒H1需要に対する予備率は3.1％であり、需給検証では需要の103％の供給力確保を確認している。 - 同社は修繕費、人員、調達等の固定費低減に取り組み、今回原価への効率化反映額は年70億円程度である。発電費用の試算では、法的分離後の人員配置や泊発電所再稼働準備による費用影響の補正が必要との見解である。 - 販売部門は需要構造の違いにより販売電力量当たり費用が高く見えるため契約口数当たりで比較し、発電・販売とも変更後の費用水準は他社比較で遜色ないとする同社試算である。
- 10
発電部門の発電電力量当たりの費用について
- 原価算定期間平均の発電部門費用総額は1,093億円で、2021年度実績より14億円少ない一方、固定費は162億円増加する。 - 発電電力量当たりの費用が実績を上回る要因は、修繕費の固定費が267億円増えることである。 - 修繕費総額は108億円増だが、実績と申請原価で固定費・可変費の配分方法が異なり、可変費は158億円減となる。 - 修繕費増には、原子力点検50億円と火力・水力の安定稼働施策10億円を織り込んでいる。
- 11
その他経費について③
- 北海道電力・東京電力EPのその他経費申請を示し、料金算定規則に沿った算定か、審査要領上認められない費用が含まれていないかを今後審査する資料であり、査定結果は未決定である。 - その他経費合計は北海道電力675.65億円（前回比＋198.69億円）、東京電力EP1,039.77億円（同▲1,836.74億円）。比較対象の前回原価は改定年が異なり、送配電原価を含まない。 - 主な審査論点は、委託・賃料の効率性、普及開発費や研究費の必要性、団体費の合理性・公表、貸倒損への一時的特例措置の反映である。 - 事務局・審査チーム等が、脱炭素化関連費用を含む個別案件の必要性や算定根拠を詳細に確認する予定である。
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[今回申請における DX関連費用について]
- 東北電力は、2023～2025年度にDX戦略・新技術の検討委託と人材育成を申請しており、資料は計画・目標を示すもので承認や実績を示すものではない。 - 年平均費用は、戦略・新技術適用検討の委託費3億73百万円、教育・研修の養成費2億84百万円である。 - 2025年度までの育成目標は、全社DX推進者約15名、高度データアナリティクス人材約40名、部門DX推進人材約130名、DXリテラシー人材約1,000名である。 - 短期は外部知見と推進人材を活用し、中長期は検討の内製化と全社員のリテラシー向上を進め、2026年以降なるべく早期の全社DX実装を目指す。
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その他経費（廃棄物処理費）灰処理費の算定について：第34回料金制度専門会合における委員からのご指摘に対する当社回答
- 中国電力は原価算定期間の灰処理量として、石炭分83万tとバイオマス混焼分4万t、計87万tを織り込んでいる。 - 石炭分には実績ベースの灰発生量に加え、申請時点で直近の豪州炭調達における灰分上昇分7.5万tを反映している。 - 低品位炭活用により灰処理量約6万t、処理費約10億円の増加を見込む一方、燃料費は82億円低減する効果を織り込んでいる。 - 灰処理量の増加に対し、新たな委託先との契約締結などの対応を進めている。
要約は AI が作成したものです。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
料金制度専門会合
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