この回のダイジェスト
調整力コストの算定案と託送料金の配賦・料金設定を審議した回である。
この回で示されたこと
- 営配分離の契約受付コスト差、力率割引、低圧託送料金の小売料金との差について、今回回答する3件として指摘事項と回答時期を整理した。回答内容は資料1に示されていない。資料1
- 中部電力の契約受付に係る託送原価は年143億89百万円、関西電力は年63億21百万円である。事務局は、申込受付・工程管理など各業務のコスト差が両社の差につながると整理し、中部電力の業務区分見直しは原価を押し上げる変更ではないと説明した。資料2
- 調整力コストについて、予備力7％の負担割合、部分負荷運転の判定、燃料間の単価差、調整電力量の算定など複数の審査案・代替案が提示された。各社の説明や事務局の試算が中心であり、最終的な算入額・算定方法は決定されていない。資料3資料4資料5資料12資料9資料6資料11資料8資料13
- 沖縄電力の調整力コストは、事務局の対応案に基づく試算で固定費24.59億円または46億円、可変費17.39億円から27億円、マストラン費6.16億円または10.32億円などが示された。沖縄電力自身の再算定では合計83億円、申請値は151億円である。いずれも審査決定額ではない。資料3資料7
- 各社の託送料金原価を特別高圧・高圧・低圧へ配分し、基本料金・電力量料金や時間帯別・定額メニューを設定する申請内容が示された。各資料の単価・収入額は申請値であり、実際の料金は経済産業大臣の認可後に決定される。資料14資料21資料23資料15資料19資料22資料16資料20資料24資料17資料18
- 北陸電力の子会社等取引に効率化率▲0.2％を追加で求めるか、東京電力の代表契約者制度で契約者が希望すれば金銭債務の連帯責任を外すよう約款に明記するかが、それぞれ検討課題・意見として提示された。結論や約款反映は記載されていない。資料25資料26
前回からの変化
- 前回は営配分離の契約受付コスト差、力率割引、低圧の季節別時間帯別料金が次回以降の回答予定だったが、今回は3件とも今回回答分として整理された。回答の結論自体は示されていない。資料1
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この回の資料と要約
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電気料金審査専門会合における指摘事項について
- 第1～8回の審議会で出された宿題は5件で、今回回答が3件、次回以降の回答予定が2件である。 - 今回回答分は、契約受付コストの中部電力・関西電力差、力率割引の有無、低圧季節別時間帯別料金と小売料金との差の妥当性である。 - 次回以降の回答分は、中長期の設備投資・修繕関連コストの考え方と、広域機関の高経年化検討状況である。 - 本資料は宿題と回答時期の一覧であり、各論点への回答内容や結論は示していない。
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第7回審査会合における指摘事項への回答
- 中部電力の契約受付託送原価は年143億89百万円・単価影響0.11円/kWh、関西電力は年63億21百万円・0.03円/kWhである。 - 事務局は、申込受付で約2倍、工程管理で約3倍、契約審査等で約4倍のコスト差が事業者間の差につながると整理している。 - 中部電力では従来小売に整理していた業務の区分変更があるが、今回の申請で原価を押し上げる方向の変更はないとされる。 - 東京電力・関西電力は一部業務を従来からNWに整理しており、北陸電力には負担金算定・契約審査の区分上の例外がある。
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制度変更等に係る論点について (調整コスト)
- 調整力コストの託送料金原価への算入方法について、固定費の予備力配分、持ち替え判定、単価差、マストラン費用の扱いを再検討する事務局案を示した段階であり、結論は未決定である。 - 沖縄電力には、必要量に基づかない算定や小売利用分の未控除などの問題が指摘され、原則9社方式に合わせる案と複数の代替試算が示された。 - 五島列島・神島のバックアップ発電費は、省令上の算入対象に当たらないとして、今回の託送料金原価への算入は困難との事務局整理である。 - 申請ベースの託送料金単価影響は沖縄1.71円/kWh、他社0.08〜0.16円/kWhだが、審査案の確定額ではない。
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調整力コストについて
- 東北電力は、偶発的需給変動に備える予備力7％全量を一般送配電事業者に必要な量とする案を妥当としているが、決定事項ではない。 - 発電設備の稼働状態は各発電所の仕様・運用実態に即して設定し、LNG火力の持ち替えは調整力コストに反映すべきとの意見である。 - 他燃種間の持ち替え費用は電源種別ごとの平均単価差で算定する案を示し、燃料制約については平成24～26年度に運転制約がなかったと確認している。 - 調整電力量は流通対応需要の5％を基準としつつ、試算した持ち替え量が必要調整力の約0.48だったため、増分費用の算定では約2分の1とする案である。
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調整コストについて：～ 第7回会合における議論を踏まえた補足説明～
- 東京電力は、年間予備力7％を一般送配電事業者が全量確保し、エリア需要の一般負担とする案1を提案している。小売・送配電の分担割合は明確に定められていない。 - 当日予備力5％は短時間変動対応3％とその他2％で構成され、BG最経済計画との差を埋めるTSO持ち替えの例として2.5％を示す。 - 持ち替え費用は、発電機ごとのLFC幅による運転判定と、従来型LNG・石油それぞれの平均単価差を用いる案を妥当とし、平成26年度代表日試算では追加調整力2.51％、年間費用265.7億円となった。 - 平成25年度の詳細シミュレーションは222億円／年、簡易算定による申請原価は213億円／年である。いずれも資料上の試算・提案であり、審議会の決定は示されていない。
- 8
調整力コストについて
- 四国電力は、予備力7％の確保主体が未確定であるため、当面は一般送配電事業者が全量を確保し、託送料金原価に算入する案を示す。 - 電源持ち替えの判定には各社の系統・運用事情を考慮し、LNG火力は調達・貯蔵条件に基づき燃料費増分の算定対象外としている。 - 石炭・石油間の持ち替え費用には平均単価差を用いることに合理性があり、一律の高値・安値差は運転実態を反映しないとの見解である。 - 2014年度代表日による試算では計画調整量は約86MWh/h、年間費用は約19.7億円で、申請原価約19億円と概ね整合するとし、5％相当量の2分の1按分を妥当とする。
- 10
調整コストについて
- 北海道電力は、託送料金の申請で、偶発的需給変動に備える予備力7％の全量確保費用を託送費用に計上する考えである。予備力と調整力の具体的な分担は検討中である。 - 持ち替え費用は、発電機出力が定格・最低出力から定格出力の1％を超えて離れる実績を調整力使用と判定し、燃料種ごとの発電機平均単価差で算定する。 - 調整電力量は需給変動実績に基づく7％を前提とし、試算では一般送配電事業者の確保分が必要量の47％となったため、費用算定には概ね半分を適用する考えである。 - 知内発電所の電圧維持用マストラン費用は、持ち替え費用との重複時間を除いて算定し、託送料金原価への算入額は年0.19億円である。
- 12
調整コストについて
- 中部電力は、当面、偶発的需給変動に備える予備力7％を一般送配電事業者が年間計画段階から確保すべきと主張する。調整力の具体的内容と担保方法は広域機関で検討中である。 - 同社は、LNGインフラ・タンク容量・調達枠に発電を制約する燃料運用上の制約はなく、タンク在庫で約40日運転可能と説明する。 - 石油とLNG（従来型）の持ち替えには各燃種の平均単価を適用するのが妥当と提案し、各群で部分負荷運転割合が64.0～95.2％だった実績を根拠に挙げる。 - 平成24～26年度の調整電力量は需要比5.5％、計画調整量は2.6％で、それぞれ需要の5％、その半分と同水準であり、同社は算定方法を妥当とする。
- 13
調整力・予備力について
- 九州電力は、小売事業者の予備力確保が任意で担保されないため、一般送配電事業者が予備力7％を自ら確保する必要があるとの見解を示す。 - 石油・従来型LNG火力のフル出力判定は定格の99％以上とし、新小倉・新大分LNG火力には燃料制約がなく調整力に使えるとしている。 - 異燃種持替えは燃種ごとの平均単価差で評価するのが妥当とし、調整電力量はH24～H26平均で流通対応需要比2.5％となり、5％の半分を用いる算定式に一定の合理性があるとする。 - 海底ケーブル事故時の長期停電に備え五島の3発電所をバックアップとして残置し、その固定費の3年平均10億円を託送料金原価に反映している。
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費用配賦・レートメークについて
- 託送料金は総原価からNW関連費用を抽出し、固定費・可変費・需要家費に分けて特別高圧・高圧・低圧へ配分する仕組みである。 - 各社の申請単価は特別高圧約2円、高圧約4円、低圧約8～10円/kWhで、沖縄電力は全電圧・合計で他社を大きく上回る。 - 料金は定額・基本・従量の順に算定し、需要種別ごとに原価と収入を一致させる。実量契約は電灯9社・動力10社の申請で、沖縄の電灯は負荷設備契約を残す。 - 東京・中部などの経過措置料金を上回る申請の扱いが論点であり、費用整理・需要推計・インバランス料金の確認は未了である。
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費用の配賦・レートメーク
- 託送料金原価は総原価から省令に沿って特定・整理され、総額146.30億円を特別高圧16.45億円、高圧38.87億円、低圧90.98億円に配分する。 - 配賦は費用を固定費・可変費・需要家費に分け、設備費は比率や発受電量、需要家費は口数比などを基準とする。 - 料金は設備利用形態と使用実態に応じた二部・従量・定額制で構成し、原価と収入が一致するよう単価を設定する。 - 力率割引・割増は特別高圧・高圧に設定し、低圧には設けない。昼夜間料金格差は送配電設備利用の平準化を目的に設定する。
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費用の配賦・レートメークについて
- 関西電力はH25〜27年度平均の託送料金原価7,118億円を機能・費用性質別に整理し、特別高圧973億円、高圧1,920億円、低圧4,225億円に配分した。これは算定方法と配賦結果の説明である。 - 3か年合計の想定料金収入は2兆1,346億円で、配賦原価2兆1,353億円を超えない範囲で原価に近づけて設定した。 - 低圧では電灯・動力の料金メニューを新設し、実量契約と主開閉器契約を選択可能とした。掲載単価は経済産業大臣の認可を経て決定される。 - 低圧動力には力率割引・割増を設けず、時間帯別料金は設備の昼夜間利用状況と固定費負担差を反映する選択制とした。
- 17
費用の配賦・レートメークについて
- 九州電力は、新省令等に基づき託送料金原価4,536億円を特別高圧436億円、高圧1,174億円、低圧2,926億円に配賦した。 - 固定費・可変費・需要家費の性質に応じて配賦基準を使い分け、料金メニューと単価を設備利用形態に応じて設定した。 - 申請中の想定託送収入は4,534億円で、原価との差は2億円である。 - 料金単価表は申請内容であり、実際の料金等は経済産業大臣の認可後に決定される。
- 18
費用の配賦・レートメークについて
- 沖縄電力は制度見直しを反映した託送料金原価645億円を示し、需要種別別に特別高圧58億円、高圧196億円、低圧391億円を配分する申請内容である。 - 高圧・低圧にも接続送電メニューを新設し、標準・時間帯別・従量などを設定する；低圧電灯は最低料金との整合からブロック料金を採用する。 - 3年分の料金収入は各需要種別の託送原価を超えない範囲で原価に近づけており、最終料金は経済産業大臣の認可後に決定する。 - 離島燃料費変動を反映する調整制度を導入し、低圧では力率割引・割増を適用しない一方、料金設定には平均的な力率評価を織り込む。
- 19
費用の配賦・レートメークについて
- 中部電力は託送料金原価6,117億円を特別高圧748億円、高圧1,692億円、低圧3,677億円に配分した。 - 固定費・可変費・需要家費をそれぞれ設備利用比率、発受電量比、口数比等で需要種別に配分した。 - 料金は利用形態に応じて二部・従量・定額制を設け、低圧では電灯／動力別、時間帯別、臨時などのメニューを設定した。 - 料金収入は原価と合計で一致する想定である。掲載単価は申請内容で、実際の料金は経済産業大臣の認可後に決定される。
- 20
費用の配賦・レートメークについて
- 中国電力は、新算定省令に基づく託送料金原価の配分方法と申請中の料金メニューを提示した。原価算定期間（平成28～30年度）の託送料金原価は平均2,886.5億円である。 - 配分原価は低圧1,751.8億円、高圧800.5億円、特別高圧334.3億円で、固定費・可変費・需要家費ごとに異なる比率で配分する。 - 想定料金収入は合計2,885.8億円で、いずれの需要種別も原価以下である。料金は申請中であり、実際の単価は経済産業大臣の認可後に決定される。 - 離島燃料費の変動を反映する調整制度を導入し、平成28年4月以降のインバランス料金は卸電力取引所の取引価格等に基づく方式とする。
- 21
費用の配賦・レートメーク
- 北海道電力の申請では、託送料金原価を年1,951億円と特定し、低圧1,300億円、高圧576億円、特別高圧75億円に配分した。 - 低圧メニューを新設し、実量契約とSB・主開閉器契約を選択可能とする一方、高圧・特別高圧は現行メニューを維持する。 - 原価と収入の差が需要種別ごとに極力小さくなるよう単価を設定し、申請料金は経済産業大臣の認可後に決定される。 - 低圧には力率割引・割増を設けず、高圧以上では継続し、低圧にも昼夜別料金を設ける。
- 22
費用の配賦・レートメーク
- 北陸電力は平成28～30年度平均の託送原価1,353億円を費用特性に応じて配賦し、特別高圧146億円、高圧445億円、低圧763億円とした。 - 小売全面自由化に合わせて低圧託送料金を新設し、基本・電力量・定額料金を契約電力や託送電力量等に基づいて算定する設計である。 - 申請中の3か年原価・収入は全体で4,059億円対4,056億円であり、料金は経済産業大臣の認可後に決定される。 - 時間帯別料金は設備全体の昼夜間の利用差を反映し、低圧動力の力率割引・割増は今回設定していない。
- 23
費用の配賦・レートメークについて
- 東北電力は、平成25年認可の総原価を基礎に託送料金原価4,627億円を特定し、新省令に沿って特別高圧405億円、高圧1,425億円、低圧2,797億円に配分した。 - 料金メニューは電圧・利用形態に応じて二部料金、従量、定額などを設定し、申請中の3年合計で電圧別の託送料金収入を原価にほぼ一致させた。 - 離島燃料価格の調整制度を導入し、高圧・特別高圧では力率割引・割増を継続、低圧では時間帯別料金を設定した。 - 記載単価は申請値であり、実料金は経済産業大臣の認可後に決定される。
- 24
費用の配賦・レートメークについて
- 四国電力は平成25年認可の料金原価を基に託送料金原価を再算定し、申請中の3か年合計で原価4,545億円、想定収入4,544億円とした。 - 原価は部門・機能別に整理した後、固定費・可変費・需要家費に分け、費用の性質に応じた比率で特別高圧・高圧・低圧へ配分する。 - 料金メニューは設備利用形態に応じて設定し、基本料金・電力量料金等で原価を回収する単価を算定した。 - 時間帯別料金は昼夜の設備利用格差を反映し、低圧では力率割引・割増を設けない；実際の料金は経済産業大臣の認可後に決定される。
- 25
検討を深めるべき論点について：子会社等取引に係る経営効率化の織り込みについて
- 北陸電力の子会社等取引に係る効率化を原価へ追加計上するかが検討課題であり、結論は未決定である。 - 中国電力と同じ算定式による北陸電力の効率化率は▲0.2%だが、同社は過去の調達低減率と合わせても申請の織り込み率▲7.0%は変わらないと主張する。 - 中国電力は▲0.5%、沖縄電力は▲7.1%の効率化を申請原価に織り込んだと説明している。 - 審査要領は関係会社取引の一般管理費等について、削減困難な費用を除き、出資比率等と効率化水準を踏まえて査定すると定める。
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代表契約者制度について
- 東京電力の代表契約者制度について、契約者が希望すれば金銭債務の連帯責任を負わない扱いを約款に明記するよう提案している。これは意見であり、決定や反映は資料に示されていない。 - 申請約款では、対象料金を供給地点の契約者に帰属させるには、代表契約者と一般送配電事業者の協議成立が条件である。 - 現行実務では全契約者の連名による一通の契約書を求められるとして、連帯責任を適用しない場合は連名契約書を不要とすることも確認事項としている。
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料金審査専門会合
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