第35回 料金制度専門会合

この回の資料と要約

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   その他経費について

   - 2023～2025年度平均のその他経費は66.72億円で、前回原価比35.50億円減である。廃棄物処理費の増加を、諸費・普及開発関係費・委託費などの減少が上回る。 - 廃棄物処理費は石炭灰の県外処理や処理単価上昇などで8.85億円増える見込みであり、再資源化率は約100％を想定する。 - 灰処理場は県外処理の計画分を埋め立てる場合、2033年度までに埋立完了となる可能性があり、延命化のため県外処理を増やし埋立量を抑える計画である。 - 普及・研究・諸費は審査要領等に基づき対象を限定し、広告・販売関連費や寄付金、交際費等は算入しない。

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   経営効率化の取り組みについて

   - 北海道電力は2023～2025年度の原価に、継続施策約420億円と今後の追加施策約230億円を合わせ、年平均約650億円の効率化を織り込んだ。継続分の表上の合計は417億円である。 - 2016～2019年度は年約750億円、2020～2021年度は年平均約430億円の効率化実績を示すが、分社化後に集計対象が変わっており、期間間の単純比較には留意が必要である。 - 追加計画は燃料調達・需給運用の高度化、AI・DX、組織と人員の見直し、工事・委託費や資機材調達費の低減であり、金額は原価算定期間の見込みである。 - 人員は2025年に2020年度分社化時点比で132人減を見込む一方、効率化は電力の安定供給を前提に進めるとしている。

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   経営効率化への取り組みについて

   - 東京電力エナジーパートナーは、2023～2025年度の総原価に年平均2,642億円の追加効率化を反映し、規制部門の値上げ幅を約1.7円/kWh圧縮する効果を見込む。 - 今回の総原価は前回比6,135億円増で、燃料・市場価格高騰を背景に購入電力料等が82％を占める一方、その削減策として年平均2,444億円を織り込んだ。 - 人員削減、調達見直し、カスタマーセンター改善やDXによる効率化も反映し、各施策の年平均額は人件費9億円、調達92億円、その他98億円である。 - グループ全体では10ヶ年合理化目標と深掘り目標を達成し、資産売却実績も2022年11月末時点で目標を4,178億円上回った。

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   料金算定の前提となる電力需要想定について

   - 北海道電力の料金算定に用いる販売電力量は、2023年度240億kWh、2024年度234億kWh、2025年度228億kWh（3か年平均234億kWh）の想定である。 - 規制部門は3か年平均40億kWhで、低圧需要に占める比率は2023年度45%から2025年度37%へ低下する見通しである。 - 離脱は足元で鈍化しているが、料金改定後に競争環境が戻ると想定する一方、値上げによる追加離脱は見込んでいない。 - 送電端の最大需要電力は2023年度407万kW、2024年度397万kW、2025年度381万kW（3か年平均395万kW）の想定である。

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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35回会合時点の委員指摘への対応状況を整理した資料であり、新たな決定や査定結果は示していない。 - 多くの論点は次回以降に回答予定で、料金・財務計画、購入販売電力料・燃料費、設備投資・修繕費・その他経費、費用配賦が中心である。 - 需要想定や燃料調達計画、人員・人件費の一部などは過去の会合で回答済みである。 - 人件費では出向者の取扱いが一部回答済みで、追加確認事項が残る。

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   公聴会（広島会場）における意見の概要

   - 広島公聴会では、中国電力の値上げ申請に先立ち、カルテル等の不祥事の説明、約707億円の課徴金処理、責任の所在を明らかにすべきとの意見が相次いだ。審査結果や会社側の回答は資料にない。 - 広島では再エネ賦課金、太陽光の出力制御、電力制度、島根原発2号機の費用・安全性について説明や可視化を求める声が出た。 - 沖縄会場では、燃料費上昇による一定の値上げを理解する意見と、家計・企業負担や政策責任を理由に反対する意見が併存し、段階値上げや政府支援も提案された。 - 中長期策として、沖縄の再エネ・系統投資や人材確保が提案される一方、エネルギー自給率向上と再エネ賦課金廃止を求める意見も示された。

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   「公聴会」及び「国民の声」について（中国電力）

   - 中国・沖縄・四国の電気料金値上げ申請に関する公聴会と意見募集の実施状況、主な意見を示す資料であり、認可判断や審査結果は示していない。 - 中国電力ではカルテルの責任・課徴金と値上げの関係、島根原発2号機の費用・安全性が主要な争点となった。 - 沖縄電力では値上げ負担への懸念と、経営効率化、人件費、再エネ投資のあり方が論点となった。四国電力では陳述人による意見陳述はなかった。 - 「国民の声」は中国36件、沖縄43通、四国20件で、各社とも値上げに関する意見が最多である。件数は複数意見を含む論点別集計である。

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   [消費者団体からの疑問点・意見]

   - 消費者庁は、12団体から聴取した183件の疑問・意見の主な論点を提示した。資料は要望の整理であり、審査結果や対応方針の決定ではない。 - 需要・供給見込みの根拠、値上げの妥当性、最大限のコスト削減、公正競争の確保について説明や対応を求めている。 - 再エネ・原子力の電源構成や費用、燃料価格高騰への影響、地域間の料金差を消費者に分かりやすく説明するよう求めている。 - 今後の料金見通しや値下げ条件、料金制度の仕組み、経済産業省の認可審査で考慮した点の公表も要望している。

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   【北陸電力】その他経費の概要

   - 北陸電力のその他経費は今回原価（3か年平均）465億円で、現行原価（2008年原価）290億円より176億円増加する。なお現行原価には送配電部門の原価を含まない。 - 主な増加要因は原賠・廃炉等支援機構一般負担金+57億円、志賀2号機の安全審査費用+55億円、分社化に伴う取引変更等+49億円、火力発電所の高稼働+20億円である。 - 分社化に伴う業務受託の費用相当分は北陸電力送配電から受領し、電気事業雑収益に計上するため、原価低減影響がある。 - 資材調達価格の低減▲19億円とベース諸経費削減▲4億円を料金原価に反映している。

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    その他経費について②

    - 東北・北陸・中国・四国・沖縄5社の2023～25年度「その他経費」申請を扱う審査資料であり、査定結果を決定したものではない。北海道・東京は後日議論予定である。 - 申請総額は沖縄を除く4社で前回原価を上回るが、委託費・賃借料・諸費などの比較には分社化、更新投資、原子力関連審査等の要因が示されている。 - 審査要領に基づき、費用の特定・透明性、実績等による算定、不算入費用の除外を確認し、普及開発費、研究費、団体費、賃借料などを重点審査する。 - 事務局は脱炭素関連費用の必要性や販売促進費の混入、賃料水準、団体費の合理性・公表を今後の確認論点として提示している。

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    その他経費

    - 沖縄電力の2023～2025年平均のその他経費は67億円で、前回原価の102億円から36億円減少する算定結果である。 - 廃棄物処理費は石炭灰の県内処理単価上昇や県外処理追加などにより9億円増える。 - 諸費は19億円減、委託費と普及開発関係費は各8億円減であり、普及開発関係費のイメージ広告等、諸費の寄付金・団体費（一部除く）は今回原価に算入されない。

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    その他経費の概要について

    - 四国電力のその他経費は2023～2025年度平均で606億100万円となり、前回原価比で103億3,200万円増加した。 - 主な増加要因は、原子力の一般負担金・廃炉関係費用の55億6,800万円増と、火力発電所の制御装置更新などによる諸費の29億8,900万円増である。 - 原価織込み件名の厳選や調達価格低減など、合計30億円の追加効率化を今回申請原価に反映している。

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    その他経費

    - 東北電力のその他経費は今回102,573百万円で、前回比23,768百万円（約238億円）増である。 - 増加の主因は、送配電分社化に伴う会社間取引、石炭火力の灰処理費、女川1号廃止関連費用である。 - 競争発注拡大などによる調達価格低減として、全体で14億円の効率化を織り込んでいる。 - 集計対象から原子力バックエンド費用と固定資産除却費を除く。

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    その他経費

    - 中国電力のその他経費は申請原価745億円で、現行原価590億円から155億円増加する。 - 主な増加項目は委託費124億円、原賠・廃炉等支援機構一般負担金52億円、廃棄物処理費40億円である。 - 競争発注、業務見直し・DX、経年火力発電所の廃止などによる効率化額は、2023～2025年度平均で75億円である。 - 販売促進等の普及開発費45億円などを原価不算入としている。内訳は固定資産除却費を除き、現行原価は託送費用相当を除く。

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    燃料費調整制度における上限が無かった場合の料金水準について

    - 燃料費調整の上限がない場合の料金水準を、現行の電源構成等を維持する仮定で各社が試算した資料である。 - 標準モデル（30A・400kWh）の上限なし料金は月額14,303～19,673円である。 - 今回申請の料金は上限なし試算より、北海道・東北・東電EP・北陸で3～13%高く、四国はほぼ同水準、中国・沖縄は1～3%低い。 - これは料金改定の決定ではなく、北海道の申請額には託送料金値上げ分を含む金額も示されている。

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    経営効率化の取り組みについて（概要版）

    - 北海道電力は2023〜2025年度の原価に、年平均約650億円の効率化を織り込んでいる。内訳は継続的な成果約420億円と、今後の追加分約230億円である。 - 追加分には、燃料調達や需給運用の高度化、カイゼン・DX、上流調達などを含む。 - 資機材調達では、市況単価に対して今回原価の単価を6.5％低く設定し、今後さらに3％の深掘りを見込む。 - 2014年度に示した年約650億円の効率化計画は定着済みだが、前回原価に含めた項目の一部は電源休廃止などにより現在実施できない。

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    経営効率化について②

    - 規制料金審査では費用の性格に応じて経営効率化を原価に反映するが、本資料が示す査定方法や目標は未決定である。 - 北海道電力・東京電力EPは、過去実績が前回目標を上回ったと報告し、2023～25年度申請にそれぞれ230億円、2,642億円の効率化を織り込んでいる。 - 資材・役務調達等の効率化は北海道電力29億円（3％）、東京電力EP92億円（16％）で、算定方法や競争入札比率は異なる。 - 今後は7事業者を対象に実績値、期間、対象範囲などをそろえて横比較し、新たな効率化目標を検討する。

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    経営効率化への取り組みについて

    - 東京電力エナジーパートナーは、2023～2025年度平均の総原価に新たな効率化額2,642億円／年を反映した。 - 前回原価に反映済みの2,785億円／年に追加する額であり、今回の値上げ申請では顧客負担軽減に向け最大限の効率化を前提としている。 - 新規分の大半は購入電力料の削減（2,444億円／年）で、契約見直しや高効率火力等からの調達拡大を進める。 - 資料は原価への反映額と施策を示すが、個別施策の実施時期や達成実績は示していない。

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    料金算定の前提となる需要と供給力について

    - 料金原価は小売供給計画と異なり、柏崎刈羽原発の供給力119億kWhを算定上織り込み、主にJEPX調達の減少として反映する構造である。 - 販売電力量は2023～2025年度平均1,902億kWh、低圧規制部門は平均321億kWhの見通しであり、競争進展やメニュー移行、省エネ等による減少を見込む。 - 7号機を2023年10月、6号機を2025年4月に再稼働する仮置きにより、費用削減効果は全系で年約2,600億円、規制部門で約420億円の試算である。 - 再稼働時期は料金算定上の想定で、具体的時期は未確定であり、追加検査への対応が続いている。

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    料金算定の前提となる需要と供給力について

    - 供給計画と料金原価の需給構造は整合し、原価算定上の供給力・需要はいずれも2023～2025年度平均272億kWhである。 - 規制部門の販売電力量は平均40億kWh、低圧需要に占める比率は2025年度に37％となる想定である。 - 料金改定後は従来の競争環境に戻ると想定するが、値上げに伴う追加的な離脱影響は見込んでいない。 - 泊3号機の再稼働は原価上2026年12月設定だが申請原価には未反映であり、3カ月再稼働の原価低減は年70億円の試算である。

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    需要想定・供給力について③

    - 北海道電力・東京電力EPの2023～2025年度の需要想定と供給力を審査する資料であり、審議会の決定や最終評価は示されていない。 - 3年間平均の申請小売需要は、現行原価比で北海道が91億kWh減、東京電力EPが935億kWh減である。両社とも低圧規制需要の減少と自由部門への移行を見込む。 - 北海道の供給力は供給計画から変更なし。東京電力EPは柏崎刈羽原発6・7号機の再稼働を申請想定に追加し、同量の調達先未定分を減らしているが、実現確定を意味しない。 - 審査では需要種別の算定根拠、低圧規制・自由の配分、節電・離脱・戻り需要の反映、供給計画と異なる前提の合理性を確認する。

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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。