第30回 料金制度専門会合

この回の資料と要約

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   料金算定の前提となる供給力について

   - 北陸電力の2023～2025年度の需要電力量は3か年平均260億kWhの試算であり、火力では石炭171億kWh、水力59億kWhを見込む。 - 志賀2号機は再稼働時期が未確定だが、原価算定上は2026年1月再稼働を前提に2025年度の発電量を計上し、志賀1号機は算定期間中の発電量を見込まない。 - 火力配分は燃料単価を基準とするメリットオーダーが基本で、石炭を中心に、LNGコンバインドを優先し、石油はピーク対応や燃料変動への対応に用いる。 - LNGはタンク・配船の制約が大きく、原価算定では冬季の高稼働を想定するため、春・秋の稼働率は低くなる前提である。

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   購入・販売電力料について

   - 他社購入は2023～2025年度平均で1,889百万kWh・506.62億円を見込み、現行原価（2008年）比で金額が367.25億円増える申請原価である。 - 増加の中心は電源開発分で、購入量は減る一方、石炭CIF価格などを反映して単価が8.65円から28.65円/kWhへ上昇する想定である。 - 他社販売電力量は2022年度推実の413百万kWhから2025年度617百万kWhへ増加し、卸供給利用率は2022年度の45%から52%へ回復する見通しである。 - 販売料金は2022年7～9月の実績単価を適用し、総合単価は2023年度24.03円/kWh、2025年度23.94円/kWhとして算定する。

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   料金算定の前提となる電力需要想定について

   - 北陸電力の2023～2025年度の料金原価算定用需要は、2022年度供給計画に基づく予測であり、販売電力量・最大電力とも緩やかな減少を見込む。 - 販売電力量は2023年度263億kWhから2025年度259億kWhへ、3年平均で年1.1%減の見通しである。 - 最大電力は477万kWから471万kWへ、3年平均で年1.0%減の見通しである。 - 世帯数減少、省エネ、顧客離脱などを織り込み、産業用はIIPによる需要増を見込む一方、離脱の影響を含めて減少予測である。

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   小売料金算定の前提となる電力需要想定について

   - 沖縄電力の2023～2025年度需要想定では、契約切り替えの影響が人口・観光関連需要の増加などを上回り、電力量・最大電力とも緩やかな減少を見込む試算である。 - 需要電力量は2023年度6,081百万kWhから2025年度6,005百万kWhへ減少し、3年平均の増減率は▲0.6%。最大電力は1,205千kWから1,193千kWへ減少し、3年平均は▲0.5%。 - 電灯は横ばい、電力はコロナ影響からの回復で2023年度に増加した後、契約切り替えなどにより減少する想定である。 - 需要想定は2021年頃の作業に基づき、コロナ影響は2022年度まで織り込み、2023年度以降はほぼ収束する前提である。

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   料金算定の前提となる供給力について

   - 沖縄電力の2023～2025年度供給計画は、再エネ等の想定を先に置き、残る需要を燃料調達量・補修計画を踏まえて火力で経済負荷配分する参考資料である。 - 火力構成では石炭機が約45～53%、LNGCC機が約24～33%、他社石炭機が約21～22%を占め、LNG調達量の違いにより年度ごとの配分が変わる。 - 長期契約LNGによりLNGCCの燃料単価は最も安価とされるが、調達量の制約から運転中利用率は石炭機を下回る。スポット調達を仮定するとLNGCC単価が石炭機を上回り、申請原価より燃料費が上昇する試算である。 - 補修計画は供給予備力を確保しつつ需要期を避けて組み、運転中利用率の算定では計画補修とLNGCCの夏季出力低下を除外する。

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   他社購入・販売電力料

   - 北陸電力の2023～2025年度原価試算では、購入電力料は2,038億円（2008年原価比＋1,625億円）、販売電力料は2,192億円（同＋1,574億円）である。 - 購入増の主因は取引所購入、FIT買取、新市場費用の新規織込みであり、販売増は取引所・相対卸販売、自社FIT送電、新市場収入の織込みによるものである。 - 契約更改分には6％の自己査定を見込み、非化石証書費用や容量市場費用・収入は各制度の目標、約定結果等に基づく試算である。 - ダム流入量AIは2022年度に運用開始済みで年3億円の販売増効果を示し、需給予測AIは2023年4月運用開始予定で年5億円の購入削減を見込む。

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   「収入の見通し」の検証に係る 第2規制期間に向けた指摘事項について

   - 第１規制期間の審査で出た18項目の指摘を、第２規制期間に向けた検討課題として整理した資料であり、具体的な制度変更や対応方針は未決定である。 - 主な論点は、統計査定の比較可能性、見積りと実績の乖離・物価変動への対応、減価償却費や託送料などの費用区分・報酬率の見直しである。 - 投資の便益説明、再エネ連系量に応じた計画更新、高額案件の社内検証、計画額と実績額の記録、提出資料の標準化が求められている。 - 消費者への制度説明や、小売事業者との実務書式等の統一も指摘された。対応方針と検討時期は消費者庁の指摘とあわせて別途整理する予定である。

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   送配電効率化・計画進捗確認WG（仮称）の設置等について

   - 第1規制期間（2023〜2027年度）に、一般送配電事業者の事業計画・目標計画の進捗を毎年度評価する案である。 - 料金制度専門会合の下にWG（仮称）を設け、送電・変電・配電の個別投資プロジェクトを横比較し、経営効率化の進捗を確認する案である。 - 確認項目には入札、コスト削減、施工力確保、事業者間協働、デジタル化・機械化の効果などが含まれ、必要に応じ現地視察も検討する。 - WGは四半期に1回程度を想定するが頻度等は未確定であり、得られた知見を第2規制期間や期中変更時の審査改善に活用する。

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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

   - 委員意見への対応状況を整理した資料であり、回答済みは第29回に回答した2件である。 - 次回以降の主な回答事項は、原発再稼働シナリオ、値上げ後の損益・財政状態、自由料金、人員計画、費用配賦である。 - 燃料・電力費では、分社化事業者の費用扱い、燃料調達計画、燃料費と為替要因の区分、想定為替相場が未回答である。 - 各社比較に向けた実績値や対象範囲の統一も回答待ちであり、具体的な結論や時期は資料に記載されていない。

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    需要想定・供給力について

    - 5社の料金申請では、2023〜2025年度の需要・供給力を供給計画を基礎に算定しているが、部門区分や未定調達先への仮定などにより両者は一致しない場合がある。 - 申請上の総需要・供給電力量は、現行原価比で北陸のみ増加し、東北・中国・四国・沖縄は減少している。需要減には離脱、自由料金への移行、省エネ等が織り込まれている。 - 供給力には原発再稼働や市場調達の前提が含まれ、北陸の志賀2号機は原価上2026年1月再稼働を仮定するが、原価算定期間中の発電量は見込まないなど、時期・確度に留保がある。 - 審査では需要区分の根拠、離脱等の織り込み、供給計画との差異の合理性、値上げ後の離脱を需要に反映する扱いが論点として提示されており、結論は未決である。

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    購入・販売電力料について

    - 2023～2025年度の購入・販売電力料申請は各社で現行原価から大幅に増加しており、相対火力・FIT・取引所調達と相対卸・取引所販売が主な金額項目である。 - 購入・販売単価の整合性、契約更改や販売量・価格の見積もり、取引所価格・限界費用、FIT買取量・価格の算定方法が審査論点として提示された。 - 容量市場費用・収益の計上方法は会社間で異なり、事務局は営業費・控除収益に算入する考えと規則明確化を提案したが、決定には至っていない。 - 調整力収益と非化石証書費用の算定妥当性、制度変更後の再計算や設備投資費との二重回収確認も今後の審査課題である。

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