この回のダイジェスト
燃料価格の直近値置換試算と設備投資・事業報酬等の審査論点が示された。
この回で示されたこと
- 泊発電所3号機の再稼働を2026年12月と想定し、北海道電力の安全対策投資373億円を今回原価に計上した。設備投資総額は701億円で、前回原価より248億円減である。資料1
- 北海道電力の控除収益は今回原価で127億11百万円となり、前回比75億24百万円増加した。主因は北海道電力NWからの受託業務収益と賠償負担金相当収益である。資料20
- 直近3か月の燃料価格に置き換えた場合の試算として、北海道電力は燃料費225億円減、東北電力は自社計139億円減、東電EPは他社購入電力料2,536億円減を示した。各社資料はいずれも確定変更ではなく試算である。資料9資料12資料11
- 北陸電力は直近CIF価格への置換で火力燃料費が年10億円増、中国電力は25億円減、四国電力は自社火力燃料費32億円減、沖縄電力は約27億円減との試算を示した。これらも料金変更の決定ではない。資料8資料13資料15資料10
- 設備投資の審査では、投資の必要性・時期と低稼働設備等の原価算入を確認する方針案が示された。非化石証書収入を原価から控除する案、東京のHD・RP設備を特別監査で確認する案も提示された。資料16
- 事業報酬の算定方法やレートベースの監査、報酬率の採録期間等について検討案が示されたが、算定方法の変更や最終額は決定されていない。資料18
- ガス導管事業では、堺・姫路の値下げ後料金を今後の法定事後評価で確認する方針が示された。犬山瓦斯の値下げ届出はおおむね妥当と評価された。資料5資料6
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この回の資料と要約
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ガス導管事業者の託送収支の事後評価について
- 2020年度評価対象の関西電力・堺／姫路地区は、2022年度の需要量・費用が想定を下回り、乖離率見込みも基準の−5％を超過した。事業者は2023年4月から自主値下げする意向である。 - 両地区の値下げ後料金の妥当性は、今後の法令に基づく事後評価で確認する方針である。 - 2021年度評価対象の犬山瓦斯は、需要・費用の想定が概ね妥当と評価され、届出の料金改定率は−0.2％である。
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ガス導管事業者の2021年度託送収支の事後評価とりまとめ（案）
- 2021年度の法定評価対象147社のうち、超過利潤累積額が基準を超えた4社には、所定期日までの料金改定届出がなければ変更命令を行う扱いである。 - 想定単価と実績単価の乖離率が▲5％基準を超えた3社は、現行料金維持の合理的説明が認められ、変更命令の対象外となった。 - 犬山瓦斯は2022年12月に値下げを届け出ており、算定と新料金の需要量・費用の想定はおおむね妥当と確認された。 - 仙南ガスと中部電力ミライズは2023年4月1日まで、ENEOSエルエヌジーサービスは2024年4月1日までの料金改定届出予定である。
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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37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、料金改定や審査方針を決定するものではない。 - 需要想定、燃料費調整、人件費、費用配賦など一部は過去会合で回答済みである。 - 非化石証書収入と投資関連費用は当日回答予定、為替反映ルールは当日議論予定である。 - 自由料金、効率化、電力取引・燃料調達、人件費、設備・修繕費、その他経費などに次回以降の回答予定事項が残る。
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燃料費：直近の全日本通関統計CIF価格（11月〜1月）に置き換えた場合の試算
- 2022年11月〜2023年1月の通関CIF価格に置き換えた試算では、火力燃料費は申請原価比で3か年平均年10億円増、単価0.05円/kWh増である。これは試算結果であり、料金変更等の決定は示されていない。 - 石油系は年41億円減、LNGは20億円減、石炭系は71億円増である。石炭が火力発電量の84％を占め、合計を押し上げた。 - 試算期間の通関価格は原油・LNGが低下、石炭が上昇し、為替は円安となった。 - 算定方式や主要な調達前提は申請時から据え置き、中国炭のみ対象期間に通関実績がなく、7〜9月価格を継続適用した。
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燃料費の置き換えについて
- 北海道電力が燃料費の価格指標を2022年9〜11月から2022年11月〜2023年1月に置き換えて試算した資料である。 - 置換後の燃料費は3,357億円となり、申請原価3,582億円から225億円減少する試算である。 - 減少額は石炭108億円、LNG67億円、石油49億円である。 - 資料は試算を示すもので、費用の確定や適用決定については記載していない。
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直近の通関CIF価格による燃料費試算
- 沖縄電力は、2022年11月～2023年1月の通関CIF価格に置き換えた燃料費を試算し、申請時より約27億円減の944億円とした。これは価格のみを変更した試算である。 - 減額の主因はガス系燃料費の41億円減であり、石炭系は15億円増、石油系は1億円減となる。 - 織り込みLNG単価は14.0%、原油単価は15.3%低下し、石炭単価は2.5%上昇した。
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燃料価格の採録期間変更影響について
- CIF価格を2022年11月～2023年1月平均に置き換えた試算であり、確定した変更ではない。 - 2023～2025年度の他社購入電力料は、2023年1月23日申請値比で年間平均2,536億円減の見込みである。 - 算定対象はJERAからの購入電力料で、CIF価格以外のパラメータは申請時の数値を据え置いている。 - 減額は火力分に限られ、分社化後に燃料費計上がないため全額を他社購入電力料の変動として算定している。
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燃料費の再算定について
- 東北電力は燃料費の参照期間を2022年11月～2023年1月に置き換え、暫定的に再算定した。 - 2023～2025年度平均の自社計は申請値より139億円減少する見込みである。 - 燃料別ではガス系が220億円、石油系が31億円減り、石炭系は112億円増える。 - LNGスポットはJKM実績に基づいて算定し、再算定結果は暫定値である。
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燃料価格の採録期間変更による 燃料費の試算結果について
- 中国電力が燃料価格の採録期間を2022年7〜9月から2022年11月〜2023年1月に替えて試算した結果、火力燃料費は3か年平均で25億円減少した。これは試算結果であり、原価変更の決定ではない。 - 石炭系は118億円増加したが、ガス系は97億円、石油系は47億円減少し、合計では減少となった。 - 採録期間以外の試算条件は申請時から変更していないが、期間変更は他社購入電力料など燃料費以外にも影響する。
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燃料費等の採録期間について
- 電力各社の規制料金改定申請について、為替・燃料価格と卸電力市場価格の採録期間をどう扱うかを議論する資料であり、変更は未決定である。 - 燃料費は毎月の燃料費調整で料金に反映されるが、基準燃料価格は調整上限（基準価格の1.5倍）を左右する。 - 直近3か月（2022年11月～2023年1月）への更新試算では、多くの社で基準燃料価格が低下する一方、北陸は上昇し、中国は変わらない。 - 卸電力市場価格は自動調整制度がなく、算定方法が各社で異なるため、統一や直近値への更新が検討論点である。
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燃料価格置き換え後の火力燃料費について
- 四国電力の試算では、燃料CIF価格を2022年11月～2023年1月の全日本通関価格に置き換えると、2023～2025年度平均の自社火力燃料費は申請原価比で32億円減少する。 - 発電電力量は121億kWhで変わらず、単価は19.89円/kWhから19.62円/kWhへ低下する。 - 石油系・ガス系は減少、石炭系は増加し、試算ではCIF価格以外のパラメータを申請原価と同一としている。 - 重油の2023年1月公示価格は未決定のため仕切り価格を含めて算定し、石炭・LNGは全日本平均並みの価格を織り込んでいる。
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設備投資関連費用・事業報酬
- 今回原価の設備投資は701億円で、前回比248億円減。水力・火力の投資減が主因だが、泊3号機の安全対策投資は373億円に増加する。 - 泊3号機は2026年12月再稼働を前提とし、2023～2025年度は安全対策投資が高水準となる見通しである。再エネ新規開発投資は原価算定期間中に予定されていない。 - 減価償却費は前回比182億円減の355億円、固定資産除却費は前回と同水準の61億円である。 - 事業報酬は前回比45億円増の323億円。報酬率は2.9%から2.8%へ低下する一方、建設中資産や運転資本の増加でレートベースが拡大する。
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事業報酬について③
- 規制料金の事業報酬は、必要・有効な資産のレートベースに報酬率を乗じて算定し、報酬率は自己資本と他人資本を30対70で加重平均する仕組みである。 - 北海道など6社の申請値は、事業報酬率2.6〜2.8%、発電・販売分の事業報酬62〜660億円であり、特別監査等による適正性確認が継続中である。 - 東京電力EPでは、グループのレートベース自主カットにより按分比率が上昇し、EP報酬が13億円増える結果となったため、事務局は按分方法の見直しを検討課題として提示した。 - 報酬率の算定では、β値を直近10年間とする案、発販分離会社の他人資本報酬率に連結値を用いる案が示されたが、いずれも資料時点で未決定である。
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設備投資関連費用・事業報酬
- 東電EPの設備投資額は2023～2025年度平均248億円で、2021年度実績より171億円増える。料金計算・請求に対応するシステム投資が主な増加要因である。 - 減価償却費は今回原価で98億円、固定資産除却費は0.09億円である。前回原価からの減少は、分社化で今回対象が業務部門のみとなったことによる。 - 事業報酬率は料金算定規則に基づく算定で2.8％である。旧一体会社の事業報酬2,317億円のうち、東電EPの今回原価に含む小売相当分は299億円である。
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控除収益について②
- 対象は託送収益を除く控除収益であり、額が大きいほど規制料金の原価を圧縮する。審査では契約・法令上の根拠と算定の適切性を確認する。 - 2023～25年度平均の控除収益は、北海道電力が127億円（前回比＋75億円）、東京電力EPが62億円（同▲319億円）である。北海道は会社間取引等の収益増、東京EPは送配電分離後に共架料等が配分されないことが主因である。 - 北海道電力の賠償負担金相当収益は平均12億円で、当初承認額に基づく年平均額を0.27億円下回る。審査方針が定まれば、その算定方法に沿って料金原価を補正する方針が示された。 - 北海道電力・東京電力EPは廃炉円滑化負担金相当収益を計上していない。資料は算定の適切性などを審議論点として提示しており、最終決定は記載していない。
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。
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