この回のダイジェスト
託送料金の費用配賦・料金設定は規則に沿うと判断され、原価申請の審査論点も示された。
この回で示されたこと
- 10社が2022年12月27日に申請した託送供給等約款について、需要想定、費用配賦、料金メニュー別需要、収入上限との整合を審査し、算定規則等に沿って妥当で問題ないと判断した。審査結果は委員会に報告予定である。資料5
- 託送需要の固定費配賦では、最大電力・夏冬ピーク需要・発受電量を2:1:1で用いる方法等を確認した。多くの社で低圧の固定費配分比率が現行より下がり、特別高圧・高圧の比率が上昇した。資料5
- 託送の料金メニュー別想定収入は、10社すべてで承認済みの「収入の見通し」を上回らなかった。委員からは低圧需要減少の影響比較や需要・最大電力推計の検証を求める意見が出たが、追加措置の決定は示されていない。資料5
- 原子力バックエンド費用について、東北・北陸・中国・四国の申請概要と審査論点が示された。処分費の単価改定・将来単価の扱い、四国の解体費へのエスカレーション反映などは未決で、今後検討する論点である。資料7
- 設備投資・減価償却費・固定資産除却費と事業報酬について、各社の申請額や算定条件、審査論点が示された。設備の不可欠性・経済合理性、非化石証書収入との二重回収、レートベース資産の適正性、事業報酬率の算定期間などは審査段階であり、個別の認定・結論は示されていない。資料17資料12
- 委員意見への対応状況では、審査全般、需要、購入・販売電力料、燃料費、人件費、費用配賦などの未回答論点が整理された。多くは次回以降に回答予定である。資料6
前回からの変化
- 託送約款の費用配賦・レートメークは前回、次回以降に検証する方針だったが、今回は10社の需要推計・費用配賦・料金設定を審査し、規則等に沿って妥当で問題ないと判断した。委員会への報告は予定段階である。資料5
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この回の資料と要約
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原子力バックエンド費用
- 北陸電力の原子力バックエンド費用は、今回の原価で3か年平均57億円となり、現行原価比で11億円増加する。 - 増加の中心は原子力発電施設解体費で、見積総額の増加と改正省令に伴う引当方法の変更により29億円増える。 - 使用済燃料再処理等拠出金発電費は燃料発生量の減少で12億円減り、特定放射性廃棄物処分費は今回の算定期間に対象燃料がないため計上されない。 - 2025年度末の志賀1・2号機の解体費累積引当額は約730億円、引当率は約55％の見込みである。
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[設備投資関連費用]
- 北陸電力の2023～2025年度設備投資計画は年平均880億円で、現行原価比699億円増、2020～2021年度実績平均比418億円増である。 - 増加の中心は志賀原発の安全対策、水力発電所の大規模改修、敦賀・七尾大田火力のバイオマス混焼拡大である。 - 設備投資には年55億円の効率化を織り込み、減価償却費は現行原価比312億円減、固定資産除却費は28億円増の計画である。 - 志賀2号機の再稼働時期は、審査が最大限効率的に進む前提で、原価算定上2026年1月としている。
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託送料金の算定における費用配賦、レートメークの審査について
- 10社の託送料金申請について、事務局は費用配賦・レートメークを適切かつ妥当と判断し、委員会へ報告する予定である。 - 需要想定と固定費配賦は算定規則に沿い、供給計画等との整合が確認された。多くの社で低圧の固定費配分比率が下がり、高圧等が上昇した。 - 料金メニュー別の想定需要は直近実績等に基づき算定され、10社すべてで想定収入合計が承認済みの収入の見通しを超えなかった。 - 委員から、需要家間の負担変化や需要推計の偏り、会社間比較の必要性が指摘されたが、個別の追加措置は決定されていない。
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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32回会合資料は、委員意見への対応状況を整理しており、新たな決定や回答内容は示していない。多くの論点は「次回以降に回答」とされている。 - 前回審査からの変更点、燃料費調整制度の上限がない場合の試算、中長期燃料調達や為替要因など一部は回答済みである。 - 未回答論点は、需要想定・再稼働影響、電力取引価格や費用算定、燃料調達・為替制度、人件費・生産性比較、部門間の費用配賦に及ぶ。
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原子力バックエンド費用について
- 資料は、再処理拠出金・高レベル廃棄物処分費・発電施設解体費の申請概要と審査論点を示すもので、査定結果は未確定である。 - 再処理拠出金は認可単価と使用済燃料量で算定する。東北電力の燃料量の過大算定は修正を原価に反映する予定である。 - 処分費では、審査中の単価改定を反映するか、四国電力の将来単価見込みを認めるかが論点である。 - 解体費では法令に沿った引当額の確認に加え、四国電力が物価上昇を見込んだエスカレーションを反映する算定方法の扱いが未決である。
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原子力バックエンド費用
- 北陸電力の原子力バックエンド費用は、今回原価の3か年平均で57億円となり、現行原価46億円から11億円増加する。 - 原子力発電施設解体費は、解体見積総額の増加と省令改正による算定方法変更で29億円増加する。 - 使用済燃料再処理等拠出金発電費は発生数量の減少で12億円減り、特定放射性廃棄物処分費は今回原価に計上されない。 - 各費用は法令等に基づき算定されている。
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原子力バックエンド費用について
- 中国電力の原子力バックエンド費用は、申請原価3か年平均114億円で、現行原価より12億円増加する。算定は法令と発電所の運転計画に基づく。 - 再処理制度の見直しで関連費目が変更され、特定放射性廃棄物処分費は拠出単価の上昇と1999年末までの発電分の拠出終了により、合計5億円減となる。 - 原子力発電量は現行原価の93億kWhから申請原価45億kWhへ減少し、島根1号機の廃炉等が背景にある。島根2号機は申請原価上、2024年1月末の再稼働計画である。
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原子力バックエンド費用
- 東北電力の2023〜2025年原子力バックエンド費用は154億円で、2013〜2015年の24億円から130億円増加する。 - 増加額は施設解体費が68億円、使用済燃料再処理等拠出金発電費が50億円、廃棄物処分費が13億円である。 - 発電電力量の前提は3カ年で121億kWhと前回比51億kWh増で、再処理等費用の増加要因とされる。 - 再処理等拠出金発電費は申請時の算定誤りを修正した金額である。
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原子力バックエンド費用の織込内容（概要）について
- 四国電力は、今回改定原価に原子力バックエンド費用151億円を織り込んだ。 - 内訳は再処理等拠出金発電費79億円、放射性廃棄物処分費37億円、発電施設解体費34億円である。 - 再処理費は使用済燃料発生量と2022年6月時点の通知単価に基づき、処分費は対象廃棄物量と単価に基づいて算定した。 - 解体費は総見積額から既引当額を差し引き、残存積立期間で除して算定し、伊方1〜3号機に計上した。
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事業報酬（レートベース・事業報酬率）について
- 事業報酬は、必要・有効な事業資産の価値（レートベース）に事業報酬率を乗じ、規制料金で資金調達コストを回収する仕組みである。 - 今回申請の事業報酬率は各社2.6〜2.8％だが、β値の期間、公社債利回り等の平均期間、発販分離会社の負債利子率の対象範囲は未決である。 - レートベースは平均帳簿価額等で算定し、事務局が特別監査で設備の必要性・稼働見通し等を確認する予定であり、不適切な資産と対応費用は原価算入しない方針が示されている。 - 申請値は審査後の認定額ではなく、本資料は幅広い論点の検討を求めるものである。
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設備投資・減価償却費・固定資産除却費・事業報酬について
- 中国電力の原価算定期間の設備投資は2,073億円で、現行原価より625億円増加する計画であり、増加の中心は島根原発の安全対策である。 - 島根2号機は2024年1月末の再稼働を前提とし、3号機は早期稼働を目指す一方、水素・アンモニア発電などの検討は原価に未反映である。 - 減価償却費は701億円（現行比＋176億円）、固定資産除却費は37億円（同▲33億円）である。 - 事業報酬は527億円で現行比259億円増加し、事業報酬率は現行3.0％から2.6％へ低下する。
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設備投資関連費用・事業報酬
- 東北電力の2023～2025年度設備投資は年平均1,629億円で、女川2号機の安全対策工事や水力設備更新などにより前回比74億円増である。 - 減価償却費は年平均971億円（前回比31億円減）、固定資産除却費は112億円（同88億円減）である。 - 事業報酬は660億円で前回比124億円増、レートベースの増加が報酬率の低下を上回った結果である。 - 事業報酬率は2.8％で、自己資本・他人資本の報酬率を資本構成比30対70で加重平均している。
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設備投資関連費用・事業報酬
- 北陸電力の2023～2025年度設備投資額は3か年平均880億円で、現行原価比699億円増である。 - 志賀2号機は審査が効率的に進むことを前提に2026年1月再稼働とし、安全対策工事費465億円を織り込む試算である。 - 再稼働による固定費増を含めても、燃料費抑制などで原価を128億円下げ、値上げ幅を0.5円/kWh（約2％）抑えるとしている。 - 事業報酬額（NW控除後）は現行比36億円減の255億円であり、レートベース増加を事業報酬率の低下（3.3％から2.8％）が上回る影響である。
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設備投資関連費用・事業報酬
- 沖縄電力の申請原価（2023～2025年度平均）では、設備投資計画は現行原価（2008年度）比で7,962百万円減、減価償却費は581百万円減、固定資産除却費は289百万円増である。 - 投資計画の主な減少要因は、火力設備の電源開発費用が大型発電所から比較的小規模な開発へ変わることである。 - レートベースは74,697百万円増の374,954百万円となる一方、事業報酬率は3.0％から2.7％へ低下する。 - その結果、一般送配電分を除く事業報酬は918百万円増の6,151百万円となる。
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設備投資について
- 2023～25年度の設備投資申請について、需要・供給との整合、設備の不可欠性・経済合理性、実施時期を審査する論点が示されたが、算入可否の決定はまだ示されていない。 - 申請投資額は北陸が現行原価比486.7%、中国163.9%、東北107.4%で、主に原子力の安全対策工事が増加要因である一方、四国・沖縄は現行原価を下回る。 - 全社が非化石証書販売収入を設備投資額から控除しておらず、料金原価と証書収入による非化石電源投資費用の二重回収をどう確認するかが論点である。 - 減価償却費は不可欠性・算定方法・低稼働の理由を、固定資産除却費は実施時期・工事費・売却価額見積りを確認する方針が審査論点として示されている。
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設備投資関連費・事業報酬の概要について
- 2023～2025年度平均の設備投資額は351億円で、前回原価比123億円減となる見込みである。 - 減価償却費は329億円で前回比45億円増、固定資産除却費は25億円で前回とほぼ同水準である。 - 発電・販売事業の事業報酬額は208億円で、全体の事業報酬299億円から送配電事業分90億円を控除して算定する。 - β値は、異常値期間を除いた2年間を採録し、0.78を採用している。
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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