この回のダイジェスト
調整力費用の算定と設備・業務区分見直しの申請内容が示された。
この回で示されたこと
- 10件の指摘事項のうち4件を今回回答対象、6件を次回以降の回答対象として整理した。個別論点への回答内容や結論は示されていない。資料1
- 北海道電力は、調整力の固定費64億円、部分負荷運転等の増分費用59億円、電圧調整・系統保安ポンプ・ブラックスタート費用を託送料金原価に算入する算定を示した。資料5
- 東北・東京・中部など各社が、最大需要の7％を基準にした固定費や、発電計画の持ち替えによる増分燃料費の申請・再算定額を提示した。沖縄電力は独立系統の周波数制御、需要誤差、電源脱落対応を合わせた必要調整力409MWを示した。資料6資料4資料7資料8
- 北海道・東北・東京・中部など各社は、発電所構内でも発電機がなくても託送供給に必要な設備を送配電設備へ区分し、減価償却費・事業報酬を原価に反映する申請内容を示した。資料14資料20資料16資料19資料21資料18資料17資料13資料15
- 北海道・東北・東京・中部など各社は、営業所等の業務を送配電・小売・共通に再区分し、業務量等に応じた配賦方法と託送料金原価への影響を示した。申請上の影響は北海道＋38億円、東京▲132億円、中部＋113億円など会社ごとに異なる。資料30資料24資料31資料22資料29資料23資料26資料25資料28資料27
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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
- 電気料金審査専門会合の宿題10件のうち、4件を今回回答、6件を次回以降に回答する整理である。 - 今回回答するのは、営配分離に関する2件と、調整力に関する2件である。 - 次回以降の6件は、近接性評価、系統連系技術要件、前提計画、力率割引、低圧の季節別・時間帯別料金に関する論点である。 - 本資料は回答時期の整理であり、各論点の回答や結論は示していない。
- 2
制度変更等に係る論点について
- 新ライセンス制に伴い、調整力の固定費に加え、可変費や潮流・電圧調整等を託送原価へ算入する申請が示されたが、費用・負担割合の妥当性は審査事項である。 - 調整力コストの単価影響は沖縄以外で0.08〜0.16円/kWh、沖縄で1.71円/kWhと申請された。予備力7％の送配電負担や、調整量・費用の算定を確認する。 - 発電所内でも託送に必要な設備を送配電設備に区分し、共用設備を按分する申請で、沖縄以外の原価影響は年2.8〜10億円程度である。 - 営業所等の業務をNW・小売・共通に標準化し費用配賦する申請であり、区分や配賦ドライバーの適切さが審査論点である。
- 4
調整力コストについて
- 東京電力は、調整力コストとして年平均626億円を託送料金原価に算入するよう申請し、現行原価との差は年305億円、0.11円／kWhである。 - 主な増加は、出力調整幅を最大需要の5％から7％へ引き上げたことによる固定費91億円と、部分負荷運転等の増分費用213億円である。 - 部分負荷運転費は平成24～26年度の発電機運転実績を6種類の持ち替えパターンに分類し、電力量と単価差から推定した。 - 電圧調整、ポンプアップ、ブラックスタートの費用も申請に含むが、合計への計上額は年1億円である。
- 5
調整カコストについて
- 北海道電力は、調整力確保に必要な費用を発電費から特定し、託送料金原価への算入を申請した。対象には固定費、発電計画調整による増分費用、電圧調整、系統保安ポンプ、ブラックスタートが含まれる。 - 周波数調整の固定費は最大需要の7％相当を確保する前提で64億円、部分負荷運転等の増分費用は平成24～26年度実績を基に59億円と算定した。 - 個別費用は、電圧調整が0.19億円と0.16億円、系統保安ポンプが1.40億円、ブラックスタートが0.15億円である。 - 増分費用では需給調整に必要な電力量のうち送配電事業者の負担を2分の1と設定し、電圧維持のための最低出力運転は持ち替え費用に含めていない。
- 6
調整力コストについて
- 東北電力は調整力コストを託送料金原価に年平均209億円算入し、前回から106億円増、原価単価は0.13円/kWhとなった。| - 内訳は周波数制御等の固定費142億円と、部分負荷運転等の増分費用67億円である。| - 増分費用単価0.08円/kWhはH24～H26年度実績を基に算定し、ネットワーク調整分として調整電力量の1/2を適用した。| - ブラックスタート費用は3ヵ年合計23百万円と算定されたが、託送料金原価への織込額は0円である。
- 7
調整カコストについて
- 中部電力は、一般送配電事業に必要な調整力コストを託送料金原価に反映し、現行比で106億円、0.08円/kWhの影響とした。 - 主な内訳は、最大需要電力の7％を確保する周波数制御等の固定費38億円と、発電計画調整による増分燃料費67億円である。 - 部分負荷運転等の増分燃料費は、平成24～26年度実績に基づき算定し、単価0.05円/kWh、総額67億円とした。 - 電圧調整とブラックスタートの費用も反映した一方、潮流調整と系統保安ポンプアップは算定上の理由から反映していない。
- 8
調整コストについて
- 沖縄電力は、周波数制御や系統信頼度維持に必要な費用151億円（1.94円/kWh）を託送料金原価に算入した。系統保安ポンプ費用は実績がなく算入していない。 - 連系線のない小規模独立系統のため、周波数制御111MW、需要誤差対応47MW、最大電源脱落対応251MW、計409MWを調整力の必要量としている。 - 調整力確保のための発電計画変更に伴う増分費用は40億円であり、電圧調整のマストラン運転30億円、潮流調整1億円、ブラックスタート6億円も原価に反映した。 - 牧港火力のマストラン、悪天候時の下げ代確保、牧港・吉の浦火力のブラックスタート機能を、安定供給と停電復旧のための運用として説明している。
- 9
[調整力・予備力について]
- 九州電力は調整力・予備力関連費用を託送料金原価に反映し、原価は現行比127億円、単価は0.15円/kWh増となった。 - 増加分の大半は、年間計画段階でH3需要の7％相当を確保する費用（33億円）と、実需給時の電源持替増分費用（84億円）である。 - 電圧調整とブラックスタートの費用は計0.4億円で、設備・動力費等を算定している。 - 五島のバックアップ発電所3か所の固定費等10億円を計上し、未稼働前提のため燃料費は含めていない。
- 10
調整力コストについて
- 四国電力は、周波数制御・需給バランス調整とブラックスタートの費用を託送料金原価に算入し、調整力コストは67億円となった。 - 前回比の増加は31億円・0.11円/kWhであり、事業報酬率低下の影響を除く見直し分は33億円・0.12円/kWhである。 - 主な費用は固定費47億円と部分負荷運転の増分燃料費19億円で、固定費算定には最大需要の7％に相当する調整力を用いた。 - 過去3年度に実績のない潮流調整等は算入せず、ブラックスタート費用は対象2発電所で約1百万円と算定した。
- 11
調整カコストについて
- 中国電力は調整力コストを見直し、託送料金原価への計上額を従来の61億円から139億円へ78億円増やす申請を行った。託送料金原価への影響額は0.13円/kWhである。 - 周波数制御・需給バランス調整では、確保する調整力を最大需要の7％相当として固定費84億円を計上し、発電計画の調整に伴う増分費用55億円を新たに加えた。 - 広域停電時の発電機起動に備え、俣野川発電所とバックアップ用の新成羽川発電所に係るブラックスタート費用0.2億円を計上した。 - 資料は平成27年10月時点の申請内容を示しており、料金改定の決定を示すものではない。
- 12
調整力コストについて
- 関西電力の再算定では、調整力コストの託送料金原価への影響を合計＋179億円（＋0.12円/kWh）とした。資料上、これは再算定額である。 - 周波数調整の固定費は出力調整幅を最大3日平均電力の5％から7％へ変更し、220億円を算定した。前回比の影響は＋53億円である。 - 発電計画の調整に伴う増分費用は、単価0.08円/kWhと織込流通対応需要1,569億kWhから126億円と算定した。 - 潮流調整・電圧調整・系統保安ポンプは織り込まず、ブラックスタート費用は700万円と算定した。原価影響表ではブラックスタート分を「α」としている。
- 13
水変・火変分離について
- 四国電力は、発電の有無にかかわらず託送供給に必要な発電所内設備を送配電設備に整理し、発電・送配電共用設備は建設費比で按分した。 - 26年度末帳簿価額では、水力発電設備の4.1％（27億円）、火力発電設備の2.1％（14億円）を送配電設備に区分した。 - この区分に基づき、水力・火力それぞれの発電費から減価償却費・事業報酬を約2億円ずつ送配電費へ振り替えた。 - 託送料金原価への影響は現行比で4億円増、0.02円/kWh増である。
- 14
発電・送配電の設備区分見直し(水変・火変分離)
- 北海道電力は、発電所の機能がなくても託送供給に必要な設備を送配電設備に区分し、減価償却費と事業報酬を託送料金原価へ算入した。これは資料に示された算定・原価整理である。 - 対象は水力発電所33箇所、火力発電所6箇所で、直配設備またはπ分岐の設備形態を持つ発電所である。 - 24年度末資産を区分し、共用設備は発電所ごとの建設費比で按分した結果、25～27年度の影響額は合計約4億円、託送料金単価への影響は＋0.01円/kWhである。
- 15
発電・送配電の再整理について
- 九州電力は送配電部門の公平性・中立性確保に向け、発電所資産を発電・送配電・共用設備に再整理し、160箇所中55箇所を対象とした。 - 発電設備の区分見直しによる託送原価への振替は8億円、託送料単価への影響は＋0.01円/kWhである。 - ひむか変電所の運開後、小丸川幹線を電源線から非電源線の送配電設備へ変更し、自己託送費用相当の控除を含め原価に＋2億円を反映した。
- 16
発電・送配電の設備区分見直し
- 平成28年4月のライセンス制導入を見据え、託送供給に必要な発電所内設備を発電設備から送配電設備へ区分した。 - 対象は水力発電所51か所、火力発電所5か所であり、発電機がなくても需要家への供給または送電線の潮流に必要な設備が該当する。 - 共用設備は発電所ごとの建設費比で按分し、帳簿価額に占める送電・変電設備は水力0.75%、火力0.29%となった。 - 水力発電費から4億円、火力発電費から5億円を託送料金原価へ振り替え、年8億円の原価増（単価影響は銭未満）となる見込みである。
- 17
発電・送配電の設備区分見直しについて
- 水力52ヵ所・火力7ヵ所の発電所構内設備について、発電機能がなくても託送供給に必要な設備を送配電設備へ再整理した。 - 主な対象は需要家への供給設備を持つ発電所と、系統電力が通過する設備を持つ発電所であり、共用設備は建設費比で配分する。 - 平成26年度末帳簿価額に占める送配電設備の割合は水力3%、火力1%である。 - 託送料金原価への影響は平成28～30年度平均で計7億円（0.01円/kWh）であり、水力4億円、火力3億円である。
- 18
水変・火変分離について
- 関西電力は、水力69箇所・火力1箇所の発電所で、地域供給等に必要な設備を送配電設備に区分した。 - 発電所の機能がなくても必要な設備を送配電設備とし、発電・送配電で共用する設備は帳簿原価比で按分する。 - 帳簿価額比は水力が発電98.09%・送配電1.91%、火力が発電99.96%・送配電0.04%である。 - 託送料金原価への影響は3ヵ年平均で合計5億円（＋0.00円/kWh）。水力分は5億円、火力分は有効数字未満である。
- 19
発電・送配電の再整理
- 中部電力は、ライセンス制導入後の送配電部門の公平性・中立性確保に向け、水力・火力発電所の設備区分を再整理した。 - 発電所の機能がなくても託送供給に必要な設備を送配電用とし、直配機能と連系機能を対象にした。 - 再整理による年額の託送料金原価影響は958百万円で、発電側の減、送配電側の増として反映した。 - 土地・建物は共用設備とし、発電所ごとの建設費比で費用等を配分する。
- 20
発電・送配電の設備区分見直しについて
- 東北電力は、発電機がなくても託送供給に必要な設備を送配電設備に区分し、減価償却費等を託送料金原価へ反映した。 - 発電設備から送変電設備へ整理した割合は水力3.59％、火力0.49％、地熱0.17％である。 - 影響額は平成25～27年度の年平均で計7億円であり、水力は送電・変電費が計6億円増え、火力は計1億円増える一方、発電費がそれぞれ減少する。 - 発電・送配電の共用設備は発電所ごとに特定し、両設備の建設費比で按分する。
- 21
発電・送配電の設備区分見直し
- 北陸電力は発電所設備を発電・送配電に区分し直し、水力64箇所、火力4箇所を対象とした実績を示した。 - 送配電費用への振替は年2.8億円で、水力2.1億円、火力0.7億円である。 - 発電機停止中も託送供給に必要な設備は送配電設備とし、共用設備は建設費比で配分する。 - 振替額は減価償却費と事業報酬からなり、平成28～30年度の平均額である。
- 22
送配電・小売の再整理について
- 中部電力は送配電・小売の業務区分を再整理し、申請した託送料金原価の販売費を406億円（0.32円/kWh）とした。現行比で113億円、0.09円/kWhの増加である。 - 共通業務は人員数に基づき按分し、配分比率は送配電54％、小売46％である。 - 契約受付や既契約管理などを送配電側へ移す増額が、集金・調定などを小売側へ移す減額を上回った。 - これは申請内容の説明であり、資料中に決定済みとの記載はない。
- 24
営業・配電の業務区分見直しについて
- 東北電力は、平成28年4月以降のライセンス制導入を見据え、小売・配電（NW）が一体で行っていた業務を実態に応じて区分し、NW費用を託送料金原価に反映した。 - 区分変更による託送料金単価への影響は合計0.00円/kWhであり、業務ごとの増減が相殺された結果である。 - 設備・供給に関わる作業はNW、料金計算や請求等は小売に整理し、混在する受付・調査業務等は作業内容や業務量比率で配分した。
- 26
送配電・小売の業務区分見直しについて
- 中国電力は、ライセンス制に合わせ、営業所等で一体的に行っていた送配電・小売業務を区分して託送料金原価を算定した。見直しの影響は▲22億円、▲0.04円/kWhである。 - 設備の保守・運用・利用に関わる業務は送配電、小売供給・料金に関わる業務は小売に整理し、共通業務は業務内容や受付件数などに応じて配分した。 - 送配電分として原価に織り込んだ販売費は合計14,362百万円、単価0.24円/kWhであり、金額は平成28～30年度の平均である。 - 対象となる販売部門人員は1,747人で、送配電634人（36％）、小売1,113人（64％）と整理された。
- 27
配電・小売の業務区分の見直しについて
- 沖縄電力は小売全面自由化に伴う配電・小売業務の区分見直しを申請し、託送料金原価を見直し前より年12億円、16銭/kWh減とした。 - 請求・収納・督促と料金計算を小売に、指示数確認や送電停止を配電に整理し、検針結果通知は小売に区分した。 - 工事を伴う申込受付など複数部門に関わる業務は比率配分し、コールセンターも受付件数に基づき配電49％・小売51％とした。 - 既契約管理の区分は従来どおりであり、託送料金原価への影響はない。
- 28
送配電・小売の再整理について
- 九州電力は、ライセンス制に照らして送配電・小売一体業務の区分を見直した。 - 再整理後の託送料金原価は0.33円/kWhから0.34円/kWhへ増え、影響は＋6億円、＋0.01円/kWhである。 - 設備管理・停電対応などは送配電、料金計算・収納などは小売に区分し、共通業務は内容や業務量実績に応じて配分した。 - 小売への移管による減額を、契約受付やサポート部門などの送配電への移管による増額が上回った。
- 29
営業・配送電の業務区分見直し
- 平成28年4月のライセンス制導入に向け、営業部門の需要家費・一般販売費を送配電（NW）と小売に区分し、NW分を託送料金に算入する整理である。 - 本店は主に組織単位の業務内容、コールセンターは受付実績、支店・支社は業務量調査を基準に人員を区分した。 - 全店人員比はNW 29％・小売71％であり、本店（コールセンター除く）は18％・82％、支店・支社は30％・70％である。 - 費用区分はNW 42.0億円、小売98.5億円で、資料記載の改正影響は▲13億円、合計▲0.05円/kWhである。
- 30
営業・配電の業務区分見直し（営配分離）について
- 北海道電力は、ライセンス制の導入を踏まえ、営業部門の費用を組織単位から業務内容に基づくNW（託送料金原価）・小売区分へ再整理した。 - 今回申請の販売費357億円のうちNWは184億円（51%）で、現行料金の146億円（41%）から38億円増、影響は＋0.12円/kWhである。 - 送配電設備・計量・供給関連は原則NW、電気料金計算・請求・督促などは小売とし、共通業務は内容や業務量に応じて配分した。 - 集金などNW費用が減る業務もあるが、従来小売としていた組織のNW業務を再区分した結果、全体ではNW計上が増えた。
- 31
営業・配電の業務区分見直し
- 東京電力は、平成28年4月のライセンス制導入を見据え、支社等の営業・配電共通業務を託送・小売・共通に再整理した。 - 今回申請原価では、販売費から託送原価への振替により、原価が年132億円、単価が5銭／kWh減ると算定した。 - 委託費等で特定できるものは直接振替し、それ以外は業務量比率に基づき人件費・諸経費等を配分する。 - 停電周知は全て託送、調定は全て小売に整理し、資料には審議会の決定・承認は記載されていない。
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。
料金審査専門会合
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