この回のダイジェスト
各社の人員・人件費、燃料費と託送料金申請を審査し、今後の確認論点を整理した。
この回で示されたこと
- 東北・北陸・中国・四国・沖縄の人員計画と人件費申請について、各社の人員見通し、費目別原価、算定基準、効率化策が示された。事務局資料は、統計の参照年や比較対象の統一、賃上げ・再雇用者の扱い、出向者給与の必要性や二重計上の有無などを審査論点として提示した。資料25
- 各社の燃料費申請では、市況・為替の変化、燃料別の数量・価格前提、契約や調達先の違い、効率化策が示された。事務局資料は、メリットオーダー、調達価格の根拠、未合意契約やスポット価格の査定方法などを今後の検討論点として挙げた。資料30
- 各社は、石炭・LNG・重油の調達先や契約構成の見直し、低品位炭や重油の活用、設備更新・運用改善による燃料費抑制策を説明した。効果額は申請への織込額または試算として示され、審査結果として確定したものではない。資料33資料31資料32資料29資料28
- 一般送配電事業者の託送供給等約款について、費用配賦と料金メニュー・単価設定を専門会合で検証し、その他の約款変更事項は委員会で審議する分担が示された。会合資料は検証方法と論点を説明したもので、約款の認可可否を決定したものではない。資料14
- 北海道・東北・東京・中部・北陸・関西・中国・四国・九州・沖縄の各送配電事業者が、承認済み収入見通しを基にした託送料金単価や料金メニュー、N-1電制費用、再エネ活用向け割引、保証金等の申請内容を説明した。資料時点で申請中の料金・約款は認可済みとは示されていない。資料20資料17資料15資料13資料18資料11資料16資料12資料19資料10
- 委員照会への対応状況では、燃料調達計画・燃料費と為替要因・想定為替、人員構成・長期的な人材確保策が本日回答の対象とされた。需要想定、購入・販売電力料、経営効率化、費用配賦などは次回以降の回答事項として残った。資料21
前回からの変化
- 委員照会の対応状況では、前回「次回以降」とされていた人員計画・人件費や燃料調達に関する論点の一部が、今回「本日回答」に移った。需要想定、購入・販売電力料、経営効率化、費用配賦などは引き続き回答待ちである。資料21
- 人員計画・人件費は、前回の審査論点の提示から、5社の申請内容と事務局の比較・査定論点を具体的に扱う段階へ進んだ。統計参照年、賃上げ、再雇用者、出向者給与等の統一的な扱いは未決である。資料25資料27資料26資料24資料22資料23
- 燃料費は、前回の需要・供給力や購入・販売電力料の検討から、5社の燃料費申請の価格・数量・契約条件を横断比較し、査定上の論点を示す段階へ進んだ。査定結果や統一方針は示されていない。資料30資料33
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この回の資料と要約
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人件費
- 東北電力が2023～2025年度原価に計上する人件費は458億8,200万円で、前回原価比12億9,100万円減である。主因は人員減と退職給与金の削減である。 - 経費対象人員は5,184人（前回比113人減）、従業員平均年収は626万円（前回596万円）である。年収は産業・公益企業の比較値に東北の物価地域補正を加えて算定している。 - 退職給付の標準者モデルは2,498万円から2,210万円へ引き下げ、一般厚生費は企業平均を下回る1人当たり28.8万円で申請している。 - 出向者493人・83団体のうち、安定供給等に必要な174人・26団体分を原価算入し、残りは不算入としている。
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燃料費
- 四国電力の2023～2025年度平均の火力燃料費は2,403億円の見込みで、前回原価より1,175億円増える。主因は火力平均発電単価の上昇であり、自社火力の発電電力量は28億kWh減る。 - 円ベースの原油・石炭・LNG通関価格は前回改定時より上昇し、原価織込CIF価格は重油90,879円/kl、石炭51,875円/t、LNG142,803円/tである。 - 燃料調達先・時期の分散、スポット調達、低品位炭や大型専用船の活用に加え、坂出2号機の更新実績と西条1号機の更新計画を示している。 - 核燃料費は2023～2025年度平均43億36百万円の見込みで、前回平均より8億24百万円減る。低濃縮度燃料や燃料運用の効率化で費用低減を図る。
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料金算定の前提となる人員計画について
- 東北電力の経費対象人員は、2020～2025年度に5,314人から5,125人へ189人減る見通しで、1人当たり販売電力量は約7％向上する見込みである。 - 2023～2025年度の年度末総人員は5,294人から5,129人へ165人減らす計画であり、販売・一般管理部門の効率化が主な削減要因である。 - 定期採用は各年度103人程度とし、過去3カ年平均比13％抑制する一方、再雇用者は2025年度に216人へ増える見通しである。 - 50歳代が2022年3月末時点で全体の33.1％を占め、今後10年程度で定年退職者が大幅に増える見通しである。
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託送供給等約款の認可申請について
- 沖縄電力は2023年4月開始の新託送料金制度に向け、約款認可を申請した。収入の見通し約691億円／年は2022年12月に承認済みで、約款の認可結果は資料に記載されていない。 - 電圧別平均単価は全体で現行比＋14％。高圧＋17％、特別高圧＋15％、低圧＋13％である。 - 特高・高圧は基本料金での回収割合を引き上げる一方、低負荷率の需要者への負担を考慮し、低圧動力・電灯は回収割合をほぼ現行水準に抑える設計である。 - 再エネ出力抑制時等に向けた割引・特別措置の適用拡大と、N-1電制費用やインバランス保証金等の供給条件への反映を提案している。
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託送供給等約款の認可申請について
- 関西電力送配電は、承認済みの年7,154億円の収入上限を基に託送料金を改定し、約款認可を申請した。電圧別平均単価の改定率は特別高圧+3.4％、高圧+17.2％、低圧+3.5％である。 - 値上げ相当額480億円／年は基本料金へ反映することを基本とするが、高圧は需要者影響に配慮し、基本料金と電力量料金の双方に反映する案である。 - 再エネ活用に向け、特別高圧・高圧向けのピークシフト割引と自家発補給電力の特別措置について、春秋などの対象時間を拡大する。 - 約款にはN-1電制の費用負担、インバランス料金の保証金、グリッドコード、蓄電池放電の扱い、実績に基づく損失率を反映する。
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託送供給等約款の認可申請について
- 四国電力送配電は、2023～2027年度の託送供給等約款を認可申請した。収入の見通しは年平均1,560億円で、既に経済産業大臣の承認を受けているが、約款の認可結果は資料に記載されていない。 - 電圧別平均単価は現行比で特別高圧+3.9％、高圧+13.2％、低圧+10.6％、全系+10.8％となる。二部料金制では基本料金の回収割合を高め、電力量料金の改定率は平均単価の改定率のおおむね半分に設定した。 - 電灯260kWh/月のモデルでは月額268円増（10.6％）で、基本料金の回収割合引上げによる分は20円である。高圧・特別高圧のモデル増加率はそれぞれ11.9～13.0％、3.8～3.9％である。 - 再エネ活用に向け、ピークシフト割引等の評価時間帯を拡大し、N－1電制の費用精算、インバランス保証金、太陽光・風力の出力制御機能オンライン化などを約款・技術要件に反映する。
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託送供給等約款の認可申請について
- 中部電力パワーグリッドは、2023〜2027年度の収入見通し6,319億円（5年平均）を前提に託送料金を申請し、全系平均単価は現行比7.6％上昇する。収入見通しは2022年12月23日に経済産業大臣の承認を受けている。 - 設備投資は5年合計1兆1,187億円で、過去実績より1,837億円増となる計画であり、再エネ接続、設備更新・増強、レジリエンス、デジタル化などを進める。 - 料金値上げ分は基本料金へ全額配分せず、利用者間の負担差を抑えるため基本料金負担割合の上昇を全電圧合計で半分程度に抑制する。 - 再エネ出力制御の可能性がある軽負荷時間帯への負荷移行を割引対象に加え、N-1電制、発電設備の制御要件、未収リスクに備える保証金の供給条件を追加する。
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一般送配電事業者による託送供給等約款の認可申請について
- 一般送配電事業者の託送供給等約款の認可申請について、料金制度専門会合は費用配賦とレートメークを次回以降検証する方針である。認可可否は未決定である。 - 各社の「収入の見通し」は2022年12月23日に承認済みであり、料金収入がその見通しを超えないことなどが審査基準となる。 - 費用は発生原因・機能・費用特性に応じて整理し、最大電力や発受電量、契約口数等を基準に特別高圧・高圧・低圧へ配分する。 - 次回以降は、費用配分・需要推計の適切さ、料金メニューの妥当性、法定の認可基準への適合を確認する。
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託送供給等約款の認可申請について
- 東京電力パワーグリッドは、2023～2027年度の収入見通し年額1兆4,736億円を前提に託送供給等約款の認可を申請した。資料時点で約款の認可は未確定である。 - 平均託送料金単価は全電圧で4.3％増、高圧で8.4％増となる見通しである。高圧の増加幅が大きい主因は、低圧ピーク需要の減少に伴う配分比率の変化である。 - 標準料金は基本料金を引き上げ、電力量料金を据え置く一方、時間帯別料金の昼夜差を縮小する。30A・月260kWhの家庭の託送料金影響は月28円増の試算である。 - ピークシフト割引の対象時間を拡大し、N-1電制に伴う費用精算や系統連系要件など、再エネ導入・出力制御に関わる供給条件も見直す。
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託送供給等約款の認可申請について
- 中国電力ネットワークは2023年4月実施予定の託送約款を認可申請中であり、全系平均単価は16.0％値上げとなる申請案である。 - 収入の見通しは年3,153億円（税抜）で、現行収入比435億円増。高経年化対策・次世代投資・調整力確保の費用増を含み、効率化等による92億円減も織り込む。 - 再エネ出力抑制の低減に向け、ピークシフト割引と自家発補給電力の特別措置の適用時間帯を拡大する。 - 供給条件には、N-1電制費用の精算、太陽光・風力の系統連系要件、未収リスク時の保証金、損失率の直近3年平均化を盛り込む申請である。
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託送供給等約款の認可申請について
- 東北電力ネットワークは、2023～2027年度の収入の見通しを年平均4,789億円とし、託送料金単価の改定を申請した。 - 平均単価の改定率は全系7.3%で、低圧は10.1%と相対的に高く、需要量の減少が大きいことが主因である。 - 申請では基本料金・電力量料金の双方に改定影響を配分し、低負荷率の電灯需要家の負担増を抑える試算を示した。 - 再エネ活用に向けた割引・特別措置の対象時間拡大、N-1電制本格適用に伴う約款整備、インバランス未収リスクに備える保証金請求事由の拡充を盛り込んだ。
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託送供給等約款の認可申請について
- 北陸電力送配電は、2023年4月1日実施予定の託送料金を申請した。収入見通しは承認済みだが、料金は資料時点で認可前である。 - 平均単価の改定率は全系15.9％で、特別高圧20.5％、高圧17.2％、低圧14.4％である。 - 基本料金の収入比率を35％から39％へ引き上げる一方、低使用量需要家への負担を考慮し、電力量料金も一定程度引き上げる。 - 再エネ活用に向け、ピークシフト割引等の対象時間を追加し、N−1電制の必要費用を当社負担とする見直しを申請した。
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託送供給等約款の認可申請について
- 九州電力送配電は、2023～2027年度の収入見通し4,975億円／年に基づく託送料金を認可申請し、全系平均は6.09円/kWh、現行比11.7％増である。認可後に実際の料金が決定される。 - 使用量の少ない家庭などへの値上げ影響を緩和するため、値上げ幅の基本料金への反映を一部にとどめ、全系の基本料金比率を27.9％から31.3％へ引き上げる案である。 - 高圧・特高では、ピークシフト割引と自家発補給電力の特別措置の評価対象時間を拡大し、再エネ出力制御時や軽負荷時間の需要シフト・創出を促す内容である。 - N-1電制費用の負担、インバランス料金に関する保証金・解約、蓄電池の発電事業上の位置付けに関する供給条件も見直す申請である。
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託送供給等約款の認可申請について
- 北海道電力ネットワークは、承認済みの2023～2027年度収入見通し年額1,988億円を前提に託送料金改定を申請中で、全体平均単価は6.27円から6.89円/kWh（+9.9%）となる。 - 電圧別の改定率は低圧+8.3%、高圧+14.1%、特別高圧+4.7%であり、基本料金回収率を全系で33%から36%へ高める設計である。 - 再エネ出力抑制の低減に向け、ピークシフト割引と自家発補給電力の特別措置の対象時間を拡大し、昼間の需要移行・上げDRを促す。 - N-1電制費用の一般負担、グリッドコード反映、未収リスク時の保証金規定も申請約款に盛り込むが、認可結果・適用時期は資料に示されていない。
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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
- 料金制度専門会合での委員照会への対応状況を整理した資料であり、審査上の結論や料金改定を決定するものではない。 - 前回審査との差分、燃料費調整制度の上限がない場合の試算、卸売に関する法令上の位置づけは回答済みである。 - 燃料調達・為替要因、人員計画の一部は本日回答予定で、需要想定、購入・販売電力料、効率化、費用配賦などは次回以降に回答予定である。 - 原子力再稼働を踏まえたシナリオ、値上げ後の財務見通し、自由料金や消費者の切替策も未回答である。
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人員計画・人件費について
- 中国電力は2023～2025年度、必要人員を確保しながら在籍人員を毎年約100人、経費対象人員を約65人削減する計画である。 - 同期間の退職者は年平均222人、採用は年平均135人を見込む。 - 人件費の申請原価は291億円で、現行原価から166億円減少し、主な減少項目は給料手当と退職給与金である。 - 年間給与水準の申請額は612万円、効率化額は年平均29億円であり、審査要領等の考え方・基準に基づき算定したとしている。
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[人員計画・人件費について]
- 対象は、東北・北陸・中国・四国・沖縄の値上げ申請における人員計画・人件費であり、本資料は審査論点の提示であって査定決定ではない。 - 2023～25年度の総人員数は全社で2020年度比減少見込みだが、再雇用者等は増加見込みであり、雇用形態・会計整理を含めた人員妥当性の確認が論点である。 - 人件費合計は北陸のみ現行原価比で増加し、他4社は減少する。給料水準の統計年、地域補正、賃上げ、退職給付、健康保険料負担などの算定差をどう扱うかが未決である。 - 出向者の業務必要性、役員・顧問秘書費用、一般厚生費、雑給等について、原価算入の妥当性や二重計上の有無を今後確認する方針が示されている。
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燃料費
- 沖縄電力の2023～2025年度平均の自社火力燃料費は971億円の試算で、前回改定時から577億円増える。主因は石炭価格の大幅上昇と円安である。 - LNGは長期契約により通関CIF価格を17.2％下回る水準、石炭は亜瀝青炭の発熱量補正・混炭を反映し通関価格を7.3％下回る水準で織り込む。 - 吉の浦火力の運開などによる原価織込み効率化額は2023～2025年度平均96.8億円の試算で、そのうち電源多様化が92.1億円である。 - 調達は燃料油を国内元売から1年契約、石炭を複数年契約中心、LNGを長期契約で行う考えであり、2023年1月時点の契約済み比率はLNGが2031年度まで各年100％、石炭が2023年度54％・2024～2027年度40％である。
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料金算定の前提となる燃料費について
- 2023～25年度平均の燃料費は2,446億円で、前回比1,167億円増となる。主因は市況高騰と円安による火力燃料費の増加である。 - 購入総額は火力燃料全体で前回比1.98倍、為替は約1.7倍。石炭は購入単価が2.71倍となり、総額増加の中心である。 - 高硫黄C重油・低品位炭の活用や調達先分散に取り組み、坂出2号機更新による年間約39億円の効率化は実績、西条1号機更新による約37億円は2023年6月運転開始を目指す段階の見込みである。 - 中長期では長期契約を軸に安定調達を続ける方針であり、石炭は豪州のYNエナジー社を通じて複数社から調達・ブレンドする体制を整えている。
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燃料費について
- 5社の燃料費申請を審査するための討議資料であり、審査結果や料金決定は示していない。各社の燃料費は火力が98～100％を占め、通関燃料価格は前回改定時より大幅に上昇し、為替も円安方向である。 - 石炭・LNGでは、通関価格、自社実績、契約価格フォーミュラ、JKMなど単価設定が事業者ごとに異なり、調達数量・価格補正・効率化の合理性が審査論点である。 - 全燃料共通で、メリットオーダー、高コスト電源の稼働抑制、発電・停止実績の設定方法を確認する。核燃料費は減損額の法令適合性、地熱蒸気料は数量・単価と効率化余地を審査する。 - 資料は専門会合、審査チーム、事務局で深める論点への幅広い議論を求めており、過去の査定方針は参考例として示されている。
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燃料費
- 北陸電力は石炭CIF価格380.25$/tを原価に織り込み、高発熱量炭の消費量削減と中品位炭受入により、運賃増を考慮しても約12億円のコスト低減を申請原価に反映する。 - 高効率タービンとAIボイラー制御により、石炭消費量を計約16万t/年、燃料費を約85億円/年削減する試算であり、効率化による燃料費削減総額205億円を原価に織り込む。 - 石炭は所要量の約75％を長期契約で確保し、重油は期間契約比率を約20％から40％以上へ引き上げる方針、LNGは2018～2028年の長期契約で確保する。 - 2023～2025年度平均の火力燃料購入額は4,071億円で前回改定比4.1倍となり、石炭系は数量1.1倍に対して単価が5.1倍である。
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燃料調達の取り組み等について
- 中国電力は、供給安定性を確保しながら燃料調達の選択肢と運用の柔軟性を広げ、価格低減を図る方針である。 - 年間の燃料費低減効果として、低品位炭82億円、LNG契約構成の分散92億円、重油活用59億円を示す。 - 2023～2025年度の原価算定では、石炭・LNGの購入単価を全日本平均より低く設定し、石炭はロシア産を使わず豪州から代替調達する前提である。 - 火力燃料購入総額は2008年度比2.4倍の6,019億円であり、燃料系ごとに数量・単価・為替の変動幅が異なる。
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燃料費について
- 今回申請の火力燃料購入額は2023～2025年度平均で1兆1,510億円となり、前回比2.3倍である。市況高騰と円安が影響し、為替は1.7倍、購入単価は石炭系3.1倍、ガス系1.4倍である。 - 石炭の低品位炭調達拡大とLNGの想定短期契約を申請に織り込み、効率化額をそれぞれ約45億円/年、約33億円/年と試算している。 - LNG長期契約は現行価格据置を前提とし、不可抗力宣言中の案件は2023年度数量を半量とするなど、契約数量に例外を設けている。 - 中長期方策として、石炭は複数年合意と受入炭種拡大、LNGは既存契約の延長・増量、新規調達、供給地域分散を掲げる。
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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