第11回 料金制度専門会合

この回の資料と要約

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   状況等の事後評価について

   - 2020年度は送配電部門の当期純利益が422億円だった一方、需要減の影響で超過利潤は12億円の欠損、累積欠損は339億円となった。設備関連費は想定比309億円減ったが、収入減を補えなかった。 - 会社は投資審査・競争調達を行い、ステークホルダー意見を事業計画へ反映する方針である。発電側課金、マスタープラン反映、調整力費用の期中調整などは国への要望であり、未決定である。 - 第1規制期間（2023～2027年度）の次世代ネットワーク投資は約3,180億円の見込みで、精査中のため変動し得る。無電柱化の中部エリア目安は5年間で約430kmだが、区間は地域協議会等で調整する。 - 設備更新はリスク評価と施工力を踏まえて計画し、年約1,100億円の送変配電設備投資を見込む。レベニューキャップの目標は資料時点で案であり、意見を踏まえた見直しや一部項目の検討が続く。

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   事後評価について

   - PGは2020年度、廃炉等積立金2,600億円のうち1,346億円を廃炉等負担金として計上し、HDへ支払う仕組みを適用した。 - HDは負担金計上後もPGに当期純利益1,050億円が残る見通しを示し、通知額は制度上の上限算定値2,697億円を下回る。 - 負担金は託送収支上の費用として超過利潤の対象外だが、PGには料金値下げ機会と過大負担を考慮する独自の評価基準が適用される。 - 判断には乖離率・超過利潤の基準、他社比較、グループ内負担比較を用い、基準超過が構造的要因と判断されれば値下げを求める仕組みである。

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   データ採録等に係る整備に向けたアクションプランについて

   - 第２規制期間に向け、停電量の採録対象拡大、OPEX費用の管理標準化、CAPEXデータの精緻化を進める計画である。 - 停電量は低圧電灯に限る現状から全需要家へ対象を広げ、外生・内生要因や停電時間との紐づけ基準を標準化する。 - OPEXは各社の費用帰属差を把握して部門別データを整備し、重回帰分析を試算して第２規制期間のモデルを検討する。 - CAPEXは説明変数とデータ採録を見直し、2022年度から採録、2023年度から分析試算を行う計画であり、地中ケーブル物品費の決定係数は検討例で0.42から0.80に改善した。

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   託送供給等収支の2020年度事後評価等について

   - 2020年度の託送供給等収支は当期超過利潤73億円、累積額314億円で、一定水準額733億円以内である。収入は使用量減少等で291億円減ったが、費用削減が上回った。 - 第1規制期間の無電柱化計画は電線共同溝822km、単独地中化60kmであり、単独地中化は土木工事も電線管理者が担うため、同等工事の約3.2倍の費用負担を想定する。 - 設備更新、再エネ接続、災害対応、デジタル化を進める計画で、劣化診断・工事量平準化や調達改革により施工力と効率性を確保する方針である。 - 第1規制期間の目標の一部は資料時点で検討中であり、費用回収制度や地域特性の考慮、規制緩和等は国への要望段階である。

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   2020年度 一般送配電事業者の収支状況の事後評価等について

   - 2020年度の託送収支を評価した結果、10社ともストック・フロー管理の値下げ命令基準に達せず、東京電力PGの廃炉等負担金に関する厳格基準も未抵触である。 - 実績収入は北陸・沖縄を除く8社で想定を下回り、実績費用は北海道・北陸・沖縄で想定を上回った；全体では人件費・委託費等が増え、設備関連費が減る傾向である。 - 2020年度は全10社で需要量が前年度比減少し、実績単価は全社で想定単価を上回った；全国平均は5.63円/kWhである。 - 法令評価の意見回答は2022年2月下旬、ヒアリングを含む取りまとめ報告は3月中の予定であり、分析は2023年度導入予定のレベニューキャップ制度の参考とする。

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   2020年度託送供給収支の事後評価等について

   - 2020年度は当期純利益217億円だったが、収入減129億円が費用減59億円を上回り、当期超過利潤は72億円の欠損となった。累積額279億円は一定水準額485億円未満である。 - 実績費用は想定原価を59億円下回った一方、人件費・委託費等は381億円超過し、設備関連費は400億円下回った。費用総額は2019年度比132億円増で、委託費増が主因である。 - 2023〜2027年度の無電柱化は約131kmを計画し、設備更新・次世代投資・効率化も進める方針である。更新物量や投資額は現時点の計画で、今後変動し得る。 - 会社は九州の地域事情を踏まえた投資確保と制度の必要な見直し、発電側課金の早期かつ円滑な導入に向けた議論を要望している。

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   2020年度 収支状況の事後評価等について

   - 2020年度の当期超過利潤は126億円の欠損、累積欠損は632億円であり、主因は需要減による収入減109億円と調整力費用などによる費用増17億円である。 - 第1規制期間に新々北本、系統蓄電池、無電柱化、系統安定化装置、DXなどの投資を検討している。金額や工程には現時点の想定・計画が含まれる。 - 競争発注比率は2020年度に55.9％となり、50％目標を達成した。調達改革、カイゼン、デジタル化を通じた効率化を継続する。 - 同社は不可避的な投資・調整力費用への制度対応と、発電側課金を含む費用回収の受益・負担整理を要望し、供給安定、再エネ連系、顧客対応、安全・環境目標への取組を進めるとしている。

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   2020 年度 一般送配電事業者の収支状況の事後評価等とりまとめ（素案）

   - 2020年度は全10社で値下げ命令の基準超過はなかったが、需要減少により8社で実績収入が想定原価を下回り、東京・中国を除く8社が当期欠損となった。 - 人件費・委託費等は多くの社で上振れし、設備関連費は多くの社で下振れしたが、必要な再エネ・安定供給投資を費用削減のために先送りしてはならないとされた。 - 2023年度導入予定のレベニューキャップ制度に向け、高額投資の透明な検証、設備更新の計画化、ステークホルダー協議、効率化の継続と効果確認が求められた。 - 送配電費用の回収方法は未確定で、2022年中を目途に検討される方向であり、第2規制期間に向けたデータ・費用計上・査定方法の整備も進める方針である。

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   2020年度収支状況の事後評価等について

   - 2020年度は当期純利益92億円だが、需要減による収入減が費用減を上回り、当期超過利潤は2億円の欠損、累積額は▲251億円となった。 - 高経年化設備の更新で今後の改良投資増加を見込み、劣化評価・アセットマネジメントと施工力を踏まえて計画を平準化する方針である。 - 第1規制期間には再エネ対応、レジリエンス、DX等へ投資し、無電柱化44.3kmを計画するほか、連系線容量拡大による再エネ制御量低減を実施した。 - 発電側課金の結論の早期化と、便益の定量評価が難しいレジリエンス投資への説明・審査機会を制度運用上の要望として示した。

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    2020年度 収支状況の事後評価等について

    - 2020年度の託送収支は当期純利益339億円だが、需要減による収入減で超過利潤は51億円の欠損、累積欠損は765億円となった。実績費用は想定原価を2億円下回った。 - 第一規制期間に向け、基幹系統増強や設備更新、再エネ導入・災害対応・DXを計画しているが、投資額は精査中である。 - 発電側課金や期中追加費用の収入上限への反映、停電対応評価、再エネ申込の地域偏在への配慮を制度への要望として提出している。 - 効率化、関係者との協議、安全活動を継続し、再エネ接続・混雑管理の改善、SF6回収やPCB処理にも取り組む方針である。

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    託送料金制度（レベニューキャップ制度）の指針案について

    - 2023年度開始予定のレベニューキャップ制度に向け、昨年11月の取りまとめを基礎に目標を具体化した指針案を提示し、この内容で進めるか会合に諮っている。制度開始までの申請・審査日程は未確定である。 - 停電量、再エネ接続、計量・料金通知等には収入上限の増減を適用し、系統投資・保全、混雑管理、仕様統一、デジタル化、分散グリッド化等は主にレピュテーショナルインセンティブで促す案である。 - 系統整備では再エネ導入を支える投資を含める一方、既存設備の効率利用や過剰設備の縮減を求め、設備保全はリスク量を規制期間初年度の水準に維持することを基本目標とする。 - 予見困難な費用の第一規制期間中の期中調整を可能にすること、発電側課金導入時に需要側託送料金を期中変更する扱いを指針に明記することが提案・論点であり、費用回収の結論は2022年中を目途に検討される。

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    適正な収入の見通しの算定等に関する指針

    - 一般送配電事業者は5年間の目標・事業計画と費用見通しを提出し、国の承認した収入上限内で託送料金を設定する制度設計である。指針の制定日・適用日は資料中で未記入である。 - 目標達成は、定量評価項目では事業者間・経年比較に基づく収入上限の増減で促し、その他の多くの目標では進捗と未達原因の公表で評価する。 - 費用査定は、OPEXの統計推計と効率的事業者の水準反映、CAPEXの投資量・単価の分離審査を柱とし、設備保全では対象設備のリスク量を初年度水準以下に保つことを基本とする。 - 費用・収入の実績差や効率化利益、対象目標の達成状況は原則翌期に収入上限へ反映し、託送料金は規制期間中一律を基本とする。

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    電気小売経過措置料金の事後評価について

    - みなし小売電気事業者9社（九州電力を除く）の事後評価では、現行料金について値下げ認可申請が必要とは認められなかった。 - 利益率が10社の過去10カ年度平均1.6%を上回ったのは7社だが、該当各社とも超過利潤累積額は基準未満で、自由化部門の2年連続赤字もなかった。 - 関西電力の超過契約額約0.01億円を評価に反映したが、結論は変わらず、金額に変動があれば改めて確認する。 - 九州電力は原価算定期間が未終了のため対象外であり、基準該当時は行政評価や報告徴収を経て命令発動の要否を判断する。

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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

    - 2019年度収支の確認対象だった北日本ガス・東日本ガスは、2021年度の乖離率見込みがいずれも-5％を超えず、両社とも2022年度開始までに総括原価方式で自主値下げする意向を示した。値下げ後の料金は今後の法令に基づく事後評価で確認する方針である。 - 2020年度収支で乖離率が-5％を超えた新発田ガス・大垣ガスは、需要量・費用の想定が妥当と評価された。料金改定率はそれぞれ-32.2％、-26.6％である。 - 事後評価は超過利潤累積額をみるストック管理と、想定・実績単価の乖離率をみるフロー管理で行い、乖離率-5％超過時は値下げ届出がなければ変更命令の対象となり得る。

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    ガス導管事業者の2020年度託送収支の事後評価とりまとめ（案）

    - 2020年度の収支を評価した147社のうち、超過利潤累積額の基準超過は6社（1社は2地区）、単価乖離率▲5％超過も6社であった。 - 福山ガス・広島ガスを除く対象事業者は、期限までに料金改定を届け出なければ変更命令の対象とする方針である。 - 1月期限の2社は値下げを届出済みで、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。4月期限の8社（1社は2地区）は期日までの改定を予定している。

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