第10回 料金審査専門会合

この回の資料と要約

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   審査会合におけるご指摘事項への回答について

   - 四国電力は、低圧の時間帯別託送料金を、上位設備も含む送配電設備全体の昼夜間利用格差に基づき設定した。 - 低圧託送原価には低圧設備だけでなく上位設備等の費用も含まれ、内訳は送電・受電用変電費等27％、配電用変電費・高圧配電費28％、低圧配電費17％、共通費28％である。 - 低圧の昼間・夜間単価（税込）は、動力7.06・5.21円/kWh、電灯10.01・7.31円/kWhであり、標準単価が高いため昼夜差も相対的に大きい。 - 昼間は休日扱い日を除く毎日8時〜22時で、夜間はそれ以外である。

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   これまでの審査会合における指摘事項への回答について

   - 九州電力は、低圧の時間帯別接続送電料金にも送配電設備全体の昼夜間格差率を用いるのが妥当との見解を示している。これは資料上、決定ではない。 - 低圧・電灯の昼夜間差は2.05円/kWhで、高圧の0.63円/kWhより大きい。 - 根拠として、低圧固有の低圧配電費は原価の17％と比較的小さいこと、料金の簡明性を挙げている。

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   これまでの審査会合における指摘事項への回答について

   - 中国電力は、設備の一体性や昼間の需要ピーク、低圧配電費が低圧原価の約14％であることを根拠に、系統全体の利用状況で時間帯別料金を設定することに現状一定の合理性があると説明している。 - 時間帯別の電力量料金は標準単価を基準に昼夜格差率を反映し、昼夜差は低圧電灯2.85円/kWh、高圧0.76円/kWh、特別高圧0.18円/kWhである。 - 低圧電灯の格差が大きいのは、供給約款料金との整合性から基本料金を低くし、電力量料金単価を高く設定しているためである。 - 設備は点検・修繕で可能な限り延命し、劣化や故障時の影響などを踏まえて優先度順に更新し、計画ではコストの平準化・効率化を図る方針である。

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   これまでの審査会合における指摘事項への回答について

   - 低圧の時間帯別電力量料金率は、標準料金率を基礎に、昼夜の送配電関連設備の利用状況の差を反映して算定するものである。 - 低圧の標準料金率は経過措置料金との整合を踏まえ、高圧・特別高圧より高い水準に設定されている。 - そのため低圧の昼夜差は3.02円/kWhで、高圧の0.80円、特別高圧の0.32円より大きい。 - 昼間は8時から22時まで（休日扱い日を除く）、夜間はそれ以外の時間である。

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   ご指摘事項について (低圧託送における時間帯別料金)

   - 低圧託送料金は、低圧配電設備だけでなく供給に必要な上位送配電設備等の費用も含め、費用全体を昼夜間評価して設定している。 - 新設する低圧の時間帯別料金は、需要実態を踏まえ、標準料金より昼間を高く、夜間を低く設定した。 - 低圧動力は標準4.61円/kWh、昼間5.07円、夜間4.16円、低圧電灯は標準8.02円、昼間8.86円、夜間7.18円である。 - 昼間は毎日8時から22時までだが、日曜・祝日等の同時間帯は夜間扱いである。

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   ご指摘事項への回答について

   - 東京電力の申請では、低圧託送料金の昼夜間電力量料金単価差が特別高圧・高圧より大きい。 - 昼夜単価差は、低圧動力1.39円/kWh、低圧電灯2.05円/kWhで、高圧0.54円、特別高圧0.24円を上回る。 - 差の背景は、電圧別の原価配分と二部料金の収入・原価一致、経過措置料金との整合を前提とする算定条件である。 - 資料は申請内容の説明であり、決定や適用時期は示していない。

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   ご指摘事項への回答について：時間帯別料金

   - 低圧託送の時間帯別料金は、平均的な使用時に標準料金と電力量料金が一致するよう設定している。 - 昼夜単価差は送配電設備全体の固定費負担格差を反映し、低圧では標準単価が高いため、差が動力1.10円、電灯1.84円／kWhと高圧・特別高圧より大きい。 - 高圧配電設備の共用と低圧固有の配電費が原価の約10％であることから、設備全体の利用状況を用いる設定に一定の合理性があるとしている。 - 時間帯別サービスは効率的な設備利用を促す選択制であり、昼間は原則8時～22時（休日扱い日を除く）、夜間はそのほかの時間である。

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   審査会合でいただいた指摘事項への回答について

   - 低圧託送料金では、送配電設備を一体的に使う実態を踏まえ、需要全体に基づく一定の昼夜間格差を用いる算定に合理性があるとの説明である。 - 昼夜間の単価差は特別高圧0.97円、高圧1.39円、低圧動力2.38円、低圧電灯3.23円/kWh（税抜）であり、低圧では基本料金を低く設定した結果、標準電力量料金単価が高く差も拡大した。 - 中長期の設備計画は、需要動向と供給信頼度を踏まえ、点検・修繕方法の見直し、高経年化機器の更新時期調整、工事の平準化を図る方針である。

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   これまでの審査会合における指摘事項への回答

   - 北陸電力は標準・時間帯別の電力量料金単価を設定し、夜間に一定量を使う場合の負担が等しくなるよう昼夜間の固定費負担格差を反映している。 - 税込の標準単価は低圧電灯7.16円、高圧2.27円、特別高圧1.21円/kWhであり、時間帯別では昼間が高く夜間が低い。 - 低圧託送料金にも全送配電設備の昼夜間利用格差を用いることには、ピーク需要に合わせた設備形成と低圧供給に全流通設備が必要な点から一定の合理性があるとしている。 - 設備関連費用は中長期的に概ね同程度の水準を基本とし、需要の伸び悩みと設備高経年化を踏まえた機能維持・安定供給のための計画を策定している。

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    指摘事項への回答について：（時間帯別料金）

    - 中部電力は、低圧託送料金の時間帯別単価を設備利用の昼夜差を基礎に設定している。 - 平均的な使用では標準料金と時間帯別料金の支払額が一致し、時間帯別料金は夜間使用率が高いほど支払額が減る。 - 電圧別の機能原価合計は特別高圧1.87円/kWh、高圧3.56円/kWh、低圧9.03円/kWhであり、機能別使用実態を反映する場合も低圧の昼夜単価差が大きくなるとの説明である。

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    検討を深めるべき論点について（高経年設備に係る設備投資計画 北陸電力 鉄塔・コンクリート柱）

    - 北陸電力の鉄塔・コンクリート柱投資計画は、過去3年平均に比べ数量・投資額が大きく増える申請であり、事務局は計画実現性や更新の必要性を問題点として整理した。 - 鉄塔は申請183基に対し、原価算入額を104.5億～126.6億円とする4案が示された。過去未達の扱いと、特殊要因や施工力増強をどこまで反映するかが分岐点である。 - コンクリート柱は申請2,580本に対し、原価算入額5.2億～8.3億円の3案が示された。緊急性の低いクラック大の更新を抑えるか、NTT管理柱対応による過去の施工力制約を考慮するかが論点である。 - 提示された査定案はいずれも検討用で、採用案や最終査定はこの資料では決定されていない。

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    広域機関における高経年化の検討状況について

    - 広域機関は、10年超先の広域連系系統の姿と実現の考え方を示す長期方針を検討中である。 - 検討軸は、系統利用の円滑化・低廉化、適切な信頼度の確保、流通設備の健全性確保の3点である。 - 設備更新では、他エリアの電源導入による潮流変化も踏まえた地内系統の増強と、作業員確保・停電・年度ごとの更新量の偏りが論点である。 - 将来潮流のシミュレーション等を踏まえて検討を続け、資料時点では今年度中の中間取りまとめを予定している。

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    高経年設備の更新計画について

    - 高経年鉄塔約5,050基のうち、低地上高や電線張替困難などリスクの高い約1,050基を優先し、H28～30年度に183基を建て替える計画である。 - 鉄塔の春季工事拡大などで施工力を年60基程度に高める目途が立った一方、用地交渉や設備停止調整が工事の制約となる。 - コンクリート柱は、損傷等が大きい計画1を概ね2年以内に更新し、クラック大は他工事の停電に合わせて更新する。 - H28～30年度のコンクリート柱更新計画は計2,580本であり、NTT管理柱対応の終了と施工者増強を当社柱の施工力に充てる計画である。

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    代表契約者制度について ～第9回会合における議論を踏まえた見直し～

    - 代表契約者制度の約款を見直し、金銭債務の責任を「地点ごとに特定できるか」で区分する提案である。 - 地点別に特定できないインバランス料金等は契約者全員の連帯責任とし、地点別に特定できる料金等は該当契約者が個別に負担する。 - 債務の帰属先に関する記載を「代表契約者の選任」から削り、「連帯責任」の条項で責任範囲を明確化する方針である。 - 地点別債務の連帯責任を求めない扱いは、代表契約者と事業者との協議が整うことを条件とする。

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    検討を深めるべき論点について（調整力コスト）

    - 調整力コストの託送料金原価への算入方法を検討する資料で、対応方針や最終額は未決定である。 - 予備力7％のうち送配電負担を7％、従来どおり5％、参考として半分の3.5％とする案が比較され、北海道の扱いも論点である。 - 持ち替え可変費は、調整運転の出力帯を統一基準とするか実態に合わせるか、燃料単価差を年平均・修正方式・時間別分析のどれで算定するかが検討対象である。 - 沖縄は独立系統と電源構成を考慮した固定費・可変費の試算が提示され、申請額より低い複数案が示されたが、採用案は未確定である。

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    調整コストについて

    - 四国電力は、新制度の安定供給のため、一般送配電事業者がＨ３需要の７％相当の予備力を確保し、固定費を託送料金原価に算入するよう求めている。 - 小売事業者の予備力は供給計画上、調達先未定とでき、確保水準が担保されないため、送配電側での確保と小売側との重複はやむを得ないとの主張である。 - 火力間持ち替えでは、単価差が最小となる事務局案２の一律適用は実績を反映しないとして、他の運用パターンも考慮した算定を求めている。 - いずれも事業者の要望・意見であり、資料に決定事項は記載されていない。

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    調整コストについて

    - 東北電力は、年間計画段階で一般送配電事業者が予備力7％を確保する前提から、固定費7％相当を託送料金原価に織り込むことを提案している。 - 小売事業者が確保すべき予備力の量は未明示であり、原価算入が5％に限られる場合は、残る2％分に制度上の配慮が必要との意見である。 - 燃料間の持替費用は、複数機の部分負荷運転を反映し、個別機ではなく電源種別全体の平均単価差で算定するのが妥当との提案である。 - 平成24～26年度の実績では全体調整が、LNG従来から石油で97％、LNGコンバインドからLNG従来で93％を占めた。

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    調整カコストについて：～ 第9回会合における議論を踏まえた補足説明～

    - 東京電力は、平成28年4月の制度移行後の運用リスクを理由に、送配電側の調整力固定費負担を5％から7％にする案を提示しているが、決定事項ではない。 - 平成27年夏季ピーク時、新電力の不足インバランスは最大で新電力需要比16.0％に達し、同社は5％案なら小売の予備力2％を含む合計7％を制度的に確保すべきとしている。 - 持ち替え単価差は、石油安値・LNG高値の2グループが調整運転する場合に案2の補正を適用し、4グループすべてが調整運転する場合は石油平均・LNG平均の差を用いる案である。 - 持ち替え費用の年間試算は手法により213億～266億円で、今回申請原価は6セグメント法による213億円である。

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    調整力コストについて

    - 北海道電力は、年間計画段階で最大需要の少なくとも7％の調整力確保が必要との見解を示す。資料上の提案であり、決定とは記されていない。 - 平成12～26年度の実需給変動は6.6～8.3％で、至近3ヵ年平均は7.1％（資料では7％に整理）である。 - 燃種間の持ち替え費用は、複数機を部分負荷運転する実態を踏まえ、燃種ごとの発電機の平均的な単価で算定するのが適当との提案である。

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    調整カコストについて

    - 中部電力は、異燃種間の調整力に燃種ごとの平均単価を適用するのが妥当と提案する。実績では高値・安値グループ間の持ち替えに偏らず、各グループが部分負荷運転していた。 - 計画値同時同量制度では、周波数制御に加えて計画値と実績値の差を補う需給バランス調整が必要となる。予備力7％には小売事業者の予備力と一般送配電事業者の調整力が含まれるとのWG整理がある。 - 中部電力は、年間計画で一般送配電事業者が年間最大3日平均電力の7％相当の設備を確保し、実需給で5％を確保する案を示す。 - 7％確保案は決定事項ではなく、再エネ導入の影響を含む必要量や確保方法は広域機関で議論中である。

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    調整コストについて

    - 堺港・南港のH24〜26年度平均利用率は94％・88％で、関西電力はメリットオーダーに沿う運転と説明している。 - 堺LNG基地では配船調整やスポット調達により在庫制約を回避しており、受入実績は3か年平均398万t・57隻である。 - 自由化後の予備力分担は未確定であり、関西電力は安全側の案として固定費7％の採用が望ましいとの見解を示す。 - 異燃種間の持ち替え単価差は、ユニット別ではなく燃種ごとの平均単価を用いるのが妥当との見解で、運転時間割合を算定に反映すべきとしている。

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    調整コストについて

    - 九州電力は、予備力7％を一般送配電事業者が確保し、費用を託送料金原価に算入する案を示している。決定事項ではない。 - 根拠として、小売事業者の予備力確保量が明示されず、年間計画でも調達先未定の提出が可能なため、必要量確保の保証がないとする。 - 異燃種間の持ち替え単価差は、特定電源間の比較でなく燃種ごとの平均単価を使うべきだと主張する。 - 平成24～26年度の運転実績では複数ユニットの部分負荷運転が多く、当該グループ間のみの持ち替えは1％未満とされる。

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    調整コスト・LOLP解析

    - 吉の浦火力を金武火力に置換したLOLP試算では、予備力247MW（H3比17.7％）、最大単機容量200MWとなり、第9回提示値より予備力は16MW小さい。これは試算結果である。 - 他社平均の最大単機容量比率を適用した試算では、予備率は小規模3社平均17.6％、大規模3社平均10.3％、9社平均14.8％となる。 - 金武火力への置換試算に対応する固定費は43億円（0.56円/kWh）で、第9回提示値は46億円（0.59円/kWh）、認可申請値は78億円（1.01円/kWh）である。 - 小規模電源の増設には発電所や送電線の用地取得、建設・維持管理費が生じると資料は指摘し、送配電部門も電源大型化のメリットを受けるとの見解を示す。

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    調整力コストについて

    - 中国電力は、年間最大3日平均需要の7％に当たる偶発的需給変動対応分を、一般送配電事業者が全量調達する必要があると主張する。小売事業者の予備力確保量は見通しにくいという理由である。 - 異燃種間の持ち替え費用について、上位燃種の安値と下位燃種の高値の単価差を一律に適用する事務局案は、実運用を反映しないとしている。 - 石油とLNGの持ち替えのうち、石油安値・LNG高値に限る割合は12％、それ以外を含むものは88％（H24～26年度平均）である。 - 中国電力は電源の出力状態による影響を除いて申請原価を補正する考えを示しているが、資料上は提案段階である。

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    調整コスト

    - 偶発的需給変動対応の予備力7％は、小売と送配電の双方に必要と整理されているが、負担割合は未決定である。 - 小売の予備力が明確でない現段階では、北陸電力は一般送配電事業者として7％を確保する前提で計画する必要があるとしている。 - 石油・石炭間の持替単価差は、実際の運転制約や停止を踏まえ、「石油平均」と「石炭平均」の差を用いる提案である。 - H24～H26年度平均の部分負荷運転比率は、石油高値55％・低値74％、石炭高値29％・低値87％である。

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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。