北陸電力の2023〜2025年度原価に織り込む火力燃料費は3か年平均3,987億円で、2008年原価比3,007億円増である。主因は石炭価格の上昇等であり、燃料費単価は18.54円/kWh(現行5.17円/kWh)となる。2022年7〜9月の全日本通関価格は、現行原価の参照期に比べ、為替が18円/ドル円安、原油が44,329円/kl、石炭が43,413円/t上昇している。
| 原価算定上の主要値 | 今回 | 現行原価比 |
|---|---|---|
| 火力燃料費(3か年平均) | 3,987億円 | +3,007億円 |
| 火力発受電電力量 | 215億kWh | +26億kWh |
| 火力燃料費単価 | 18.54円/kWh | +13.37円/kWh |
算定には、従来の効率化による削減169億円(2021年度実績)と、追加施策による削減36億円(3か年平均)を反映し、合計205億円を織り込む。追加分には、AIボイラー制御最適化28億円、石炭滞船料削減1億円、中品位炭の受入による調達費低減2億円、重油調達費低減4億円を含む。高発熱量炭受入と高効率タービン・AI制御を合わせた試算では、石炭消費量約32万t、燃料費約100億円/年、発電単価約0.56円/kWhの低減となる。
燃料消費計画は、原子力発電量の減少を背景に石炭が現行原価比599千t増える一方、重油換算消費量は369千kl増となる。富山新港火力では2018年にLNGを導入し、2020年に石油火力1号機を休止した。敦賀2号機(2024年度)と七尾大田2号機(2025年度)では海外木質バイオマス混焼の拡大を計画している。
石炭価格は全日本通関CIF価格を基礎に、自社の調達国構成、発熱量・航海日数の差、調達実態、中品位炭受入による低減を加味して380.25ドル/tとする。ロシア炭の新規契約は停止し、調達比率を豪州炭へ移す計画である。中品位炭は高品位炭との混焼や受入時期の調整が必要で、原価には年間4隻を織り込む。
LNGはマレーシアとの長期契約(2018年3月〜2028年3月、最大約38万t/年)に基づき、2022年7〜9月の全日本通関価格(マレーシア)951.20ドル/tを採用する。全輸入国平均の1,041.90ドル/tを下回る。タンク1基のため、受入前年度に定める配船計画に沿った運用が基本である。
重油は国内市場の体系価格に、供給確保に必要なプレミアム・荷役料を加えて算定する。内航船不足などで調達環境が厳しく、全量スポット調達ではなくターム契約とスポットを組み合わせることで安定確保と費用低減を図る。組合せによる購入単価低減は1,355円/kl、年間約4億円の試算である。
核燃料費は原子力発電計画に基づき、装荷核燃料の取得原価を当期の実績燃焼度に応じて減損計上する。志賀原子力発電所の稼働減少により、今回の核燃料費は3か年平均5億円で、2008年原価比38億円減となる。これは算定結果であり、資料に新たな決定事項や次の手続は示されていない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「燃料費」(電力・ガス取引監視等委員会)(https://www.egc.meti.go.jp/activity/index_electricity.html)をもとに当社作成
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