沖縄電力の2023~2025年度原価算定では、燃料費は3年平均971億円と試算され、2008年度原価の394億円から577億円増える。主因は燃料価格の高騰である。燃料価格高騰が続く前提の2023年度は1,018億円、LNGの稼働増を見込む2024・2025年度はそれぞれ946億円、950億円である。
| 指標 | 今回の原価算定 | 2008年度原価との比較 |
|---|---|---|
| 燃料費 | 3年平均971億円 | 394億円から577億円増 |
| 発電電力量 | 3年平均55億kWh | 69億kWhから14億kWh減 |
| 石炭価格(全日本通関CIF、2022年7~9月) | 51,875円/t | 2008年1~3月の5.85倍 |
| 原油価格(同) | 97,466円/kl | 同1.55倍 |
| 為替レート | 137.06円/$ | 107.28円/$から約28%円安 |
LNGは2012年度導入のため、前回原価には比較対象がない。今回の燃料消費計画は石炭が年平均131.9万t、LNGが26.1万t、重油が0.7万klである。発電燃料単価を踏まえ、LNGCC機、石炭機、石油機の順に自社火力の発電量を配分する計画である。
自社火力の発電量は年平均54.9億kWhで、内訳は石炭機34.5億kWh、LNGCC機19.6億kWh、石油機0.1億kWhである。LNGは足元で石炭より安価との前提から、2024・2025年度はLNG火力の稼働を増やし、燃料費を2023年度より抑える見込みである。原子力・水力を持たないため、燃料費は火力燃料および関連費用で構成される。
原価に織り込む効率化額は2023~2025年度平均96.8億円である。このうち92.1億円は吉の浦火力(LNG)の運開による発電効率向上分であり、残りは石炭機のIoT活用・補機運用、調達関連費用の低減、亜瀝青炭利用によるものとされる。
購入価格の約99%は国際エネルギー市場の影響を受ける構成である。重油・LNGは基本的に原油価格連動、石炭は年間固定価格と石炭市場連動価格が混在し、近年は市場連動志向が強い。市場連動しない諸経費等は1%以下である。
LNGはエネルギーセキュリティ向上とCO₂排出削減を目的に導入され、本邦ガス会社との長期契約1件で調達する。契約は2012~2038年度の27年間、約40万t/年で、主な供給源は豪州ゴーゴン・プロジェクトである。価格は原油連動で、資料によればスポット価格の直接的影響を受けず、足元では通関CIF価格より安価に調達している。
亜瀝青炭は低灰分による灰処理場の延命や産廃費用抑制を含むトータルコスト面から、今後も積極調達する方針である。一方、低発熱量・高水分・灰付着などの燃焼制約があり瀝青炭との混炭が必要で、自然発熱を防ぐ在庫管理も要する。石炭消費量の減少見込みを踏まえて調達比率は従来より低下する想定だが、長期貯炭を避けつつ最大限調達する計画である。2021年度の亜瀝青炭は石炭調達量の概ね5割、約72万tであった。
木質バイオマスは具志川火力で2010年度、金武火力で2021年度から混焼し、両発電所で年約3万t、石炭に対する重量比約3%である。県内の建築廃材等を原料とし、リサイクル、石炭消費量およびCO₂排出量の抑制に寄与すると資料は説明する。燃料価格高騰局面では石炭消費を抑える効果もある。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「燃料費について」(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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