北陸電力の2023~2025年度の料金原価算定では、供給力を電源別に試算し、3か年平均の需要電力量を260億kWhと見込む。志賀2号機は、再稼働時期を見通せる状況ではないが、審査が最大限効率的に進む前提で、2026年1月の再稼働を原価算定に織り込み、2025年度に27億kWhを計上する。志賀1号機は審査申請前で時期を見通せず、算定期間の発電量を見込まない。したがって、2025年度の原子力計上は審査・地元了解を経た再稼働の確定を示すものではない。
| 3か年平均の供給電力量 | 億kWh |
|---|---|
| 水力 | 59 |
| 火力(石炭) | 171 |
| 火力(LNG) | 21 |
| 火力(石油) | 12 |
| 原子力 | 9 |
| 需要電力量(使用端) | 260 |
火力構成では石炭が中心であり、供給電力量は2023・2024年度の264・258億kWhから、2025年度は原子力27億kWhの計上を含む291億kWhとなる。2008年原価との比較では、原子力は58億kWhから9億kWhへ減少し、石炭は143億kWhから171億kWhへ増加する。水力は59億kWhで、2008年原価の57億kWhを上回る。資料は、原子力の減少に伴う石炭の増加、LNG運転開始に伴う石油発電の減少、自流式水力の出力増、卸電力取引所からの購入増を主な差異理由としている。比較資料間でLNG等の数値に差があるため、ここでは供給電力量算出結果の表に記載された値を示した。
火力は燃料単価の安い電源から使うメリットオーダーを基本とし、石炭と熱効率の高いLNGコンバインドをベース~ミドル供給力に置き、残りをLNG従来型・石油で担う。2023~2025年度の自社火力発電電力量に占める比率は、石炭84.2%、LNGコンバインド9.0%、LNG従来型1.0%、石油5.8%である。2024年度以降は、敦賀火力2号機・七尾大田火力2号機でバイオマス混焼比率の増加を見込む。
LNGはタンク1基の容量が外航船1隻分で、配船・消費計画の調整余地が小さい。年間配船計画に沿って受払を行い、次船までに運用下限を下回る見込みなら発電制約を設定する。原価算定では冬季に高稼働できるよう配船を厚くする想定であり、その分、春・秋の稼働率は均等配船の場合より低くなる。燃料所要量の期中変動には主に石油火力で対応し、LNG従来型にもBOG(LNGの自然気化で生じる余剰ガス)の燃焼処理のため配分する。燃料供給・輸送、設備トラブル、保安上の制約もメリットオーダーに影響する。
供給電力量は、調整しにくい電源を先に見積もり、揚水、火力、取引所取引を順に算定する。一般水力は、自流式では過去30年平均の可能発電電力量から停止電力量を控除し、新設分を加える。貯水池式では水位計画と補修計画を反映し、流入水量にも過去30年平均を用いる。新エネルギーは過去実績、他社購入は供給計画値や実績等を基礎に算定する。日本原子力発電・敦賀2号からの受電は織り込まない。
取引所取引は、各月代表日の需給バランスと2021年10月~2022年9月の市場価格実績をコマごとに照合して想定する。調整力は2023年度に公募見通し量36万kWを応札予定ユニットで供出し、2024~2025年度も同量を需給調整市場一次~三次①へ入札する前提である。全期間で取引所取引後の余力を三次②へ入札する想定も置く。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「料金算定の前提となる供給力について」(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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