四国電力の2023~2025年度平均の火力燃料費は2,403億円の見込みであり、前回原価(2013~2015年度平均)より1,175億円増える。自社火力の発電電力量は他社受電の新エネ増加などにより149億kWhから121億kWhへ減る一方、平均発電単価は8.25円/kWhから19.89円/kWhへ上昇する。増額は主に石炭系(1,122億円増)とガス系(328億円増)によるもので、石油系は276億円減となる。
| 指標 | 今回平均 | 前回平均 | 差 |
|---|---|---|---|
| 自社火力発電電力量 | 121億kWh | 149億kWh | ▲28億kWh |
| 火力燃料費 | 2,403億円 | 1,228億円 | +1,175億円 |
| 火力平均発電単価 | 19.89円/kWh | 8.25円/kWh | +11.64円/kWh |
円ベースの全日本通関価格は前回改定時に比べ、原油が39,815円/kl、石炭が42,075円/t、LNGが78,237円/t上昇した。原油のドル価格はほぼ同水準であり、円安と市況上昇が円ベース価格に影響している。今回の原価織込CIF価格は、重油が高硫黄C重油の公示価格に基づく90,879円/kl、石炭が51,875円/t、LNGが142,803円/tである。石炭・LNGはスポット市況の異常高騰などで見通しが難しいとして、全日本通関価格と同水準に設定した。燃料購入価格に占めるCIF価格の割合は、重油92%、石炭96%、LNG98%である。
重油は国内から内航船で調達し、脱硫装置のある石油火力2機で経済性に優れる高硫黄C重油を使用する。石炭は全量FOB契約で、豪州炭を約73%、インドネシア炭を17%、北米等を10%調達する。調達時期の分散、スペック炭・低品位炭の活用、スポット調達、大型専用船による輸送費低減を進めている。LNGはマレーシアとの長期契約が1件あり、タンク制約から期中の柔軟な調達は難しいが、年間配船計画に組み込むスポット調達も行う。
坂出2号機は2016年に石油火力から高効率LNGコンバインドサイクルへ更新済み。西条1号機は出力50万kWの高効率石炭火力へ更新中で、2023年6月の営業運転開始を目指す計画である。資料では、新機の発電効率を43%以上とし、燃料費抑制とCO₂排出量低減への寄与を見込んでいる。
核燃料費は原子力運転計画に基づき、装荷燃料の燃焼相当分を減損額として計上する。2023~2025年度平均は43億36百万円で、前回平均より8億24百万円減る見込みである。発電電力量は前回より288百万kWh増える一方、MOX燃料の装荷体数・装荷期間の減少などがあり、核燃料減損額は7億62百万円減少する。燃料の調達から装荷まで約2年、装荷後に燃焼が完了するまで約5年を想定する。
低濃縮度燃料でウラン使用量を抑え、成型加工の競争入札や独自の炉心設計・解析による燃料集合体取替体数の削減に取り組んでいる。
※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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