2023~25年度平均の燃料費は2,446億円で、前回改定時の1,279億円から1,167億円増加する。増加の中心は火力燃料費であり、燃料市況の高騰と円安による発電単価の上昇が、他社受電の増加などによる火力発電電力量の減少を上回った。核燃料費は、発電電力量が増加した一方、MOX燃料の装荷体数・期間の減少などにより8億円減少する。
| 費目 | 今回 | 前回 | 増減 |
|---|---|---|---|
| 火力燃料費 | 2,403億円 | 1,228億円 | +1,175億円 |
| 核燃料費 | 43億円 | 51億円 | ▲8億円 |
| 燃料費計 | 2,446億円 | 1,279億円 | +1,167億円 |
燃料購入CIF価格は、重油が高硫黄C重油の公示価格に基づく算定、LNG・石炭が全日本平均での織り込みである。LNGは長期契約先がマレーシア1社で、未手当分の調達価格も見通しにくいこと、石炭は長期契約を含め価格未定分が大半であることが、全日本平均を用いる理由として示されている。
購入総額の比較では、火力燃料は前回比1.98倍、為替は約1.7倍である。燃料別では石炭系の購入単価が米ドル建てで2.71倍、購入総額が4.51倍となり、増加の大きな要因である。ガス系は単価1.33倍・総額2.03倍、石油系は単価0.92倍・総額0.53倍である。購入数量は石炭系0.97倍、ガス系0.89倍、石油系0.34倍で、総額には数量減も反映されている。
調達面では、高硫黄C重油や低品位炭の活用、豪州現地調達会社を通じたスペック炭の導入、調達先・時期の分散、石炭スポット調達、専用船による輸送費低減などを実施している。輸入実務の自社実施、価格交渉、契約条件の見直しによる諸経費削減にも取り組む。
設備更新では、坂出2号機を2016年にLNGコンバインドサイクル機へ更新済みで、年間約39億円の効率化実績が示されている。西条1号機は超々臨界圧設備への更新工事中で、2023年6月の営業運転開始を目指す。稼働を織り込んだ燃料費抑制効果は年間約37億円の見込みである。
同社は安定調達を最重要とし、今後も長期契約を中心に確保する方針である。LNGは調達規模を踏まえ、政情安定性やカントリーリスク、液化基地の規模などを理由にマレーシア1社を契約先とする。石炭は供給信頼度の高い豪州取引先を選び、調達国も分散する。
豪州のYNエナジー社を通じて複数サプライヤーから石炭を調達し、発電所仕様に合う品位にブレンドする体制を構築している。これは需給ひっ迫時にも調達先を分散して確保する仕組みである。
※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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