中国電力の申請原価における燃料費は5,468億円で、現行原価より2,558億円増加する。発電電力量は販売電力量の減少などにより452億kWhから341億kWhへ112億kWh減る一方、燃料単価は6.43円/kWhから16.04円/kWhへ上昇する。増加の中心は石炭で、燃料価格上昇の影響が発電量減少による抑制を上回る。
資料が申請原価に織り込んだ主な効率化額は、三隅発電所2号機の運転開始に伴う年200億円、水力リパワリングによる年7億円、低品位炭の導入拡大による年82億円、重油活用拡大による年59億円である。別途、燃料費全体の効率化取組額は2023~2025年度平均で年360億円としている。
原子力・水力・新エネなど調整余地の小さい電源の発電量を先に見積もり、必要量に応じて揚水と火力を配分する。火力は補修計画などの制約を踏まえ、石炭をベースとし、熱効率の高いLNGコンバインドサイクルを優先したうえで、残りを石油・LNGコンベンショナルに配分する。発電単価が低い電源ほど高稼働とする計画が基本である。
年度別配分には個別の制約がある。2023年度は未契約LNGの想定価格が既契約分を含む平均の約2倍であり、追加調達による稼働率引上げは不経済となる。2024年度はボイルオフガス消費のため一定負荷以上での運転継続が必要で、2025年度は容量市場の非効率石炭に対する稼働抑制要件を考慮する。
当社購入CIFは全日本CIFを下回る想定で、石炭は1.4%、LNGは7.0%低い。これは原価上の比較値である。また、三隅2号機や水力リパワリングの効率化額などは申請原価への織込額であり、資料は実績額として示していない。燃料価格の指数図や発電所別の燃料単価・利用率の図は、本文に数値系列が示されていないため、具体的な推移値は特定できない。
※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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