本資料は、5社の料金改定申請における2023〜2025年度の需要想定・供給力を整理し、審査で確認する論点を示すものである。審査の基礎は電気事業法に基づく供給計画だが、規制・自由部門への区分整理や、供給計画で未定の調達先への仮定設定などにより、料金算定上の需給想定とは一致しない場合がある。
需要は規制部門(低圧規制)と自由化部門(特別高圧・高圧・低圧自由)に分けて算定し、対応する供給力を組み合わせる。これを基に営業費・事業報酬から控除収益を差し引き、料金原価を算定する。
| 事業者 | 需要電力量(申請/現行、億kWh) | 供給電力量(申請/現行、億kWh) | 主な差異・変更 |
|---|---|---|---|
| 東北 | 911/927 | 911/927 | 女川2号機を追加計上し、市場調達を減少。 |
| 北陸 | 365/350 | 365/350 | 志賀2号機を追加計上する一方、市場売買・相対卸への計上を調整。 |
| 中国 | 496/668 | 496/668 | 島根2号機を計上し、火力稼働を見直し。 |
| 四国 | 237/293 | 237/293 | 供給計画の調達先未定分を市場調達・他社販売等に整理。 |
| 沖縄 | 69/72 | 69/72 | 供給計画からの変更なし。 |
数値は原価算定期間3年間の平均、送電端。小売需要は東北726億kWh(現行843)、北陸272(302)、中国493(667)、四国237(293)、沖縄63(72)であり、総需要の差だけでは小売需要の変化を表さない。各社の需要見通しでは、低圧規制需要の減少や自由化部門への移行、離脱、省エネ等が織り込まれている。
供給力の変更には、再稼働の想定や経済性に基づく電源運用が含まれる。ただし再稼働の確度・時期には留保がある。北陸は志賀2号機について、審査状況から具体的な時期を見通せないとしつつ、原価算定上は2026年1月再稼働を仮定しており、原価算定期間内の発電量は見込んでいない。東北は女川2号機を2024年2月再稼働として織り込む。中国は島根2号機の再稼働を織り込み、四国は未定調達分を市場等に置き換えている。
各社は供給計画を基礎に、契約口数・契約電力と原単位、実績傾向、人口・世帯数や経済指標、需要家への聞き取り等を用いて需要を推計している。規制・自由部門の配分方法は会社ごとに異なり、低圧全体から自由料金分を差し引いて規制分を求める方法や、メニュー別に積み上げる方法などがある。
節電・離脱・戻り需要・値上げ影響の織り込みも一様ではない。実績傾向を原単位や契約数に反映する会社がある一方、値上げによる離脱は想定困難として織り込まない会社もある。東北は改定直後の離脱・自由化メニュー移行増を想定に反映する。今回の値上げ後の離脱を、値上げ後料金を前提に需要へ織り込む場合、料金算定の基礎となる需要想定が循環参照となる点が資料で指摘されている。
供給計画との差は、建設工事用・事業用電力の除外、規制・自由区分の整理、原発稼働や市場調達の仮定などによる。各社の詳細な需要推移図は使用端の実績・想定を示すが、グラフから読み取れない個別値を本資料の要約では補っていない。
事務局は、需要種別ごとの算定根拠、とくに低圧規制・自由の配分根拠、節電・離脱・戻り需要の織り込み、供給計画と異なる前提の内容・理由の合理性を確認する論点として提示した。また、値上げに伴う規制料金からの離脱可能性を審査上どう扱うかも問いとして示されている。これらは確認・検討事項であり、本資料時点で結論が決定したとは記載されていない。
会合では需要想定・供給力の審査担当としてチームCを充てる案が示されている。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需要想定・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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