沖縄電力の料金算定に用いる2023~2025年度の供給計画は、再エネ等の想定電力量を先に置き、残る需要を自社・他社火力で経済負荷配分する参考資料である。需給計画は系統制約を加味せず、需要想定、補修計画、燃料調達量を踏まえて作成している。水力・原子力の開発が困難な沖縄エリアでは、供給力の大部分を火力が担う。
火力は発電燃料単価が安価な電源ほど高稼働となるよう配分する。自社火力の順序はLNGCC、石炭、石油であり、他社火力は契約範囲内で経済性を考慮する。他社再エネ等は過去実績と今後の見通しに基づく想定である。
| 年度 | 供給電力量※ | 石炭機(自社) | LNGCC機 | 他社石炭機 |
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 63.24億kWh | 53% | 24% | 22% |
| 2024 | 63.38億kWh | 45% | 33% | 21% |
| 2025 | 63.62億kWh | 46% | 32% | 21% |
※火力電源の構成図に示された合計。別図の年度別発電電力量合計は、他社再エネ等を含み2023年度68.46億kWh、2024年度68.57億kWh、2025年度68.76億kWhである。
LNGCCの比率は2023年度の24%から2024年度以降32~33%へ上昇し、自社石炭機の比率は45~46%となる。資料はこの年度差をLNG調達量の違いによるものと説明している。長期契約LNGの調達量は2023年度22.4万t、2024年度28.2万t、2025年度27.7万tである。
資料では、燃料価格高騰局面でも長期契約LNGをスポット価格より安価に調達できるため、LNGCCの発電燃料単価が最も安価になるとしている。一方、LNGCCの運転は長期契約の調達量に制約され、年間の運転中利用率は石炭機を下回る水準となる。
LNGをスポット価格で調達する仮定では、LNGCCの燃料単価が石炭機を上回り、申請原価より燃料費が上昇すると資料は示す。スポット価格にはJOGMEC日本着スポットLNG月次価格の2022年5~7月平均を採用している。
補修は法定点検に加え、燃料種別の補修実績等を踏まえた自主点検を含む。必要な供給予備力を確保しつつ、原則として需要の高い6~9月を避け、停止期間の短縮や補修の平準化を図る計画である。
運転中利用率は需給運用による停止・出力抑制を考慮し、計画補修期間を対象から除く。LNGCCについては、大気温度上昇に伴う夏季の出力低下(定格比約5%)も算定上除外する。
※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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