（東京電力説明資料）（PDF形式：408KB）

資料５
第１回会議でいただいた
主なご意見およびご質問への回答
平成24年5月23日
東京電力株式会社
目 次
１．人件費単価の一層の削減余地 …………………………………… P2
２．燃料調達の概要①～⑦ …………………………………………… P3～9
(参考2-1)原油価格変動リスクを緩和する取組例(Sカーブ)… P10
(参考2-2)長期契約の単価変更 ………………………………… P11
３．競争入札の導入が遅延している理由①～② …………………… P12～13
４．規制部門と自由化部門の利益率の乖離について ……………… P14
５．大口のお客さまの電気のご使用イメージ ……………………… P15
６．契約アンペア別の値上げ影響 …………………………………… P16
７－１．ピークシフトプランのモデルケース ……………………… P17
７－２．ピークシフトプランへの加入見込みを反映した
値上げ率別口数分布 ………………………………………… P18
８．原子力非稼動とした場合の規制・自由別の値上げ幅・率 …… P19
９．有識者会議の提言等を踏まえた原価控除項目一覧 …………… P20
10．規制部門の原価と想定料金収入の関係 ………………………… P21
１．人件費単価の一層の削減余地
 当社のカット後年収水準は、全産業平均および他公益企業平均と比較して、適切な水準に抑制、
 国家公務員との比較においては、学歴別、年齢別の人員構成を当社と国家公務員で合わせたとし
ても、当社水準は、7.8％カット後の国家公務員の平均年収を下回るレベル。
【表１】他産業との比較
【表２】国家公務員との比較
(万円)
1000
（万円）
1000
基準賃金及び賞与について
（基準外賃金は除く）
775
800
当社の学歴別、年齢別に
人員構成を補正
800
677
600
577
612
634
581
628
634
606
556
5 43
570
600
国家公務員
（引下げ後）
国家公務員
（引下げ前）
【出典】賃金構造基本統計調査（厚生労働省）
※従業員1,000人以上の企業を対象
※他公益平均はガス・鉄道・水道・通信の単純平均
※産業計・他公益平均は産業計と他公益平均の単純平均
※産業計・事業所所在都県平均は都道府県別データのうち当社事業所所在県
を対象とした
当社
産業計・事業所
所在都県平均
当社
航空
電力
通信
水道
0
鉄道
0
ガス
200
他公益平均
200
産業計・
他公益平均
400
産業計・
全国平均
400
585
556
【出典】平成23年国家公務員給与等実態調査（人事院給与局）、給与勧告の
仕組みと本年の勧告のポイント（人事院）
※国家公務員の年齢階層（4歳区分）別人員構成比を当社水準に補正して算出
※国家公務員が関東甲信越地方に在勤しているとして地域手当の支給率を補正
※国家公務員の学歴別人員構成比を当社水準に補正して算出
2
２．燃料調達の概要①
当社が自社火力発電所で使用する燃料には石油系、ガス系、石炭系があり、そ
れぞれの特徴に応じて使い分け。
燃料費内訳（H24～26平均）
24,593億円
石油系 (25%)
6,114
石炭系 (3%)
693
ガス系 (72%)
17,786
（単位：億円）
自社火力発電による
発電電力量内訳（H24～26平均）
2,199億kWh
石油系 (18%)
383
石炭系 (7%)
157
ガス系 (75%)
1,659
（単位：億kWh）
3
２．燃料調達の概要②（主なガス市場の特徴）
LNGに競合する天然ｶﾞｽの調達手段を持たないｱｼﾞｱ諸国は、米国･欧州等の国産ｶﾞｽ
やﾊﾟｲﾌﾟﾗｲﾝ･ｶﾞｽを持つ国と比較し、売主に対する価格牽制材料が少ない。
H22年度の米国･欧州･日本のｶﾞｽ消費量に占める調達源別割合
（出所：BP Statistical Review of World Energy June, 2011を基に作成）
米国市場
欧州市場
日本市場
（約5.6億㌧）
LNG
2%
輸入ﾊﾟｲﾌﾟﾗｲﾝ
14%
（約4.0億㌧）
（約0.8億㌧）
国産ｶﾞｽ
84％
国産ｶﾞｽ
14％
LNG
16%
輸入ﾊﾟｲﾌﾟﾗｲﾝ
70％
国産ｶﾞｽ
1％
LNG
99%
4
２．燃料調達の概要③（アジア向けLNG取引の概要）
相対取引に基づく長期契約が主体。
長期契約期間中、5年間隔程度で価格見直し。
相対取引、長期契約
• 世界のLNGの取引は1964年に開始、日本は1969年にLNGを導入。以降、LNGは長らくｱｼﾞｱ向けの
特殊なｴﾈﾙｷﾞｰとして取引規模拡大（日本のｶﾞｽ調達のほぼ全量がLNGによる輸入）。
• LNGの取引には、買主･売主双方に莫大な設備投資が必要。買主は安定供給確保の観点、売主
は資金調達の観点から、相対取引に基づく長期契約を指向。なお、LNGﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄの計画～供給
開始のﾘｰﾄﾞﾀｲﾑは、新規の場合で約10年、増設の場合で約5年と長期。
ガス田開発
液化プラント
海上輸送
LNG受入基地
発電所･ガス販売
開発規模等に応じ数千億円～数兆円の設備投資
価格交渉、価格見直し
• 日本では、国産のｶﾞｽ資源に乏しく、LNGは原油代替としての位置付け。
• 日本や韓国等ｱｼﾞｱ向けLNGの価格は、原油価格に連動して決定。
• 長期契約期間中、契約上の規定に基づき一定間隔（5年程度）で価格見直し。
Ｌ
LNG価格=a×原油価格＋b
Ｎ
Ｇ
価
格
契約
交渉
原油価格
例：20年間の長期契約
1期価格
2期価格
2期
交渉
3期
交渉
• 価格交渉時のLNG市場環境が、価格水準に大きく影響。
3期価格
4期価格
4期
交渉
5
２．燃料調達の概要④（日米欧のガス価格の概要）
世界的なｶﾞｽ需要減や米国のｼｪｰﾙｶﾞｽ革命等の影響で、①米国：ｶﾞｽ需給が一気に
緩和、②欧州：米国向けを予定していたLNGが行き場を失い割安な価格で流入、
他方③ｱｼﾞｱ：原油価格高騰の影響が大きく、3市場間のｶﾞｽの価格差が拡大。
18
2009年
 10月 ｷﾞﾘｼｱ危機
 ﾕｰﾛ安
 ｼｪｰﾙｶﾞｽ増産による余剰 日本
LNGが安値で欧州に （JLC）
($/MMBtu)
16
2008年
9月 ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ
14
12
台湾
韓国
2007年
7月 新潟県中越沖地震
10
8
欧州
（NBP）
6
4
米国
（HH）
2000年代後半 米国ｼｪｰﾙｶﾞｽ増産
2
ｱｼﾞｱと欧米の
ｶﾞｽ価格差拡大
出所：BP統計、International energy Agency等
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
6
２．燃料調達の概要⑤（LNG調達コスト抑制のための当社の取組）
LNGのｻﾌﾟﾗｲ･ﾁｪｰﾝ全体を通じた調達力（安定性、弾力性、経済性）を追求。
現在、ｼｪｰﾙｶﾞｽ等を原料とする北米LNGの導入を検討中。
資源開発･生産
海上輸送
• 資源開発･生産部門進出による資源確保
• 自社船団形成による調達の弾力性強化
• 上流進出による資源会社等との関係強化
燃料受入基地
火力発電所
• 原油に比べ割安なLNGの導入･拡大
• 調達ｿｰｽ多様化、価格の工夫
• 他社との協力
今後の主な取組
• ｼｪｰﾙｶﾞｽ等を原料とする北米LNGの導入により、原油価格変動の影響を受けない米国天然ｶﾞｽ価
格にﾘﾝｸした価格方式の適用を検討。
• LNG市場のｸﾞﾛｰﾊﾞﾙ化の進展やﾌﾟﾚｰﾔｰの多様化等に合わせた調達方式の変更（北米LNGの導入を
きっかけに欧米ｶﾞｽ価格指標の更なる導入や、長期･短期･ｽﾎﾟｯﾄ契約の最適組み合わせ等）。
• 新規LNGﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄに関し、適宜共同調達による確実な立ち上げを図り、LNGの供給力を高める
ことで需給逼迫を回避。
7
２．燃料調達の概要⑥（シェールガスへの当社の対応）
当社も現在、ｼｪｰﾙｶﾞｽ等を原料とする北米LNGの導入を検討中。
韓国（KOGAS）が成約した米国ｼｪｰﾙｶﾞｽLNGの、韓国向け出荷開始は早くても2017
年頃の見通し。
また、報道されている成約価格は、米国天然ｶﾞｽ価格を現在の低水準と仮定した
場合の試算値。
（9$/MMBtu＝米国天然ｶﾞｽ価格3$/MMBtu＋液化ｺｽﾄ想定3$/MMBtu＋運賃想定3$/MMBtu）
当社が米国LNGの導入を検討する際に考慮すべき主な事項
• 米国ｴﾈﾙｷﾞｰ省による非FTA締結国向け輸出許可
• 熱量、密度等のｶﾞｽの性状
• 価格、引取の弾力性等を含む契約条件
8
２．燃料調達の概要⑦（長期契約の価格交渉、LNGの調達経路）
長期契約の価格交渉
数年、難航する場合は5年を超える長期に及ぶ非常に厳しい交渉。
場合によっては、合意に至らず、係争となるｹｰｽも。
LNGの調達経路
合
計
1,793万t
1,183万t
共同調達
ﾌﾞﾙﾈｲ
403万t
○
（H24年度供給中の当社の長期契約）
ﾀﾞｽ
430万t
－
ﾏﾚｰｼｱ
480万t
○
西豪州
ｶﾀｰﾙ
30万t
20万t
－
○
ﾀﾞｰｳｨﾝ
200万t
○
ｶﾙﾊｯﾄ
80万t
○
ｻﾊﾘﾝ2
150万t
－
発電用LNG消費量見通し（例 H24年度=2,327万t）と長期契約数量との差分は、短
期･ｽﾎﾟｯﾄによる契約を軸に追加調達予定。
長期契約LNGは、ほぼ全量が産出国からの直接調達。
ｽﾎﾟｯﾄ契約や短期契約のLNGは、産出国からの直接調達の他に、ﾄﾚｰﾀﾞｰとしての機
能を果たす仲介者からの調達も一部あり。
主な価格低減策：
・燃料調達の概要⑤（LNG調達ｺｽﾄ抑制のための当社の取組）ご参照
・ｽﾎﾟｯﾄ市況が軟調なﾀｲﾐﾝｸﾞで一定程度まとまった数量の契約
・競争入札の形態はとらないものの、中･短期契約にあたり複数のﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄから
契約条件の提示を受け、経済性を中心とした当社のﾆｰｽﾞにあったものを選定
9
(参考2-1)原油価格変動リスクを緩和する取組例（Sカーブ）
原油価格変動に対する感応度を下げることにより、原油価格変動がLNG価格に与
える影響を抑制する仕組み。
高
LNG価格
(3)
高原油価格帯
(2)
(1)
低原油価格帯
α
高
β
原油価格
(1) 原油価格が低い場合
（ < α ）
(2) 原油価格が中位帯にある場合（ α～β ）
(3) 原油価格が高い場合
（ > β ）
10
(参考2-2)長期契約の単価変更
長期契約の単価変更
H24年度供給中の長期契約LNG（8プロジェクト、約1,800万㌧/年）のうち、4つの
プロジェクト（約800万㌧/年）が、H24年度～H26年度の期間中に価格見直し予定。
約800万㌧/年
H24～26年度に価格見直し予定
約1,800万㌧/年
11
３．競争入札の導入が遅延している理由①
総合特別事業計画に基づき、①競争入札比率の拡大（現状から倍増し、競争比率
30％まで拡大）、②随意契約の内容の徹底精査、③単価引下げの実行により、子
会社・関連会社との随契による取引の3割削減を実現。
購買
発電 工事
委託
購買
その他経費
送電 工事
9,200億円
減価償却費
委託
（19.2％）
修繕費
6,557億円
購買
（13.7％）
変電
工事
人件費
4,312億円
委託
他社購入電力料
燃料費
（9.0％）
購買
5,023億円
1兆4,822億円
（10.5％）
配電 工事
（30.9％）
地帯間購入電力料
委託
2,012億円
その他
（4.2％）
資材・役務調達費用 委託費
1兆2,527億円
合計
（2010年度実績）
随意契約割合
2015年度想定（TF報告書）
委員会報告
委託費
修繕費
4,121億円 1,849億円
（3.9％）
（8.6％）
（26.6％）
821
1,183
83
52
264
26
137 ×
49
11
724
656
377
71
1,860
6,314
取引先
子会社・
関連会社
（31％）
（合計の27％）
1,555億円（▲165）
×
外部会社
（69％）
３割削減
子会社・関連会社
（12％）
競争入札
（15％）
外部会社
（88％）
コスト削減後
（総合特別事業計画）
徹底
精査
×
随意契約
（70％）
×
外部会社
 コスト削減施策の実行（随意契約の単価引下げ）
⇒機構によるモニタリングにより、実行を担保
競争入札
（30％）
コスト削減施策
子会社・
関連会社
 子会社・関連会社との随意契約見直しのポイント
 競争入札比率を30％まで拡大（3年間で現状の倍増）
※いわゆる「ゼロ連結会社」と称される会社（資本関係がなく、取引額が
大きく、人的関係が深い会社等）についても、徹底的に取引構造の
見直しを図ることとする。
＝1,720億円
コスト削減後
（委員会報告）
随意契約
（85％）
総合特別事業計画
⇒競争拡大分科会を立ち上げ、実行を担保
 随意契約の内容を徹底精査
コスト削減前
1,203億円（▲516）
※削減対象の契約の一部は
競争入札等を実施した上で、
新たな契約先と締結すること
となるため、上記削減額が
そのまま全額料金値上げの
抑制に繋がるわけではない
点に留意。
子会社・関連会社
外部会社
・競争的発注の拡大
・工事効率の向上
等
12
３．競争入札の導入が遅延している理由②
競争拡大に向けて、コンサルティング会社や原子力損害賠償支援機構と協働して
調査したところ、全体の随意契約理由（H23年度）のうち、①既設設備の修理・
改造（55.6％）②不具合改修などの緊急対応（28.0％）③対応可能な取引先が
１社（7.3％）の３つの理由で、約９割を占めることが判明。
競争発注に切り替えるために、当社設備のメーカー技術に対応できる新規取引先
の育成や技術の内製化など、技術的な課題等にしっかり取り組み、総合特別事業
計画に記載の「随意契約３年３割削減」を必ず実現。
主な随意契約理由
①既設設備の修理・改造
②不具合改修などの緊急対応
③対応可能な取引先が１社
全体の随意契約に
占める割合
競争拡大に向けて
５５．６％
 当社設備のメーカー技術に対応できる
新規取引先を発掘・育成し、メーカーと競争
 メーカー技術をグループ内（関係会社等）に
内製化し、メーカーと競争
２８．０％
「緊急対応等に備えて、信頼関係のある取引
先に継続的に発注したい」とする意識を変え、
新規取引先とも信頼関係を構築
そもそも緊急対応にならないよう、設備診断
技術を向上し、競争発注できるリードタイム
を確保
７．３％
国内外における新規取引先を開拓・育成した
り、仕様を汎用化することで、対応取引先数
を拡大して競争
13
４．規制部門と自由化部門の利益率の乖離について
 規制部門と自由化部門の料金については、経済産業省令(一般電気事業供給約款料金算定規則)の
原価配分ルールに従い、適切に算定。
 なお、至近の部門別収支の算定結果において、規制部門に利益が偏っている傾向にあるものの、
その要因としては主に以下のような特殊事情によるところが大きい。
 新潟県中越沖地震に伴う柏崎刈羽原子力発電所の全号機停止や燃料価格の歴史的高騰による
火力燃料費の増加により、燃料費のウェイトが相対的に高い自由化部門の収支がより圧迫。
 一方、厳しい収支状況を乗り切るため、投資・修繕・諸経費といった固定費を中心としたコ
ストダウンを徹底した結果、固定費のウェイトが相対的に高い規制部門の収支がより緩和。
【過去の事例】
【イメージ図】
＜規制・自由別原価構成＞
その他
(固定費)
燃料費
(可変費)
規制
自由
10
10
6
4
4
燃料費が50%増加し、コストダウンにより
その他が50%減少した場合の収支への影響
規制
自由
合計
＋5
＋3
＋2
▲2
▲3
▲5
6
費用減
(ｺｽﾄﾀﾞｳﾝ等)
費用増
(燃料費増)
売上高
18年度 当期純利益
利益率
(億円)
規制
23,080
1,226
5.3%
自由
24,923
1,307
5.2%
中越沖地震発生により柏崎刈羽原子力
発電所全号機停止 → 燃料費大幅増
売上高
19年度 当期純利益
利益率
24,284
559
2.3%
25,961
▲684
▲2.6%
地震発生に起因する燃料費増（約4,200
億円）がなかりせば収支は相応に均衡
＋1
0
▲1
収支好転
収支悪化
売上高
19年度 当期純利益
利益率
※法人税は捨象
24,284
2,153
8.9%
25,961
1,922
7.4%
14
５．大口のお客さまの電気のご使用イメージ
 電気ご使用量が多いお客さま（上位１０社）と、一般的なオフィスビルのご使用イメージは以下
のとおり。
100%
90%
80%
70%
平均ご使用量：約6.2億kWh
平均総合単価：11.8円/kWh
60%
50%
40%
あらかじめ設備・人員配置面において、
夜間に電気をご使用になる操業体制を
組んでいただく。
30%
20%
10%
一般的なオフィスビルのご使用イメージ
大口上位10社のお客さまのご使用イメージ
0%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
15
６．契約アンペア別の値上げ影響
契約
アンペア
平均
使用量
値上げ額
値上げ率
１０Ａ
６０kWh
４５円
３．４％
１５Ａ
１１０kWh
８１円
３．４％
２０Ａ
１６０kWh
１８１円
５．０％
３０Ａ
２３０kWh
３４１円
６．１％
４０Ａ
３５０kWh
７４８円
８．６％
５０Ａ
４５０kWh
１,２３７円
１０．８％
６０Ａ
５４０kWh
１,６７７円
１２．０％
契約アンペアのシェア
【平均モデル】
３０Ａ
２９０kWh
全平均
４８０円
６．９％
※端数等の影響により合計は100％に合わない。
16
７－１．ピークシフトプランのモデルケース
 ピークシフトプランへの加入メリットは、お客さまの電気のご使用形態（夜間の電力使用比率
等）によって異なるが、一定の仮定のもとモデルケースを設定し算定すると以下のとおり。
パターン１：比較的多くの電気をご利用いただいているお客さま
年間電気料金（試算値）の比較イメージ（従量電灯Ｂ、ご契約容量６０Ａ、ご使用量平均540kWh/月）
1,343円
現在の年間電気料金
割高
ピークシフトプラン
の年間電気料金
189,249円
節電※に取り組んでいただく
6,420円
割安
と、年間電気料金が割安に。
ピークシフトプラン
の年間電気料金
187,906円
182,829円
5,077円割安
※具体的な節電手法 食器洗い乾燥機：タイマー機能を利用して夜間（23時～７時）にまとめ洗いする 等
パターン２：平均的な使用量で電気をご利用いただいているお客さま
年間電気料金（試算値）の比較イメージ
（従量電灯Ｂ、ご契約容量３０Ａ、ご使用量平均290kWh/月）
現在の年間電気料金
18,058円
90,542円
割高
ピークシフトプラン
の年間電気料金
108,600円
※
試算値は値上げ後の料金単価によ
り算定。燃料費調整額、太陽光発電
促進付加金および口座振替割引を考
慮していないため、実際のご請求金
額とは異なる。
17
７－２．ピークシフトプランへの加入見込みを反映した値上げ率別口数分布
○　口数分布
40.0%
（口数比率）
平均値上げ率：10％
34.9%
35.0%
33.5%
30.0%
従量電灯口数比率
25.0%
ピークシフトプランへの加入見込みを反映した
口数比率
19.3%
20.0%
19.9%
17.0% 16.5%
15.0%
13.5% 13.5%
10.0%
7.4%
7.4%
7.0%
6.0%
5.0%
2.2%
1.7%
0.1%
0.0%
0%～2.5%
2.5%～5.0%
5.0%～7.5%
7.5%～10.0%
10.0%～12.5%
12.5%～15.0%
15.0%～17.5%
0.1%
17.5%～20.0%
（値上げ率）
18
８．原子力非稼動とした場合の規制・自由別の値上げ幅・率
 原子力稼働をゼロと見込んでいる平成24年度の燃料費等単価をもとに、原子力非稼働とした場合
の規制部門・自由化部門各々の値上げ幅・値上げ率を試算すると以下のとおり。
【燃料費等単価】
(億円,億kWh,円/kWh)
① H24～26平均
(今回申請ベース)
規制
自由
合計
金額
11,221
(1,057)
17,565
(1,716)
28,786
単価
10.62
10.24
10.38
(2,773)
② H24
(原子力稼働率０%)
金額
12,497
(1,048)
19,230
(1,672)
31,727
(2,720)
単価
11.92
11.50
11.66
差異
②－①
金額
1,277
(▲9)
1,665
(▲44)
2,941
(▲52)
単価
※燃料費等は、電力量の増減に応
じて変動する費用であることから、
基本的には販売電力量あたりの費
用は同一だが、電圧ロスの差異に
より若干の単価差が発生。
1.30
1.26
1.28
※（　）内は販売電力量
【値上げ幅・率】
(円/kWh)
H24～26平均
(今回申請ベース)
改定前
単価
改定後
単価
増分
単価
規制
23.34
25.74
2.40
自由
15.04
17.50
2.46
原子力稼働率０％の場合
改定前
単価
改定後
単価
10.28%
23.34
27.04
3.70
15.87%
16.39%
15.04
18.76
3.72
24.79%
改定率
増分
単価
改定率
19
９．有識者会議の提言等を踏まえた原価不算入項目一覧
 有識者会議の提言等を踏まえ、今回原価不算入とした項目は主に以下のとおり。
【原価不算入項目一覧】 ※金額は年平均
人件費
(百万円)
前回
(H20改定)
a
1 ,2 3 3
H24-H26
平均
b
0
対前回
b-a
備　考
▲1 ,2 3 3
（役員への給与）
(829)
(0)
(▲829) 今回、H24夏季賞与( 6 , 0 1 7 百万円) についてもカット。
（電気事業連合会勤務者への給与）
(404)
(0)
(▲404)
683
0
(683)
(0)
114
0
(114)
(0)
減価償却費
（長期計画停止火力）
事業報酬　（長期計画停止火力）
普及開発関係費
2 1 ,0 1 8
2 , 7 64
▲6 8 3
(▲683) 今回の長期計画停止火力対象電源は、横須賀5～8，鹿島3～4，
姉崎，大井2。
▲1 1 4
(▲114)
▲1 8 ,2 5 4
（イメージ広告・販売拡大目的の広告宣伝費）
(6,417)
(0)
(▲6,417)
（オール電化関連費用）
(2,921)
(0)
(▲2,921)
（PR館等費用のうち販売促進に係る部分）
(2,071)
(0)
(▲2,071)
（電気料金メニューの周知）
(572)
(281)
（お客さまの電気安全に関わる周知）
(772)
(627)
(0)
(43)
(43)
（発電所立地理解促進に資する情報提供）
(5,977)
(537)
(▲5,440)
（上記以外の公益的情報提供）
(2,288)
(1,276)
(▲1,012)
（需給逼迫時の需要抑制要請）
諸費
6 ,7 2 5
9 20
（寄付金）
(2,038)
(0)
（団体費）
(4,687)
(920)
研究費
（電力中央研究所への分担金）
合計
今回、販売促進に係る費用やオール電化関連費用については、
(▲291) 全て不算入。
(▲145)
▲5 ,8 0 5
今回、団体費については、海外電力調査会，海外再処理委員会，
(▲2,038) 日本原子力技術協会，電力系統利用協議会の４件名を除き、全て
(▲3,767)
不算入。
今回、研究内容を精査の上、他社受託研究，電気自動車関連等に
9 ,8 6 9
7 , 5 92
▲2 ,2 7 7
(9,869)
(7,592)
(▲2,277) ついては不算入。
3 9 ,6 4 2
11 , 2 76
▲2 8 ,3 6 6
(注) 福島第一5,6号機および福島第二原子力発電所については、稼働を「未定」としていることを踏まえ、自主的に事業報酬から控除(10,221百万円)。
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10．規制部門の原価と想定料金収入の関係
 規制部門（低圧需要）の料金は、経済産業省令（一般電気事業供給約款料金算定規則）にもとづき、
規制部門に配分された原価と規制部門合計の料金収入が一致するように設定。
(億円)
35,000
一致
30,000
27,201
27,201
24,666
25,000
収支不足額
2,535億円
↓
+2.40円/kWh
(+10.28%）
20,000
246
2,626
452
3,884
その他の電力
低圧電力
その他の電灯
15,000
時間帯別電灯等
27,201
従量電灯
19,994
10,000
5,000
0
25.74円/kWh
1
原価
23.34円/kWh
2
改定前収入
販売電力量：1,057億kWh
今回（H24～H26）
25.74円/kWh
3
改定後収入
※「時間帯別電灯等」は、時間帯別電灯［夜間8時間型］、時間帯別電灯［夜間10時間型］、季節別時間帯別電灯、ピーク抑制型季節別時間
帯別電灯、および低圧高負荷契約の合計値。「その他の電灯」は、定額電灯、臨時電灯、および公衆街路灯の合計値。「その他の電力」
は、農業用低圧季節別時間帯別電力、深夜電力、農事用電力、臨時電力、および融雪用電力の合計値。
※端数処理の影響で、改定後収入の内訳を足し合わせた値と合計値は一致しない。
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