Seg.3F 第 2 次送電線設備 Seg.38 社会的弱者対応料率 Seg.39 交互補助の保留 Seg.40 配電規則
Seg.3F 第 2 次送電線設備 Seg.38 社会的弱者対応料率 Seg.39 交互補助の保留 Seg.40 配電規則
Seg.41 料率の個別明細化
Seg.42 電 力 供 給 契 約
Seg.43 政府機関との電力購入契約
Seg.44 水力および地熱発電系の私企業化と再編成の延期第 5 部 最終計画
Seg.45 環 x x x
Seg.46 x x 援 助
Seg.4F 議会への報告 Seg.48 規則，規定の実施 Seg.49 行政罰則
Seg.50 分 離 条 項
Seg.51 廃 止 条 項
Seg.52 有 効 条 項
2.2. 電力事業経営
2.2.1. 電力部門の体制・機関
(1) 電力供給体制
現在のフィリピン国の電力供給体制は図 2.2-1 の通りである。
オムニバス電力法案が施行されると、NPC の発電部門は CENCO 1 から CENCO F までの発電会社2に分割（民営化）され、卸電気料金については ERB の規制対象から外れる予定である。図 2.1-1 には新たに創設される卸電力市場（ADB 案）も示す。
(2) DOE (Department of Energy)
DOE の組識図を図 2.2-2 に示す。DOE はフィリピンのエネルギーの総所轄省庁であり、同国の中期エネルギープラン (Phi1ippine Energy P1an :PEP)を作成している。
2 CENCO F は既にアルゼンチン企業が買収している。また、CENCO 5（ミンダナオ地域）は国営企業として残る可能性もある。
－33－
また、オムニバス電力法案施行後の具体的な機構改革方法、改革に伴う規制・ルール化等の準備（海外援助機関からの支援を含めて）も全て DOE が対応している。
地方電化についても、その直接省庁は国家電化庁 (NEA) であるが、NEA の最高会議 (Board of Administration) の議長は DOE 次官(Xxxxxxxxx) が自動的に指名されることになっており、実質的には DOE の管轄内と言える。
電力部門の機構改革後は電力セクターの育成・規制等、その職務権限は拡大する予定である。（詳細は第 2.1 章参照）
資金面から見た将来（2000 年- 2009 年）のエネルギー関連開発を表 2.2-1 に示す。2009年までに要するエネルギー関連の資金需要は 1,300,000 百万ペソ（325 億ﾄﾞﾙ、1 ﾄﾞﾙ=40 ﾍﾟ ｿ換算）と見込まれおり、その内、政府資金は 10%で残りの 90%を内外民間会社の投資を期待している。エネルギー関連部門で特に資金需要が高いのは、石油・ガス開発，地熱開発，電力の 3 部門で、この 3 部門で全体資金需要の 80%を占める。電力部門では政府資金を 30%投入する予定であり、残りの F0%は民間資金を当て込んでいる。オムニバス電力法案が発効後、NPC の発電部門は民営化される予定であり、ここでの政府資金は専ら送電線拡張・増強資金と思われる。
地方電化については政府投入資金が F8%で民間資金は 22%にしか過ぎず、これは地方電 化が商業ベースにのらないためであり、政府もその点を十分把握している証左と思われる。
エネルギープラン全体として、F3%の外貨資金を期待しているが、表 2.2-1 の下表に見られる通り、対外債務の CNP 比率は 1998 年以降 60%を超えており、外国機関からの資金融資は今後も必要なものの、その融資効率の追求が一層求められるものと思われる。
2.2.2. 電力料金制度
(1) ERB (Energy Regulatory Board)
ERB は 19F1 年に石油産業委員会 (Oi1 Industry Commission) として創設され、石油製品の価格承認が主要職務であったが、1992 年の法令制定 (Repub1ig Agt No.F638) に伴なって電力セクターの料金査定権限が附与された。
現在の ERB の電力セクターに係る職務権限は以下の通り。
① NPC，民間配電会社および電化協同組合の電気料金と費用調整の査定と規制
② 民間配電会社の電力メーター検査
③ 民間配電会社の営業および営業圏に係る各種証明書発行
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④ ERB 規制の違反事項に係る行政処分
⑤ NPC および民間配電会社が IPP と取り交す電力買取契約(PPA)のレビュー
⑥ DSM (Demand-Side Management)の評価と承認および DSM に係る費用回収の査定
上記職務権限で見られるように、IPP は ERB の規制対象外である。しかし、IPP から電力を購入する NPC、民間配電会社、電化協同組合が規制対象であるので、実質的にはその効力は IPP にも及ぶ。但し、工業団地内の電力売買は ERB の規制対象外で PEZA（経済区庁）が規制を行っている。
ERB の組識を図 2.2-3 に示す。ERB はエネルギー省とは独立した機関で大統領府直轄機関である。
オムニバス電力法案が施行後、ERB は卸市場（競争市場）の監視役として、その職務権限が拡大される予定である。（詳細は第 2.1 章参照）
(2) 電気料金設定
ERB の規制対象は NPC,配電会社、EC であり、この三者の料金設定は以下の方法で行われている。
① NPC および配電会社
この 2 者は営利団体であり、電力投資額に対する妥当な収益率を基に設定されている。この場合の妥当な収益率とは RORB (Return on Rate Base)で計算され、最高 12%の 収益率が認められている。
RORB の計算方法は以下の通り。
RORB＝営業利益 ÷ Rate Base
ここで、 営業利益 = 営業収入 — 営業費用
Rate Base = 共益中電力設備の当該年の平均資産評価額＋建設仮勘定
電気料金は固定料金と変動料金からなり、その構成は以下の通り。
認可収入＝認可営業費用＋（認可収益率×Rate Base）認可収入/予想売上 ＝ 固定料金
固定料金＋変動料金 ＝ 電力料金
補正料金は電力購入費および為替レートの変動から自動的に計算される項目である。
固定料金中で注目されるのは送配電ロスの上限 (Cap on System Losses) 制度である。これは NPC、配電会社の供給効率の向上を図るための奨励策で、一定以上の送
－35－
配電ロスは需要家への費用転嫁が出来ない制度である。
この制度は “Anti-Pi1ferage of E1egtrigity and Theft of E1egtrig Transmission Lines/ Materia1s Agt 1994 (Repub1ig Agt No.F832)” に基づくもので、具体的には送配電システムロスの上限を 1998 年は 11.F5%，1999 年は 9.5 %と規定されている。
例えばMERALCO 1999 年資料からMERALCO が負担するシステムロスの概算費用は表 2.2-2 の通りである。
表 2.2-2 MERALCO が負担する配電損失額
項 目 単 位 数 量
購入電力量 | CWh | 23,1F4 |
購入電力額 | M. Peso | 65,159 |
平均購入単価 | P/kWh | 2.81 |
配電損失量 | ％ | 11.8 |
販売電力量 | CWh | 20,433 |
配電損失上限値 | ％ | 9.5 |
許容購入電力量(販売量/（1-上限値） | CWh | 22,5F8 |
許容購入電力額（許容購入量×購入単価） | M.Peso | 63,444 |
MELACO 負担額（購入電力額 — 許容購入額）3 | M.Peso | 1,F15 |
② EC
EC の場合は非営利団体であるため、利潤は認められていない。そのため、料金はキャッシュ・フローベースで損益がゼロとなる様設定されている。
但し、上記のシステムロス上限値は EC にも適用4（1999 年度は 16%）されており、 1999 年現在 EC の平均システムロスは 16.9% (9.6 % - 28.3%)であるため、システムロスが EC の財務状況を悪化させている要因となっている。
3 MERALCO の年次報告書（1999 年度）ではその他収入の部に-1,285 M.Peso を電力購入費として計上している。
4 199F 年までは ERB はシステムロスの上限制を EC には適用していない。即ち消費者への料金へ転嫁可。
－36－
2.2.3. NPC (National Power Corporation)
(1) NPC の事業経営
表 2.2-3 および表 2.2-4 に NPC の過去 4 年間の損益計算書、貸借対照表を示す。NPC は 1998 年度から、財務報告書を簡素化しており以下の項目等が脱落したため、財務状況の内容がより不透明になった。
○ 稼動中の電力設備（減価償却内訳）
○ 長期負債一覧表
○ 貸借対照表経年比較
○ 電力供給費用経年比較
損益計算書では、199F 年度まで利益を計上していたが、1998，1999 年と損失を出しており、損失額も拡大している。199F 年は東南アジアの経済危機が発生した年であり、フィリピンでは 1998 年にその影響を受けているものと思われる。
事業資産に対する営業利益率 (Return on Rate Base)はアジア経済危機以降半減しており、その原因は発電費用の増加である。発電費用には IPP からの電力購入も含まれおり、電力 購入がUS$で契約5されているため、ペソの対 US$為替レート下落により発電費用の増加 になったものとの考えられる。またペソの下落は輸入燃料の高騰をもたらし、これも発電 費用増の一因になったと推測される。
貸借対照表でも NPC の財務状況の悪化は表れており、自己資本比率が年々低下して来ており、1999 年度初めて資本が減少に転じている。
(2) NPC の卸電気料金
NPC の卸電気料金は表 2.2-5 の通りである。卸料金は一律では無く、各地域（系統）によって異なる。これは政府の互助 (Cross-subsidies)制度のためであり、ルソン島では全国平均の F%高（1999 年度）、逆にミンダナオ島では 1F%低くなっている。
5 今回入手した “Energy Conversion Agreement, 1200 MW Natura1 Cas Combined Cyg1e Power Projegt, Nov. 5, 199F” では NPC
の支払はUS$貨幣となっている。
－37－
表 2.2-5 NPC の卸電気料金（各年平均）
（単位：P/kWh）
1999 | 1998 | 199F | 1996 | |
フィリピン全国 | 2.6525 | 2.582F | 2.1468 | 1.95F4 |
LUZON | 2.8442 | 2.F663 | 2.2932 | 2.082F |
VISAYAS | 2.5182 | 2.4395 | 2.14FF | 2.0244 |
Ceb-Negros-Panay | 2.6063 | 2.5045 | 2.1829 | 2.0548 |
Leyte-Samar | 2.2460 | 2.1960 | 1.952F | 1.8F4F |
Boho1 | 2.5FF6 | 2.4930 | 2.486F | 2.2426 |
MINDANAO | 1.6558 | 1.6829 | 1.3534 | 1.2490 |
SMALL ISLAND | 2.1896 | 2.045F | 1.9593 | 1.9F23 |
期中平均為替 ($/Peso) | 40.3130 | 39.0590 | 39.9F50 | 26.2880 |
全国卸料金 (US ¢/kWh) | 6.58 | 6.61 | 5.3F | F.45 |
出典：NPC Xxxxxx Xxxxxx 0000
xxx首都圏に電力を供給している民間最大の配電会社 MERALCO の資料によれば、各地域の NPC の卸電気料金と NPC の卸費用は表 2.2-6 の通りであり、VISAYAS， MINDANAO 地域では逆鞘になっており、この逆鞘をルソン島が負担する現状である。
表 2.2-6 NPC の卸料金と卸費用（1998 年度ベース）
（単位：P/kWh）
LUZON | VISAYAS | MINDANA O | |
卸料金 | 2.9623 | 2.6642 | 1.8285 |
卸費用 | 2.F033 | 4.0225 | 2.3029 |
料 金 — 費 用 | 0.259 | -1.3583 | -0.4F44 |
出典：MERALCO 資料
註：卸料金が表 5.1-3 と異なっている。
同じルソン島内でも互助制度は有効で、各配電会社への卸料金は図 2.2-4 の通りである。 MERALCO との面談でも、MERALCO がいかにこの制度で負担が大きいか不満を示し、互助制度の廃止6を強く主張していた。また、NPC の卸料金は同図から分かるように燃料費や為替変動により毎月改定される。
6 オムニバス電力法案が施行後は現在の互助制度 (Cross-Subsidies)は徐々に撤廃され、それに伴う一般所帯の電力料金値上げ対策として、互助制度に代わるライフ・ラインレート（社会的弱者対応の料金制度）が ERB 等で検討されている。
－38－
表 2.2-8 EC と MERALCO の財務比較
比較項目 | 単 位 | EC | MERALCO | 注 |
x x 入 | 百万ペソ | 25,653 | 84,431 | EC の営業費用には減価償却が含まれていない。 |
営 業 費 用 | 百万ペソ | 24,351 | 80,196 | |
営 業 利 益 | 百万ペソ | 1,302 | 4,235 | |
税 引 後 利 益 | 百万ペソ | -520 | 3,310 | EC は非営利団体で法人所得税は支払免除 |
買取・発電電気量 | CWh | F,F22 | 23,1F4 | |
内 非 接 続 | CWh | F2 | － | |
系 統 接 続 | CWh | F,650 | 23,1F4 | |
販 売 電 気 量 | CWh | 6,333 | 20,433 | |
所 内 消 費 | CWh | 25 | － | |
x x 電 気 料 金 | Peso/kW h | 4.05 | 4.13 | |
配 電 損 失 量 | CWh | 1,292 | 2,F41 | |
配 電 損 失 | % | 16.9 | 11.8 | |
未 収 料 x | x万ペソ | － | 6,6F0 | |
料 金 徴 収 率 | % | 93 | 92 | |
需 要 家 総 数 | 個数 | 4,524,851 | 3,496,984 | |
雇 用 者 x x | x | 22,F84 | 6,945 | |
需要家／ 雇用者 | 個数／人 | 199 | 504 | |
営 業 費 用 | 百万ペソ | 24,351 | 80,196 | |
売電当りの費用 | Peso/kW h | 3.85 | 3.92 | |
営 業 利 益 率 | % | 5.1 | 5.0 | |
税 引 後 利 益 率 | % | -2.0 | 3.9 |
上記の比較表から、以下の事実が読み取れる。
○ EC の平均販売電気料金は MERALCO と同等か或は若干安い。
○ EC の料金徴収率は MERALCO と同等である。
○ EC の販売電気量当たりの費用は MERALCO とほぼ同等である。
○ EC の雇用者当たりの需要家数は MERALCO より 40%少ない。
○ EC の配電損失は MERALCO の配電損失より約 40%多い。
以上の比較から、EC の経営効率は全体として眺めれば、MERALCO と同等であり、必ずしも経営効率が悪いとは思われないが、個々の EC で経営のばらつきが大きいと考える8。 MERALCO の営業利益率が EC より高いのは MELALCO の場合、営利企業ということで報酬率ベースで料金が算定されているのに対し、EC は非営利団体なので損益ゼロを基準にキャッシュフローベースで料金が算定されている為である。
8 このばらつきの要因は主にそのフランチャイズに起因するもので、僻地等で人口密度が希薄で電化効率が悪い EC は当然、経営内容も苦しいと思われる。
－41－
キャッシュフローベースで EC が認められている回収費用は以下の通り。
－ 電力販売の為の電力購入費
－ システムロスの引当て（但し 199F 年まで）
－ 配電の O&M 費用，消費者関連費用，一般管理費
－ ローン返済
－ xx支払
－ 再投資資金引当て（総収入の 5%）
営業利益から、前述のシステムロスの自己負担分、xx支払等の支出により最終利益が損失に転じているものと推測する。年初当初は収支ゼロで予算が組まれている筈であり、電力購入の為替レート，外貨ローン返済の為替レート等の変動，事故による収入減から最終的に損失に転じたものと推測する。
為替レートの変動は EC の管轄外の要因であり、事故率の低下と配電損失の低下が EC の経営改善の大きな課題と思われる。（残念ながら今回、事故率の資料を入手できなかった。）
(2) CEBU I 電化協同組合の財務状況（2000 年 6 月現在）
今回の現地調査で CEBU I 電化協同組合9の財務資料を入手した。CEBU I は 6 月時点で 43,102 の組合員（消費者）を有し、5.2 CWh（6 月）の電力を平均料金 4.05 P/kWh で供給している。
電化協同組合は毎月の以下の財務状況等を NEA に報告し、その指導を仰いでいる。
○ 損益計算書(Statement of Operation)
○ 貸借対照表 (Ba1ange Sheet)
○ 料金徴収状況 (Consumer Aggounts Regeivab1e)
○ 運転状況 (Operation Report)
○ 資金繰り計算書 (Agtua1 Cashf1ow Statement)
○ 供用設備費用総計 (Cross Uti1ity in Servige)
○ 運転費用内訳書 (Detai1ed of Operating Expenses)
○ 現 x x 支 (Cash Ba1ange)
表 2.2-9 は損益計算書10 を示す。損益計算書では年初予算との差異を明示して予算管理を行っているが、差異で計算値と一致しない個所が幾つかあり予算管理が実効を伴っている
9 CEBU I は A+（1998 年度）である。
10 原本では”Statement of Operations”
－42－
表 2.2-10 は貸借対照表を示す。負債の部の組合員出資は電化協同組合のため、会員出資制度11を採用している為である。会員出資額は全資産の僅か 1%にも満たない。 総資産に占める自己出資比率は 6 月末時点で 35%となっている。
表 2.2-10 CEBU I 貸借対照表
（2000 年 6 月現在）
単位：1000 Peso
資産の部 | 負債及び資本の部 | ||
プラント機器 | 166,06F | 組合員出資 | 219 |
その他資産及び投資 | F9F | 建 設 援 助 *1 | 42,983 |
現金及び現金投資 | 28,1F9 | 非承認余剰金 | 41,528 |
受取手形及び売掛金 | 29,484 | 長期負債 | 90,884 |
材料及び消耗品 | 10,598 | 短期負債 | 18,865 |
その他流動資産 | 8,544 | 流動負債 | 40,608 |
その他流動負債 | 1,439 | ||
繰延借方 | -4,5F8 | 繰延貸方 | 2,565 |
資産の部合計 | 239,091 | 負債及び資本の部合計 | 239,091 |
出典：NEA 資料註：原本は小数点第二位まで明示してあるが、簡易化して 1,000 ペソ単位で記載
*1: Contribution in Aid of Construgtion
2.2.5. EDC (Energy Development Corporation)の事業経営
(1) EDC の事業内容
EDC はPNOC (Phi1ippine Nationa1 Oi1 Company) の子会社で PNOC から独立した事業経営を行っている。EDC は PD12 1442 に基づき F 地点の地熱資源の開発および利用権を EDC 付託する代わりにそれから生じる純益を政府と折半するというサービス契約を DOEとの間で締結している。サービス契約では純益の 60%を DOE と地方政府(LCU) に支払、残りの 40%がEDC の配分となっている。60%の政府出資比率の内訳は、権利金 (Roya1ty Fee)と所得税からなり、権利金は DOE (60%)と LCU (40%)が分担し、所得税は DOE が EDC に代わって国内収入局 (Bureau of Interna1 Revenue)に支払っている。
EDC の事業収入は電力販売、地熱蒸気販売、ボーリング調査および技術サービスから得
11 出資金 5 ペソ。
12 PD: President Xxx1are
－43－
ている。現在EDC が行っている（販売）契約は下記の通り。
① 蒸気販売契約
蒸気販売契約（EDC 所有発電所で NPC が運転）については現在下記の 5 契約を行っている。
(a) Tongonan I
契約先：NPC （Take or Pay） 1984 年 6 月契約 25 年契約
(b) Pa1inpinon I
契約先：NPC (Take or Pay) 1988 年 12 月契約 20 年契約
(g) Pa1inpinon II
契約先：NPC (Take or Pay) 1996 年 6 月契約 25 年契約
(d) Bagon-Xxxxxx I
契約先：NPC (Take or Pay) 1993 年 5 月契約 25 年契約
(e) Bagon-Xxxxxx II
契約先：NPC (Take or Pay) 1996 年 6 月契約 25 年契約
② BOT 契 約
EDC は 1994 年 5 月の修正 BOT 法に基づき、以下のエネルギー変換契約 (Energy Conversion Agreement)を民間事業者との間で取り交わしている。EDC が蒸気を提供し、民間事業者が発電し、発電電力を EDC に売っている。
(a) Leyte-Cebu, Leyte-Luxon
契約先：Ca1ifornia Energy 536 MW (Take and Pay) 1996 年 10 年契約
(b) 4F MW Mindanao I
契約先：Oxbow Power & Marubeni Corporation (Take and Pay)
1988 年 10 年契約
(g) 48.25 MW Mindanao II
契約先：Oxbow Power & Marubeni Corporation (Take and Pay)
1999 年 10 年契約
－44－
③ 電力買取契約 (Power Purghase Agreement)
上記の 3 BOT 契約で得られる電力を NPC との間で電力買取契約を結び、EDC は
NPC に販売している。
(2) EDC の経営状況
EDC との面談で、XXX は不当に高い税率を負担しているとの EDC 総裁の不満が示された。EDC の年次財務報告書 (1999) の概要にも「EDC は総額 18 億ペソを権利金，所得税・その他諸税、および配当という形で政府財源に寄与している。その内、14 億ペソが所得税、付加価値税および他の諸税として国内収入局へ、4 億ペソが権利金として DOEと地方政府に、また、0.3 億ペソが配当として財務局に支払っている。」との表記がある。
財務表 5.5-1 にEDC の損益計算書を示す。このxxで特に所得税率に注目すると 1998 年度から 1999 年度で所得税率が倍近く増えている。この理由は 1998 年 1 月に施行された “An Agt Amending the Nationa1 Interna1 Revenue Code, As Amended, and For Other Purposes”の為で、現行の税制に対して以下の変更等が盛られている。
① 法人所得税率を 1998 年度は 34%，1999 年度は 33%，2000 年およびそれ以降は 32%
に変更
② 最小法人所得税（総収入の 2%）の課税
1999 年度から DOE とのサービス契約でそれまで免税であった蒸気事業が課税対象となったため課税額が増加したものである。
MERALCO と法人所得税率を比較するとほぼ同等で、不当な税率を負担しているというよりは、将来の EDC の民営化に備えて法人所得税を民間企業に合わせたと見るのが妥当と考える。
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