九州電力データブック2018
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3-13 諸外国の地層処分の進捗状況
出典：資源エネルギー庁「諸外国に おける 高レベル放射性廃棄物の 処分に ついて（2017年2月）」、（一財）日本原子力文化財団「原子力・エネルギー図面集」を も とに 作成
国名 対象廃棄物 処分場の候補ｻｲﾄ 処分深度 操業予定
フランス ガラス固化体 ビュール地下研究所の近傍 約500ｍ
2025年頃
日本 ガラス固化体 未定
300ｍ以上 2030年代後半
ベルギー
ガラス固化体 使用済燃料
未定 未定
2080年
スイス
ガラス固化体 使用済燃料
３か所の候補地を連邦政府が 承認
約400ｍ～
900ｍ
2060年頃
アメリカ
ガラス固化体 使用済燃料
ユッカマウンテン
（中止の方針）
200ｍ～
500ｍ
3-14 日常生活や原子力発電所等における放射線の量
放射線は自然界にも存在し、レントゲンなどの医療分野でも活用されており、過度に大量に浴びない限り、身体への大き な影響はありません
原子力発電所では、放射性物質について厳正な管理を行っており、発電所周辺の人が受ける放射線の量は、年間で約 0.001ミリシーベルト未満と、自然界から受ける放射線量の2,000分の１以下です
〔日常生活と放射線の量〕 単位：ミリシーベルト
出典：電気事業連合会「放射線Ｑ＆Ａ」を も とに 作成
九州電力データブック2018
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放射線の被ばく線量が100～200ミリシーベルト（短時間1回）になったあたりから、発がんリスクが1.08倍に増加しますが、こ れは、生活習慣における野菜不足によるがんの発生率の増加とほぼ同じです
100ミリシーベルト以下では、放射線による発がんリスクの明らかな増加の証明は難しいということが国際的な認識です
3-15 放射線の量と生活習慣によってがんになるリスクの比較
※1 広島・長崎の 原爆被爆者約12万人規模の 疫学調査
※2 成人を 対象に アンケート調査を 実施し、10年間の 追跡調査を 行い 、が ん の 発生率を 調べたもの
出典：国立が ん 研究センター調べ 、政府関係省庁「放射線リスクに 関する 基礎的情報（平成29年4月版）」を も とに 作成
放射線の線量（短時間1回）
※1
がんの相対リスク（倍） 生活習慣因子
※2
1,000～2,000ミリシーベルト 1.8
1.6
喫煙1.6
飲酒（毎日3合以上）500～1,000ミリシーベルト 1.4 1.4
飲酒（毎日2合以上）1.29
やせ過ぎ（BMI＜19）1.22
太り過ぎ（BMI≧30）200～500ミリシーベルト 1.19 1.15
～1.19
運動不足1.11
～1.15
塩分のとり過ぎ100～200ミリシーベルト 1.08
1.06
野菜不足100
ミリシーベルト以下 検出不可能経済成長や電化の進展等により、九州の電力需要は年々増加 してきました。電気は貯めることが難しいため、当社は、お客 さまが電気を使用されるピークに合わせて、電源開発を行って きました。
当社設立時（1951年）の電源構成は、水力・石炭火力でし たが、その後石油火力にシフトし、1970年代の石油危機以降、
原子力、石炭・LNG・石油火力、水力など、多様な電源をバラ ンスよく開発してきました。
なお、2011年度以降は、原子力発電所の停止に伴う火力発
電の発電量の増加により、化石燃料の消費量と燃料費、CO 2 排
出量が大幅に増加しています。
九州電力データブック2018
0 500 1,000 1,500 2,000
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400
1951 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2017
販売電力量 最大電力(右軸)
58
4-1 販売電力量と最大電力の推移
1951
年度（当社設立）販売電力量：
41
億kWh
最大電力：83
万kW
（注）最大電力：1951～1967年度は 最大電力（発電端）、1968～2015年度は 最大3日平均電力（送電端）、2016～2017年度は 九州エリアの 最大電力（送電端）
(億kWh)
販売電力量と最大電力は、1951年度（当社設立）以降増加してきましたが、東日本大震災後の2011年度以降は、前年 の2010年度を下回る水準で推移しています
2017年度は、販売電力量768億kWh、最大電力1,585万kWとなりました
(万kW)
768 1,585
(年度)
282 296 293 292 312 300 295 298 285 281 285 286
562 585 566 542 563 554 543 546 528 511 501 482
0 200 400 600 800 1,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
電灯需要 電力需要
4-2 販売電力量（電灯・電力）の推移
792 786
881 859 834 875 854 838
(億kWh)
電力需要 62.7％
電灯需要 37.3％
(年度)
844 813
2017年度の販売電力量は、契約電力の減少などから、前年度に比べ▲2.3％の768億kWhとなりました
844
768
（主に法人のお客さま）
（主にご家庭のお客さま）
九州電力データブック2018
60
4-3 季節別の電力需要の推移
季節別の電力需要の差は、約60年前と比較し約18倍に拡大しています ［30万kW（1960年度）→ 542万kW（2017年度）］
近年は、冷暖房機器の普及等により、夏季と冬季に電力需要のピークが発生し、季節別の差が大きくなっています
200 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
（万kW）
4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
(月)770
万kW
554
万kW 144
万kW
174
万kW
1980年度
1960年度
30
万kW
2017年度
1,043
万kW
1,585
万kW
542
万kW
時 間 最 大 電 力
（ 発 電 端
）
（注）2017年度の値は、九州エリアの送電端の値
1,400 1,600
600 800 1,000 1,200
6 12 18 24
4-4 時間別の電力需要の推移
1日の中でも、時間帯によって電力需要の差が大きく、夏季の昼間（2017年度夏季最大電力発生日）は、夜間の約1.7倍 の電力需要が発生しています
（万kW)
（時) 2017年8月1日
（2017年度夏季最大）
2018年2月6日
（2017年度冬季最大）
＋
669
万kW
（約
1.7
倍）時 間 最 大 電 力
（ 送 電 端
）
(注）時間最大電力の数値は、九州エリアの値
1,585万kW
916万kW 1,165万kW
1,575万kW
九州電力データブック2018
62
4-5 夏季の電力需要の特徴
夏季の電力需要は、最高気温が1℃上昇すると、最大電力が55万kW程度増加します
当日最高気温（九州7県平均）
時 間 最 大 電 力
（ 送 電 端
）
〔最大電力と最高気温の相関〕
(注）時間最大電力の数値は、九州エリアの値
2017年7月～8月（平日）
1 ,1 0 0 1 ,2 0 0 1 ,3 0 0 1 ,4 0 0 1 ,5 0 0 1 ,6 0 0 1 ,7 0 0 1 ,8 0 0
2 6 2 8 3 0 3 2 34 3 6
[万kW]
[℃]
4-6 2016年夏の電力需要実績（2010年夏との比較）
2016年夏は、東日本大震災後の2011年以降で初めて節電要請がありませんでしたが、九州エリアにおける、7～8月の 平日の電力需要は、2010年比で▲10％（▲160万kW）程度減少しており、節電が定着しているものと考えられます
当日最高気温（九州7県平均）
〔最大電力と最高気温の相関〕
時 間 最 大 電 力
（ 発 電 端
）
▲
：2010年◆
：2016年2016年時間最大電力 1,586万kW（35.1℃）
2010年時間最大電力 1,750万kW（34.8℃）
九州エリアにおける、
7
～8
月の平日の電 力需要は、平均で、2010
年比▲10
％（▲
160
万kW
）程度減少九州電力データブック2018
4-7 気温や曜日による電力需要の変動
電力需要は、気温等の気象状況や曜日によって、大きく変動します
電 力 需 要
（ 万 ｋ Ｗ
）
気 温
※
（
℃
）
64
［ 気温差による比較 （同一曜日の平日） ］
※ 九州内の 3地点（福岡、熊本、鹿児島）の 気温を 按分して 計算
［ 曜日による比較（平日・日曜日） ］
2017年7月19日（水）
2017年７月30日（日）
気温差により、電力需要 が変動（冷房使用など）
平均約55万kW/℃
曜日の違いにより、電力需要 が変動（生産活動など）
最大約300万kW (11:30) 2017年8月2日（水）
2017年8月2日（水）
(注）電力需要の 数値は 、九州エリアの 値
10 18 24
16
55 56
44
10
4
11
15 18 13
19
22
18
1 22
68
49
33
25
11
45 41 33
21 13 11 8
6
2 1 1 5 7 5
8
1 1 1
28
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1951 1960 1970 1974 1980 1990 2000 2017
原子力 石炭 ＬＮＧ･その他ガス 石油等 一般水力 揚水 地熱・再エネ等
4-8 発電設備構成の推移（他社受電分を含む）
石油危機以降は、燃料調達の安定性や発電コスト、地球環境への影響などの観点から、多様な電源をバランスよく組み 合わせた電源ベストミックスを目指してきました
115 228 403 680 1,132 1,583 2,181 2,951
発電設備容量
（万kW）
石油火力 ピーク
(年度)
※1 「そ の他ガス」は 2000年度ま では「石油等」に 含ま れる
※2 「再エネ等」に 含ま れる 太陽光・風力の 他社受電分は 、2000年度ま では8月(最大需要発生時)の 供給力、2017年度は 契約最大電力
※1 ※2
九州電力データブック2018
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原子力石炭 ＬＮＧ 石油等
水力 地熱・新エネ
0 200 400 600 800 1,000
1951 1960 1970 1980 1990 2000 2014
4-9 電源別発電電力量（他社受電分を含む）の推移 〔～2014年度〕
発電の主力となる電源を、1960年代後半に水力・石炭火力から石油火力にシフトさせ、石油危機以降は原子力・石炭 火力・ＬＮＧ火力にシフトさせてきました
2011年度以降は、原子力発電所の停止に伴い、ＬＮＧ火力・石炭火力・石油火力の発電電力量が増加しています
0
％ (原子力)32
％1951
年度水力
58
％ 石炭42
％1973
年度 石油等79
％1997
年度 原子力48
％1973年第一次石油危機
1979年第二次石油危機
（億kWh)
(年度)
39
％15
％7
％7
％※ 2015年度か らは 、経済産業省の 制定する 「電気の 小売営業に 関する 指針」（2016年1月）に 基づ く電源構成を 算定・公表（資料4-12参照）
※
4-10 電源構成〔2015～2017年度〕
2015～2017年度の電源構成は以下のとおりです
CO2排出係数（調整後排出係数）は、 2016年度が0.483kg-CO2/kWh 、2017年度(*)は0.463kg-CO2/kWhとなっています
(*) 2017年度の数値は暫定値であり、正式には「地球温暖化対策の推進に関する法律」に基づき、国が実績値を公表
※1 FIT（再生可能エネルギーの 固定価格買取制度）電気
この 電気を 調達する 費用の 一部は 、当社の お 客さま 以外の 方も 含め 、電気を ご 利用の すべての皆さま か ら集め た 賦課金によ り賄わ れて いる 。この た め 、この 電気の CO
2
排出量に ついては、火力発電など も 含めた 全国平均の 電気の CO
2
排出量を 持った 電気として 扱わ れる
（注）太陽光、風力、水力（3万kW未満）、地熱及び バイオマスによ り発電された 電気が 対象
※2 卸電力取引所か ら調達した 電気
この 電気に は、水力、火力、原子力、FIT電気、再生可能エネルギーなど が含ま れる
※3 そ の他
他社か ら調達して い る 電気で 発電所が 特定でき ないもの等が 含ま れる
（注） ・経済産業省の 「電気の 小売営業に 関する 指針」に 基づき 、算定・公表
・当社が 発電した 電力量及び 他社か ら調達した 電力量を 基に 算定（2015、2016年度は 離島分を 含む 。2017年度は 離島分を 含ま ない）
【2015年度 】 【2016年度 】 【2017年度 】
(※1)
(※2) (※3)
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4-11 夏季の典型的な電力需要と電源の組合せ
夏季の電力ピーク時においては、ベース電源に原子力・石炭火力、ミドル電源にＬＮＧ火力、ピーク電源に石油火力等を 組み合わせ、太陽光・風力も最大限導入し、電力需要に対応しています
0 6 12 18 24
原 子 力 石炭火力 LNG火力 太陽光・風力
水力
地熱
石油火力
揚水
（時)
【各電源の特徴・位置付け】
太陽光・風力
・ 太陽光は、晴天時の12～13時が最大出力、ただし、天候により 出力は変動し、夜間の出力は見込めない
・ 風力は風向き・風速により出力が変動
上記変動に対しては、火力や揚水式水力で調整 揚水式水力
・ 主に点灯ピーク等の太陽光の出力が見込めない時間帯等に発電 需要に対する太陽光の出力比率が高い日の昼間や、深夜に揚水 水力（一般水力）
・ 貯水池式：ピーク時に100%出力、夜間は停止
・ 調整池式：河川の流れ込み量を調整池で調整、主に昼間運転
・ 流れ込み式：河川の流れ込み量に応じ、昼夜フラット運転 石油火力・ＬＮＧ火力
・ 昼間は太陽光の出力に応じて調整、高需要かつ太陽光出力が 低下する夕方に出力（石油：50～100%出力、ＬＮＧ：100%出力）
・ 夜間は最低出力または停止 石炭火力（ベース需要対応）
・ 昼間・夜間ともに100%程度の出力での運転を基本とし、昼間は 太陽光の出力、夜間は需要の状況に応じて調整
原子力・地熱（ベース需要対応）
・ 昼間・夜間とも100%出力でフラット運転
揚水式水力