■
2014年3月期第1四半期決算説明
■
2014年3月期第1四半期決算説明
■
目
次
−
目
次
−
・
決
算
2014年3月期
第1四半期決算・・・・・・・・・・
3
2014年3月期
見通し
・・・・・・・・・・・・・
12
・
参考資料
・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
14
■
決
算
■
決算概要
（増加要因）再生可能エネルギーの固定価格買取制度の影響
など
2014年3月期第1四半期( 4∼6月) 決算のポイント
収
入
（増加要因）再生可能エネルギ
の固定価格買取制度の影響
など
（減少要因）販売電力量の減少
など
費
用
（増加要因）泊発電所３号機の停止日数の増加による火力燃料費の増加
など
連
結
単
独
費
用
（減少要因）人件費削減などの効率化に努めたことや、豊水による燃料費の減少
など
（単位：億円）
連
結
単
独
当第1
四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A) - ( B)
前
年
同期比%
( A) / ( B)
当第1
四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A) - ( B)
前
年
同期比%
( A) / ( B)
売
上
高
1, 419
1, 386
33
102. 4
1, 371
1, 346
24
101. 9
営
業
損
益
△
123
△
147
24
−
△
125
△
138
12
−
経
常
損
益
△
158
△
177
19
−
△
160
△
169
8
−
四 半 期 純 損 益
△
177
△
170
△
6
−
△
178
△
166
△
12
−
4
四 半 期 純 損 益
177
170
6
178
166
12
■
収支比較表（連結）
（単位：億円）
当第1四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A) - ( B)
前年同期比％
( A) / ( B)
前年度
営業収益（売上高）
1
419
1
386
33
102
4
5
829
経
常
収
益
営業収益（売上高）
1, 419
1, 386
33
102. 4
5, 829
電気事業営業収益
1, 365
1, 341
24
101. 8
5, 577
その他事業営業収益
53
44
9
120. 7
251
営業外収益
9
10
△
0
93. 7
58
合
計
1
429
1
396
32
102
4
5
888
合
計
1, 429
1, 396
32
102. 4
5, 888
経
常
費
営業費用
1, 542
1, 533
9
100. 6
6, 984
電気事業営業費用
1, 495
1, 494
1
100. 1
6, 766
その他事業営業費用
46
38
8
121. 7
218
費
用
営業外費用
44
40
4
109. 9
185
合
計
1, 587
1, 574
13
100. 9
7, 169
[ 営
業
損
益]
経
常
損
益
[ △
123]
△
158
[ △
147]
△
177
[ 24]
19
[ −]
−
[ △
1, 154]
△
1, 281
経
常
損
益
△
158
△
177
19
△
1, 281
渇水準備金引当又は取崩し( △
)
17
△
3
21
−
14
税金等調整前四半期( 当期) 純損益
△
176
△
174
△
1
−
△
1, 295
法
人
税
等
1
△
2
4
−
27
少数株主損益調整前四半期( 当期) 純損益
△
177
△
171
△
6
−
△
1, 323
少
数
株
主
損
益
△
0
△
0
0
−
4
四
半
期
( 当
期) 純
損
益
△
177
△
170
△
6
−
△
1, 328
※ 営業損益、経常損益、税金等調整前四半期( 当期) 純損益、少数株主損益調整前四半期( 当期) 純損益、少数株主損益、四半期( 当期) 純損益欄の△は、損失を示す。
■
販売電力量
電灯・電力
４６百万ｋＷｈの増（対前年同期比
＋１. ４％）
（増加要因）春先の気温が前年に比べ低く推移したことによる暖房需要の増加
など
販売電力量
対前年同期比
１. ４％の減少
特定規模
需
要
１４８百万ｋＷｈの減（対前年同期比
△
３. ５％）
（減少要因）鉄鋼業や紙・パルプでの生産減
など
当第1四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A) - ( B)
前年同期比％
( A) / ( B)
前年度
( 時間帯別電灯再掲)
( 686)
( 622)
( 64)
( 110
2)
( 2
662)
（単位：百万kWh）
特定規模
需要以外
( 時間帯別電灯再掲)
電
灯
( 686)
2, 835
( 622)
2, 822
( 64)
13
( 110. 2)
100. 5
( 2, 662)
11, 818
電
力
545
512
33
106. 3
2, 696
小
計
3, 380
3, 334
46
101. 4
14, 514
特定規模
需
要
業
務
用
2, 021
2, 063
△
42
97. 9
8, 381
産
業
用
2, 029
2, 135
△
106
95. 0
8, 289
小
計
4, 050
4, 198
△
148
96. 5
16, 670
合
計
7
430
7
532
△
102
98
6
31
184
合
計
7, 430
7, 532
△
102
98. 6
31, 184
大口電力（再掲）
( 1, 286)
( 1, 393)
( △
107)
( 92. 3)
( 5, 038)
3月 4月 5月 6月 平均気温
実 績 △ 0. 3 5. 6 10. 3 16. 8
（単位：℃）
6
平均気温( 2013年)
前年差 0. 3 △0. 5 △ 1. 8 0. 9
■
供給電力量
・泊発電所が全基停止していることに加え、火力発電所の計画外停止・出力抑制などがあったが、
出水率が１０７. ７％と平年を上回ったことや、供給設備の適切な運用を図ったことなどから、
安定供給を維持
安定供給を維持。
【対前年同期増減理由】
（自社 水 力）豊水による発電電力量の増
（ 〃 火 力）原子力発電量の減少はあったが、豊水となったことや他社受電の増加などによる発電電力量の減 （ 〃 原子力）泊発電所３号機の停止日数の増加による発電電力量の減
（単位：百万kWh）
（ 〃 原子力）泊発電所３号機の停止日数の増加による発電電力量の減 （他 社 受 電）他社火力発電所からの受電増などによる増
当第1四半期
前年同期
増
減
前年同期比%
前年度
【参考】電源別構成比( 自社) 100
( %)
( A)
( B)
( A) - ( B)
( A) / ( B)
前年度
自
( 出水率)
水
力
( 107. 7%)
1, 337
( 95. 1%)
1, 155
( 12. 6%)
182
115. 7
( 99. 8%)
3, 422
火
力
4, 949
5, 157
△
208
96. 0
24, 349
11% 22%
17%
80 100
原 子 力 そ の 他
社
,
5, 157
,
( 設備利用率)
原子力
( −)
−
( 17. 4%
)
784
( △ 17. 4%)
△
784
−
( 4. 3%)
784
新ｴﾈﾙｷﾞｰ等
38
25
13
152. 6
130
計
6
324
7
121
△
797
88
8
28
685
40 72%60
火 力
計
6, 324
7, 121
△
797
88. 8
28, 685
他社受電
1, 483
917
566
161. 5
6, 283
融
通
△
2
△
16
14
8. 2
△
8
揚水用
0
△
10
10
1. 4
△
22
78%
72%
20 40
■
経常損益の好転・悪化要因（単独）
2013年3月期第1四半期
経常損益
△
169億円
水力発電量の増加による
燃料費の減
４５億円
泊発電所停止影響
９４億円
好
転
要
因
悪
化
要
因
燃料費の減
（出水率：95. 1％ → 107. 7％）
人件費の減
（給料手当の削減など）
１６億円
・火力燃料費の増
97億円
・原子力バックエンド費用の減
△
3億円
その他
４１億円
・海外炭火力稼働増
19億円
・修繕費の減
14億円
計
１０２億円
計
９４億円
修繕費の減
14億円
など
差し引き
8億円
■
収支比較表（収益- 単独）
（単位：億円）
当第1四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A)
( B)
主
な
増
減
要
因
( A)
( B)
( A) - ( B)
主
な
増
減
要
因
電灯料
615
606
8
電
灯
電
力
・販売電力量の減（△
11）
・再エネ賦課金など（12）
電力料
700
706
△
6
力
料
計
1, 315
1, 313
1
その他収益
64
41
22
・再エネ特措法交付金（34）
[ 売
上
高]
経
常
収
益
[ 1, 371]
1, 380
[ 1, 346]
1, 355
■
収支比較表（費用・利益- 単独）
当第1四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A) - ( B)
主
な
増
減
要
因
人件費
135
151
△
16
・給料手当減（△ 13）（単位：億円）
人件費
135
151
16
燃料費・購入電力料
594
585
9
・泊発電所停止影響 （97） ・水力発電量の増 （△ 45） 海外炭火力稼働増（△ 19）
燃料費( 再掲)
( 410)
( 478)
( △
67)
・海外炭火力稼働増（△ 19）
購入電力料( 再掲)
( 184)
( 106)
( 77)
修繕費
119
134
△
14
・水力発電設備修繕減（△ 16）減価償却費
218
219
△
0
支払利息
39
35
4
その他費用
433
399
34
・再エネ特措法納付金（20）その他費用
433
399
34
再エネ特措法納付金（20）経
常
費
用
1, 541
1, 525
16
[ 営
業
損
益]
[ △
125]
[ △
138]
[ 12]
[ 営
業
損
益]
経
常
損
益
[
]
△
160
[
]
△
169
[
]
8
渇水準備金引当/ 取崩し( △
)
17
△
3
21
・出水率 95. 1％→107. 7％四半期純損益
△
178
△
166
△
12
10
※ 営業損益、経常損益、四半期純損益欄の△ は、損失を示す。
■
貸借対照表（連結・単独）
当第1四半期末
( A)
前年度末
( B)
増
減
( A) - ( B)
主な増減要因（単独）
（単位：億円）
資
産
連結
16, 813
16, 607
206
・設備投資（253）
・減価償却による電気事業固定資産の 減少（△ 218）
・現金及び預金の増加（232）
単独
16, 305
16, 070
235
現金及び預金の増加（232）
負
債
連結
14, 977
14, 703
274
・有利子負債の増加 （627） ・買掛金の減少（△ 170）
単独
14
921
14
517
404
単独
14, 921
14, 517
404
純
資
産
連結
1, 723
1, 790
△
67
・四半期純損失の計上 （△ 178）（連結）
・改正退職給付会計基準等の早期適用による
単独
1
384
1
552
△
168
未認識数理計算上の差異等の計上（99）単独
1, 384
1, 552
△
168
※ 連結の純資産額は少数株主持分を除く。
連結
10
3
10
8
△
0
5
自己資本比率( %
)
連結
10. 3
10. 8
△
0. 5
単独
8. 5
9. 7
△
1. 2
有利子負債残高
( 億円)
連結
11, 961
11, 347
613
11
959
11
332
627
( 億円)
■
2014年3月期
見通し
■
業績見通し（連結・単独）
・業績見通し( 売上高、営業損益、経常損益、当期純損益) については、
連結・単独ともに引き続き未定とする。
2014年3月期の業績予想
本年4月24日に申請した電気料金の値上げについては、現在、国において審査が行わ
れている
れている。
泊発電所については、7月8日に原子力規制委員会に対して新規制基準への適合性確
認審査に係る申請を行い、現在、審査が行われており、発電再開時期を明確に見通
すことが難しい状況にある。
このため、現時点において電灯・電力収入や火力発電所の燃料焚き増しに係る費用
を想定できないことから、連結・単独ともに引き続き未定とする。
今後、業績を見通すことが可能となり次第、速やかにお知らせする。
販売電力量
産業用での生産減などが見られたが、今後の推移を見極める必要があるため、2013年
4月に公表した見通し（対前期伸び率1
5%
程度の316億kW
h程度）を据え置く
中間配当は現状の財務状況を踏まえ無配、期末配当は業績を見通すことができない
配
当
4月に公表した見通し（対前期伸び率1. 5%
程度の316億kW
h程度）を据え置く。
■
参考資料
【原子力】
□
泊発電所の原子炉設置変更許可等の
【決
算】
□
販売電力量実績
‥
‥
‥
‥
‥
･･･
15
申請について････････････････････････
23
□
新規制基準の概要
･･･････････････････
24
□
泊発電所の新規制基準適合に向けた
□
販売電力量実績
15
□
大口電力販売実績
‥
‥
‥
‥
･･･
16
□
費用項目（単独）
・人件費
‥
‥
‥
‥
‥
‥
‥
‥
‥
17
取り組み････････････････････････････
25
□
さらなる安全性･信頼性向上に向けた
主な取り組み･･
･････････････････････
29
件費
・燃料費・購入電力料
‥
‥
‥
18
・修繕費、減価償却費
‥
‥
‥
19
・支払利息、その他費用
‥
‥
20
【再生可能エネルギー】
□
再生可能エネルギー導入の取り組み
････
31
□
セグメント情報
‥
‥
‥
‥
‥
‥
‥
21
□
連結包括利益計算書
‥
‥
‥
‥
‥
22
■
決
算
-
販売電力量実績
当年度 前年度
対前年実績
増 減 前年比％
4月
2
695
2
766
△
71
97
4
（単位：百万kWh）
4月
2, 695
2, 766
△
71
97. 4
5月
2, 566
2, 560
6
100. 2
6月
2, 169
2, 206
△
37
98. 3
1Q
7, 430
7, 532
△
102
98. 6
7月
2, 268
8月
2, 352
9月
2, 449
2Q
7, 069
2Q
7, 069
上期
14, 601
10月
2, 330
11月
2, 475
12月
2
638
12月
2, 638
3Q
7, 443
1月
3, 278
2月
3, 017
,
3月
2, 845
4Q
9, 140
下期
16, 583
■
決
算
-
大口電力販売実績
大口電力販売電力量の推移
【業種別構成比および対前年伸び率】
13年度第1四半期実績（累計）
紙 パルプ 鉄鋼業などでの生産減により 前年実績を下回 た
9 , 0 0 0
（ 百 万 k W h）
対前年伸び率 （％）
構成比 （％）
食料品 1. 7 22. 2
紙・パルプ △ 13. 4 13. 8
・紙･パルプ、鉄鋼業などでの生産減により、前年実績を下回った。
5 . 3
▲ 0 .3
1 . 7
,
対前年伸び率(% )
紙 ルプ
化 学 5. 1 5. 8
鉄 鋼 △ 22. 9 14. 5
機 械 △ 3. 0 12. 1
その他 △ 6. 4 31. 6
合 計 △ 7 7 100 0
1 , 1 15 1 , 1 31
▲9 .7
▲9 .5
▲7 .7
6 , 0 0 0
【 5 , 5 6 7】 【 5 , 3 0 4】
【 5 , 5 8 3】
【 50 3 8】 合 計 △ 7. 7 100. 0
【大口電力販売電力量の月別推移】
2 7 7 2 6 4 8 2 0
8 4 9 7 9 1
5 7 4 1 , 0 80
1 , 1 51
食 料 品
化 学
紙 ・ パルプ
【 5 , 0 3 8】
6 0 0 （ 百万kWh ）
6 2 2
6 5 3 6 5 2
6 4 1 7 1 4
8 6 2 9 1 0
7 1 3 3 0 9
2 7 6
3 , 0 0 0
鉄 鋼
機 械
4 5 0 5 0 0 5 5 0
2012年度
1 , 7 59 1 , 8 27 1 , 8 19
1 , 6 83
4 3 4 4 0 5 1 6 0 1 5 5 2 4 2
1 8 7 7 1
7 5 2 0 5
1 7 8 2 8 1
2 8 6
0
2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 2( 1Q) 2 0 1 3( 1Q)
そ の 他
3 0 0 3 5 0 4 0 0
2013年度
16
【 決 算 】■
決
算
-
費用項目（単独）
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
人件費
（単位：億円）
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
人
件
費
135
151
△
16
・給料手当の削減（賞与など）（△
13)
（単位：億円）
【数理計算上の差異】
*発生年度の翌年度から５年均等償却*第1四半期では、年間償却額の１／４を計上
発生額
前年度
償却額
当年度
償却額
未償却残
終了年度
（残存年数)
07年度発生分
△
52
△
10
07年度発生分
△
52
△
10
−
−
−
08年度発生分
49
10
10
−
−
09年度発生分
△
67
△
13
△
13
△
13
14年度（1年）
10年度発生分
△
18
△
4
△
4
△
8
15年度（2年）
10年度発生分
△
18
△
4
△
4
△
8
15年度（2年）
11年度発生分
△
21
△
4
△
4
△
12
16年度（3年）
12年度発生分
△
89
−
△
18
△
71
17年度（4年）
合計
△
21
△
29
△
104
■
決
算
-
費用項目（単独）
燃料費・購入電力料
（単位：億円）
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
燃料費・購入電力料
594
585
9
・泊発電所の停止影響
( 97)
・水力発電量の増（△
45）
・海外炭火力稼働増（△
19）
内
訳
燃料費
410
478
△
67
購入電力料
184
106
77
当第1四半期
前年同期
増
減
【主要諸元】
当第1四半期
前年同期
増
減
為替レート（円/ $）
99
80
19
原油CI F価格（$/ bl ）
107. 8
122. 6
△
14. 8
113
0
139
4
△
26
4
18
海外炭CI F価格（$/ ｔ）
113. 0
139. 4
△
26. 4
■
決
算
-
費用項目（単独）
修繕費
（単位：億円）
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
修繕費
119
134
△
14
・水力発電設備修繕減（△
16）
内
訳
電
源
55
62
△
7
流
通
61
69
△
7
その他
2
2
△
0
減価償却費
（単位：億円）
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
減価償却費
218
219
△
0
・定率効果（△
27）
（再掲）泊発電所3号機減価償却費の減 △ 10
内
訳
電
源
129
131
△
1
泊発電所3号機減価償却費の減 △ 10（62 → 52）
・新規取得資産等（27）
訳
電
源
129
131
△
1
流
通
77
79
△
2
その他
11
8
3
■
決
算
-
費用項目（単独）
支払利息
（単位：億円）
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
（期中平均金利
％）
支払利息
( 1. 36)
39
( 1. 47)
35
( △
0. 11)
4
（単位：億円）
その他費用
当第1四半期
前年同期
増
減
主な増減要因
( 原子力ﾊﾞｯｸｴﾝﾄﾞ費用再掲)
そ
他費
( 9)
( 12)
( △
3)
・再エネ特措法納付金の増（20）
その他費用
433
399
34
※ 上記「その他費用」には、支払利息以外の営業外費用を含む。
■
決
算
-
セグメント情報
（単位：億円）
報告セグメント
その他
計
調整額
四半期連結 損益計算書
計上額
電気事業
当第1四半期
1
370
237
1
607
△
187
1
419
売上高
当第1四半期
1, 370
237
1, 607
△
187
1, 419
前年同期
1, 345
169
1, 514
△
128
1, 386
増
減
24
68
93
△
59
33
営業利益または
営業損失( △
)
当第1四半期
△
125
1
△
123
0
△
123
前年同期
△
146
△
2
△
148
1
△
147
増
減
20
4
25
△
1
24
電
気
事
業
電力供給
その他
■
決
算
–
連結包括利益計算書
連結包括利益計算書
（単位：億円）
当第1四半期
( A)
前年同期
( B)
増
減
( A) - ( B)
連結包括利益計算書
少数株主損益調整前四半期純損益
△
177
△
171
△
6
その他の包括利益
4
△
10
14
その他有価証券評価差額金（再掲）
( 10)
( △
10)
( 21)
退職給付に係る調整額（再掲）
( △
6)
( −)
( △
6)
四
半
期
包
括
利
益
△
173
△
181
8
親会社株主に係る四半期包括利益（再掲）
( △
173)
( △
181)
( 7)
少数株主に係る四半期包括利益（再掲）
(
0)
( △
0)
( 0)
■
泊発電所の原子炉設置変更許可等の申請について
・泊発電所については、福島第一原子力発電所と同規模の津波にも安全を確保できる緊急安全対策を実
施したことに加え、さらなる安全性・信頼性の向上のため、自主的な取り組みを進めている。
7月8日の新規制基準施行に伴い
泊発電所の新規制基準
の適合性確認審査を受けるため
原子炉設
・7月8日の新規制基準施行に伴い、泊発電所の新規制基準への適合性確認審査を受けるため、原子炉設
置変更許可申請、工事計画認可申請、原子炉施設保安規定変更認可申請を実施。
・今後、原子力規制委員会の確認が得られるよう全力を尽くすとともに、さらなる安全性向上・信頼性
向上に向けた自主的な取り組みを着実に進め、泊発電所の一層の安全確保に万全を期す。
発電再開に向けた取り組み
地域への理解活動
向
に向けた自主的な取り組みを着実に進め、泊発電所の
層の安全確保に万全を期す。
工事計画認可申請
保安規定変更認可申請
原子炉設置変更許可申請
原子力規制委員会
の適合性確認
地域への理解活動
・全道の自治体、経済団体、消費
者団体等への説明
・パンフレット、ホームページ等
によるお客さまへの説明
など
【参
考】原子力規制委員会の審査グループ
によるお客さま
の説明
など
審査グル
プ
Ａ
Ｂ
Ｃ
審査グループ
Ａ
Ｂ
Ｃ
審査対象
プラント
大飯3･4号( 関西)
泊1･2号( 当社)
泊3号( 当社)
伊方3号( 四国)
川内1･2号( 九州)
高浜3･4号( 関西)
玄海3
4号( 九州)
■
新規制基準の概要
・新規制基準は、「耐震・耐津波性能」、「設計基準」および「重大事故対策」に関する基準から構成。
・従来の安全基準を大幅に強化するとともに、これまで事業者が自主的に実施してきた重大事故対策を
義務化することや
地震・津波以外の自然現象に対する対応を強化することなどにより
さらなる安
義務化することや、地震
津波以外の自然現象に対する対応を強化することなどにより、さらなる安
全性の向上を目指すもの。
新規制基準の全体像
放射性物質 拡散抑制等
放射性物質の拡散抑制対策 その他の対策
従 来 ＜ 新 規 制基準＞ ＜ 対 策 項目＞ ・炉心の損傷は想定
せず
・重大事故対策は
炉心損傷 防止 格納容器 破損防止等
格納容器破損防止対策
使用済燃料ﾋ ﾟｯ ﾄ内の燃料損傷防止対策
炉心損傷防止対策
新 設 事業者の自主的
な取り組み
重大事故対策
重大事故を起こ さないために設
防止
地震・ 津波による損傷防止対策
電源・ 水源の 確保対策 その他の対策
強 化
重大事故を起こ さな いために設 計で 担保すべき ＜ 安 全 基準＞
重大事故対策
耐震・ 耐津波性能
耐震・ 耐津波性能
さないために設 計で担保すべき 機能（ 設計基準）
強 化
地震 津波による損傷防止対策 その他の対策
強 化
機能 （設計基準）
24
【 原子力 】■
泊発電所の新規制基準適合に向けた取り組み( １)
主な要求項目 主な対策
完了予定（年月）
1号機 2号機 3号機
（１）設計基準対象施設において強化された機能
号機 号機 号機
設
自然現象により安全性を損わない ・竜巻、火山、森林火災を考慮した評価を実施 実施済
火災防護対策の強化
・難燃性ケーブル採用 確認済
・火災発生箇所を特定できる火災報知設備に更新 13. 11 13. 12 13. 10
設 計 基 準 の 強
内部溢水により安全性を損わない ・水密扉等の設置 13. 11 13. 12 13. 10
信頼性強化
・安全上重要度の高い系統の多重性または多様性および独立 性を備えた設計
確認済
外部電源強化
・異なる2以上の変電所に接続する2ルート4回線送電線
確認済
強 化
外部電源強化
非常用電源の連続運転（7日間）
( 275kV) から供給（1･2号機は66kV送電線からも供給）
確認済
・非常用ディーゼル発電機燃料油貯油槽を増設（3号機） 確認済 13. 10
緊急時対策所の整備
・耐震、耐津波、遮へい性能等を有した緊急時対策所の整備 ( 3号機用: 1号機原子炉補助建屋内、1∼3号機共用: 高台)
全号機共用 14. 3 3号機用 13. 10
耐 震 ･ 耐 津
施設に最も大きな影響を与える 津波を基準津波として策定
・過去の津波を取りまとめた上で、数値シミュレーションに より基準津波を策定
・基準津波による最高水位は敷地高さを超えないことを確認
確認済
安全上重要度の高い施設は将来活 ・敷地内の断層については、後期更新世以降（約12∼13万年
津 波 性 能 強 化
動可能性のある断層等の露頭がな い地盤に設置
前以降）の活動が認められず、将来活動の可能性のある断 層等ではないと評価
確認済
基準地震動の適切な策定
・最新の科学的・技術的知見を踏まえ、基準地震動を策定 （水平方向550ｶﾞﾙ、鉛直方向368ｶﾞﾙ：従来から変更なし） 基準地震動における安全上重要な施設の耐震安全性を確認
確認済
化
■
泊発電所の新規制基準適合に向けた取り組み( ２)
（２）重大事故等の対処施設に必要な機能
主な要求項目 主な対策
完了予定（年月）
1号機 2号機 3号機
1号機 2号機 3号機
炉
原子炉冷却機能喪失時の対策
・原子炉に注水する可搬型注水ポンプ車・送水ポンプ車配備、 代替格納容器スプレイポンプ設置
13. 11 13. 12 13. 10
原子炉減圧機能喪失時の対策 ・弁の駆動空気源として代替空気供給設備設置 設置済
心 損 傷 防 止 対
原子炉減圧機能喪失時の対策 弁の駆動空気源として代替空気供給設備設置 設置済
最終ﾋｰﾄｼﾝｸへ熱を輸送する対策
・原子炉補機冷却水冷却器へ海水供給を行う可搬型送水ポン プ車配備
13. 11 13. 12 13. 10
原子炉停止失敗時の対策
・原子炉停止失敗時の状態検知信号によるタービン停止・主蒸
実施済 13 10
対 策
原子炉停止失敗時の対策
原子炉停 失敗時 状態検知信号 よるタ ン停 蒸 気隔離弁閉止および補助給水ポンプの自動起動回路を追加
実施済 13. 10
電源・水源のサポート機能確保
・代替非常用発電機、可搬型代替電源車配備、蓄電池増設 ・代替屋外給水タンク設置、可搬型送水ポンプ車配備
13. 11 13. 12 13. 10
原 子 炉 格 納 破 損 防 止 等
冷却･減圧･放射性物質低減対策
格納容器の過圧破損防止対策
・可搬型注水ポンプ車、可搬型送水ポンプ車配備 ・代替格納容器スプレイポンプ設置
13. 11 13. 12 13. 10
溶融炉心の冷却対策
水素爆発防止対策 水素濃度低減のための静的触媒式水素再結合装置設置 設置済 13 10
納 容 器 等 対 策
水素爆発防止対策 ・水素濃度低減のための静的触媒式水素再結合装置設置 設置済 13. 10
使用済燃料ピットの冷却等対策 ・可搬型送水ポンプ車配備、可搬型スプレイ設備配備 13. 11 13. 12 13. 10
放射性物質の拡散抑制対策
・原子炉建屋に放水する放水砲配備
・海洋への拡散防止のためシルトフェンス( 海中カーテン) 配備
13. 10
26
海洋への拡散防止のためシルトフェンス( 海中カ テン) 配備
【参
考】泊発電所の津波評価
・津波の最高水位：
<1･2号機取水口付近> 海抜5. 0m
<3号機取水口付近> 海抜5. 2m <敷地前面>
海抜7. 3m
⇒ 敷地高さ海抜10. 0m
を超えないことを確認
・なお、耐震バックチェック時に最高水位( 海抜9. 8m
) の敷地端部は今回海抜7. 3m
と評価
※ ※ 敷地端部の岩礁部の地形を精緻に把握し解析モデルに反映した結果、敷地端部への津波の侵入が妨げられ、従来の解析よりも水位が低下したもの
2 号機
3 号機
主要設備の敷地高 1 号機
②
送電線支持がいしの耐震対策
主要設備の敷地高
T . P .+10 ．0m
３ 号取水口付近 ( 従 来 ) T.P.+5.3m
( 今 回 ) T .P.+5.2m
１ ・２ 号取水口付近 ( 従 来 ) T.P.+5.3m
( 今 回 ) T .P.+5.0m
敷地端部（従来最大位置） ( 従 来 ) T.P.+9.8m
( 今 回 ) T .P .+7.3m
②
敷地前面で最高水位となった箇所（北防波堤端部）
今
( 今 回 ) T.P.+7.3m
T.P. 東京湾平均海面（ 海抜）
【参
考】泊発電所の断層評価
・敷地内に認められる11条の断層については、少なくとも後期更新世以降の活動は認められず、
将来活動する可能性のある断層等ではないと評価。
■
さらなる安全性･信頼性向上に向けた主な取り組み( １)
主な対策項目
内 容
（①∼⑧は次頁の図に対応）
完了予定（目途）※
1号機 2号機 3号機
炉心損傷防止
蒸気発生器への給水手段多重化 ・可搬型送水ポンプ車配備 設置済
炉心損傷防止
原子炉冷却手段の多様化 ・蒸気発生器への直接給水ポンプ設置 設置済 13. 10
原子炉格納容 器破損防止
原子炉格納容器内の減圧 ・原子炉格納容器フィルタベント設置（①）
15年度
【5年間適用猶予項目】 水素爆発防止 ・電気式水素燃焼装置設置（②） 13. 11 13. 12 13. 10
使用済燃料ピット内の燃料損傷防止 ・水槽付消防車による代替注水方法整備 設置済
電源の確保
発電所外部からの電力供給 信頼性向上
・66kV送電線からの電力を3号機にも連系（③） 15年度上期
代替交流電源の確保 非常用発電機を高台に設置（④）
15年度 電源の確保
代替交流電源の確保 ・非常用発電機を高台に設置（④）
度
【5年間適用猶予項目】 直流電源の増強 ・所内常設直流電源設備の設置（3系統目）
今後検討
【5年間適用猶予項目】
水源の確保
溶融炉心・格納容器等の冷却 ・新規貯水設備を高台に設置（⑤）
14年度
【5年間適用猶予項目】 今後検討
水源の確保
その他 ・上記貯水を利用する多目的ポンプ設置
今後検討
【5年間適用猶予項目】
津波による 損傷防止
発電所構内への浸水防止 ・敷地海岸部への防潮堤の設置（⑥） 14. 12
電源設備の浸水防止
・1･2号機予備変圧器の高台への移設
・高台の3号機予備変圧器からの電力を1･2号機 15年度上期
電源設備 浸水防 高台の 号機予備変圧器からの電力を 号機 に供給できるケーブル敷設（⑦）
年度 期
その他
免震重要棟の設置
・緊急時対策所の機能、作業員等の待機環境等 にも配慮した免震重要棟を高台に設置（⑧）
15年度上期
緊急時制御室の設置
・特定重大事故等対処施設の要求を満たす緊急 時制御室の設置
今後検討
【5年間適用猶予項目】
緊急時制御室の設置
■
さらなる安全性･信頼性向上に向けた主な取り組み( ２)
④
非常用発電機
※①
①フィルタベント設備
※⑧
免震重要棟
②
②電気式水素燃焼装置
⑦
3号機予備変圧器から
1･2号機への供給ｹｰﾌﾞﾙ
⑤
新規貯水設備
※号機
の供給ｹ
ﾙ
⑥
防潮堤
⑥
防潮堤
③
66kV送電線の3号機への連系
①∼⑧は前頁の表に対応
30
30
①∼⑧は前頁の表に対応
※ は新基準に定める5年間適用猶予項目
■
再生可能エネルギー導入の取り組み
再生可能エネルギーについては、電力系統への影響を検証しながら、普及拡大に向けて取り組む。
風力発電と太陽光発電を合わせた中期的な連系可能量は126万kW
（風力56万kW
、太陽光70万kW
) 。
連系可能量の拡大に向けた技術検討
知見の獲得を目指し
経済産業省の「平成24年度大型蓄電シ
24
60
56万kW
（億kWh） （万kW）
■ 連系設備量
連系可能量の拡大に向けた技術検討、知見の獲得を目指し、経済産業省の「平成24年度大型蓄電シ
ステム緊急実証事業( 蓄電池規模6万kW
h) 」へ応募し補助事業として採択（2013年7月) 。
「風力発電連系状況」
【風力発電の連系可能量と導入状況】
（2013年7月26日現在）
12 16 20 30 40 50
56万kW
36万kW 30万kW
25万kW
東 京電力 ( 株 ) と の 実 証試験 20万k W追 加連系
2 8 .8(万kW)
連系設備量
■ 購入電力量
連系可能量 連系状況
36万kW
協議中の3. 9万kWを除き、
事業者確定済
20万kW
（2013年7月26日現在）
0 4 8 0 10 20
' 98 ' 99 ' 00 ' 01 ' 02 ' 03 ' 04 ' 05 ' 06 ' 07 ' 08 ' 09 ' 10 ' 11 ' 12 '13(1Q) ' 14 ' 15 ' 16
15万kW
1 4 5(百万kWh )
（2013年7月26日現在）
「太陽光発電の受付状況」
20万kW
（東京電力（株）との実証試験）
事業者確定済( 2012)
【太陽光発電の導入状況】
（2013年7月26日現在）連系区分 件数(件) 受電量(千kW)
低圧
（注１）
（ご家庭等）
約5, 080 約36
高圧 特別高圧（注２）
40 50 60
12
連系設備量（ 年度）
連系設備量（1Q）
購入電力量（ 年度）
購入電力量（1Q）
（ 万k W)
1 4 .2 (万kW)
（ 百万 kWh)
【太陽光発電の導入状況】
高圧・特別高圧（注２） （事業目的等）
約360 約1, 875
( 注1） 低圧は受電開始済みのもの。
( 注2） 出力500kW以上の接続量の限界は70万kW( 2013年4月17日お知らせ）。 2013年7月12日付の省令改正により、接続量が70万kWに達した以降は、 出力抑制が無補償となることを許容いただける場合には 連系が可能
10 20 30
4 8
3 7(百万k Wh)
出力抑制が無補償となることを許容いただける場合には、連系が可能 となる。
0 0
■
系統連系制約マップ（22kV∼110kV系統）
幸 浜頓別 声問 稚内
猿払
幌延 中頓別
連系可能量ゼロ
連系可能量１万kW未満
100kV・110kV
66kV 22kV・33kV
電圧区分の凡例 制約区分の凡例
曲渕 稚内西 声問
芦川
※ 2012年度末時点の状況 ＜ 主 な 留 意事項＞
○赤色（ 連系可能量ゼロ）、黄色（連系可能量１万ｋW未満）は、
新たな 発電設備の連系に制約が生じる可能性が高い系統
苫前 羽幌
雨竜 名寄
下川 上興部 小頓別
歌登 枝幸
雄武
興部
紋別 咲来
遠別
中川
美深 天塩
朱鞠内 発電所
変電所 開閉所
他社発電
西名寄
※ 2012年度末時点の状況。
（ 今後の需要動向等によって制約状況は変化する場合があ
る） 。
○青色は、以下の①∼③が含まれる（連系制約が発生しな い
ことを保証するもので はな い。②、③の場合でも、その後の発
電設備の連系申込みや需要動向等により、制約が発生する
忠別川 沼田
留萌 苫前
小平
雨竜 士別
鷹泊
下川 上興部
愛別
大雪 西旭川
旭川
紋別
遠軽 佐呂間
常呂
網走
斜里 羅臼
女満別 留辺蘂
標津 上川
幌加内 剣淵
増毛
永山
滝の上 上渚滑
潮見
安足間 真勲別
津別南 北星
多度志
中湧別
宇登呂
志比内
川湯 温根別
他社発電所 他社変電所
津別 北見 新旭川
可能性がある） 。
①過去（ ∼2 0 1 2 ） に事前相談や接続検討が無か った 地域 ②事前相談や接続検討の結 果、 連系制 約が発 生しなか った 地域 ③連系制約は発生したが、 熱容量 面での連 系可能 量が１万ｋＷ 以
上あった地域
南札幌 澄川 苗穂 余市
国富 茅沼
金山 鹿越 砂川
長沼 峰延 北村
西滝川 野花南
富良野 旭川
江卸
鶴居 蘇牛
宇円別
星が浦 音別
池田 木野 士幌 岩松
弟子屈
磯分内 計根別
厚床 中標津
根室 西春別
清水 当別
南大夕張 夕張 由仁
然別第一
小樽内
白糠 釧白 西音更
浜益
古平
標茶 南町
手稲
大曲 岩見沢 江別 北江別
足寄
本別 陸別
占冠 サホロ 新得
東釧路 川湯
舌辛 望来
厚岸 小樽
赤井川
幾春別 美流渡
※１
※２
○風力・ 太陽光発電について 、出力変動に伴う周波数変動面
から受入れる ことがで きる量※
の連系を考慮している。
※風力発電は5 6 万ｋW 、 出力2 ,0 0 0 ｋW 以上の太陽光発電は4 0 万ｋ W 程度。 出力5 0 0 kW 以上の太陽光発電の接続量が7 0 万ｋW に 到達した後の接続案件につ いては3 0 日 を超えて 出力抑 制して いただいた場合も無補償。
作開 大岸
室蘭 登別
南早来 早来 恵南 澄川 岩内
左右府
星が浦
浦幌 木野 清水
芽室 川西 中札内
大樹 穂別
富川
静内
三川 豊頃
釧白
久保内 壮瞥
伊達
竹浦 白老
苫小牧
岩知志 泉沢
広尾 昆布
留産 藤野
作開 島牧
長万部
大曲 北広島
ピ リカ
札内 蘭越
寒別
岩清水 振内
日高 新得
有珠
南郷
幌別
※ １ 宇円別系統は、2 0 1 6 年1 月以降、 制約が一部解消される予定。 ※ ２ 足寄・本別方面は単独系統ではなく、
187kV 系統に連系。
厚賀 荷負
幕別
○本マ ップの次期更新は、20 14年夏頃を予定。
八雲
七飯
磯谷川第一 森
室蘭
静内 浦河
えりも 幌満第二 様似
函館 上磯 江差 上の国
銭亀沢 恵山 湯川 七飯 川汲
大野 相内
鰔川
松前
銭亀沢 福島
