PDFファイルを開きます。決算・会社説明会（2014年5月13日開催） 決算・経営計画説明会資料 北海道電力

■

会

社

説

明

会

2014

年

5

月

13

日

■

目

次

－

目

次

－

・はじめに（当社の現状）

・・・・・・・・・・・・・・

3

・泊発電所の早期発電再開へ向けた対応

・・・・・・・・

4

・厳しい収支・財務状況への対応

・・・・・・・・・・・

5

・配

当

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

11

・決

算

2014

年

3

月期

決算・・・・・・・・・・・・・・

12

2015

年

3

月期

見通し

・・・・・・・・・・・・・

24

■

はじめに（当社の現状）



泊

3

号機：残された課題は「基準地震



動の策定」に関する

2

項目



泊

1

、

2

号機：原子炉設置変更許可申請

補正書提出

(3

月

7

日

)



緊急的なコスト削減等

(210

億円

)



渇水準備引当金取崩し（

193

億円）



優先株式発行（

500

億円）

早期発電再開へ向けた対応

収支対策・資本対策

【経営状況】

泊発電所の停止に伴う燃料費等の負担増加などにより、収支は

3

期連続の損失計上。

純資産が資本金を下回るなど、極めて厳しい財務状況。

純資産（単独） (億円) 2010末 2011末 2012末 2013末

3,659 2,797 1,552 929

電気料金再値上げ

当期純損益（単独） (億円)

2010 2011 2012 2013

■

泊発電所の早期発電再開へ向けた対応

基準地震動の策定：

・積丹半島西岸の海岸地形に関する指摘に対して追加の説明（地震性隆起に起因す

るものではないことについて説明）。

・「震源を特定せず策定する地震動」について、岩手・宮城内陸地震に関する指摘

に対して検討中。

3

号機原子炉格納容器スプレイ配管追加工事：

・詳細検討中で基準地震動の策定を踏まえ工事予定。

【発電再開までの主なプロセス（イメージ）】

地元説明

基

準

地

震

動

の

策

定

等

3

号機格納容器スプレイ配管の追加工事等安全対策工事

原

子

炉

設

置

変

更

許

可

申

請

の

補

正

申

請

パ

ブ

リ

ッ

ク

コ

メ

ン

ト

等

原

子

炉

設

置

変

更

許

可

使用前検査

発

電

再

開

審

査

書

案

作

成

工

事

計

画

認

可

保安規定変更

認可

理解活動

・

2014

年度は、料金原価へ反映した効率化額

(368

億円）に加え、翌年度への実施繰り延

べなどにより、修繕費で

120

億円程度、諸経費等で

90

億円程度、合わせて

210

億円程度

のコスト削減等に取り組む

。

コスト削減等

【2014年度のコスト削減等に向けた取り組みのイメージ】

現行料金の効率化額および査定額

（2014年度） 2014年度の取り組み

現行料金に反映 している効率化額

368億円

国の査定方針に 基づく申請原価

からの減額

136億円/年

経営効率化

緊急的なコスト削減等

・供給支障リスクを大幅に増加

させない範囲での設備更新・

補修工事の繰り延べ など

580

億円程度

504

億円

■

厳しい収支・財務状況への対応

－コスト削減等

368億円

項目

説

明

取崩し額

19,391

百万円（

2013

年度末残高全額）

取崩し実施日

2014

年

4

月

3

日（

4

月

1

日

経済産業大臣へ申請し、

4

月

3

日

許可）

取崩しの理由

泊発電所の長期停止による火力燃料費の大幅な増加により、

2013

年度末におい

て純資産が資本金を大幅に下回る中、純資産の毀損拡大を抑制する財源に充当

するために取崩すもの。

取崩しによる

効果

2014

年度の当期純損益が

193

億円改善。純資産の毀損が同額抑制。

渇水準備引当金の取崩し

（参考）渇水準備引当金について

・河川流量の多寡による水力発受電電力量の増減によって生じる収支変動を緩和させるため、電気事業法によ

り、渇水準備引当金の積み立て又は取崩しを行うことが定められている。

・また、同法において、「特別の理由」

※

があり、経済産業大臣の許可を受けたときは、渇水準備引当金の取

崩しを行うことが規定されている。

項目

説明

発行総額

500

億円

（

1

株につき

1

億円、

500

株）

→

資本金

250

億円、資本準備金

250

億円

発行日

2014年7月31日

割当先

株式会社

日本政策投資銀行

優先配当金

2015

年

3

月期から

2019

年

3

月期まで

1

株につき

3,800,000

円

2020

年

3

月期

1

株につき5,464,384円

2021

年

3

月期以降

1

株につき

6,300,000

円

発行の理由

毀損が進んだ純資産の早期回復による財務基盤の安定化。信用力の維持。

→資金調達の円滑化。

資金の使途

電力の安定供給確保に必要な設備投資資金に充当。

→将来的な収益基盤の強化。

優先株式の発行

項目

説明

普通株式への転換

償還は金銭に限定されており、普通株式に転換されることはない。

→

普通株式に関する希薄化は発生しない。

優先株式の償還

発行日の翌日以降いつでも、償還が可能。

（早期の償還を目指す）

既存株主の皆さまへの影響を緩和するための設計

■

厳しい収支・財務状況への対応

－優先株式の発行

項目

説明

減少額

資本準備金：211億円 利益準備金：282億円

目的

欠損の填補および今後の機動的かつ柔軟な資本政策に備えるため取崩し、資本準

備金をその他資本剰余金へ

、利益準備金を繰越利益剰余金へ振替。

※資本準備金は、その他資本剰余金へ振替後、剰余金の処分により繰越利益剰余金へ振替。

資本準備金および利益準備金の減少

剰余金の処分（別途積立金の減少）

項目

説明

減少額

585億円

目的

欠損の填補を目的として取崩し、繰越利益剰余金へ振替。

優先株式の発行と同時の資本金及び資本準備金の減少

項目

説明

減少額

資本金：250億円 資本準備金：250億円

目的

今後の機動的かつ柔軟な資本政策に備えるため、優先株式の発行と同時に減少し、

その他資本剰余金へ振替。

■

（参考）優先株式発行後の純資産イメージ

評価差額金(3 8 ) 評価差額金(3 8 ) 評価差額金(3 8 )

資本金 ( 1 ,1 4 2 ) 資本金( 1 ,1 42 )

資本金( 1 ,1 42 ) その他資本剰余金 ( 5 0 0)

自己株式(▲1 8 1 ) 自己株式(▲1 8 1 )

自己株式

(▲1 8 1 ) 繰越利益剰余金(▲1 ,1 50 )

繰越利益剰余金(▲7 1 )

繰越利益剰余金(▲7 1 )

資本準備金(211)

利益準備金 ( 2 8 2 )

別途積立金 (585)

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500

優 先 株 式 発 行 後の純 資産 イメ ージ

2013末純資産

優先株式発行（ 増資） ( 5 0 0 )

優先株式発行後

929

（ 純資産残高）

1 ,4 2 9

（ 純資産残高）

法定準備金、別途積立金の減少

分配可能額( 2 47 )

（ 億円）

■

厳しい収支・財務状況への対応

－電気料金の再値上げ

電気料金の再値上げ

夏頃まで待っても泊発電所の具体的な発電再開時期の見通しが

得られない場合には、再値上げの申請について最終的に判断

・泊発電所の停止が今後も継続する限り、赤字構造の抜本的な解消に向けて、電気料金の値上げが

必要。

・電気料金の値上げを検討する上では泊発電所の発電再開時期の想定が不可欠であり、基準地震動

の策定に関わる審査に対応していく。

■

配

当

期末配当は未定

期末配当は無配

2013

年度

2014

年度

前年度に続き大幅な損失と

なり、極めて厳しい財務状

況が続いている。

現状の厳しい財務状況。

泊発電所の発電再開時期

を見通せず、業績を見通

すことができない。

■

決

算

収

入

（増加要因）・電気料金の値上げや燃料費調整制度の影響 など

（減少要因）・販売電力量の減少

費

用

（増加要因）・燃料価格の上昇や泊発電所の停止影響 など

（減少要因）・人件費削減などのコストダウンに努めたことに加え、石油に比べ安価な

海外炭火力発電所の稼働増 など

■

決算概要

連

結

単

独

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

前年比% (A)/(B)

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

前年比% (A)/(B)

売

上

高

6,303

5,829

473 108.1

6,046

5,593

452 108.1

営

業

損

益

△

801

△

1,154

353

－

△

842

△

1,200

358

－

経

常

損

益

△

953

△

1,281

328

－

△

988

△

1,186

198

－

当期純損益

△

629

△

1,328

698

－

△

642

△

1,200

558

－

2014

年

3

月期決算のポイント

（単位：億円）

■

収支比較表（連結）

（単位：億円）

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

前年比％

(A)/(B)

経 常 収 益

営業収益（売上高） 6,303 5,829 473 108.1

電気事業営業収益 6,030 5,577 452 108.1

その他事業営業収益 273 251 21 108.4

営業外収益 26 58 △31 46.3

合 計 6,330 5,888 442 107.5

経 常 費 用

営業費用 7,105 6,984 120 101.7

電気事業営業費用 6,858 6,766 91 101.4

その他事業営業費用 246 218 28 113.0

営業外費用 178 185 △6 96.7

合 計 7,284 7,169 114 101.6

[営 業 損 益]

経 常 損 益

[△801]

△953

[△1,154]

△1,281

[353] 328

[-] -

渇水準備金引当又は取崩し(△) 26 14 12 185.4

税金等調整前当期純損益 △979 △1,295 316 -

法 人 税 等 △352 27 △380 -

少数株主損益調整前当期純損益 △627 △1,323 696 -

少 数 株 主 損 益 2 4 △2 52.7

当 期 純 損 益 △629 △1,328 698 -

（参考） 包 括 利 益 △541 △1,315 774 －

電灯・電力

３億１７百万ｋＷｈの減（対前年比 △２．２％）

（減少要因）・節電のご協力 など

特定規模

需

要

２億３１百万ｋＷｈの減（対前年比 △１．４％）

（減少要因）・節電のご協力や自家発電の稼働により需要を抑制いただいたこと

・紙・パルプでの生産減 など

■

販売電力量

（単位：百万kWh）

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

前年比％

(A)/(B)

特定規模 需要以外

（時間帯別電灯再掲）

電 灯

(2,755)

11,595

(2,662)

11,818

(93)

△

223

(103.5)

98.1

電 力

2,602

2,696

△

94

96.5

小 計

14,197

14,514

△

317

97.8

特定規模 需 要

業 務 用

8,285

8,381

△

96

98.9

産 業 用

8,154

8,289

△

135

98.4

小 計

16,439

16,670

△

231

98.6

合 計

30,636

31,184

△

548

98.2

大口電力（再掲）

(4,951)

(5,038)

(

△

87)

(98.3)

販売電力量

対前年比

１．８％の減少

3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 平均気温

(2013～2014年)

実 績 △0.3 5.6 10.3 16.8 21.4 22.4 18.2 12.4 5.8 0.4 △4.8 △4.0 △0.3

前年差 0.3 △0.5 △1.8 0.9 0.9 △0.1 △3.4 △0.3 0.6 3.3 1.0 0.6 0.0

平年差 △0.3 △0.6 △1.1 1.1 2.0 1.1 0.8 1.1 1.4 1.8 △0.5 △0.4 △0.3

■

供給電力量

（単位：百万kWh）

・泊発電所が全基停止していることに加え、苫東厚真発電所4号機の計画外停止などがあったが、火力 発電所の補修時期の繰り延べや増出力運転、自家発電設備をお持ちのお客さまからの受電量の拡大な ど、あらゆる供給力対策を実施したことにより、安定供給を維持。

（自社 水 力）出水率が114.3％と前年を上回ったことによる発電電力量の増

（ 〃 火 力）海外炭火力の増加はあったが、豊水や販売電力量の減少などによる石油火力の減少に伴う

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

（他 社 受 電）水力や自家発余剰電力購入の増加など

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

前年比%

(A)/(B)

自

社

(出水率)

水 力

(114.3%)

3,875

(99.8%)

3,422

(14.5%)

453

113.3

火 力

23,441

24,349

△

908

96.3

(設備利用率)

原子力

( - )

-

(4.3%)

784

(△4.3%)

△

784

-

新ｴﾈﾙｷﾞｰ等

145

130

15

111.4

計

27,461

28,685

△

1,224

95.7

他社受電

6,772

6,283

489

107.8

融 通

3

△

8

11

-

揚水用

△

23

△

22

△

1

106.0

■

収支比較表（収益

-

単独）

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B) 主 な 増 減 要 因

電

灯

電

力

料

電灯料

2,673

2,539

133

・電気料金値上げによる増収

(194)

・燃料費調整制度の影響

(126)

・販売電力量の減（△

95

）

電力料

3,063

2,865

198

計

5,737

5,405

332

その他収益

339

385

△

46

・前期に計上した子会社からの

特別配当の反動（△

144

）

・再エネ特措法交付金（

100

）

［売

上

高］

経

常

収

益

[6,046]

6,076

[5,593]

5,791

[452]

285

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

主

な

増

減

要

因

人件費

535

580

△

45

燃料費・購入電力料

3,230

3,149

80

・燃料価格の上昇（205） ・泊発電所の停止影響 （97）

・海外炭火力発電所の稼働増（△119） 燃料費(再掲) (2,148) (2,281) (△132)

購入電力料(再掲) (1,081) (867) (213)

修繕費

729

764

△

34

減価償却費

897

920

△

22

・定率効果 （△108） ・新規取得資産等 （86）

支払利息

163

150

13

その他費用

1,508

1,413

95

・再エネ特措法納付金（52）

・原子力損害賠償支援機構一般負担金（27）

経

常

費

用

7,064

6,977

86

■

収支比較表（費用・利益

-

単独）

（単位：億円）

※営業損益、経常損益、当期純損益欄の△は、損失を示す。

[

営

業

損

益

]

経

常

損

益

[

△

842]

△

988

[

△

1,200]

△

1,186

[358]

198

渇水準備金引当/取崩し(△)

26

14

12

法人税等

△

372

－

△

372

■

経常損益の好転・悪化要因（単独）

電気料金の値上げによる増収

海外炭火力発電所稼働増による 燃料費の減

水力発電量の増加による 燃料費の減

資機材調達コストの低減

人件費の減

（給料手当の削減など）

１９４億円

１１９億円

９０億円

９０億円

４５億円

計 ５３８億円

2014

年

3

月期

経常損益

△

988

億円

2013

年

3

月期

経常損益

△

1,186

億円

差し引き

198

億円

好

転

要

因

（出水率 99.8％ → 114.3％）

前期に計上した子会社からの特別配 当の反動

泊発電所停止日数の増加による影響

燃料価格上昇影響

その他

１４４億円

９３億円

７９億円

２４億円

計 ３４０億円

・燃料費増 205億円

・燃料費調整制度による収入増 △126億円

悪

化

要

因

2014

年

3

月期

当期純損益

△

642

億円

■

当期純損益の好転・悪化要因（単独）

2013

年

3

月期

当期純損益

△

1,200

億円

差し引き

558

億円

経常損益の好転

繰延税金資産の計上

１９８億円

３７２億円

計 ５７０億円

渇水準備金の引当 １２億円

計 １２億円

■

業績見通しとの比較（単独）

当年度

増 減

(A)-(B) 主な増減要因 実績(A) 1月見通し(B)

(販売電力量)

売

上

高

(306)

6,046

(308程度)

6,080

(△2程度)

△

30

程度

・販売電力量の減など（△30程度）

営

業

損

益

△

842

△

1,020

170

程度

・水力発電量の増（30程度）

（出水率 112％程度 → 114.3％） ・資機材調達コストの更なる低減（30程度） ・泊安全対策工事等の工程見直しなど

（70程度）

経

常

損

益

△

988

△

1,160

170

程度

（単位：億kWh,億円）

為替レート

100

100

同程度

原油

CIF

価格

110.0

110

同程度

当期純損益

△

642

△

780

140

程度

・経常損益の好転（170程度）

■

貸借対照表（連結・単独）

当年度末

(A)

前年度末

(B)

増 減

(A)-(B) 主な増減要因（単独）

資

産

連結

17,827

16,607

1,220

・設備投資（1,379）

・現金及び預金の増加（428） ・繰延税金資産の計上（372） ・減価償却による電気事業固定資産

の減少(△897)

単独

17,198

16,070

1,128

負

債

連結

16,360

14,703

1,657

・有利子負債の増加（1,632）

単独

16,269

14,517

1,752

純

資

産

連結

1,351

1,790

△

439

・当期純損失の計上（△642）

単独

929

1,552

△

623

※連結の純資産額は少数株主持分を除く。

（単位：億円）

自己資本比率

(%)

連結

7.6

10.8

△

3.2

単独

5.4

9.7

△

4.3

有利子負債残高

(

億円

)

■

連結キャッシュ・フロー

（単位：億円）

当年度

(A)

前年度

(B)

増 減

(A)-(B)

営業活動

CF

139

△

412

551

税金等調整前当期純損益 （再掲）

(

△

979)

(

△

1,295)

(316)

減価償却費 （再掲）

(963)

(975)

(

△

12)

投資活動

CF

△

1,304

△

1,131

△

173

固定資産取得による支出（再掲）

(

△

1,343)

(

△

1,172)

(

△

170)

差引

CF

△

1,165

△

1,543

377

財務活動

CF

1,602

1,768

△

165

有利子負債増減（再掲）

(1,613)

(1,764)

(

△

150)

現金及び現金同等物の増減額

437

224

212

・次期の業績見通し

(

売上高、営業損益、経常損益、当期純損益

)

につい

ては、連結・単独ともに未定とする。

■

業績見通し（連結・単独）

2015

年

3

月期の業績予想

中間配当は現状の厳しい財務状況を踏まえ無配とする予定。

期末配当は業績を見通すことができないことから未定とする。

配

当

当社は、電気料金の再値上げについて、現在、検討を行っている。

泊発電所については、発電再開時期を明確に見通すことができない。

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

定着した節電の影響が見込まれるが、

2014

年

3

月期に節電のご協力や自家発電の稼働

により需要を抑制いただいた影響の反動などにより、対前期伸び率２．４％程度の

【決 算】

□ 販売電力量実績 ････････････････････････････ 27

□ 大口電力販売実績 ･･････････････････････････ 28

□ 費用項目（単独）

・人件費、燃料費・購入電力料 ･･････････････ 29 ・修繕費、減価償却費 ･･････････････････････ 30

・支払利息、その他費用 ････････････････････ 31 □ 主要諸元・影響額 ･･････････････････････････ 32

□ セグメント情報 ････････････････････････････ 33 □ 連結包括利益計算書 ････････････････････････ 34

【原子力】

□ 新規制基準の概要･･･････････････････････････ 35 □ 原子炉設置変更許可等の申請について ････････ 36 □ 新規制基準適合性審査会合への資料提出状況･･･ 37

□ 積丹半島西岸の海岸地形について･････････････ 38 □ 震源を特定せず策定する地震動･･･････････････ 39

□ 3号機格納容器スプレイ配管追加工事･･････････ 40

□ 泊発電所1、2号機の適合性審査に

おける主な論点･････････････････････････････ 41

【供給計画の概要】

□ 電力需要の見通し ･･････････････････ 42

□ 電源開発計画･･･････････････････････ 43

【設 備】

□ 石狩湾新港発電所(LNG火力)の建設 ･･ 44

□ 京極発電所(純揚水式水力)の建設 ･･ 45

□ 北本連系設備の増強 ････････････････ 46

【設備投資】

□ 設備投資額 ････････････････････････ 47

【再生可能エネルギー】

□ 再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰ導入拡大に向けた取り組み 48

□ 太陽光発電の導入状況 ･･････････････ 49

□ 風力・太陽光発電の導入状況（振興局別） 50

□ 蓄電池活用の技術的検討 ････････････ 51

【電力システム改革】

□ 工程表 ････････････････････････････ 52

□ 当社の考え方 ･･････････････････････ 53

■

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

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 2,208 2,268 △60 97.4

8月 2,393 2,352 41 101.8

9月 2,392 2,449 △57 97.7

2Q 6,993 7,069 △76 98.9

上期 14,423 14,601 △178 98.8 10月 2,255 2,330 △75 96.8

11月 2,488 2,475 13 100.5

12月 2,493 2,638 △145 94.5

3Q 7,236 7,443 △207 97.2

1月 3,161 3,278 △117 96.4

2月 3,029 3,017 12 100.4

3月 2,787 2,845 _△58 98.0

4Q 8,977 9,140 △163 98.2

下期 16,213 16,583 △370 97.8

年度 30,636 31,184 _△548 98.2

（単位：百万kWh）

₂₀₁₃

年度実績（対

1

月見通し）

2013年度

実績 (A)

1月見通し

(B)

増 減 (A)-(B)

電 灯 11,595 11,780 △185 電 力 2,602 2,692 △90 電灯電力計 14,197 14,472 △275 特定規模 16,439 16,368 71

合 計 30,636 30,840 △204

（単位：百万kWh）

2,000 2,500 3,000 3,500

4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月

2013年度

（百万kWh）

2012年度

・12月の気温が平年に比べ高く推移したことによる

1月分の暖房需要の減少など。

300 350

4 0 0 4 5 0

500 550

4 月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月

2013年度

（ 百万kWh）

2012年度

■

決

算

-

大口電力販売実績

大口電力販売電力量の推移

4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月

△9.2 △7.7 △6.1 △2.3 △1.4 △2.2 1.6 0.3 △1.3 △0.8 3.1 9.6

主な業種別内訳 （至近6ヶ月）

食料品 3.1 0.8 4.2 6.0 5.6 5.8

紙・パルプ △22.9 △30.8 △12.3 2.5 29.8 90.9

化 学 △3.1 △2.0 △5.7 △0.5 △0.6 △5.3

鉄 鋼 33.9 41.2 8.5 △18.6 2.2 32.7

機 械 △3.2 △4.2 △6.4 △3.2 △4.1 △7.7

【大口電力販売電力量の月別推移】 【業種別構成比および対前年伸び率】

2013

年度実績

対前年同月伸び率（％）

【月別の推移】

対前年同期 伸び率（％）

構成比 （％）

食料品 3.1 24.0

紙・パルプ △10.7 10.4

化 学 0.4 5.6

鉄 鋼 2.6 14.8

機 械 △4.3 12.4

その他 △3.2 32.8

合 計 △1.7 100.0

・紙・パルプでの生産減の影響などから、前年実績を下回った。

(参考)

全国構成比(％)

6.7 3.2 9.9 14.0 25.8 40.4 100.0

1 ,759 1 ,827 1 ,819 _{1 ,683}

1 ,630 6 22 6 53 6 52

6 4 1

6 1 4 7 1 4

8 62 9 10

7 13

7 31 3 09

2 77 2 6 4

2 76 _{2 77} 8 20

8 4 9 7 91

5 7 4

5 13 1 ,080

1 ,115 1 ,131

1 ,151

1 ,186

▲9 .7

5 .3

▲0 .3

▲9 .5

▲1 .7

0 3 , 000 6 , 000 9 , 000

2009 2010 2011 2012 2013

対前年伸び率( % )

食 料 品

化 学

鉄 鋼

機 械

そ の 他 紙 ・ パルプ

【5 ,567】 【 5 , 3 0 4】

（ 百 万kWh）

【5 ,583】

【5 ,038】

■

決

算

-

費用項目（単独）

当年度 前年度 増 減 主な増減要因

人

件

費

535

580

△

45

人件費

（単位：億円）

燃料費・購入電力料

当年度 前年度 増 減 主な増減要因

燃料費・購入電力料

3,230

3,149

80

・燃料価格の上昇（205）

・泊発電所の停止影響 （97）

・海外炭火力発電所の稼働増（△119）

・水力発電量の増（△90）

内

訳

燃料費

2,148

2,281

△

132

購入電力料

1,081

867

213

【主要諸元】

当年度 前年度 増 減

為替レート（円/$）

100 83

17

原油CIF価格（$/bl）

110.0

113.9

△

3.9

■

決

算

-

費用項目（単独）

修繕費

（単位：億円）

当年度 前年度 増 減 主な増減要因

修繕費

729

764

△

34

・資機材調達コストの低減（△47）

内 訳

電

源

367

368

△

1

流

通

345

378

△

32

その他

16

17

△

1

減価償却費

（単位：億円）

当年度 前年度 増 減 主な増減要因

減価償却費

897

920

△

22

・定率効果 （△108）

うち、泊発電所３号機（再掲） △38

（249 → 211）

・新規取得資産等 （86）

内 訳

電

源

532

556

△

24

流

通

316

326

△

10

■

決

算

-

費用項目（単独）

当年度 前年度 増 減 主な増減要因

（期中平均金利 ％）

支払利息

(1.33)

163

(1.43)

150

(

△

0.10)

13

・有利子負債の増加 （24）

・金利差 （△11）

支払利息

（単位：億円）

その他費用

当年度 前年度 増 減 主な増減要因

その他費用

1,508

1,413

95

・再エネ特措法納付金（52）

・原子力損害賠償支援機構一般負担金 （27）

■

決

算

-

主要諸元・影響額

2012年度

(A)

2013年度

1月見通し

実 績

(B)

対前年度増減

(B)-(A)

為替レート（円/$）

83

100

程度

100

17

原油CIF価格（$/bl）

113.9

110

程度

110.0

△

3.9

出水率（%）

99.8

112

程度

114.3

14.5

原子力設備利用率（%）

4.3

－

－

△

4.3

金利（期中平均）（%）

1.43

1.3

程度

1.33

△

0.10

主要諸元

影響額

2012年度

(A)

2013年度

1月見通し

実 績

(B)

対前年度増減

(B)-(A)

為替レート（1円/$）

25

21

程度

21

△

4

原油CIF価格（1$/bl）

14

15

程度

14

0

出水率（1%）

5

6

程度

6

1

金利（1%）

23

32

程度

32

9

■

決

算

-

セグメント情報

報告セグメント

その他 計 調整額

連結

損益計算書

計上額 電気事業

売上高

当年度

6,041

1,241

7,282

_△

979

6,303

前年度

5,588

1,237

6,826

△

996

5,829

増 減

452

3

456

16

473

セグメント利益 または

セグメント損失(△)

当年度

△

843

35

△

808

6

△

801

前年度

_△

1,200

40

_△

1,160

5

_△

1,154

増 減

357

△

5

352

1

353

（単位：億円）

電 気 事 業 電力供給

その他

■

決

算

-

連結包括利益計算書

（単位：億円）

当年度

(A)

前年度

(B)

増

減

(A)-(B)

少数株主損益調整前当期純損益

_△

627

_△

1,323

696

その他の包括利益

85

7

77

その他有価証券評価差額金（再掲）

(20)

(7)

(12)

退職給付に係る調整額（再掲）

(65)

(-)

(65)

包

括

利

益

△

541

△

1,315

774

親会社株主に係る包括利益（再掲）

(

△

545)

(

△

1,320)

(774)

少数株主に係る包括利益（再掲）

(3)

(4)

(

△

0)

連結包括利益計算書

■

原子力

－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・津波以外の自然事象に対する対応も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

耐震・ 耐津波性能

耐震・ 耐津波性能

重大事故を起こ さないために設 計で担保すべき 機能（ 設計基準）

炉心損傷 防止 格納容器 破損防止等 放射性物質 拡散抑制等

強 化

大気、 海洋への放射性物質拡散抑制 など

冷却・ 減圧対策

水素爆発防止対策 など

原子炉冷却・ 減圧機能喪失時の対策 電源・ 水源のサポート機能確保 など

地震・ 津波による損傷防止対策

地震・ 津波以外の自然事象に対す る対策 （ 火山、 竜巻、 森林火災）

火災防護対策 内部溢水対策 外部電源強化 など

電源・ 水源の 確保対策

など

従 来 ＜ 新 規 制基準＞ ＜ 主 な 対策項目＞

強 化 新 設

・炉心の損傷は想定 せず

・重大事故対策は 事業者の自主的 な 取り組み

重大事故を起こ さな いために設 計で 担保すべき 機能

（設計基準） ＜ 安 全 基準＞

■

原子力

－原子炉設置変更許可等の申請について

新規制基準適合性審査状況（

2014

年

4

月

30

日現在）

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

【3号機】

 審査は合計54回実施、資料については27項目中25項目を 提出（残りの項目についてもヒアリング等実施中）。  基準地震動の策定に向けた審査

・積丹半島西岸の海岸地形の形成過程

・震源を特定せず策定する地震動の評価

【1、2号機】

 3月25日に審査会合で補正申請の概要を説明。

・2013年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し、現在審査中。 ・原子力規制委員会の確認が得られるよう引き続き審査対応に全力で取り組むとともに、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。

【2013年7月8日】 【審査中（泊3号機、泊1、2号機）】

【2014年3月7日】

1

、

2

号機原子炉設置変更

■

原子力

－新規制基準適合性審査会合への資料提出状況（泊3号機）

（出所）2013年12月27日審査会合の規制委員会資料「審査会合への資料提出状況（12月27日提出分までを含む）」をもとに当社作成。（※）は12月27日以降の当社資料提出分。

※１ 「提出」欄の日付は当該項目について資料の提出があった日付。△は一部について提出された日付

※２ 本資料は事業者からの資料の提出状況を示すものであって、審査内容についての進捗を示すものではない。

主な審査項目 提出

主

要

な

プ

ラ

ン

ト

関

係

審

査

項

目

重大事故対策

確率論的リスク評価 12/10 有効性評価（炉心損傷防止） 10/1 有効性評価（格納容器破損防止） 9/26 有効性評価（SFP、停止中） 10/1

解析コード 12/17

緊急時対策所・制御室 10/22

設計基準 事故対策

内部溢水 12/24

内部火災 12/19

外部火災 10/8

竜巻（影響評価･対策） 12/24

火山（対策） 12/19

工事計画関連（注） 耐震耐津波 1/14（※） 重大事故対策機器・設備の評価 準備中

保安規定関連（注）

組織･体制 12/19

教育･訓練 12/19

ＬＣＯ／ＡＯＴ 4/24(※)

重大事故対策の手順書（大規模損壊を含む） 12/19

主

要

な

地

震

・

津

波

・

火

山

関

係

審

査

項

目

敷地内の破砕帯 10/9

地震動

敷地及び敷地周辺の地下構造 10/9 震源を特定して策定する地震動 9/11 震源を特定せず策定する地震動 2/20（※）

基準地震動 準備中

耐震設計方針 1/14（※）

津 波 基準津波 8/14

耐津波設計方針 1/14（※）

地盤・斜面の安定性 △11/29

火山影響評価 9/25

泊村照岸付近の海岸地形

波食棚 潮間帯より標高の高い区間

ランパート

海岸地形の区分

波食棚 海食崖基部から，沖へ拡がる平 坦面。前縁にランパートを伴うこ

とが多い。 ランプ

海食崖基部の緩斜 面。

ランパート 波食棚の外縁で堤防状にわず かに高くなっている部分。

ランパート

ランプ 積丹半島

泊発電所

・積丹半島西岸は、岩石海岸が卓越し、全般的に海食崖が発達し、沿岸部には、波食棚が断続的

に分布する。

・積丹半島西岸の海岸地形は、地震性隆起に起因するものではなく、岩石の波に対する浸食抵抗

の強弱が大きく影響していると判断。

・現在、必要な検討を行っているところであり、今後、できるだけ早く説明していく。

・「基準地震動及び耐震設計方針に係る審査ガイド」に示されている

16

地震（表１）のうち、

2004

北海道留萌支庁南部地震の検討結果を踏まえ

620

ガルの地震動を考慮。

・原子力規制委員会から、新たに岩手・宮城内陸地震について評価・分析が必要とのご指摘を受

けたことから、現在、必要な検討を行っている。

格納容器

スプレイ冷却器

格納容器

スプレイポンプ Ｍ

Ｍ 格納容器スプレイリング

格納容器スプレイ配管

テストライン

燃料取替用水ピットへ 燃料取替 用水ピット

から

格納容器

原子炉容器

格 納 容 器 ス プ

レ イ 配 管 を 現

在 の １ 系 列 か

ら ２ 系 列 化 す

る 追 加 工 事 を

予 定 （ 点 線 部

分）

１次冷却材配管の破断箇所(例示)

■

原子力

－

3

号機格納容器スプレイ配管追加工事（イメージ）

泊発電所３号機の格納容器スプレイ配管は、十分な強度・耐震性を確保する設計であるととも

に高い品質管理のもとで施工しており、重大事故時において１系列でも所定の安全機能は達成で

きると認識していたが、新規制基準適合性審査会合において２系列化が必要との見解が示された

ため、配管の追加工事を実施することとした。現在詳細検討中。

【格納容器スプレイ設備】

原 子 炉 冷 却 材 喪 失 事 故 時 に お け る 格

納 容 器 破 損 防 止 等 の た め 、 格 納 容 器

上 部 か ら 格 納 容 器 内 に 注 水 （ ス プ レ

イ ） し 、 格 納 容 器 内 の 冷 却 、 減 圧 等

主な論点

地

震

・

地

盤

、

津

波

、

火

山

地盤・斜面の

安定性

Ｓクラス構造物の基礎地盤、周辺斜面の崩壊等のおそれがないこと

基準地震動による地震力が、解放基盤表面までの地震波の伝播特性等が適切に考慮されている

こと

基準津波 取水設備等の水理特性による水位変動への影響を考慮し、適切に設定されていること

その他

現在行われている3号機の審査における、号機に関わらない共通事項である基準地震動、基準津

波等の審査への対応を適切に行うこと

プ

ラ

ン

ト

火災防護対策、

内部溢水対策

1、2号機固有の観点からの設備対策、運用等の妥当性

確率論的リスク

評価（PRA）

手法及び実施結果

重大事故対策の

有効性評価

PRAの実施結果を踏まえ、重大事故等対策の有効性評価における事故シーケンスグループ抽出等

の妥当性、格納容器破損モード等の評価の十分性、対策に用いられる資機材、体制整備・手順

等に関する妥当性

1～3号機同時発災 1、2号機と3号機の同時発災への対処

緊急時対策所

1、2号機を起因とする重大事故の対処に加え、3号機の重大事故対処を含めた同時発災への対処

また、緊急時対応センターも同様に説明

その他

現在の3号機等の審査における論点事項について、1、2号機固有の観点からの検討を加えた上で

説明すること

※規制委員会資料(2014年3月25日)をもとに当社作成

■

原子力

－泊発電所1、2号機の適合性審査における主な論点

泊発電所

1

、

2

号機の審査において、原子力規制委員会から示された、地震・地盤、津波、火山

関係およびプラント関係の主な論点は以下のとおりとなっている。当社としては適切に対応し

145 （▲1.5）

142 （▲2.2）

145 （2.1）

152

［0.5］

167

（▲4.3） 164 （▲1.4）

169

（2.7）

190

［1.2］

525

493

530

569

312 ₃₀₆ 314

342 0 100 200 300 400 500 600 700 0 100 200 300 400 500

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 （年度）

特定規模需要

特定規模需要以外の需要

系列3 系列4

販売電力量 （億kWｈ）

最大電力 （万kW）

最大電力

販売電力量

（実績） （実績）

■

供給計画の概要（１）

-

電力需要の見通し

電力需要の実績と想定

（注）1．最大電力は12月の送電端最大3日平均電力。

2．特定規模需要以外の需要とは、一般家庭などの需要。

また、特定規模需要は、高圧以上で電力を供給している事務所、商業施設、工場などの需要

3．（ ）は、対前年伸び率。なお、2023年度の［ ］内は、2012年度から2023年度に至る平均伸び率（気象・うるう年補正後）。

4． 2013年度は、推定実績を実績に置換。

販売電力量



2014

年度：対前年伸び率

2.4

％

〔増加要因〕前年に節電のご協力や自家発電の稼働により需要を抑制いただいた影響の反動。



2012

～

2023

年度：年平均伸び率

0.9%

（気象・うるう年補正後）

〔増加要因〕景気回復による業務用・産業用需要の増加。

■

供給計画の概要（２）

-

電源開発計画

【主な電源工事計画】

〔火力〕石狩湾新港発電所（

LNG

）：

1

号機

2019

年

2

月､

2

号機

2021

年

12

月､

3

号機

2028

年

12

月

〔水力〕京極発電所（純揚水）

：

1

号機

2014

年

10

月､

2

号機

2015

年

12

月､

3

号機

2024

年度以降

発 電 所 出力（万kW） 着 工

※

運転開始／廃止

工事中

京 極（水力）

60.0 (20.0×3台)

2001- 9

2014-10（1号機）

2015-12（2号機）

2024年度以降（3号機）

ユコマンベツ（水力） 0.069 2012- 5 2014- 6

新岩松（水力） 1.6 2013- 7 2016- 1

沓形9号（内燃力） 0.125 2014- 2 2014- 7

着 工

準備中

石狩湾新港（LNG火力）

1号機

2号機

3号機

170.82

（56.94） （56.94） （56.94）

2015- 9 2018-11 2025-11 2019- 2 2021-12 2028-12

焼尻5号

焼尻6号 （内燃力）

沓形10号

0.024 0.024 0.075 2014- 6 2015- 3 2016- 3 2014-10 2015- 7 2016- 7

廃 止

その他

岩松（水力） ▲1.26 ― 2015- 4（廃止）

音別（石油火力）

▲14.8

(▲7.4×2台) ―

2015-12（廃止） 沓形2号

沓形3号

焼尻1号 （内燃力）

焼尻2号 沓形4号

▲0.050 ▲0.075 ▲0.024 ▲0.024 ▲0.075 ―

2014- 4（廃止）

2014- 4（廃止）

2014- 7（廃止）

2015- 4（廃止）

2016- 4（廃止）

※ 電気事業法第48条に基づく届出年月。

年度 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 環境影響評価

建設工程

■

石狩湾新港発電所（ＬＮＧ火力）の建設

発電所 出力(万kW) 着 工 運転開始

1号機 56.94 2015年 9月 2019年 2月

2号機 56.94 2018年11月 2021年12月

3号機 56.94 2025年11月 2028年12月 合 計 170.82

・既設火力発電所の経年化への対応、燃料種の多様化、電源の分散化を図り、将来的な電力の

安定供給を確実なものとするため、石狩湾新港発電所（ＬＮＧ火力）の導入を計画。

・

2014

年

4

月

24

日、環境影響評価手続きを終了。

・

1

号機は、

2019

年

2

月に運転を開始する予定。

・定款の事業目的に「ガス供給事業」を追加することを本年

6

月の

定時株主総会に提案。

【計画概要】

【主要スケジュール】

１号機建設工事

２号機建設工事 （準備工事）

▼試運転開始

▼試運転開始 ▼着工（11月）

▼着工（9月）

発電所イメージ

（準備工事） 詳細設計

▼3/17評価書届出 ▼ 3/24確定通知受領

札幌市

京極

■

京極発電所（純揚水式水力）の建設

・ピーク供給力としての役割に加え、需要変動に対応する負荷追従性や周波数調整能力などに

優れた純揚水式発電所である京極発電所の建設を着実に実施。

・

1

号機は

2014

年

10

月に運転を開始する予定。

出 力 運転開始

60万kW

(20万kW×3台)

2014年10月（1号機）

2015年12月（2号機）

2024年度以降（3号機）

総合工事進捗率

※

：

87.8

％

※1～3号機全体の進捗率

京極発電所全景

上部調整池 発電所

■

北本連系設備の増強

現

行

60

万ｋＷ

増

強

後

90

万ｋＷ

（

2019

年

3

月）

【設備概要】

・発電所の緊急停止リスクへのより確実な対応など、北海道エリアの安定供給を確保する観点

から、北本連系設備の増強を計画。

・北海道内での再生可能エネルギーの導入拡大や電力取引の活性化への寄与も期待。

送電容量 30万kW

送電電圧 250kV（直流）

送電亘長 約123km

工 程 着 工：2014年4月 運転開始：2019年3月

事業主体 北海道電力(株)

北斗変換所

今別変換所 北斗今別

直流幹線

(青函トンネル)

既設ルート

※

60万ｋＷ

北七飯変電所

大野変電所

増強ルート

30万ｋＷ

【概略系統図】

※既設ルートは電源開発(株)所有設備

【工事概要】

2012

実

績

2013

実

績

2014

計

画

電 源

水 力

205

177

106

火 力

136

128

107

原子力

127

452

538

新エネ等

8

5

0

小 計

477

763

752

流 通

送 電

105

119

117

変 電

77

76

54

配 電

150

158

130

小 計

333

354

301

その他

75

60

83

原子燃料

185

201

171

合 計

1,072

1,379

1,306

（単位：億円）

（注）端数処理の関係で計算が合わない場合がある。

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400

'10 '11 '12 '13 '14

【設備投資額の推移（単独）】

その他 電 源

原子燃料 流 通

（注）１．06年度以降は区分を変更

２．14年度は計画値

（億円）

（年度）

設備投資額

(参考) 連 結

1,165

1,500

1,390

■

設備投資額

連 系 可 能量

（年度）

0 4 8 12 16 20 24

0 10 20 30 40 50 60

'98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 ※連系設備量∼自社発電所含む

東京電力(株)との実証試験

20万kW追加連系

56万 kW

36万 kW 31万 kW

25万 kW

15万 kW

31.6( 万kW)

6.3( 億kWh)

（億kWh） （万kW）

■ 連系設備量( 左軸)

■ 購入電力量( 右軸)

連系可能量

■

再生可能エネルギーの導入拡大に向けた取り

組み

・風力発電については、出力変動による電力系統への影響を評価しながら段階的に導入を拡大。

・現時点での連系可能量は、東京電力( 株) との共同実証試験を含め56万kW

。

風力発電の導入状況

連系可能量 連系状況

一般募集枠 36万kW 事業者決定済：32万kW（31. 5万kW連系済） ※ 協議中：3. 9万kW 実証試験枠 20万kW 事業者決定済（2015年度末までに連系見込み）

合 計 56万kW

【連系可能量の内訳】

・今後連系予定の大規模太陽光発電（メガソーラー）導入に向けて着実に対応を進めるとともに、北

本連系設備や大型蓄電池を活用した実証試験などへの参画を通じ、さらなる導入拡大に取り組む。

・北海道に根ざした再生可能エネルギーである家畜系バイオマス発電などの連系拡大にも取り組んで

（万kW）

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

0 10 20 30 40

'98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13

連系設備量（ 左軸） 購入電力量（ 右軸） （万kW)

※連系設備量～自社発電所含む

3 5 .4(万kW )

（百万kWh)

（年度）

203(百万k Wh)

■

太陽光発電の導入状況

太陽光発電の導入状況

連系電圧 連系可能量 申込状況（3/31現在）

特別高圧・高 圧 500kW以上～ 70万kW

※1 217

万kW (約610件) [再掲] 特別高圧 2,000kW以上～ 40万kW程度 151万kW（約80件）

高 圧 50kW以上～500kW未満 － 9万kW (約300件)

低 圧(家庭用等) ～50kW未満 － 7万kW (約9,100件) ※2

※1 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は連系可能（2013.7 省令改正） ※2 低圧の申込状況は受電開始済のもの

・太陽光発電は家庭用を中心に導入が進んでいたが、固定価格買取制度の開始によりメガソーラー

の連系申込が急増。

・大規模太陽光発電は系統への影響が大きいことから、接続量の上限を

70

万

kW

と評価。これに対し、

連系申込量は

217

万

kW

に達する状況。

風力発電所

・既連系容量：

31.6

万

kW

・設置基数：

288

基

・発電所数：

53

箇所

石狩

0.6万kW

渡島 0.4万kW

胆振 1.4万kW

日高

0.1万kW

根室

1.3万kW

釧路

0.2万kW

宗谷

10.5万kW

留萌

6.7万kW

後志

2.1万kW

青：風力発電

赤：太陽光発電

※円の大きさは

既連系容量の規模を表 す

太陽光発電所

・既連系容量：

17.8

万

kW

・発電所数：

111

箇所

※2014年3月31日現在 ※自社発電所を含む

宗谷

0.5万kW

胆振3.8万kW

オホーツク

2.7万kW

石狩

1.0万kW

十勝 3.4万kW

釧路 4.2万kW

（ 伊達ソーラー0.1万kW含む）

根室

0.9万kW

空知

0.3万kW

日高

0.3万kW

渡島 0.4万kW

上川

0.2万kW

桧山

0.1万kW

■

風力・太陽光発電の導入状況（振興局別）

■

蓄電池活用の技術的検討

設置場所

北海道電力

南早来変電所

（北海道勇払郡安平町）

実証設備

レドックスフロー電池

定格出力：

15,000kW

蓄電容量：

60,000kWh

実証期間

2013

年度～

2017

年度

（

2014

年度末までに設置工事を完了し、その後

3

年間で実証試験を実施）

実証項目

・蓄電池を周波数調整用電源とみなした周波数変動抑制制御手法の開発

・蓄電池による余剰電力（下げ代）対策運転手法の開発

・レドックスフロー電池の性能評価

等

設備完成予想図

南早来変電所内に実証設備専用建屋（2階建）を新たに建設し、1階に電解液タンク、 2階にセルスタック、熱交換器を設置します。

■

電力システム改革

(

工程表)

Ｈ２５年度

送配電

部門の

法的分離

電力会社の選択や、自由な料金設定を可能に

電

力

シ

ス

テ

ム

に

関

す

る

改

革

方

針

の

決

定

【 第 １ 段階 】

Ｈ２７年目途

組織移行準備の順次実施 広域機関の設立準備

送配電部門の一層の中立化の前提となるルールの検討、整備、発効

災害時の対応、送配電設備の保守と運用の協調、供給力確保など、

安定供給確保策についての検証と対応 設立認可

運用開始

小売全面

自由化

（参入の 自由化）

料金規制

の撤廃

（経過措置 終了）

需要家保護に

必要な制度を

措置する

競争的な

市場環境を

実現 料金規制の

経過措置期間

【 第 ２ 段階 】

Ｈ２８年目途

【 第 ３ 段階 】

Ｈ３０年～Ｈ３２年目途

広域機関

設立

卸電力市場の活性化

卸規制の撤廃

Ｈ２６年度

▲電事法改正 （第１段階）

▲電事法改正 （第２段階）

▲電事法改正 （第３段階）

小売全面自由化のための環境整備