PDFファイルを開きます。第2四半期決算説明会（2013年11月12日開催） 決算・経営計画説明会資料 北海道電力

■

会

社

説

明

会

2013

年

11

月

12

日

■

目

次

－

目

次

－

・はじめに

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

3

・泊発電所の再稼働に向けた取り組み

・・・・・・・・・

4

・料金値上げの実施

・・・・・・・・・・・・・・・・・

6

・経営効率化の取り組み

・・・・・・・・・・・・・・・

7

・配

当

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

8

・決

算

2014

年

3

月期

第

2

四半期決算・・・・・・・・・・

9

2014

年

3

月期

見通し

・・・・・・・・・・・・・

21

■

はじめに

・収支の悪化

・自己資本比率の低下

・厳しい需給状況

財務基盤の回復、安定供給の確保

泊発電所の長期停止

泊発電所の

1

日も早い再稼働

料金値上げ

経営効率化

原子力規制委員会の

審査への的確な対応

安全対策工事の実施

地元への理解活動

燃料費低減、安定供給確保

9

月

1

日から料金値上げ

規制部門：

7.73

％

自由化部門：

11.00

％

料金原価に織り込んだ

効率化の着実な実施

更なる深掘り

■

泊発電所の再稼働に向けた取り組み（１）

原子炉設置変更許可申請

工事計画認可申請

保安規定変更認可申請

重大事故等対策の有効性評価に関わる項目は、事象毎の評価を一通り説明済

残る基準地震動、基準津波、工事計画、保安規定等の説明や、指摘事項への

対応など引き続き実施

新規制基準への適合性審査への対応

原子力規制委員会に申請（

7

月

8

日）

【

原子力規制委員会による適合性審査

】

・新規制基準への適合性審査のため

1

～

3

号機の原子炉設置変更許可等を申請

・基準適合に向けた安全対策工事を実施

3

号機の主要工事は概ね順調に進捗

3

号機について

■

泊発電所の再稼働に向けた取り組み（２）

主な審査項目と当社の対応状況

主な審査項目 審査会合での対応状況

プ

ラ

ン

ト

設

備

重大事故対策

確率論的リスク評価（PRA） 準備中 有効性評価（炉心損傷防止、格納容器破損防止等） 説明済 緊急時対策所、制御室（設計基準事故対策と共通） 説明済

設計基準

内部溢水 準備中

内部火災、外部火災 外部火災のみ説明済 竜巻影響評価･対策、火山対策 準備中

工事計画

耐震評価、強度評価

準備中 重大事故対策機器・設備の評価

保安規定 組織･体制、教育･訓練、重大事故対策の手順書等 準備中

地

震

・

津

波

等

敷地内断層 敷地内の断層評価 説明済

地震動

敷地および敷地周辺の地下構造 説明済 震源を特定して策定する地震動 説明済 震源を特定せず策定する地震動 準備中

津 波

基準津波 説明済

耐津波設計方針 準備中

地盤・斜面の安定性 原子炉建屋基礎地盤および周辺斜面の安定性 準備中

火 山 火山影響評価 説明済

(10月末現在）

【 3号機の現地調査（10月18日）における委員の主なコメント 】

・泊3号機は国内最新プラントで、機器の配置やスペースなどが的確に設計されており、保全・点検がしやすく重大事故対策に有利。

■

料金値上げの実施

・当社の希望どおり

9

月

1

日から、規制部門の電気料金について平均

7.73

％の値上げを実施。

・自由化部門については、平均

11.00

％の値上げをお願い。

改定率

規制部門： 7.73％ 自由化部門：11.00％ 合 計： 9.20％

原価算定期間 2013～15年度

前提諸元

為替ﾚｰﾄ：87円/$ 原油価格：112.6$/bl 海外炭価格：120.0$/t

販売電力量 317億kWh/年

事業報酬率 2.9％

原子力 設備利用率

59％

実施日 2013年9月1日

改定後 改定前 基準燃料価格

（円/kl）

32,200 31,100

基準単価 （円/kWh）

0.131 0.149

料金見直しの概要

燃料費調整制度

1,961 505 962 886 389 1,325 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

補正原価

（H25～27）

改定前収入 （単位：億円）

燃料費・ 購入電力料

人件費 修繕費 減価償却費

事業報酬

その他（ 公租公課、 原子力ﾊﾞｯ ｸｴﾝﾄﾞ費用、 その他経費、 控除収益、

接続供給託送収益）

（17.41円/kWh） （19.01円/kWh）

修 正 指 示：▲136

単価差：

(1.60円/kWh)

6,164

6,028

規 制部門 235

自由化部門 273

収 入 不足額：508

66

67

95

₇₉

30

11

40

34

125

125

360

原価織込み額

2013～2015年度

平 均

356

億円

計

画

316

億円

見通し

360

億円

人件費

需給関係費 設備投資 関連費用 修繕費

諸経費等

■

経営効率化の取り組み

・料金原価に織り込んだ経営効率化を着実に進めるとともに、国の査定方針で示された

136

億円の

減額査定についても、更なる効率化で吸収すべく取り組む。

【 主な取り組み 】

・役員報酬、給与手当の削減

・購入電力料の削減

・工事実施時期や工事内容の

見直し

・資機材調達コストの低減

・普及開発関係費等の削減

など

2013

年度

の経営効率化

316

億円の計画に対し、

360

億円程度の実施に目途

■

配

当

引き続き未定

実施を見送り

2013

年度

第

2

四半期

2013

年度

期末

極めて厳しい財務状況

泊発電所の発電再開時期

を明確に見通すことが難

しく、業績を見通すこと

■

決

算

■

決算概要

連

結

単

独

当第2 四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前 年 同期比%

(A)/(B)

当第2 四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前 年 同期比%

(A)/(B)

売

上

高

2,900

2,770

130 104.7

2,780

2,682

97 103.6

営

業

損

益

△

304

△

409

104

－

△

322

△

403

81

－

経

常

損

益

△

376

△

494

117

－

△

394

△

489

94

－

四半期純損益

△

1

△

486

484

－

△

11

△

482

470

－

収

入

（増加要因）電気料金の値上げや再生可能エネルギー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号機の停止日数増加による燃料費の増加

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、

海外炭火力発電所の稼働増や豊水による燃料費の減少

など

（単位：億円）

2014

年

3

月期第

2

四半期

(4

～

9

月

)

決算のポイント

■

収支比較表（連結）

（単位：億円） 当第2四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前年同期比％

(A)/(B) 前年度

経 常 収 益

営業収益（売上高） 2,900 2,770 130 104.7 5,829

電気事業営業収益 2,771 2,675 96 103.6 5,577

その他事業営業収益 129 94 34 135.9 251 営業外収益 16 17 △0 97.2 58

合 計 2,917 2,787 129 104.7 5,888

経 常 費 用

営業費用 3,204 3,179 25 100.8 6,984

電気事業営業費用 3,091 3,098 △6 99.8 6,766 その他事業営業費用 113 81 31 139.1 218 営業外費用 88 101 △13 87.1 185

合 計 3,293 3,281 12 100.4 7,169

[営 業 損 益] 経 常 損 益

[△304]

△376

[△409]

△494

[104] 117

[－]

－

[△1,154]

△1,281

渇水準備金引当又は取崩し(△) 26 △6 32 － 14

税金等調整前四半期(当期)純損益 △402 △487 84 － △1,295

法 人 税 等 △400 △1 △399 － 27 少数株主損益調整前四半期(当期)純損益 △1 △486 484 － △1,323

少 数 株 主 損 益 0 △0 0 － 4

四 半 期 (当期) 純 損 益 △1 △486 484 － △1,328

（参考） 四半期包括利益（包括利益） △16 △501 485 － △1,315

■

販売電力量

電灯・電力

１４百万ｋＷｈの減（対前年同期比

△０．２％）

（増加要因）春先の低気温による暖房需要の増加 など （減少要因）節電のご協力をいただいた影響 など

特定規模

需 要

１６４百万ｋＷｈの減（対前年同期比

△２．０％）

（増加要因）春先の低気温による暖房需要の増加 など

（減少要因）節電のご協力をいただいた影響や、紙・パルプ、鉄鋼業での生産減 など

販売電力量

対前年同期比

１．２％の減少

当第2 四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前年 同期比％

(A)/(B)

前年度

特定規模 需要以外

(時間帯別電灯再掲)

電 灯

(1,126)

5,302

5,338

△

36

(107.8)

99.3

11,818

電 力

914

892

22

102.5

2,696

小 計

6,216

6,230

△

14

99.8

14,514

特定規模 需 要

業 務 用

4,102

4,132

△

30

99.3

8,381

産 業 用

4,105

4,239

△

134

96.8

8,289

小 計

8,207

8,371

△

164

98.0

16,670

合 計

14,423

14,601

△

178

98.8

31,184

(2,576)

(2,710)

(

△

134)

95.1

(5,038)

3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月

平均気温

(2013年)

実 績 △0.3 5.6 10.3 16.8 21.4 22.4 18.2

前年差 0.3 △0.5 △1.8 0.9 0.9 △0.1 △3.4

平年差 △0.3 △0.6 △1.1 1.1 2.0 1.1 0.8 （単位：℃）

■

供給電力量

当第2四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前年同期比%

(A)/(B) 前年度

自

社

(出水率)

水 力

(106.9%)

2,294

(90.2%)

1,941

(16.7%)

353

118.2

(99.8%)

3,422

火 力

10,202

10,679

△

477

95.5

24,349

(設備利用率)

原子力

(-)

－

(8.6%)

784

(△8.6%)

△

784

－

(4.3%)

784

新ｴﾈﾙｷﾞｰ等

47

40

7

120.9

130

12,543

13,444

△

901

93.3

28,685

他社受電

3,104

2,595

509

119.6

6,283

融 通

△

1

△

13

12

6.7

△

8

揚水用

△

11

△

10

△

1

108.0

△

22

合 計

15,635

16,016

△

381

97.6

34,938

・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１０６.９％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。

【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

■

収支比較表（収益

-

単独）

当第2四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B) 主 な 増 減 要 因

電

灯

電

力

料

電灯料

1,198

1,187

11

・販売電力量の減（△

25

）

・再エネ賦課金（

33

）

・電気料金の値上げによる増収（

10

）

電力料

1,429

1,416

12

計

2,628

2,603

24

その他収益

167

93

73

・再エネ特措法交付金（

63

）

[

売

上

高

]

経

常

収

益

［

2,780]

2,795

[2,682]

2,697

［

97]

97

当第2四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

主

な

増

減

要

因

人件費

272

309

△

37

燃料費・購入電力料

1,257

1,366

△

108

・海外炭火力稼働増（△159） ・水力発電量の増（△80） ・泊発電所停止影響（97） 燃料費(再掲) (839) (1,048) (△209)

購入電力料(再掲) (418) (318) (100)

修繕費

329

322

7

減価償却費

440

440

0

支払利息

80

71

8

その他費用

809

677

132

・再エネ特措法納付金（33）

・原子力損害賠償支援機構一般負担金（32)

経

常

費

用

3,189

3,186

2

■

収支比較表（費用・利益

-

単独）

（単位：億円）

※営業損益、経常損益、四半期純損益欄の△は、損失を示す。

[

営

業

損

益

]

経

常

損

益

[

△

322]

△

394

[

△

403]

△

489

[81]

94

渇水準備金引当/取崩し(△)

26

△

6

32

-

法人税等

△

408

－

△

408

■

経常損益の好転・悪化要因（単独）

2014

年

3

月期第

2

四半期

経常損益

△

394

億円

2013

年

3

月期第

2

四半期

経常損益

△

489

億円

差し引き

94

億円

好

転

要

因

悪

化

要

因

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 （出水率： 90.2% → 106.9%）

人件費の減（給料手当の削減など）

資機材調達コストの低減

電気料金の値上げによる増収

１５９億円

８０億円

３７億円

２０億円

１０億円

計 ３０６億円

泊発電所停止影響

発電設備に係る定期検査費用の増

その他

９３億円

３７億円

８２億円

計 ２１２億円

・燃料費の増 97億円

・原子力バックエンド費用の減 △4億円

・緊急設置電源に係る費用の増

・原子力損害賠償支援機構一般負担金の計上

■

四半期純損益の好転・悪化要因（単独）

2014

年

3

月期第

2

四半期

四半期純損益

△

11

億円

2013

年

3

月期第

2

四半期

四半期純損益

△

482

億円

差し引き

470

億円

好

転

要

因

悪

化

要

因

経常損益の好転

繰延税金資産の計上

９４億円

４０８億円

計 ５０２億円

渇水準備金の引当 ３２億円

■

業績見通しとの比較（単独）

当第2四半期

増 減

(A)-(B) 主な増減要因

実績(A) 8月見通し(B)

(販売電力量)

売

上

高

(144)

2,780

(145

)

2,790

(

△

1

)

△

10

・販売電力量の減少（△10程度）

営

業

費

用

3,102

3,130

△

30

・水力発電量の増加による燃料費の減少

（△30程度）

営

業

損

益

△

322

△

340

20

経

常

損

益

△

394

△

410

20

渇水準備金引当/

取崩し(△)

26

20

程度

10

四半期純損益

△

11

△

20

10

（単位：億kWh,億円）

為替レート

99

100

△

1

原油

CIF

価格

107.7

110

△

2

■

貸借対照表（連結・単独）

当第2四半期末

(A)

前年度末

(B)

増 減

(A)-(B) 主な増減要因（単独）

資

産

連結

17,351

16,607

744

・設備投資（536）

・繰延税金資産の計上(408)

・現金及び預金の増加（278）

・減価償却による電気事業固定資産の 減少（△440）

単独

16,819

16,070

749

負

債

連結

15,358

14,703

655

・有利子負債の増加 （847）

単独

15,260

14,517

743

純

資

産

連結

1,879

1,790

89

・四半期純損失の計上（△11）

・その他有価証券評価差額金の増加（18）

（連結）

・改正退職給付会計基準等の早期適用による

未認識数理計算上の差異等の計上（72）

単独

1,559

1,552

6

※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

10.8

10.8

0.0

単独

9.3

9.7

△

0.4

有利子負債残高

(億円)

連結

12,156

11,347

808

■

連結キャッシュ・フロー

当第2四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B) 前年度

営業活動

CF

65

△

233

299

△

412

税金等調整前四半期(当期)純損益 (再掲)

(

△

402)

(

△

487)

(84)

(

△

1,295)

減価償却費 (再掲)

(469)

(465)

(3)

(975)

(26)

(

△

6)

(32)

(14)

たな卸資産の増減額（再掲）

(

△

34)

(

△

86)

(51)

(

△

88)

投資活動

CF

△

607

△

567

△

39

△

1,131

固定資産取得による支出 (再掲)

(

△

623)

(

△

554)

(

△

69)

(

△

1,172)

差引

CF

△

542

△

801

259

△

1,543

財務活動

CF

802

1,034

△

232

1,768

有利子負債増減(再掲)

(806)

(1,088)

(

△

281)

(1,764)

現金及び現金同等物の増減額

260

232

27

224

新規連結に伴う現金及び現金同等物の増加額

-

-

-

12

■

業績見通し（連結・単独）

当期の業績については、

2013

年

8

月

29

日に公表した業績予想を修正。

未

定

2013年度

2012年度 実績(C)

増減

(A)-(C)

今回見通し(A) 8月見通し(B)

増 減

(A)-(B)

特 定 規 模 需 要 以 外

電 灯 118 119 △1 118 0

電 力 26 26 0 27 △1

特 定 規 模 需 要 168 169 △1 167 1

計 312 314 △2 312 0

2013年度

2012年度 実績(C)

増減

(A)-(C)

今回見通し(A) 8月見通し(B)

増 減

(A)-(B)

連 結 6,390 6,420 △30 5,829 560

単 独 6,140 6,170 △30 5,593 550

販売電力量

売上高

営業損益、経常損益、当期純損益

期末配当

（単位：億kWh）

（単位：億円程度）

節電の影響など至近の動向を反映したことから、８月の業績予想に比べ２億kWh程度減少。

【原子力】

□ 原子炉設置変更許可等の申請について ･････････ 24 □ 新規制基準の概要 ･･･････････････････････････ 25 □ 新規制基準適合に向けた安全対策工事 ･････････ 26

□ さらなる安全性･信頼性向上に向けた主な

取り組み ･･････････････････････････････････ 28

【自己資本】

□ 自己資本の推移 ･････････････････････････････ 29

【需 給】

□ 今冬の需給状況 ･････････････････････････････ 30

【設 備】

□ 石狩湾新港発電所(LNG火力)の建設 ･･･････････ 31

□ 京極発電所(純揚水式水力)の建設 ･･･････････ 32

□ 北本連系設備の増強 ･････････････････････････ 33

【設備投資】

□ 設備投資額 ･････････････････････････････････ 34

【再生可能エネルギー】

□ 風力発電の導入状況 ････････････････ 35

□ 太陽光発電の導入状況 ･･････････････ 36

□ 導入拡大に向けた取り組み･･･････････ 37

【電力システム改革】

□ 工程表 ････････････････････････････ 39

□ 当社の考え方 ･･････････････････････ 40

【決 算】

□ 販売電力量実績 ････････････････････ 41

□ 大口電力販売実績 ･･････････････････ 43

□ 費用項目（単独）

・人件費、燃料費・購入電力料 ･･････ 44

・修繕費、減価償却費 ･･････････････ 45 ・支払利息、その他費用 ････････････ 46

□ セグメント情報 ･････････････････････ 47

□ 連結包括利益計算書 ･････････････････ 48

■

原子力

－原子炉設置変更許可等の申請について

発電再開に向けた取り組み

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

【参

考】原子力規制委員会の審査グループ（

7

月

10

日時点）

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

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) － －

・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。

■

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

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 ・ 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

－新規制基準適合に向けた安全対策工事（１）

原子炉格納容器内の

冷却･減圧対策

・重大事故対策や設計基準強化への対応等の対策工事を実施。

3号機の主要工事は概ね順調に進捗しており、1･2号機についても引き続き並行して実施。

重大事故対策（実施済の主なもの）①

(全号機共用) 13台搬入済

可搬型送水ポンプ車

炉心損傷・原子炉格納容器の破損防止対策

重大事故時に対処できる

電源･水源のサポート機能

の確保

代替屋外給水タンク

(全号機共用) 5基設置済

水素爆発防止

(

水素濃度低減

)

原子炉格納容器内 水素処理装置

（1～3号機）

■

原子力

－新規制基準適合に向けた安全対策工事（２）

放射性物質の拡散抑制対策

重大事故対策（実施済の主なもの）②

設計基準の強化（主なもの）

非常用電源の連続運転

大気への拡散抑制

(全号機共用) 2台搬入済

重大事故等によって、原子炉格納容器破 損に至った場合の放射性物質の拡散抑制

のため、原子炉建屋に放水する放水砲

非常用ディーゼル発電機の燃料油

貯油量の増強

3号機非常用ディーゼル発電機

燃料油貯油槽を増設し、現在工事中。

（1･2号機は新規制基準が要求する容

非常用発電機

66kV送電線の3号機への連系 新規貯水設備

■

原子力

－さらなる安全性･信頼性向上に向けた主な取り組み

防潮堤

電源の確保

電源の確保

水源の確保

津波による破損防止 3号機予備変圧器から 1･2号機への供給ｹｰﾌﾞﾙ

津波による破損防止

①

電気式水素燃焼装置

フィルタベント設備

■

自己資本の推移

純資産および自己資本比率の推移

3,771

3,659

2,797

1,552

1,559

24.5

23.2

18.0

9.7

9.3

0 5 10 15 20 25 30

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

2009

2010

2011

2012

2013 (2Q)

自己資本比率 （右軸）

純資産 （左軸）

（ 億円） （ ％）

■

今冬の需給状況

12月 1月 2月 3月

1日最大電力 563 563 563 536

供 給 力 613 607 604 592

供給予備力 50 44 41 56

供給予備率 8.8 7.7 7.2 10.5

仮に泊発電所が再稼働しない場合の需給見通し

(2

月

)

供給面の対策 供給力

定期検査繰り延べ （苫小牧1号）

25万kW

緊急設置電源の継続設置 15万kW

火力増出力運転 7万kW

自家発余剰電力の購入

昼間 24万kW 夜間 21万kW

燃料輸送の増加

・知内発電所：内航船3隻体制(従来は2隻) ・音別発電所：タンクローリー追加

発電・流通設備の安定運用の確保

需要面の対策 供給力

6％以上の節電のお願い

※

（2010年度との比較）

35万kW

随時調整契約等 10万kW

緊急調整プログラム 23万kW

需給対策の実施

※12月9日～3月7日 平日16時～21時（年末年始を除く）

・仮に泊発電所が再稼働しない場合、一定の供給予備力は確保できる見通しとなったものの、火

力発電所の計画外停止リスク等を踏まえた需給対策として▲

6

％以上の節電のお願い等を実施。

60

北 本 受 電

579

2010

年

度

最

大

電

力

実

績 604

527

511

電 源 脱 落 リ ス ク

▲35

(単位 ：万kW)

2013

年

度

最

大

電

力

想

定

計画停電回避 緊急調整 プログラム

579

511

467

電 源 脱 落 リ ス ク

▲35

▲23

随時調整契約等

▲16

必 要 な 供 給 予 備 率(

3 %）

▲137

供

給

力

（

２

月

）

▲10

安 定 供 給 を 続 け る こ と が 可 能 な 需 要

563

節電のお願い ▲6％

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。

10/16

環境影響評価準備書を経済産業大臣に届出

・引き続き、環境影響評価手続きや発電所の詳細設計などに取り組む。

【計画概要】

【主要スケジュール】

▼準備書届出

１号機建設工事

２号機建設工事 （準備工事）

▼試運転

▼試運転 ▼着工

▼着工

イメージ

石狩湾新港

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。

・土木工事は完了し、主要機器の設置が本格化。

11

月には京極ダムへの湛水を開始した。

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）

2023年度以降（3号機）

総合工事進捗率

※

：

83.9

％

※1～3号機全体の進捗率

上部調整池

京極ダム

発電所

■

北本連系設備の増強

現

行

60

万ｋＷ

増

強

後

90

万ｋＷ

【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の観点から、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122km

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

七飯発電所

大野変電所

増強ルート

30万ｋＷ

【概略系統図】

2011

実

績

2012

実

績

2013

第

2

四半期

実

績

電

源

水 力

224

205

68

火 力

131

136

50

原子力

111

127

129

新エネ等

10

8

5

小 計

478

477

254

流

通

送 電

112

105

32

変 電

86

77

28

配 電

166

150

73

小 計

365

333

135

その他

43

75

33

原子燃料

184

185

112

合 計

1,072

1,072

536

（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

'01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12

【設備投資額の推移（単独）】

改良・その他 拡充（電源除く）

原子燃料 拡充（電源）

その他 電 源

原子燃料 流 通

（注）06年度以降は区分を変更 （億円）

（年度）

設備投資額

(参考) 連 結

1,131

1,165

600

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(2Q) '14 '15 '16 56万kW

36万kW 31万kW

25万kW

15万kW

東京電力(株)との実証試験

20万kW追加連系

28.7(万kW)

2.5(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（１）風力発電の導入状況

・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(

うち

29

万

kW

が連系済

)

。

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（うち29万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】

都道府県(上位～) 導入量

青森県 33万kW

北海道 29万kW

鹿児島県 22万kW

全国計 263万kW

（参考）都道府県別導入量

・

・

・

・

（万kW）

0 20 40 60 80 100

0 10 20 30

'98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '12(2Q) '13(2Q)

連系設備量（ 左軸） 購入電力量（ 右軸）

（万kW)

18.5(万kW)

（百万kWh)

（年度）

82.3 (百万kWh)

■

再生可能エネルギー（２）太陽光発電の導入状況

太陽光発電の導入状況

【連系可能量と申込状況（電圧別）】

連系電圧 連系可能量 申込状況（10/18現在） 特別高圧・高 圧 500kW以上～ 70万kW

※1 183

万kW (約370件)

[再掲] 特別高圧 2,000kW以上～ 40万kW程度 150万kW（約80件）

高 圧 50kW以上～500kW未満 － 4万kW (約140件)

低 圧(家庭用等) ～50kW未満 － 5万kW (約6,470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。

■

再生可能エネルギー（３）導入拡大に向けた取り組み

北本連系設備活用による実証試験（風力）

蓄電池活用の技術的検討（風力･太陽光）

大型蓄電池の導入による実証試験

・蓄電池の調整力としての性能検証

・最適な制御技術の開発

設置場所 南早来変電所

実証設備

レドックスフロー電池

出 力：1.5万kW 蓄電容量：6万kWh

実証期間

2013～2017年度

2014年度末までに設置完了 その後3年間で実証試験

実施体制

北海道電力(株) 住友電気工業(株)

東京電力

(

株

)

との共同実証試験

・風力発電の出力変動に対応する、系統の調整力 確保が課題

20万kWを追加連系（2015年度目途）

北本連系設備の活用 (東京電力への送電)

風力発電出力制御

技術の活用

ウ ィ ン ド フ ァー ム

ウ ィ ン ド フ ァー ム

ウ ィ ン ド フ ァー ム 北 海 道 地 域 内

の 系 統

風 力 発 電 出 力 制 御 技 術 の 導入

北 本 連 系 線

既 設 地 域 間 連 系 線 の 活 用

ウ ィ ン ド フ ァー ム

【参

考】

再生可能エネルギーの導入状況

風力・太陽光発電の導入状況（振興局別）

風力発電所

・既連系容量：

28.8

万

kW

・設置基数：

276

基

・発電所数：

52

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

10.4

万

kW

留萌

6.7

万

kW

後志

2.1

万

kW

檜山

5.6

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：

7.1

万

kW

・発電所数：

58

箇所

※2013年9月30日現在 ※自社発電所を含む

稚内メガソーラー

0.5

万

kW

胆振

1.1

万

kW

オホーツク

1.1

万

kW

石狩

0.6

万

kW

十勝

2.1

万

kW

釧路

0.8

万

kW

（ 伊達ソーラー0.1万kW含む）

根室

0.1

万

kW

空知

0.3

万

kW

日高

0.2

万

kW

渡島

0.2万kW

上川

■

電力システム改革（１）工程表

Ｈ２５年度

送配電

部門の

法的分離

家庭等の小口部門でも、

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）

■

電力システム改革（２）当社の考え方

基本的な考え方

真にお客さまの利益につながる電力システムの実現に向け、詳細検討には最大限協力。

ただし、送配電部門の中立性確保策（第

3

段階：発送電分離）については、さらなる中立

性確保と安定供給を両立させるための技術的な仕組みやルールを慎重に整備する必要。

さらに、原子力再稼働の大幅な遅れや、エネルギー政策における原子力の位置づけが不

透明で原子力事業の見通しが判然としないことから、現時点で分離の形態や実施時期を

見通すことは困難な状況。

上記の技術的課題への対応や経営環境整備の進展について、専門家や事業者の意見を踏

まえた十分な検証を行い、その過程で問題が生じれば柔軟に見直すことが必要。

第1段階

＜広域的運営推進機関設立＞

第2段階

＜小売全面自由化＞

第3段階

＜発送電分離＞

・広域的運営推進機関の業務･運営

・卸電力市場の活性化

・供給力確保策（短期、中長期）

・需要家保護策（経過措置としての

料金規制、離島ﾕﾆﾊﾞｰｻﾙｻｰﾋﾞｽ）

・低圧託送制度

・送配電部門の中立性確保

・分離形態（法的分離、機能分離）

■

決

算

–

販売電力量実績（

8

月見通しとの比較）

〔参 考〕最近の管内経済概況

（北海道経済産業局）

【総括判断】緩やかに持ち直している

・生産活動：緩やかな持ち直しの動き

・個人消費：緩やかに持ち直している

・雇用動向：緩やかに改善している

・住宅建設：持ち直しの動きが緩やかに なっている

・民間設備投資：持ち直しの動き

・公共工事：増加傾向

【販売電力量の月別推移】

2013

年度第

2

四半期実績（対

8

月見通し）

百万kWh) 2013年度

第2四半期実績 (A)

8月見通し

(B)

増 減

(A)-(B) 主な増減要因

電 灯 5,302 5,313 △11

節電の影響 など

電 力 914 909 5

電灯電力計 6,216 6,222 △6

特定規模 8,207 8,285 △78

紙・パルプでの自家発電の稼働増に よる需要抑制の影響 など

合 計 14,423 14,507 △84

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）

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 2,330

11月 2,475

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

年度 31,184

（単位：百万kWh）

300 350 400 450 500 550

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

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

△ 10.1 △ 3.9 △ 16.5 △15.6 △24.1 △19.4 △9.2 △7.7 △6.1 △2.3 △1.4 △2.2

主な業種別内訳

（至近6ヶ月）

食料品 1.2 2.2 1.5 6.3 4.2 △1.9

紙・パルプ △23.4 △18.9 8.7 △5.8 △15.4 △27.4

化 学 8.4 7.5 △0.2 △4.8 6.7 5.1

鉄 鋼 △27.0 △20.2 △21.2 △1.8 10.6 24.0

機 械 △1.1 △2.6 △5.1 △0.2 △5.4 △7.8

【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】

13

年度第

2

四半期実績

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 2.2 24.1 紙・パルプ △14.5 11.8

化 学 3.6 5.7 鉄 鋼 △8.5 15.0

機 械 △3.7 12.3

その他 △6.1 31.1

合 計 △4.9 100

・紙・パルプや鉄鋼業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(％)

7.0 3.2 9.8 13.6 25.9 40.5 100.0

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

8 56 8 03 6 22 6 53 6 52 _{6 41}

3 28 _{3 16} 7 14

8 62 9 10

7 13

4 23

3 87 3 09

2 77 2 64

2 76

1 41

1 46 8 20

8 49 7 91

5 74

3 55 _{3 04} 1 ,080

1 ,115 1 ,131

1 ,151

6 07 _{6 20}

▲9 .7

5 .3

▲0 .3

▲9 .5 ▲4 .3

▲4 .9

0 3 , 000 6 , 000 9 , 000

2009 2010 2011 2012 2012(2Q) 2013(2Q)

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 ,304】

（ 百 万kWh）

【5 ,583】

【5 ,038】

【2 ,710】

【2 ,576】

■

決

算

-

費用項目（単独）

人件費

当第2四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

燃料費・購入電力料

1,257

1,366

△

108

・水力発電量の増（△80）

・泊発電所停止影響（97）

・固定価格買取制度影響（63）

内

訳

燃料費

839

1,048

△

209

購入電力料

418

318

100

当第2四半期 前年同期 増減 為替レート(円/$)

99

79

20

原油CIF価格($/bl)

107.7

114.0

△

6.3

海外炭CIF価格($/ｔ)

110.1

133.3

△

23.2

【主要諸元】

燃料費・購入電力料

当第2四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

人

件

費

272

309

△

37

■

決

算

-

費用項目（単独）

修繕費

（単位：億円）

当第2四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

修繕費

329

322

7

内

訳

電

源

179

155

23

流

通

144

159

△

15

その他

6

7

△

1

減価償却費

（単位：億円）

当第2四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

減価償却費

440

440

0

(再掲)

泊発電所３号機減価償却費の減 △20

(124→104)

・新規取得資産等（54）

内

訳

電

源

261

263

△

1

流

通

155

159

△

4

■

決

算

-

費用項目（単独）

支払利息

（単位：億円）

（単位：億円）

その他費用

当第2四半期 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)

その他費用

(18)

809

(23)

677

(△4)

132

・再エネ特措法納付金の増（33）

・原子力損害賠償支援機構

一般負担金の計上（32)

当第2四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

（期中平均金利 ％）

支払利息

(1.35)

80

(1.45)

71

(△0.10)

8

■

決

算

-

セグメント情報

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

売上高

当第2四半期

2,777

544

3,322

△

421

2,900

前年同期

2,680

369

3,049

_△

279

2,770

増 減

97

175

272

△

142

130

セグメント利益

または

セグメント損失

(△)

当第2四半期

△

320

14

△

305

1

△

304

前年同期

△

416

3

△

413

4

△

409

増 減

96

11

107

△

2

104

（単位：億円）

電 気 事 業 電力供給

その他

電気・電気通信工事、建物の総合管理、土木・建築工事、

■

決

算

–

連結包括利益計算書

（単位：億円）

連結包括利益計算書

当第

2

四半期

(A)

前年同期

(B)

増

減

(A)-(B)

少数株主損益調整前四半期純損益

_△

1

_△

486

484

その他の包括利益

△

14

△

15

0

その他有価証券評価差額金（再掲）

(19) (

△

15)

(34)

退職給付に係る調整額（再掲）

(

△

34)

(

－

)

(

△

34)

四

半

期

包

括

利

益

△

16

△

501

485

親会社株主に係る四半期包括利益（再掲）

(

△

17)

(

△

501)

(484)

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