PDFファイルを開きます。第3四半期決算説明 決算・経営計画説明会資料 北海道電力

■ 2015年3月期 第3四半期決算説明

2015

年

1

月

30

日

■

目

次

－

目

次

－

・経営概況

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

3

・経営効率化の取り組み

・・・・・・・・・・・・・・・

5

・泊発電所の再稼働に向けた取り組み

・・・・・・・・・

6

・配

当

・・・・・・・・・・・・・・・・

・・・・・

8

・決

算

2015

年

3

月期

第

3

四半期決算・・・・・・・・・・

10

2015

年

3

月期

見通し

・・・・・・・・・・・・・

21

・参考資料

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

24

泊発電所の１日も早い発電再開に向けて全力を尽くす。 引き続き、費用全般にわたり経営効率化を推進。

■

経営概況

-

現状の取り組み

渇水準備引当金の取崩し（193億円）

優先株式の発行 （500億円）

○昨年11月の電気料金の値上げにより、燃料調達や設備の保守・保全などに必要な資金調達が可能

となり、電力の安定供給を確保。

○ただし、泊発電所の再稼働までは、依然、厳しい経営環境が続くことから、今後とも費用全般 にわたり経営効率化を推進。

○引き続き、安定供給の確保に加え、収支構造を改善し財務基盤の回復に大きな役割を果たす

泊発電所の発電再開に全力を尽くし、一日も早い経営の正常化を目指す。

経営効率化

電気料金の値上げ＜2013年9月実施＞

電気料金の値上げ＜2014年11月実施>

収支対策 資本対策

【これまでの取り組み】

+

【現在の取り組み】

3,659

2,797

1,552

929

1,440

程 度

0 4,000

2010 2011 2012 2013 2014 (見通 し）

（億円）

（年度末残高）

資 本金

(1,142億 円)

（自己資本比率）

(23.2%)

(8％程度)

(5.4%) (9.7%)

(18.0%)

■

経営概況

-

収支および財務の状況

4

純資産残高【単独】

○資本対策や純損益の改善などにより2014年度末

の純資産残高は1,440億円程度の見通しと

資本金(1,142億円)を上回る水準。

当期純損益【単独】

○電気料金の値上げ、渇水準備引当金の取崩し

などから2014年度の当期純損益はほぼ収支均衡

レベルとなる見通し。 93

△745

△1,200

△642

10

-1,300

2010 2011 2012 2013 2014 (見通し）

（億円）

（年度）

■

経営効率化の取り組み

○厳しい経営環境を踏まえ、費用全般にわたり経営効率化を推進。

前回の電気料金(2013年9月実施)に反映した効率化370億円程度に、追加的なコスト削減等220億円 程度を合わせた590億円程度のコスト削減に取り組み。

さらに、今回原価に反映した64億円に加え、人件費の追加削減など50億円程度の上積みを図り、 700億円を超えるコスト削減を目指す。

2014年度の取り組み

※2015年度についても、現時点で550億円程度を超える効率化を計画しており、今後も引き続き、

さらなる経営効率化を目指していく。 ＋

2014年度 ： 合計７００億円超 申請時

590億円 程度

前回の電気料金に反映した 経営効率化

３７０億円程度

・役員報酬の削減、給料手当の削減 ・資機材調達コストの低減

・工事実施時期・内容の見直し など

追加的なコスト削減額 ２２０億円程度

・修繕工事や諸経費の繰り延べ ・資産売却 など

さらなる 取り組み

114億円

今回申請原価反映分

６４億円 ・国内炭の増量など

人件費の追加削減等 ５０億円

・人件費の追加削減や資産売却、

6

■

泊発電所の再稼働に向けた取り組み（１）

○当社はこれまで、原子力規制委員会による新規制基準への適合性の確認を早期に得られるよう真摯に 対応するとともに、安全対策工事についても早期に完成させるよう全力を挙げて取り組んでいる。

泊発電所3号機 泊発電所1、2号機

申請時期 2013年7月 2013年7月／2014年3月（補正）

審査会合の 開催状況

63回

○資料については、27項目中、重大事故対策、津波、 および火山影響評価等の25項目を提出

○残り2項目（重大事故対策機器・設備の評価、基準地震 動）は基準地震動に関連するもの

○基準地震動の策定に向けて、「積丹半島西岸の海岸地 形」、「震源を特定せず策定する地震動」について審査 継続中

33回

○3月25日の審査会合において補正申請の 概要を説明

○地震動、津波、および火山影響評価等の 項目について、プラント影響評価を除き 泊3号機と合わせて審査中

【適合性審査への対応状況】

対策 主な設備 泊発電所3号機 泊発電所1、2号機

新規制基準 施行時点で 計画していた 安全対策工事

燃料損傷防止対策設備、原子炉格納容器破損防止対策設備等 機器本体の搬入や据付まで ほぼ完了

5年間猶予 の工事

特定重大事故等対処施設

（貯水設備、重大事故時用ポンプ、重大事故時 用発電機、フィルタ付ベント、緊急時制御室）

2015年度～2017年度目途

適合性審査を 踏まえて

追加・変更した 主な工事

原子炉格納容器スプレイ配管の2重化 配管追加据付につ

いては概ね完了 工事不要

竜巻工事、内部火災対策工事、内部溢水対策工事 等

更なる追加・変更が発生する可能性 はあるものの早期の工事完了を目指

基準地震動に 係る論点

原子力規制委員

会のご指摘・見解 当社の見解 現状

①積丹半島西 岸の海岸地 形について

・海岸地形が潮間 帯より高いところ があり、地震性 隆起の可能性を 否定できないの ではないか。

・海岸地形は潮位変化や波浪時 の波の影響により形成されたも のであり、地形の高低は岩種の 違いによる波に対する侵食抵 抗の強弱によるもの。

・積丹半島北部・東部における調 査結果から、地震性隆起による ものではない。

・2014年11月28日の審査会合において、ボー リング調査、地表地質踏査等を踏まえ、改 めて、地震性隆起に起因するものではない ことを説明。

・規制委員会から、当社のこれまでのデータ に基づく評価の確実度を高めるため、泊発 電所の敷地近傍の地質データの拡充が必要 との指摘を踏まえ、敷地近傍において反射 法地震探査等の地質調査を実施中。

②震源を特定 せず策定す る地震動に ついて（岩 手・宮城内 陸地震の考 慮について）

・岩手・宮城内陸 地震を検討対象 とすべき。

・泊発電所周辺は岩手・宮城内 陸地震の震源域とは背景とす る地形、地質構造の分布状況 などが異なり、地域差が認めら れる。

・しかしながら、更なる安全性向 上の観点から、検討対象とする。

・岩手・宮城内陸地震を踏まえた地震動評価 について検討を行っているところであり、 できるだけ早期に評価結果を取りまとめ、 審査会合で説明予定。

○設備の耐震評価を行うための基準地震動に関し、以下の２点について審査を継続中。

①積丹半島西岸の海岸地形について

②震源を特定せず策定する地震動について（岩手・宮城内陸地震の考慮について）

■

配

当

普通株式、優先株式ともに、

配当は引き続き未定

2014

年度

期末

今後の収支・財務状況を見極める必要。

8

泊発電所の１日も早い再稼働に向けて全力を尽くすとともに、

今後の収支・財務状況などを総合的に勘案しながら、早期の復配を目指す。

■

決 算

■

2015年3月期 第3四半期決算

■決算概要

連

結

単

独

当第3

四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前 年

同期比%

(A)/(B)

当第3

四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B)

前 年

同期比%

(A)/(B)

売

上

高

4,892

4,449

443

110.0 4,683

4,265

418

109.8

営

業

損

益

△

94

△

571

476

－

△

93

△

604

511

－

経

常

損

益

△

205

△

679

473

－

△

193

△

712

518

－

四半期純損益

△

18

△

313

295

－

₀

_△

₃₃₀

₃₃₀

_－

2015

年

3

月期第

3

四半期

(4

～

12

月

)

決算のポイント

（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。

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

12

■収支比較表（連結）

当第3四半期

(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） 4,892 4,449 443 110.0 6,303

電気事業営業収益 4,671 4,253 417 109.8 6,030

その他事業営業収益 221 196 25 112.9 273

営業外収益 29 23 5 123.1 26

合 計 4,922 4,473 448 110.0 6,330

経 常 費 用

営業費用 4,987 5,021 △33 99.3 7,105

電気事業営業費用 4,791 4,849 △58 98.8 6,858

その他事業営業費用 196 171 24 114.4 246

営業外費用 140 132 8 106.1 178

合 計 5,128 5,153 △25 99.5 7,284

[営 業 損 益]

経 常 損 益

[△94]

△205

[△571]

△679

[476] 473

[-] -

[△801]

△953

渇水準備金引当又は取崩し(△) △193 26 △220 - 26

税金等調整前四半期(当期)純損益 △12 △705 693 - △979

法 人 税 等 15 △393 409 - △352

少数株主損益調整前四半期(当期)純損益 △27 △312 284 - △627

少 数 株 主 損 益 △9 1 △10 - 2

四 半 期 (当 期) 純 損 益 △18 △313 295 - △629

（参考） 四半期包括利益（包括利益） △50 △328 277 － △541

※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。

電灯･電力 ２３７百万ｋＷｈの減（対前年同期比 △２.５％） （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

２３３百万ｋＷｈの減（対前年同期比 △１.９％）

（減少要因）節電のご協力をいただいた影響に加え、産業用での生産減や

自家発電の稼働増による当社売電の減少 など

■販売電力量

販売電力量

対前年同期比

２

.

２％の減少

3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月

平均気温

(2014年)

実 績 △0.3 6.3 12.9 17.7 21.5 21.8 17.4 10.7 5.6 △1.8 前年差 0.0 0.7 2.6 0.9 0.1 △0.6 △0.8 △1.7 △0.2 △2.2 平年差 △0.3 0.1 1.5 2.0 2.1 0.5 0.0 △0.6 1.2 △0.4

（単位：百万kWh）

当第3四半期

(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

(1,762)

7,849

(1,757)

8,044 △195 (5) (100.3) 97.6 (2,755)11,595 電 力 1,365 1,407 △42 97.0 2,602

小 計 9,214 9,451 △237 97.5 14,197

特定規模 需 要

業 務 用 5,943 6,059 △116 98.1 8,285

産 業 用 6,032 6,149 △117 98.1 8,154

小 計 11,975 12,208 △233 98.1 16,439

合 計 21,189 21,659 △470 97.8 30,636

大口電力（再掲） (3,729) (3,827) (△98) 97.4 (4,951)

14

■供給電力量

（単位：百万kWh）

当第3四半期

(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

(95.9%)

2,765

(113.9%)

3,202

(△18.0%)

△437 86.4

(114.3%)

3,875 火 力 16,073 16,178 △105 99.3 23,441

(設備利用率)

原子力

(-) － (-) － (-) － － (-) －

新ｴﾈﾙｷﾞｰ等 119 97 22 122.4 145

計 18,957 19,477 △520 97.3 27,461 他社受電 4,980 4,903 77 101.6 6,772

融 通 9 1 8 620.6 3

揚水用 △45 △17 △28 250.3 △23

合 計 23,901 24,364 △463 98.1 34,213

・泊発電所が全基停止していることに加え、出水率が９５.９％と平年を下回ったことや、火力発電

所の計画外停止・出力抑制などがあったが、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）前年が豊水であったことなどによる発電電力量の減少

（ 〃 火 力）販売電力量の減少 など

■収支比較表（収益

-

単独）

（単位：億円）

当第3四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B) 主 な 増 減 要 因

電

灯

電

力

料

電灯料

1,979

1,853

126

・電気料金の値上げによる増収（306） ・再エネ賦課金（67）

・販売電力量の減（△84）

電力料

2,424

2,184

239

計

4,404

4,038

366

その他収益

314

249

64

[

売

上

高

]

経

常

収

益

[4,683]

4,718

[4,265]

4,287

当第3四半期

(A)

前年同期

(B)

増 減

(A)-(B) 主 な 増 減 要 因

人件費 327 411 △84 ・退職給付費用の減（△50）

・給料手当の減（△26）

燃料費・購入電力料 2,248 2,147 100 ・水力発電量の減（134） ・再エネ買取費用の増（94） ・販売電力量の減（△88） ・燃料価格の低下（△36）

燃料費(再掲) (1,439) (1,419) (20)

購入電力料(再掲) (808) (728) (80)

修繕費 480 528 △47 ・資機材調達コストの低減や工事の繰り延べ _{など（△89）}

減価償却費 646 667 △20

支払利息 125 122 3

その他費用 1,085 1,124 △39 ・諸経費の繰り延べなど(△15)

経 常 費 用 4,912 5,000 △87

■収支比較表（費用・損益

-

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

[△93]

△193

[△604]

△712

[511] 518

渇水準備金引当/取崩し(△) _{△193 26 △220} ・前年度末引当金残高の全額取り崩し（△193）

法人税等 - △408 408 ・前年同期の繰延税金資産計上の反動（408）

四半期純損益 [41百万円]

■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

修繕費・諸経費などのコスト削減 ・修繕工事や諸経費の繰り延べ

・資機材調達コストの低減 など 燃料価格の低下

その他

３０６億円

１９７億円

３６億円

１１３億円

計 ６５２億円

水力発電量の減少による燃料費の増 １３４億円

計 １３４億円

差し引き

518

億円

好

転

要

因

悪

化

要

因

・燃料費調整制度の影響

・退職給与金の数理計算上の差異償却減

・固定資産除却費の減 など

2015

年

3

月期第

3

四半期

経常損益

△

193

億円

18

■

四半期純損益の好転・悪化要因

（単独）

経常損益の好転

渇水準備引当金の取り崩し

５１８億円

２２０億円

計 ７３８億円

前年同期の繰延税金資産計上の反動 ４０８億円

計 ４０８億円

2015

年

3

月期第

3

四半期

四半期純損益

0

億円〔

41

百万円〕

2014

年

3

月期第

3

四半期

四半期純損益

△

330

億円

差し引き

330

億円

好

転

要

因

悪

化

要

因

■貸借対照表（連結・単独）

※連結の純資産額は少数株主持分を除く。

（単位：億円）

当第3四半期末

(A)

前年度末

(B)

増 減

(A)-(B) 主な増減要因（単独）

資

産

連結

18,080

17,827

252

・現金及び預金の増加（203）

単独

17,408

17,198

210

負

債

連結

16,180

16,360

△

179

引当金の取り崩し（△193） ・未払金の減少（△142)

単独

15,976

16,269

△

292

純

資

産

連結

1,797

1,351

445

・優先株式の発行（500）

単独

1,432

929

503

自己資本比率(%) 連結

9.9

7.6

2.3

単独

8.2

5.4

2.8

有利子負債残高 (億円)

連結

13,174

12,961

212

（空白）

22

■

業績見通し（連結・単独）

（単位：億円程度，億kWh）

2014年度

2013年度

(C)

対前期増減

(A)-(C)

今回見通し

(A)

10月見通し

(B)

増 減

(A)-(B)

連 結

売上高 6,950 7,090 △140 6,303 650

営業損益 △80 △80 同程度 △801 720

経常損益 △220 △220 同程度 △953 730

当期純損益 △30 △30 同程度 △629 600

単 独

売上高 6,700 6,840 △140 6,046 650

営業損益 △50 △50 同程度 △842 790

経常損益 △180 △180 同程度 △988 800

当期純損益 10 10 同程度 △642 650

・収入面では、販売電力量の減少などにより、売上高は140億円程度減少する見通し。

・支出面では、燃料価格の低下などから、費用も140億円程度減少する見通し。

・この結果、経常損益、当期純損益は、いずれも10月に公表した見通しと同程度となる見込み。

【主要諸元】

為替レート（円/$） 110程度 107程度 3程度 100 10程度

原油CIF価格（$/bl） 94程度 105程度 △11程度 110.0 △16程度

※今回見通しでは、為替レート及び原油ＣＩＦ価格は、1月以降それぞれ120円/$程度、65$/bl程度として想定。

通期の業績について、

2014

年

10

月

30

日に公表した業績予想を修正

・平成27年3月期の期末配当予想につきましては、普通株式および優先株式ともに、今後の収支

状況を見極める必要があることから、引き続き未定とさせていただきます。

配

当

（対前期増減率） 販売電力量

（△1.3％程度）

【決 算】

□ 販売電力量実績 ････････････････････････････ 25

□ 大口電力販売実績 ･･････････････････････････ 26

□ 費用項目（単独）

・人件費･･･････････････････････････････････ 27 ・燃料費・購入電力料 ･･････････････････････ 28 ・修繕費、減価償却費 ･･････････････････････ 29 ・支払利息、その他費用 ････････････････････ 30

□ セグメント情報 ････････････････････････････ 31

□ 連結包括利益計算書 ････････････････････････ 32

【電気料金の値上げ】

□ 値上げの概要 ･･････････････････････････････ 33

□ 電気料金の軽減措置（実施概要） ････････････ 34

□ 値下げの条件 ･･････････････････････････････ 35

【原子力】

□ 新規制基準適合性審査状況･･･････････････････ 37

□ 積丹半島西岸の海岸地形について･････････････ 38

□ 泊発電所敷地近傍における地質調査の実施 ････ 39

□ 震源を特定せず策定する地震動について･･･････ 40

□ 新規制基準適合性審査会合への資料提出状況 ･･･41

□ 泊発電所1、2号機の適合性審査における主な論点42

□ 泊発電所の安全対策工事･････････････････････ 43

【電力需給】

□ 今冬の電力需給の見通し････････････････････ 45

【設 備】

□ 電源開発計画･･････････････････････････････ 46

□ 石狩湾新港発電所(LNG火力)の建設 ･･････････ 47

□ 京極発電所(純揚水式水力)の建設 ･･･････････ 48

□ 北本連系設備の増強 ･･･････････････････････ 49

【再生可能エネルギー】

□ 再生可能エネルギー導入拡大に向けた取り組み･･･ 51

□ 再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰの接続申込に係る対応･････････53

□ 再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰの接続申込みに係る今後の対応 54

□ 出力抑制ﾙｰﾙ等の変更に伴う新・旧ﾙｰﾙの適用 ･ 55

□ 蓄電池活用の技術的検討 ･･･････････････････ 57

□ 家畜系バイオマス発電に係る研究開発 ･･･････ 58

【電力システム改革】

□ 工程表 ･･･････････････････････････････････ 59

□ 当社の考え方 ･････････････････････････････ 60

■

参考資料

■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 2,689 2,695 △6 99.8

5月 2,395 2,566 △171 93.3

6月 2,104 2,169 △65 97.0

1Q 7,188 7,430 △242 96.7

7月 2,178 2,208 △30 98.6

8月 2,371 2,393 △22 99.1

9月 2,277 2,392 △115 95.2

2Q 6,826 6,993 △167 97.6

上期 14,014 14,423 △409 97.2

10月 2,269 2,255 14 100.6

11月 2,416 2,488 △72 97.1

12月 2,490 2,493 △3 99.9

3Q 21,189 21,659 △470 97.8

（単位：百万kWh） _{2014年度第3四半期実績（累計）}

（単位：百万kWh） 節電のご協力をいただいた影響や、産業用での 生産減や自家発電の稼働増による当社売電の 減少などから、前年実績を下回った。

【販売電力量の月別推移】

年度 30,234 30,636 △402 98.7

※｢当年度｣欄の年度は、第３四半期時点の通期見通し。

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

2014年度

（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

2014年度

（百万kWh）

2013年度

■決

算

-

大口電力販売実績

大口電力販売電力量の推移

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

△ 0.8 3.1 9.6 △1.7 △6.5 △3.1 △0.8 △2.7 △3.3 2.0 △8.3 1.8

主な業種別内訳 （至近6ヶ月）

食料品 △1.1 △3.6 △0.7 △3.0 △1.8 1.8

紙・パルプ △7.9 9.6 17.8 △3.1 21.6 34.2

化 学 5.5 △1.7 △1.6 11.2 △3.6 △9.7

鉄 鋼 △1.7 △9.7 △22.7 18.8 △36.0 △3.5

機 械 0.2 0.3 1.0 △0.7 △0.2 2.3

【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】

2014年度第3四半期実績（累計）

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 ▲ 1.5 24.4

紙・パルプ 2.8 11.5

化 学 ▲ 1.1 5.7

鉄 鋼 _▲ 8.9 14.4

機 械 ▲ 0.7 12.4

その他 _▲ 3.1 31.6

合 計 ▲ 2.6 100.0

・「鉄鋼業」などでの生産減や、「機械」での自家発電の稼働増による当社売 電の減少などから、前年実績を下回った。

(参考)2013年度 全国構成比(％)

6.7 3.2 9.9 14.0 25.8 40.4 100.0 26

【 決 算 】

1 ,827 1 ,819 _{1 ,683 1 ,630}

1 ,218 1 ,180 6 53 6 52

6 41 _{6 14}

4 66 _{4 63} 8 62 9 10

7 13 _{7 31}

5 89 _{5 36} 2 77 2 64

2 76 _{2 77}

2 13

2 11 8 49 7 91

5 74

5 13

4 19 _{4 30} 1 ,115 1 ,131

1 ,151 _{1 ,186}

9 22 9 09

5 .3

▲0 .3

▲9 .5

▲1 .7

▲4 .9 ▲2 .6

0 3 , 000 6 , 000 9 , 000

2010 2011 2012 2013 2013(3Q) 2014(3Q)

対前年伸び率(%)

食料品

化 学

鉄 鋼

機 械

その他 紙・パルプ 【5 ,567】

【3 ,729】 【3 ,827】

【4 ,951】 【5 ,583】

■決

算

-

費用項目（単独）

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

人 件 費 327 411 △84 ・退職給付費用の減（△50）

・給料手当の減（△26）

人件費

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)

08年度発生分 49 10 － － －

09年度発生分 △ 67 △ 13 △ 13 － －

10年度発生分 △ 18 △ 4 △ 4 △ 4 15年度（1年）

11年度発生分 △ 21 △ 4 △ 4 △ 8 16年度（2年）

12年度発生分 △ 89 △ 18 △ 18 △ 53 17年度（3年）

13年度発生分 △128 － △ 26 △102 18年度（4年）

合計 △ 29 △ 64 △167

（単位：億円）

28

■決

算

-

費用項目（単独）

【 決 算 】

燃料費・購入電力料

（単位：億円）

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

燃料費・購入電力料

2,248

2,147

100

・水力発電量の減（134） ・再エネ買取費用の増（94） ・販売電力量の減（△88） ・燃料価格の低下（△36）

内 訳 _燃料費

_1,439

_1,419

₂₀

購入電力料

₈₀₈

728

₈₀

【主要諸元】

当第3四半期 前年同期 増 減

為替レート（円/$） 107 99 8

原油CIF価格（$/bl） _102.5 109.5 △7.0

■決

算

-

費用項目（単独）

修繕費

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

修繕費

480

528

△

47

・資機材調達コストの低減や工事の 繰り延べなど（△89）

・海外炭火力発電所定期検査費用の 増（34）

内 訳

_電

_源

₂₅₃

₂₇₈

_△

₂₅

流

通

218

239

△

20

その他

8

10

△

1

減価償却費

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

減価償却費

646

667

△

20

（再掲）

泊発電所3号機 △24

・新規取得資産等（53）

（再掲）

京極発電所1号機 33

内 訳

_電

_源

₃₇₅

₃₉₆

_△

₂₀

流

通

231

234

△

2

30

■決

算

-

費用項目（単独）

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

（期中平均金利 ％）

支払利息

(1.28)

125

(1.34)

122

(△0.06)

3

・有利子負債の増（8） ・金利差（△5）

支払利息

（単位：億円）

その他費用

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

その他費用

1,085

1,124

△

39

■決

算

-

セグメント情報

（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、

発電所の定期点検・保守・補修工事など

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3四半期

4,679

820

5,500

△

607

4,892

前年同期

_4,261

₈₈₃

_5,145

_△

₆₉₅

_4,449

増 減

₄₁₈

_△

₆₃

₃₅₄

₈₈

₄₄₃

セグメント利益 または セグメント損失

(△)

当第3四半期

_△

95

△

4

△

99

5

△

94

前年同期

_△

₆₀₃

₂₉

_△

₅₇₄

₂

_△

₅₇₁

32

■決

算

–

連結包括利益計算書

（単位：億円）

当第3四半期

(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

_△

₂₇

_△

₃₁₂

₂₈₄

その他の包括利益

△

22

△

15

△

6

その他有価証券評価差額金（再掲）

(11)

(25)

(

△

13)

退職給付に係る調整額（再掲）

(

△

33)

(

△

41)

(7)

四

半

期

包

括

利

益

△

50

△

328

277

親会社株主に係る四半期包括利益（再掲）

(

△

41)

(

△

330)

(289)

少数株主に係る四半期包括利益（再掲）

(

△

8)

(2)

(

△

11)

連結包括利益計算書

※少数株主損益調整前四半期純損益欄の△は、損失を示す。

○泊発電所の再稼働時期の見直しに伴い、電源構成変分認可制度に基づき昨年7月31日に値上げを

申請。電気料金審査専門小委員会、公聴会や消費者委員会等を経て、昨年10月15日に認可。

実施日は11月1日。

○前回原価からの変動額として1,064億円を料金に反映。

規制部門は11月1日から平均15.33%の値上げを実施。自由化部門は、平均20.32%の値上げをお願い。

○お客さまのご負担を軽減するため、電気料金審査専門小委員会における査定方針案の指摘も踏まえ、

実施日以降2014年度末までの期間、電気料金の軽減措置を実施。

■

電気料金の値上げ

－

値上げの概要

【電気料金値上げの内容】

○電源構成の変動に伴う前回原価からの変動額

○規制部門および自由化部門の平均値上げ率

○主な前提諸元

原価算定期間

3号機 2015年11月

1号機 2016年1月

2号機 2016年3月

原子力設備利用率 販売電力量※ 原油価格※ 為替レート※

※算定規則に基づき、前回認可時から変更していない。

2014～2015年度

11%

318億kWh

112.6 $/b

87円/$ 泊発電所再稼働時期

（単位：億円） 認可原価：A 前回原価：B 変動額：C

(2014～15平均) (2013～15平均) _A－B

2,113 1,460 653

918 500 418

※1 _{▲34 ▲65 32}

12 59 ▲ 47

80 72 8

3,090 2,026 1,064

※1 販売電力料は控除収益

合 計

販 売 電 力 料

原子力バックエンド費用

事 業 税

燃 料 費

購 入 電 力 料

申請

規制部門

（低圧） 17.03% 自由化部門

（高圧、特別高圧） 22.61%

全 系 19.57%

※ 自由化部門については、軽減期間内に値上げとなるお客さまを対象。

軽減措置

(期間2014.11～2015.3)※

12.43%

16.48%

14.20%

認可

15.33%

20.32%

軽減措置のイメージ [ 規制部門の電力量料金単価 ]

・2014年11月1日から2015年3月31日までのご使用分を軽減。

・規制部門については、全てのお客さまを対象に、1kWhあたり0.70円（税込み）軽減。

・自由化部門については、軽減期間内に値上げとなるお客さまを対象に、1kWhあたり高圧で0.67円（税

込み）、特別高圧で0.66円（税込み）軽減。

軽減措置の内容

上乗せ単価（税込み） _{上乗せ単価（税込み） 軽減分}

3.00円/kWh 4.11円/kWh

3.70円/kWh

▲0.70円/kWh

申請時 認可時 軽減期間

上乗せ単価（税込み） 【低圧】

（▲2.90％）

【 電気料金の値上げ】 34

【再稼働時期（※）と値下げ時期との関係】

○ 1基でも想定よりも早く再稼働する場合においては、原価算定期間内に速やかに値下げを行うべきである （実施時期は、原則として再稼働の翌々月まで）。その際、他の各号機については、想定どおりの時期に再 稼働する想定に基づくことを前提とすることが考えられる。

○ 仮に1基のみ想定より早く再稼働するが、残りの2基が想定よりも遅れて再稼働することが確定的な場合で あっても、燃料費等の追加費用が、今回認可時の想定を下回ることが明らかとなる場合には、原価算定期 間内に値下げを行うべきである（実施時期は、原則として再稼働の翌々月まで）。

○ 上記において原価算定期間内に値下げを行った場合であっても、原価算定期間終了後直ちに改めて値下 げを行うべきである。

○ 原価算定期間内に想定よりも遅れて再稼働する場合でも、原価算定期間内に1基でも再稼働していれば、 原則として、原価算定期間終了後直ちに値下げを行うべきである。

○ 原価算定期間後に再稼働する場合は、原則として、1基再稼働するごとに値下げを行うべきである（実施時 期は、原則として再稼働の翌々月まで）。

※原則として営業運転開始時

【値下げ率】

○ 値下げ率を事前に一意的に決めることは困難であるが、仮に3基とも想定どおりの時期に再稼働すれば、 原価算定期間終了後直ちに、少なくとも今回申請前の水準まで値下げが行われることを基本とする。

【電気料金審査専門小委員会によるフォローアップ】

○ 値下げの実施時期や値下げ率等の適正性を確認・検証するとともに、広く情報を公開する観点から、値下 げの時期を問わず、電気料金審査専門小委員会によるフォローアップが必要である。

査定方針において示された値下げの考え方は、以下のとおり

（空白）

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

【新規制基準適合性審査状況（2015年1月30日現在）】

原子力規制委員会の適合性確認

【3号機】

 審査は63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）。

 残る課題は、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】 【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 許可申請補正書提出

地元説明

基

準

地

震

動

の

策

定

等

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

は事業者が実施 【発電再開までの主なプロセス（イメージ）】

積丹半島西岸部の海岸地形の例（泊村照岸付近）

波食棚 海面付近より標高の高い地形

ランパート

海岸地形の概念図 波食棚

海食崖基部から，沖へ拡がる平坦面。 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

検討範囲

泊発電 所

【審査の論点（規制委のご指摘）】

○海面より標高が高い地形 ≒地震性隆起による地形 ※「離水ベンチ」

○地震性隆起の可能性を否定できない。

○サイトの近傍に活断層を設定して 地震動を想定することを検討すべき。 海食崖

海面付近 （標高±1m

程度）

・規制委員会から、積丹半島西岸の海岸地形に関し地震により隆起した可能性が否定できないとの指摘。 ・泊発電所敷地周辺の地質・地質構造の評価に当たっては、陸域において地形調査、地表地質踏査、ボー リング調査等を、海域において海上音波探査を実施。調査結果等から積丹半島西岸部の海外地形は地震 性隆起に起因するものではなく、岩石の侵食抵抗の強弱が大きく影響していると評価（写真点線部分) 。

【 原子力 】 38

岩内平野

・当社評価についての確実度を高めるために、泊発電所の敷地近傍における更なる地質データの拡

充を目的に昨年12月17日から追加の地質調査を実施。

・岩内平野を主体とした敷地近傍において、地下構造に関する反射法地震探査※_{および地質分布、}

地質年代等に関するボーリング調査を行っており、できるだけ早期に調査および取りまとめを実 施し、今後の審査会合で説明予定。

※反射法地震探査：震源から地中に振動を発振し、その反射波を地震計で測定することにより、地下の地質構造を確認する調査。

■

原子力

-

泊発電所敷地近傍における地質調査の実施

①

②

①岩手・宮城内陸地震について

②Mw6.5未満の地震について

・検討の結果「（No.13）2004年北海道留萌支庁 南部地震」の基盤地震動（609Gal）を620Gal に基準化した地震動として考慮

更なる安全性の観点から、岩手・宮城内陸地 震を基準地震動の検討対象とすることとし、 地震動評価などについて検討中。

・表１に示す16地震のうちＭｗ6.5以上の２地震（当社は岩手・宮城内陸地震が対象）について評価

を実施。

・Ｍｗ6.5未満の14地震については震源近傍の観測記録を収集し、基盤地震動の評価を実施。

【 原子力 】 40

■

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）2014年2月12日第42回原子力規制委員会資料「審査会合への資料提出状況（2月10日現在）」をもとに当社作成。（※）は2月10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。

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 2013.12.10

有効性評価（炉心損傷防止） 2013.10.1

有効性評価（格納容器破損防止） 2013.9.26

有効性評価（SFP、停止中） 2013.10.1

解析コード 2013.12.17

緊急時対策所・制御室 2013.10.22

設計基準 事故対策

内部溢水 2013.12.24

内部火災 2013.12.19

外部火災 2013.10.8

竜巻（影響評価･対策） 2013.12.24

火山（対策） 2013.12.19

工事計画関連（注） 耐震耐津波 2014.1.14

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 2013.12.19

教育･訓練 2013.12.19

ＬＣＯ／ＡＯＴ 2014.4.24(※)

重大事故対策の手順書（大規模損壊を含む） 2013.12.19

主

要

な

地

震

・

津

波

・

火

山

関

係

審

査

項

目

敷地内の破砕帯 2013.10.9

地震動

敷地及び敷地周辺の地下構造 2013.10.9

震源を特定して策定する地震動 2013.9.11

震源を特定せず策定する地震動 2014.2.20（※）

基準地震動 準備中

耐震設計方針 2014.1.14

津 波 基準津波 2013.8.14

耐津波設計方針 2014.1.14

地盤・斜面の安定性 △2013.11.29

火山影響評価 2013.9.25

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 ていく。

・泊発電所では当初計画した泊３号機の安全対策工事は概ね完了。

泊１，２号機についても３号機に続いて工事が完了するよう取り組んでいる。

・審査会合での議論を踏まえ追加・変更となった３号機原子炉格納容器スプレイ配管工事、内部火 災対策などについて、早期の工事完了に向けて取り組む。

・また、さらなる安全性向上の取り組みとして、防潮堤を昨年12月に完成させるとともに、緊急時

対応センターの設置についても取り組む。

対策 主な設備

燃料損傷防止対策 代替格納容器スプレイポンプ(J)、可搬型注水ポンプ車(A)、

可搬型送水ポンプ車

原子炉格納容器破損防止対策 原子炉格納容器内の水素処理装置

（静的触媒式水素再結合装置、電気式水素燃焼装置（E））

電源の確保 代替非常用発電機（常設）(F)、可搬型代替電源車(移動発電機車)、

蓄電池(K)

水源の確保 代替屋外給水タンク(B)

放射性物質の拡散抑制対策 放水砲(D)

その他の対策 水密扉(G)、緊急時対策所(H)

※主な設備の( )内アルファベットは、次頁の安全対策工事（図）の写真番号を表す。

■

原子力

-

泊発電所の安全対策工事

44 【 原子力 】

工事中 _{2014/12完成}

■

今冬の電力需給の見通し

・供給力は、緊急設置電源の継続設置、火力発電所の増出力運転、自家用発電設備所有のお客さ

まからの電力購入、京極発電所1号機の運用開始などにより、最も厳しい2月で620万kWを確保。

・最大電力は、2010年度並の厳しい気象条件を前提に定着した節電効果等を踏まえ557万kWと想

定。

・2月の供給予備率は11％程度となり、最低限必要な供給予備率3％以上を確保できる見通し。

・国の需給対策を踏まえ、今冬は数値目標を伴わない節電をお願いし、計画停電回避緊急調整プ ログラム(目標18万kW以上確保)等の需給対策を講じている。

・昨年12月は、大規模な火力発電機の計画外停止はなく、比較的安定した需給状況となった

（最大電力:12月実績 534万kW）。

※四捨五入の関係で合計や差引が合わないことがある。

今冬の電力需給見通し

_主な

①緊急設置電源の継続設置

・苫小牧PS、南早来PS : 計約15万kW ②火力増出力運転 : 6～7万kW程度

③自家発をお持ちのお客さまからの電 力購入

・昼間：約23万kW／夜間：約19万kW

④燃料輸送の増加対応

・知内PS、音別PS

⑤京極発電所1号機の運用開始

・10月1日運用開始、供給力20万kW 昨冬

見通し 今冬の見通し(2014年10月)

2月 12月 1月 2月 3月 需要 563 557 557 557 530

供給力(合計) 604 633 625 620 609

原子力 0 0 0 0 0

火力 495 495 494 493 493

水力 73 77 72 73 68

揚水 34 60 59 54 48

地熱等 (風力再掲)

4

（1.8）

4

（1.9）

4

（1.6）

4

（2.2）

3

（1.1）

融通 0 0 0 0 0

その他 ▲3 ▲4 ▲4 ▲4 ▲4

供給予備力 41 76 68 63 79

■

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） ：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）

2号機

3号機

60.0 (20.0) (20.0)

2001- 9 2015-12 2024年度以降

新岩松（水力） 1.6 2013- 7 2016- 1

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6号

沓形10号

0.024 0.075 2015- 3 2016- 3 2015- 7 2016- 7

廃 止

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）

焼尻2号 沓形4号

▲0.024

▲0.075 ―

2015- 4（廃止）

2016- 4（廃止）

※ 電気事業法第48条に基づく届出年月。

電源開発計画

【設備】 46

2014年12月31日時点

(内燃力)

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

【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)

*8/18開始

▼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

▼ 4/24 手続き終了

・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。

・1号機は、2014年8月18日に準備工事を開始し、

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、再生可能エネルギーの連系拡大への対応などから、

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１日に営業運転を開始。

・今冬の需給においても、京極発電所の運転開始により数値目標付き節電要請の回避に寄与。

出 力 運転開始

60万kW (20万kW×3台)

1号機：2014年10月

2号機：2015年12月

3号機：2024年度以降

京極発電所全景

上部調整池

発電所

京極ダム

48

京極ダム調整池

京極ダム

■

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】

（空白）

（万kW） 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 0 10 20 30 40 50 60

'99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14(3Q) 連系設備量（左軸）

購入電力量（右軸）

（万kW)

54.6(万kW)

（億kWh)

（年度）

4.2 (億kWh)

連系電圧 申込状況（12/31現在） 設備認定量※1

特別高圧・高 圧 500kW以上 202.5万kW (約610件)

205.9万kW

[再掲] 特別高圧 2,000kW以上 136.0万kW（約70件）

高 圧 500kW未満 11.2万kW (約460件)

83.1万kW

低 圧 10kW以上50kW未満 23.7万kW (約6,800件）

10kW未満 12.6万kW（約26,000件）

合 計 250.0万kW(約33,900件) 289.0万kW

太陽光発電の導入状況

※1 2014.11末現在（経済産業省資源エネルギー庁公表値）

・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（設備認定量 289万kW、申込量 250万kW）。

・導入実績も増加を続けており、昨年末の段階で約55万kWが連系済み。

【申込状況（電圧別）】

・北海道においては、再生可能エネルギーの固定価格買取制度の開始以降、太陽光発電を中心として

急速に導入拡大が進み、太陽光発電の国による設備認定量は当社の最小需要(270万ｋW)を上回る

300万kW程度に到達。

・このまま受入れを継続した場合、需要が低い時期を中心に電気の供給量が需要を上回り、電気の 品質に影響を与える可能性があることから、接続可能量の検討を進めるとともに、一部新規申込み

について一時的に回答を保留していた（2014年10月1日から2015年1月25日まで）。

■

再生可能エネルギーの接続申込みに係る対応

太陽光発電の受付状況（2014年12月末時点）

回答保留後

うち連系済み (2014年12月末)

116(248※) 55 2

500kW以上※2 70(202※) 32 0.3

500kW未満

10kW以上

10kW未満※2 12 12 0.7

1

（万kW）

回答保留前(2014年9月末)

太陽光

34 11

■

再生可能エネルギーの接続申込みに係る今後の対応

54

[ 太 陽 光 ] 受付量が接続可能量117万kWに達していることから、指定電気事業者制度の下、

出力制御無補償での受け入れ（発電出力10kW未満は経過措置として4月以降の接

続申込みから対象）。

[ 風 力 ] 新たな出力制御ルールでの受入れ（年間720時間を超える制御については当社が

補償、発電出力20kW未満は、当分の間、対象外）。発電出力20kW以上は、引き続

き、接続可能量56万kWまでの接続。

[ バイオマス ] 新たな出力制御ルールでの受入れ（地域資源バイオマス発電について、燃料貯蔵

の困難性、技術的制約等により出力制御が困難な場合は、出力制御対象外）。

[地熱･中小水力] これまでどおり接続に向けた協議を実施。

・省令改正(1/22公布、1/26施行)による出力制御ルール等の変更に基づき、再生可能エネルギー発電 設備の接続申込みに係る対応について以下のとおり取扱うこととし、接続に向けた協議を再開。

出力制御ルールの変更

○これまで当社は、風力発電や太陽光発電について、実績データや各種実証試験などの知見を活用 し、電力品質に影響を及ぼすことのないよう技術的検討を進め、導入拡大に取り組んできた。

○今後も引き続き、北本連系設備を活用した東京電力との風力発電導入拡大の実証試験、大型蓄電シ ステム実証事業や家畜系バイオマス発電に係る研究開発事業などの取り組みを着実に進め、再生可 能エネルギーの導入拡大に努めていく。

今後の対応

■

出力制御ルール等の変更に伴う新・旧ルールの適用

発電設備 昨年9月30日以前の接続申込み 昨年10月1日以降

本年1月25日までの接続申込み

本年1月26日（省令施行日）以降

本年3月31日までの接続申込み 本年4月1日以降の接続申込み

太

陽

光

発電出力500kW以上

・出力制御の対象

（指定電気事業者制度に基づき、接続可能量（70万kW）を超過する案 件は、年間30日を超える制御についても無補償）

・出力制御の対象（指定電気事業者制度に基づき、年間360時間を超える 制御についても無補償）

・出力制御については、発電出力10kW以上の設備から制御を行うことで、 発電出力10kW未満の設備を優先的に取り扱う。

・発電出力2,000kW以上については、周波数調整面の制約から、蓄電 池設置等による出力変動緩和対策が必要。

発電出力10kW以上500kW未満 ・出力制御の対象外

発電出力10kW未満 ・出力制御の対象外

風

力

発電出力500kW以上 ・出力制御の対象

（年間30日を超える制御については当社が補償） ・出力制御の対象

（年間720時間を超える制御については当社が補償）

・周波数調整面の制約による接続枠 （56万kW）までの接続を進める 発電出力20kW以上500kW未満 ・出力制御の対象外

発電出力20kW未満 ・当分の間、出力制御の対象外

バ

イ

オ

マ

ス

①地域資源バイオマス発電 ※地域に賦存する資源を有効活 用する発電として国が認定したも

の ・出力制御の対象（出力制御については無補償）

・ただし、新ルール施行前に接続申込みを行なった案件については、 地域資源バイオマス発電設備の要件を満たせば、新ルールの適用を 受けることが可能。

・出力制御の対象

（②③を先に制御。出力制御については無補償。なお、燃料貯蔵の困難性、 技術的制約等により制御が困難な場合、出力制御の対象外。）

②バイオマス専焼発電（①を除く） ・出力制御の対象（③を先に制御。出力制御については無補償。）

③化石燃料混焼発電（①を除く） ・出力制御の対象（出力制御については無補償。）

※地熱・水力は出力制御の対象外とし、受入を継続

（空白）

■

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～2018年度

（2015年12月目途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。

・ 北海道の基幹産業である畜産業とも密接に関係し、地域に根ざしたエネルギーである家畜系 バイオマス発電の出力制御に係る研究開発に取り組むもの。

・ 家畜系バイオマス発電は、現在まで連系実績が少なく、出力の特性を把握し、電力系統への

影響を評価していくことが必要。

・ 家畜系バイオマス発電は、電気と熱の併給により熱も含めた蓄エネルギーが可能であり、

本研究開発では、電気と熱を効率的に制御することで、出力制御技術の開発とエネルギーの 有効利用方策の検討を進める。

・ 研究期間：2014年度～2018年度

実証プラントでの研究開発

（酪農学園大学構内）

大規模プラントでの研究開発

（鹿追町、別海町）

電気の流れ

バイオマス発電機

（新設50kW+既設30kW） ヒートポンプ（50kW）

貯湯槽 出力を制御

熱の流れ 発電機の排熱

温水を供給

学内設備

予測データ

状況に合わせて運転制御 （余剰電力を熱に変換）

電力系統

発電量

バイオマス発電機

攪拌（かくはん）器、 ポンプなどの 電力使用量

発電機の排熱 補機などの 電力使用量

バイオマスプラント設備 （原料槽、発酵槽など）

酪農設備などでの 電力使用量

周辺設備

発酵槽の加温など ヒーター、_{温水使用量}

灯油使用量など

熱の流れ

ボイラ 電気の流れ

電力系統

※本研究開発は、独立行政法人新エネルギー・産業技術総合 開発機構（NEDO）の「電力系統出力変動対応 技術研究開発事業」の一つとして、当社と北海道大学が共同で実施。

■

家畜系バイオマス発電に係る研究開発

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