■
2015
年
3
月期第
2
四半期決算説明
2014
年
11
月
12
日
■目
次
－
目
次
－
・経営概況について
・・・・・・・・・・・・・・・・・
3
・電気料金値上げの概要
・・・・・・・・・・・・・・・
5
・経営効率化の取り組み
・・・・・・・・・・・・・・・
6
・泊発電所の再稼働に向けた取り組み
・・・・・・・・・
7
・配
当
・・・・・・・・・・・・・・・・
・・・・・
9
・決
算
2015
年
3
月期
第
2
四半期決算・・・・・・・・・・
10
2015
年
3
月期
見通し
・・・・・・・・・・・・・
21
今回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。
■
経営概況について（１）
渇水準備引当金の取崩し（193億円）
優先株式の発行 （500億円）
○東日本大震災以降、泊発電所が順次停止し、火力燃料費等の大幅な増加などにより財務状況が
急激に悪化したことから、昨年9月に電気料金の値上げを実施。
○泊発電所の発電再開に向け、新規制基準の審査への対応や安全対策工事などに全力で取り組んで
きたが、2013年12月から見込んでいた泊発電所の順次再稼働は実現せず、2013年度は3年連続の 赤字を計上。純資産残高は資本金を下回る水準まで低下。
○2014年度に入り、資本対策や経営効率化などあらゆる対策に取り組んできたが、泊発電所の停止 のさらなる長期化が避けられない状況から、電源構成変分認可制度に基づき電気料金の値上げを
本年7月末に申請し、11月から実施。
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】
+
■
経営概況について（２）
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1,430億円程度の見通しと
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。
収支および財務の状況
93
△745
△1,200
△642
10
-1,300
2010 2011 2012 2013 2014 (見通し）
（ 億円）
（ 年度）
0
3,659
2,797
1,552
929
1,430
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%)
○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、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 2 0 1 5 年1 1 月
1 号機 2 0 1 6 年1 月
2 号機 2 0 1 6 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。
2 0 1 4 ～2 0 1 5 年度
11%
3 1 8 億kWh
112.6 $/b
8 7 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
(2 0 1 4 ～1 5 平均)(2 0 1 3 ～1 5 平均) A－B
2,113 1,460 653
918 500 418
※1
▲3 4 ▲6 5 32
12 59 ▲ 4 7
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%
軽減措置
(期間2014.11～20 15.3 )※
12.43% 16.48% 14.20%
認可
■
経営効率化の取り組み
○依然厳しい経営環境にあることを踏まえ、今後とも費用全般にわたり経営効率化を推進。
前回の電気料金に反映した効率化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。
＋
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 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、
退職給与金の減、今後の効率化努力 など 今回申請原価反映分
６４億円
■
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了させるよう、全力を挙げて取り組
んでいる。
【適合性審査への対応状況】
（ 2 0 1 4 年1 1 月1 2 日現在）
泊発電所3 号機 泊発電所1 ,2 号機
2 0 1 3 年7 月
2 0 1 3 年7 月
2 0 1 4 年3 月（ 補正）
6 1 回 31回
【安全対策工事の進捗状況】
泊発電所3 号機 泊発電所1 ,2 号機
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
適合性審査を踏まえ て
追加・ 変更した主な 工事 竜巻防護設備
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して 全力で 取り組んで いる 申請時期
審査会合の開催状況
新規制基準施行時点（ 2 0 1 3 年7 月） で
計画して いた安全対策工事
機器本体の搬入や据付けまで
ほぼ完了
○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た審査継続中
○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
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。
・審査会合において、段丘
堆積物の堆積時期特定
の精度を高めることや、
積丹半島の広域的な隆
起の要因を説明すること
等の指摘を受け、現在
データ収集、追加の検討
を行っているところ。
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。 ○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
普通株式、優先株式ともに、
配当を見送り
2014
年度
第
2
四半期
2014
年度
期末
厳しい収支・財務状況が継続。
今後の収支・財務状況を
見極める必要。
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
■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
3,190
2,900
290
110.0 3,056
2,780
276
109.9
営
業
損
益
26
△
304
331
－
24
△
322
347
－
経
常
損
益
△
49
△
376
327
－
△
41
△
394
352
－
四 半 期 純 損 益
136
△
1
138
－
148
△
11
159
－
収
入
（増加要因）昨年９月から実施した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）海外炭火力発電所の稼働減などによる燃料費の増加 など
（減少要因）修繕工事や諸経費の繰り延べなどのコスト削減等 など
（単位：億円）
■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） 3,190 2,900 290 110.0 6,303
電気事業営業収益 3,047 2,771 276 110.0 6,030
その他事業営業収益 143 129 14 111.2 273
営業外収益 16 16 △0 97.4 26
合 計 3,207 2,917 289 109.9 6,330
経 常 費 用
営業費用 3,164 3,204 △40 98.7 7,105
電気事業営業費用 3,036 3,091 △54 98.2 6,858
その他事業営業費用 127 113 14 112.6 246
営業外費用 91 88 3 103.8 178
合 計 3,256 3,293 △37 98.9 7,284
[営 業 損 益] 経 常 損 益
[26]
△49
[△304]
△376
[331] 327
[－]
－
[△801]
△953
渇水準備金引当又は取崩し(△) △189 26 △215 － 26
税金等調整前四半期(当期)純損益 140 △402 542 － △979
法 人 税 等 10 △400 411 － △352
少数株主損益調整前四半期(当期)純損益 129 △1 131 － △627
少 数 株 主 損 益 △6 0 △6 － 2
四 半 期 (当 期) 純 損 益 136 △1 138 － △629
（参考） 四半期包括利益（包括利益） 110 △16 126 － △541
■販売電力量
電灯・電力
２４４百万ｋＷｈの減（対前年同期比 △３.９％）
（減少要因）春先の気温が前年に比べ高く推移したことによる暖房需要の減少 など
特定規模
需 要
１６５百万ｋＷｈの減（対前年同期比 △２.０％）
（減少要因）春先の気温が前年に比べ高く推移したことによる暖房需要の減少や、
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
販売電力量
対前年同期比
２
.
８％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
(1,103) 5,111
(1,126) 5,302
(△23) △191
(98.0) 96.4
(2,755) 11,595
電 力 861 914 △53 94.2 2,602 小 計 5,972 6,216 △244 96.1 14,197
特定規模 需 要
業 務 用 4,022 4,102 △80 98.1 8,285 産 業 用 4,020 4,105 △85 97.9 8,154 小 計 8,042 8,207 △165 98.0 16,439 合 計 14,014 14,423 △409 97.2 30,636
大口電力（再掲） (2,498) (2,576) (△78) (97.0) (4,951)
（単位：℃）
（単位：百万kWh）
3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月
平均気温
(2014年)
実 績 △0.3 6.3 12.9 17.7 21.5 21.8 17.4
前年差 0.0 0.7 2.6 0.9 0.1 △0.6 △0.8
■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、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による発電電力量の減少
（ 〃 火 力）定期検査日数の増加などによる海外炭火力発電電力量の減少 など
（ 〃 原子力）泊発電所は前年と同様全基停止
（他 社 受 電）新エネルギー等の増加 など
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
(98.6%) 2,137
(106.9%) 2,294
(△8.3%)
△157
93.2 (114.3%) 3,875
火 力 9,778 10,202 △424 95.8 23,441
(設備利用率)
原子力
(－) － (－) － (－) － － (－) －
新ｴﾈﾙｷﾞｰ等 75 47 28 158.9 145
計 11,990 12,543 △553 95.6 27,461 他社受電 3,209 3,104 105 103.4 6,772
融 通 5 △1 6 － 3
■収支比較表（収益
-
単独）
（単位：億円）
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
1,272
1,198
74
・電気料金の値上げによる増収（208） ・再エネ賦課金（41）
・燃料調整制度の影響（21） ・販売電力量の減（△76）
電力料
1,595
1,429
166
計
2,868
2,628
240
その他収益
212
167
45
・再エネ特措法交付金（72）[
売
上
高
]
経
常
収
益
[3,056]
3,081
［
2,780]
2,795
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 196 272 △75
・給料手当の減（△34） ・退職給付費用の減（△33）
燃料費・購入電力料 1,374 1,257 116
・再エネ買取費用の増（72） ・海外炭火力発電所の稼働減（66）
燃料費(再掲) (860) (839) (21)
購入電力料(再掲) (514) (418) (95)
修繕費 296 329 △32
・資機材調達コストの低減や工事の繰り延べ
など（△35）
減価償却費 423 440 △17
支払利息 83 80 3
その他費用 747 809 △61 ・諸経費の繰り延べなど(△24)
経 常 費 用 3,122 3,189 △67
■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
[24]
△41
[△322]
△394
[347] 352
渇水準備金引当/取崩し(△) △189 26 △215 ・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）
■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
その他
２０８億円
１１９億円
９１億円
計 ４１８億円
海外炭火力発電所稼働減による
燃料費の増 ６６億円
計 ６６億円
2015
年
3
月期第
2
四半期
経常損益
△
41
億円
2014
年
3
月期第
2
四半期
経常損益
△
394
億円
差し引き
352
億円
好
転
要
因
悪
化
要
因
・燃料費調整制度の影響
■四半期純損益の好転・悪化要因（単独）
経常損益の好転
渇水準備金の引当・取り崩し
３５２億円
２１５億円
計 ５６７億円
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
2
四半期
四半期純損益
148
億円
2014
年
3
月期第
2
四半期
四半期純損益
△
11
億円
差し引き
159
億円
好
転
要
因
悪
化
要
因
■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
18,012
17,827
184
・設備投資（385）
・現金及び預金の増加（270）
・減価償却による電気事業固定資産等の
減少（△423）
単独
17,366
17,198
167
負
債
連結
15,952
16,360
△
408
・前年度末まで保有していた渇水準備
引当金の取り崩し（△193） ・未払金の減少（△178) ・買掛金の減少（△133)
単独
15,793
16,269
△
475
純
資
産
連結
1,955
1,351
603
・優先株式の発行（500） ・四半期純利益の計上 （148）
単独
1,572
929
643
※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
10.9
7.6
3.3
単独
9.1
5.4
3.7
有利子負債残高
(億円)
連結
13,077
12,961
116
当第2四半期
(A)
前年同期
(B)
増 減
(A)-(B) 前年度
営業活動CF
240
65
174
139
税金等調整前四半期(当期)純損益 (再掲) (140) (△402) (542) (△979)
減価償却費 (再掲) (453) (469) (△15) (963)
渇水準備引当金の増減額（再掲） (△189) (26) (△215) (26)
支払手形及び買掛金の増減額（再掲） (△132) (△101) (△31) (22)
投資活動CF
△
583
△
607
24
△
1,304
固定資産取得による支出 (再掲) (△627) (△623) (△3) (△1,343)
投融資の回収による収入 (再掲) (37) (12) (25) (39)
■連結キャッシュ・フロー
差引
CF
△
342
△
542
199
△
1,165
財務活動CF
608
802
△
193
1,602有利子負債増減（再掲） (115) (806) (△691) (1,613)
株式の発行による収入（再掲） (497) (－) (497) (－)
現金及び現金同等物の増減額
266
260
5
437■業績見通し（連結・単独）
（単位：億円程度，億kWh） 2014年度
今回見通し(A)
2013年度
(B)
対前期増減
(A)-(B)
連 結
売上高 7,090 6,303 790
営業損益 △80 △801 720
経常損益 △220 △953 730
当期純損益 △30 △629 600
単 独
売上高 6,840 6,046 790
営業損益 △50 △842 790
経常損益 △180 △988 800
当期純損益 10 △642 650
・通期の業績見通し（売上高、営業損益、経常損益、当期純損益）につきましては、これまで 未定としておりましたが、１０月１５日に経済産業大臣から電気料金値上げの認可をいただ いたことを踏まえ、業績予想を算定いたしました。
【主要諸元】
為替レート（円/$） 107程度 100 7程度
原油CIF価格（$/bl） 105程度 110.0 △5程度
※今回見通しでは、為替レート及び原油ＣＩＦ価格は、10月以降それぞれ110円/$程度、100$/bl程度として想定。
2015
年
3
月期の業績予想
・中間配当につきましては、普通株式および優先株式ともに、無配とさせていただきます。
・期末配当につきましては、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、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
(0.5%程度）
308程度 306 2程度
■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
その他
５４０億円程度
２４０億円程度
１６０億円程度
計 ９４０億円程度
水力発電量の減少による燃料費
の増 １４０億円程度
計 １４０億円程度
2015
年
3
月期
経常損益
△
180
億円程度
2014
年
3
月期
経常損益
△
988
億円
差し引き
800
億円程度
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 など ・2013年 9月改定増収 300億円程度 ・2014年11月改定増収 240億円程度
■当期純損益の好転・悪化要因（単独）
経常損益の好転
渇水準備金の引当・取り崩し
８００億円程度
２２０億円程度
計 １,０２０億円程度
前年度の繰延税金資産計上の
反動 ３７０億円程度
計 ３７０億円程度
2015
年
3
月期
当期純損益
10
億円程度
2014
年
3
月期
当期純損益
△
642
億円
差し引き
650
億円程度
【決 算】
□ 販売電力量実績 ････････････････････････････ 26 □ 大口電力販売実績 ･･････････････････････････ 27 □ 費用項目（単独）
・人件費･･･････････････････････････････････ 28
・燃料費・購入電力料・主要諸元 ････････････ 29
・修繕費、減価償却費 ･･････････････････････ 30
・支払利息、その他費用 ････････････････････ 31
□ セグメント情報 ････････････････････････････ 32
□ 連結包括利益計算書 ････････････････････････ 33
【電気料金の値上げ】
□ 認可原価の概要（申請原価との比較）･････････ 35
□ 認可原価の概要（補正内容）･････････････････ 36
□ 電変制度における効率化成果の料金への反映･･･ 37 □ 電気料金の軽減措置（対象原資の考え方）･････ 38 □ 電気料金の軽減措置（実施概要）･････････････ 39 □ 値下げの条件･･･････････････････････････････ 40
【原子力】
□ 新規制基準適合性審査状況･･･････････････････ 42
□ 積丹半島西岸の海岸地形について･････････････ 43
□ 震源を特定せず策定する地震動について･･･････ 44
□ 新規制基準適合性審査会合への資料提出状況
（泊3号機）･･････････････････････････････････ 45
□ 泊発電所1、2号機の適合性審査における主な論 点 ･･･････････････････････････････････････ 46
□ 泊発電所の安全対策工事（１）･･････････････ 47
□ 泊発電所の安全対策工事（２）･･････････････ 48
【電力需給】
□ 今冬の電力需給の見通し････････････････････ 49
【設 備】
□ 電源開発計画･･････････････････････････････ 50 □ 石狩湾新港発電所(LNG火力)の建設 ･･････････ 51 □ 京極発電所(純揚水式水力)の建設 ･･･････････ 52 □ 北本連系設備の増強 ･･･････････････････････ 53
【再生可能エネルギー】
□ 再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰの導入拡大に向けた取り組み ････ 55 □ 太陽光発電の導入状況 ･････････････････････ 56 □ 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
■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
（単位：百万kWh） 2014
年度第2四半期実績（累計）
（単位：百万kWh） 春先の高気温による暖房需要の減少や、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】
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）
2013年度
年度 30,803 30,636 167 100.5
■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
1.6 0.3 △ 1.3 △ 0.8 3.1 9.6 △1.7 △6.5 △3.1 △0.8 △2.7 △3.3
主な業種別内訳 （至近6ヶ月）
食料品 △3.2 △1.1 0.0 △1.1 △3.6 △0.7
紙・パルプ △1.9 △1.9 △15.5 △7.9 9.6 17.8
化 学 △12.7 △1.7 4.0 5.5 △1.7 △1.6
鉄 鋼 6.0 △20.2 △1.8 △1.7 △9.7 △22.7
機 械 △6.7 △0.8 △1.7 0.2 0.3 1.0
【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2四半期実績（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
▲ 1.6 24.4
紙・パルプ
▲ 1.6 12.0
化 学
▲ 1.4 5.8
鉄 鋼
▲ 9.0 14.1
機 械
▲ 1.2 12.5
その他
▲ 2.8 31.2
合 計
▲ 3.0 100.0
・「鉄鋼業」などでの生産減や、「紙・パルプ」「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
1 ,827 1 ,819 1 ,683 1 ,630
8 03 7 81 6 53 6 52
6 41 6 14
3 16 3 12 8 62 9 10
7 13 7 31
3 87 3 52 2 77 2 64
2 76 2 77
1 46 1 44 8 49 7 91
5 74
5 13
3 04 2 99 1 ,115 1 ,131
1 ,151 1 ,186
6 20 6 10 5 .3
▲ 0 .3
▲9 .5
▲1 .7
▲4 .9
▲3 .0
0 3 , 000 6 , 000 9 , 000
2010 2011 2012 2013 2 0 1 3( 2Q) 2 0 1 4( 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】
【2 ,498】 【2 ,576】
【4 ,951】 （ 百 万 k W h）
【5 ,583】
【5 ,038】
( 300 350 400 450 500 550
2014年度
（ 百万kW h ）
■決
算
-
費用項目（単独）
当第2四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
人 件 費 196 272 △75
・給料手当の減（△34）
・退職給付費用の減（△33）
人件費
（単位：億円）
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）
【数理計算上の差異】
*発生年度の翌年度から５年均等償却
■決
算
-
費用項目（単独）
燃料費・購入電力料
（単位：億円）
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
1,374
1,257
116
・再エネ買取費用の増（72）
・海外炭火力発電所の稼働減（66） ・水力発電量の減（54）
・販売電力量の減（△72）
内 訳
燃料費
860
839
21
購入電力料
514
418
95
【主要諸元】
当第2四半期 前年同期 増 減
為替レート（円/$） 103 99 4
■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
296
329
△
32
・資機材調達コストの低減や工事の
繰り延べなど（△35）
内 訳
電
源
160
179
△
19
流
通
131
144
△
12
その他
5
6
△
0
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
423
440
△
17
・定率効果（△49）（再掲）
泊発電所3号機 △16
・新規取得資産等（32） （再掲）
京極1号機試運転 16
内 訳
電
源
244
261
△
17
流
通
153
155
△
1
■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
その他費用
747
809
△
61
・諸経費の繰り延べなど（△24)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
(1.29)
83
(1.35)
80
(△0.06)
3
・有利子負債の増加（6）
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
3,054
504
3,559
△
368
3,190
前年同期
2,777
544
3,322
△
421
2,900
増 減
276
△
39
236
53
290
セグメント利益 または セグメント損失
(△)
当第2四半期
24
△
3
21
5
26
前年同期
△
320
14
△
305
1
△
304
増 減
345
△
18
327
3
331
（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
■決
算
-
連結包括利益計算書
（単位：億円）
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
129
△
1
131
その他の包括利益
△
19
△
14
△
4
その他有価証券評価差額金（再掲）
(3)
(19) (
△
16)
退職給付に係る調整額（再掲）
(
△
22)
(
△
34)
(11)
四
半
期
包
括
利
益
110
△
16
126
親会社株主に係る四半期包括利益（再掲）
(116)
(
△
17)
(134)
少数株主に係る四半期包括利益（再掲）
(
△
6)
(0)
(
△
7)
連結包括利益計算書
認可原価と申請原価との比較
・修正指示を反映させた結果、電源構成の変動に伴う現行原価からの変動額は1,064億円となり、 申請原価と比較して120億円の減額となる。
原価算定の前提諸元
販 売 電 力 量
※2
億kWh 318
原 油 価 格
※2
$/b 112.6
為 替 レ ー ト
※2
円/＄ 87
原 子 力 設 備 利 用 率
※3
％ 11
※2 販売電力量、 燃料価格諸元（ 原油価格、 為替レート） については
算定規則に基づき、 前回認可時から変更しておりま せん。
※3 原子力設備利用率は、 平成2 7 年1 1 月以降、 泊発電所が順次
発電再開することを織り込んだ数値です。
2ヵ年平均 (H26-H27)
（ 単位： 億円）
認可： A 申請： B 差引： A- B
653 739 ▲ 86
418 450 ▲ 32
※1
32 33 ▲ 1
▲47 ▲47
-8 9 ▲ 1
1,064 1,184 ▲ 120
※1 販売電力料は控除収益
合 計
現行原価からの変動額
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
・申請原価に対する修正指示を反映した主な補正内容と補正額については、以下のとおりです。
補正額 主な補正内容
燃料費 ▲86
・海外炭及び重油の追加調達分に対する調達単価について、最も低価格なものの価
格（トップランナー価格）を反映し削減【▲56】
・水力発電所の作業停止計画について、前回認可からの追加分が認められなかった
ことにより、これを基に再算定することによる代替火力燃料費の減【▲18】
・水力の平均可能発電電力量について最新諸元を反映し、これを基に再算定すること
による代替火力燃料費の減【▲4】
・火力発電所の定期検査日数等について、当該日数の短縮に伴いより安価な電源の
活用が見込まれる分を基に再算定したことによる代替火力燃料費の減【▲4】
・太陽光、風力発電量について、発電事業者の受電開始時期の遅れ等による前回認
可からの減少分が認められなかったことにより、これを基に再算定することによる代
替火力燃料費の減【▲3】
購入・販売電力料 ▲33
・自家発からの購入電力量のうち前回認可時からの増加分に対する購入単価につい
て、更なる効率化努力を織り込み【▲11】
・重油の追加調達分に対する調達単価について、最も低価格なものの価格（トップラン
ナー価格）を反映し削減【▲9】
・卸電力取引所取引について、直近の査定方針と同様の前提条件として再算定した利
益額を反映【▲6】
事業税 ▲1 ・原価の減少に伴う事業税の減額【▲1】
合計 ▲120
※【 】内は補正額（2年平均） （単位：億円）
【電変対象項目】
▲64億円程度
【電変対象外項目】
▲60億円程度
値上げ率の
抑制に寄与
軽減措置の
対象原資
燃料費、
購入電力料など
人件費、修繕費
など
地 帯 間 購 入 電 源 費
地 帯 間 購 入 送 電 費
他 社 購 入 電 源 費
他 社 購 入 送 電 費
固 定 資 産 税
事 業… 税
使用済燃料再処理等発電費 使 用 済 燃 料 再 処 理 等 既発 電費 特定放射 性廃 棄物 処分 費 原子 力発 電施 設解体費
そ の 他 費 用 修 繕 費 減 価 償 却 費 購 入 電 力 料
他 社 販 売 送 電 料
…
原 子 力 バ ック エン ド 関 連 費 用
事 業 報 酬 控 除 収 益
地 帯 間 販 売 電 源 料
地 帯 間 販 売 送 電 料
他 社 販 売 電 源 料
営 業
費
人 件 費 燃 料 費
公 租 公 課
【総原価】
＜
2014
年度＞
・電変制度の対象項目は、燃料消費数量に連動して変動する4項目8費用。
・経営効率化計画に基づき、電変対象項目に反映したコスト削減64億円程度については、値上げ率 の抑制に寄与している。
・一方、電変対象外項目については、経営努力によるコスト削減の成果を直接料金原価に反映でき
ないことから、軽減措置の対象原資とする。
・2014年度については、現行の電気料金に反映した効率化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んでいた。
・さらに、今回申請原価に織り込んだ64億円に加え、人件費の追加削減や年金資産運用収益率を 見直したことによる退職給与金の減のほか、今後進める削減努力分を含めて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。
・このうち、軽減措置の対象とする費用削減額は、査定対応分を含め料金原価に織り込んだ効率
化と、安定供給上、翌年度に実施が必要な修繕費の繰り延べ分を除いた60億円程度とした。
＜H26年度計画＞
軽減措置の対象とする
費用削減額
追加的な コスト削減額
220億円程度
経営効率化
370億円程度
合計 60億円程度 前回査定額への充当等
を除いたコスト削減額
48
更なる効率化 9＋α ・人件費の追加削減 3 ・不動産売却 3 ・保有株式売却 3 ・今後の効率化努力 α
※安定供給上、翌年度実施が
必要なため、 軽減措置の対 象とする費用削減額には含
めていない。
（ 億円）
（ 億円）
220 50
▲120
▲90
人件費の追加削減や資産売却、
退職給与金の減等
60
修繕費の繰り延べ ※ 前回改定の
査定額への充当
(現行原価に織込済み）
64
前回改定の前提計画
(現行原価に織込済み)
合計590億円程度 合計700億円超
370
今回申請原価織込分
（ 電変対象項目）
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％）
【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
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（2014年11月12日現在）】
原子力規制委員会の適合性確認
【3号機】
審査は61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）】
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）
・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があり、当社
は、地震性隆起によるものではなく波による侵食によって形成されたものである（写真点線部
分）ことを説明しているが、さらなる説明を求められ対応を検討中。
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
－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。
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
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
・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、防潮堤などの設置工事を進めるとともに、緊急時
対応センターの設置についても取り組む。
■
今冬の電力需給の見通し
・供給力面では、緊急設置電源の継続設置、火力発電所の増出力運転、自家用発電設備をお持ち のお客さまからの電力購入に引き続き最大限取り組むとともに、当社初の純揚水発電所である
京極発電所1号機の運用開始による供給力の増加もあり、最も厳しい2月で620万ｋＷの供給力を 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。
・この結果、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。
・国の電力需給に関する検討会合（10/31)において需給対策が示された。今冬は数値目標を伴わ
ない節電をお願いし、計画停電回避調整プログラム(目標18万kW以上確保)等の対策を講じる。
昨冬
見通し
今冬の見通し
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
予備率（％） 7.2 13.6 12.3 11.4 14.9
今冬の電力需給見通し
主な
供給力対策の取り組み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
■
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
2014年10月30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 （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
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。
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
京極ダム調整池
■
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】
連 系 可 能量
（年度）
0 4 8 12 16 20 24
0 10 20 30 40 50 60
'99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14(2Q) '15 '16 17 ※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)
2.8( 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
通常連系・解列条件付連系 36万kW 31. 6万kW連系済
実証試験 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） 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 0 10 20 30 40
'99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14(2Q) '13(2Q)
連系設備量（ 左軸） 購入電力量（ 右軸）
（万kW)
44.1(万kW )
（億kWh)
（年度）
2.8
(億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（10/31現在） 設備認定量
※2
特別高圧・高 圧 500kW以上～ 70万kW 206万kW (約640件)
220.7万kW [再掲] 特別高圧 2,000kW以上～ 40万kW程度 136万kW（約70件）
高 圧 50kW以上～500kW未満 － 10万kW (約330件) 80.8万kW
低 圧(家庭用等) ～50kW未満 － 11万kW (約12,100件)
※1
－
※1 低圧の申込状況は受電開始済のもの ※2 2014.5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。
・500kW以上の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。 ただし、70万kWに達した以降も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としている。
2013年7月12日に省令が改正され、当社限定（指定電気事業者として経済産業大臣から指定）で、需給調整面の 対策として、年間30日を超える無補償の出力抑制を許容いただける場合は、需給調整面の制約（70万kW）以降も、 連系可能となっている。
・500kW未満の設備認定量が80万kW程度に達し、需要が低い時期を中心として、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生じてきたことから、本年10月1日より、新規の系統連系および電力購入の 申込みについて、当面の間(数ヵ月)、系統連系検討結果の回答を保留
※
。
※ご家庭用など自家消費を伴う低圧10kW未満の太陽光発電および、出力抑制が無補償となることを許容いただいた500kW以上の 太陽光発電については受け入れを継続。
