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

■

2014

年

3

月期第

3

四半期決算説明

2014

年

1

月

31

日

2

■

目

次

－

目

次

－

・決

算

2014

年

3

月期

第

3

四半期決算・・・・・・・・・・

3

2014

年

3

月期

見通し

・・・・・・・・・・・・・

12

■

決

算

■

2014

年

3

月期

第

3

四半期決算

4

■

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

4,449

4,187

262

106.3 4,265

4,034

231

105.7

営

業

損

益

△

571

△

764

192

－

△

604

△

783

178

－

経

常

損

益

△

679

△

882

203

－

△

712

△

760

48

－

四半期純損益

△

313

△

908

594

－

△

330

△

775

444

－

2014

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燃料費調整制度の影響 など

(減少要因） 販売電力量の減少 など

費

用

(増加要因) 燃料価格上昇や泊発電所３号機の停止日数の増加による影響 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、

5

■

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） 4,449 4,187 262 106.3 5,829

電気事業営業収益 4,253 4,023 229 105.7 5,577

その他事業営業収益 196 163 32 119.9 251

営業外収益 23 24 △0 97.8 58

合 計 4,473 4,211 261 106.2 5,888

経

常

費

用

営業費用 5,021 4,951 69 101.4 6,984

電気事業営業費用 4,849 4,809 39 100.8 6,766

その他事業営業費用 171 142 29 120.7 218

営業外費用 132 142 △10 92.4 185

合 計 5,153 5,094 58 101.1 7,169

[営 業 損 益]

経 常 損 益

[△571]

△679

[△764]

△882

[192] 203

[-] -

[△1,154]

△1,281

渇水準備金引当又は取崩し(△) 26 14 12 185.4 14

税金等調整前四半期(当期)純損益 △705 △897 191 - △1,295

法 人 税 等 △393 10 △403 - 27

少数株主損益調整前四半期(当期)純損益 △312 △907 594 - △1,323

少 数 株 主 損 益 1 1 △0 95.0 4

四 半 期 (当 期) 純 損 益 △313 △908 594 - △1,328

（参考） 四半期包括利益（包括利益） △328 △916 588 － △1,315

※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、四半期(当期)純損益欄の△は、損失を示す。

電灯･電力

１億６２百万ｋＷｈの減（対前年同期比

△１

.

７％）

（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

２億２３百万ｋＷｈの減（対前年同期比

△１

.

８％）

（減少要因）節電のご協力をいただいた影響や紙・パルプでの生産減 など

6

■

販売電力量

販売電力量

対前年同期比

１

.

７％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 (2013年)

実 績 △0.3 5.6 10.3 16.8 21.4 22.4 18.2 12.4 5.8 0.4 前年差 0.3 △0.5 △1.8 0.9 0.9 △0.1 △3.4 △0.3 0.6 3.3 平年差 △0.3 △0.6 △1.1 1.1 2.0 1.1 0.8 1.1 1.4 1.8

（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

(1,757)

8,044

8,179

△

135

(105.3)

98.3

11,818

電 力

1,407

1,434

△

27

98.1

2,696

小 計

9,451

9,613

△

162

98.3

14,514

特定規模

需 要

業 務 用

6,059

6,135

△

76

98.8

8,381

産 業 用

6,149

6,296

△

147

97.7

8,289

小 計

12,208

12,431

△

223

98.2

16,670

合 計

21,659

22,044

△

385

98.3

31,184

大口電力（再掲）

(3,827)

(3,957)

(

△

130)

96.7

(5,038)

7

■

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

(113.9%)

3,202

(99.0%)

2,821

(14.9%)

381

113.5

(99.8%)

3,422

火 力

16,178

17,136

△

958

94.4

24,349

(設備利用率)

原子力

(-)

－

(5.7%)

784

(△5.7%)

△

784

－

(4.3%)

784

新ｴﾈﾙｷﾞｰ等

97

84

13

115.8

130

計

19,477

20,825

△

1,348

93.5

28,685

他社受電

4,903

4,234

669

115.8

6,283

融 通

1

△

12

13

－

△

8

揚水用

△

17

△

21

4

82.9

△

22

合 計

24,364

25,026

△

662

97.4

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、

緊急設置電源の継続設置、火力発電所の増出力運転、自家用発電設備等をお持ちのお客さまから

の電力購入など、さまざまな供給力対策を実施したことにより、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

8

■

経常損益の好転・悪化要因（単独）

2014

年

3

月期第

3

四半期

経常損益

△

712

億円

2013

年

3

月期第

3

四半期

経常損益

△

760

億円

差し引き

48

億円

好転

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

電気料金の値上げによる増収

水力発電量の増加による燃料費の減

（出水率： 99.0% → 113.9%）

人件費の減（給料手当の削減など）

資機材調達価格の低減

１２８億円

８８億円

８４億円

５２億円

４２億円

計 ３９４億円

前年同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

６９億円

４０億円

計 ３４６億円

・燃料費増 136億円

・燃料費調整制度による収入増 △67億円

・原子力損害賠償支援機構一般負担金の計上

9

■

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

1,853

1,795

57

・電気料金の値上げによる増収（88） ・燃料費調整制度の影響（67）

・販売電力量の減（△66）

電力料

2,184

2,110

74

計

4,038

3,906

131

その他収益

249

292

△

42

・前年同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（80）

[

売

上

高

]

経

常

収

益

[4,265]

4,287

[4,034]

4,198

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

411

463

△

52

燃料費・購入電力料

2,147

2,163

△

15

・海外炭火力稼働増（△128）

・泊発電所停止日数の増加（97）

燃料費(再掲) (1,419) (1,631) (△212)

購入電力料(再掲) (728) (532) (196)

修繕費

528

561

△

33

減価償却費

667

667

△

0

支払利息

122

111

11

その他費用

1,124

991

132

・原子力損害賠償支援機構一般負担金（48）

・再エネ特措法納付金（42）

経

常

費

用

5,000

4,959

40

■

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

[

△

604]

△

712

[

△

783]

△

760

[178]

48

渇水準備金引当/取崩し(△)

26

14

12

-

法人税等

△

408

－

△

408

11

■

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

17,659

16,607

1,051

・設備投資（953）

・現金及び預金の増加（499）

・繰延税金資産の計上(408)

・減価償却による電気事業固定資産の 減少（△667）

単独

17,118

16,070

1,048

負

債

連結

15,978

14,703

1,274

・有利子負債の増加 （1,465）

単独

15,873

14,517

1,356

純

資

産

連結

1,566

1,790

△

224

・四半期純損失の計上（△330）

（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（65）

単独

1,245

1,552

△

307

自己資本比率(%)

連結

8.9

10.8

△

1.9

単独

7.3

9.7

△

2.4

有利子負債残高 (億円)

連結

12,799

11,347

1,451

12

13

■

業績見通し（連結・単独）

2013年度

2012年度

(C)

増 減

(A)-(C)

前年比％

(A)/(C)

今回見通し

(A)

10月見通し

(B)

増減

(A)-(B)

販

売

電

力

量

特定規模 需要以外

電 灯

118

118

0

118

0

99.7

電 力

26

26

0

27

△

1

99.9

特 定 規 模 需 要

164

168

△

4

167

△

3

98.2

計

308

312

△

4

312

△

4

98.9

連

結

売 上 高

6,330

6,390

△

60

5,829

500

108.6

営 業 損 益

△

990

-

-

△

1,154

170

-

経 常 損 益

△

1,130

-

-

△

1,281

150

-

当 期 純 損 益

△

770

-

-

△

1,328

550

-

単

独

売 上 高

6,080

6,140

△

60

5,593

490

108.7

営 業 損 益

△

1,020

-

-

△

1,200

180

-

経 常 損 益

△

1,160

-

-

△

1,186

20

-

当 期 純 損 益

△

780

-

-

△

1,200

420

-

（単位：億kWh程度、億円程度）

期末配当予想については、これまで未定としてきたが、通期の業績予想が極めて厳しい状況であることから、期末

配当は実施を見送る予定。

・販売電力量および売上高は、節電の影響など至近の動向を反映し、前回業績予想を修正。

・営業損益、経常損益、当期純損益は、泊発電所の発電再開時期を明確に見通すことが難しく燃料費を想定で

きないことから、未定としていたが、泊発電所の再稼働を巡る現在の状況を踏まえ、年度内停止を前提とし

た業績予想を算定。

14

■

経常損益の好転・悪化要因（単独）

2014

年

3

月期

経常損益

△

1,160

億円

程度

2013

年

3

月期

経常損益

△

1,186

億円

差し引き

20

億円

程度

好転

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

電気料金の値上げによる増収

水力発電量の増加による燃料費の減

（出水率： 99.8% → 112%程度）

人件費の減（給料手当の削減など）

資機材調達価格の低減

１１０億円程度

１９０億円程度

６０億円程度

５０億円程度

６０億円程度

計 ４７０億円程度

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

１４０億円程度

９０億円程度

８０億円程度

１４０億円程度

計 ４５０億円程度 ・燃料費増 210億円程度

・燃料費調整制度による収入増 △130億円程度

・原子力損害賠償支援機構一般負担金の増

15

【決 算】

□ 販売電力量実績 ････････････････････‥‥‥‥ 16 □ 大口電力販売実績 ･･････････････････‥‥‥‥ 17

□ 費用項目（単独）

・人件費、燃料費・購入電力料 ･･････‥‥‥‥ 18

・修繕費、減価償却費 ･･････････････‥‥‥‥ 19

・支払利息、その他費用 ････････････‥‥‥‥ 20

□ 主要諸元 ･･････････････････‥‥‥･･‥‥‥‥ 21

□ セグメント情報 ･････････････････････‥‥‥‥22

□ 連結包括利益計算書 ･････････････････‥‥‥‥23

【原子力】

□ 新規制基準の概要 ･･････････････････････････ 24

□ 原子炉設置変更許可等の申請について ･･･････‥25

□ 新規制基準適合性審査会合への資料提出状況（泊3号機）・26

【需 給】

□ 今冬の需給状況 ･･････････････････････････‥ 27

【設 備】

□ 石狩湾新港発電所(LNG火力)の建設･････････‥ 28 □ 京極発電所(純揚水式水力)の建設･･････････‥ 29 □ 北本連系設備の増強 ････････････････････････30

【設備投資】

□ 設備投資額 ･･･････････････････････････････ 31

【再生可能エネルギー】

□ 風力発電の導入状況 ････････････････‥‥‥‥32 □ 太陽光発電の導入状況 ･･････････････‥‥‥‥33 □ 再生可能エネルギーの導入状況 ･･････‥‥‥‥34 □ 導入拡大に向けた取り組み･･･････････‥‥‥‥35

【電力システム改革】

□ 工程表 ････････････････････････････‥‥‥‥36 □ 当社の考え方 ･･････････････････････‥‥‥‥37

16

■

決

算

-

販売電力量（実績）

（単位：百万kWh、％）

2013年度

(A)

2012年度

（B)

対前年実績

増 減

(A)-(B)

前年比

(A)／(B)

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

3Q(累計) 21,659 22,044 △385 98.3

17

■

決

算

-

大口電力販売実績

【決 算】

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

△15.6 △24.1 △19.4 △9.2 △7.7 △6.1 △2.3 △1.4 △2.2 1.6 0.3 △1.3 主な業種別内訳

（至近6ヶ月）

食料品 6.3 4.2 △1.9 3.1 0.8 4.2

紙・パルプ △5.8 △15.4 △27.4 △22.9 △30.8 △12.3

化 学 △4.8 6.7 5.1 △3.1 △2.0 △5.7

鉄 鋼 △1.8 10.6 24.0 33.9 41.2 8.5

機 械 △0.2 △5.4 △7.8 △3.2 △4.2 △6.4

【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

3

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 2.4 24.1 紙・パルプ △17.2 10.9

化 学 1.2 5.6

鉄 鋼 1.8 15.4 機 械 △4.0 12.2

その他 △4.5 31.8

合 計 △3.3 100.0

・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(％)

6.9 3.2 9.9 13.8 25.8 40.4 100.0 300 350 400 450 500 550

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

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

1 ,275 1 ,218 6 22 6 53 6 52 _{6 41}

4 86 _{4 66} 7 14

8 62 9 10

7 13

5 79

5 89 3 09

2 77 2 64

2 76

2 11 _{2 13} 8 20

8 49 7 91

5 74

5 05 _{4 19} 1 ,080

1 ,115 1 ,131

1 ,151

9 01 _{9 22}

▲9 .7

5 .3

▲0 .3

▲9 .5

▲6 .2 ▲3 .3

0 3 , 000 6 , 000 9 , 000

2009 2010 2011 2012 2012(3Q) 2013(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】 【5 ,304】

（ 百 万kWh）

【5 ,583】

【5 ,038】

【3 ,957】

【3 ,827】

18

■

決

算

-

費用項目（単独）

人件費

【決 算】

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

人

件

費

411

463

△

52

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

2,147

2,163

△

15

・海外炭火力稼働増（△128） ・水力発電量の増（△84） ・燃料価格上昇（136）

・泊発電所停止日数の増加（97）

内

訳

燃料費

1,419

1,631

△

212

購入電力料

728

532

196

当第3四半期 前年同期 増減

為替レート(円/$)

99

80

19

原油CIF価格($/bl)

109.5

114.0

△

4.5

108.2

129.7

△

21.5

19

■

決

算

-

費用項目（単独）

修繕費

（単位：億円）

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

修繕費

528

561

△

33

・流通設備修繕減（△29） （工事費の削減など）

内

訳

電

源

278

280

△

2

流

通

239

268

△

29

その他

10

12

△

1

減価償却費

（単位：億円）

当第3四半期 前年同期 増 減 主な増減要因

減価償却費

667

667

△

0

うち、泊発電所３号機 △30

（186 → 156）

・新規取得資産等 （81）

内

訳

電

源

396

398

△

2

流

通

234

242

△

7

その他

36

26

9

20

■

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

(1.34)

122

(1.44)

111

(

△

0.10)

11

支払利息

（単位：億円）

（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

1,124

991

132

・原子力損害賠償支援機構

一般負担金の計上（48)

・再エネ特措法納付金の増（42）

21

■

決

算

-

主要諸元

主要諸元

影響額

（単位：億円）

2013

年度

見通し

2012

年度

為替レート（円

/$

）

100

程度

83

原油

CIF

価格（

$/bl

）

110

程度

113.9

出水率（

%

）

112

程度

99.8

原子力設備利用率（

%

）

－

4.3

金利（期中平均）（

%

）

1.3

程度

1.43

2013

年度

見通し

2012

年度

為替レート（

1

円

/$

）

21

程度

25

原油

CIF

価格（

1$/bl

）

15

程度

14

出水率（

1%

）

6

程度

5

金利（

1%

）

32

程度

23

22

■

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】

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

4,261

883

5,145

_△

695

4,449

前年同期

4,030

659

4,689

_△

502

4,187

増 減

231

224

455

△

193

262

セグメント利益

または

セグメント損失 (△)

当第3四半期

_△

603

29

_△

574

2

_△

571

前年同期

_△

789

19

_△

769

4

_△

764

増 減

185

9

194

△

2

192

23

■

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

_△

312

_△

907

594

その他の包括利益

△

15

△

9

△

6

その他有価証券評価差額金（再掲）

(25)

(

△

9)

(34)

退職給付に係る調整額（再掲）

(

△

41)

(

－

)

(

△

41)

四

半

期

包

括

利

益

△

328

△

916

588

親会社株主に係る四半期包括利益（再掲）

(

△

330)

(

△

917)

(587)

少数株主に係る四半期包括利益（再掲）

(2)

(1)

(1)

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。

24

■

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

【 原子力 】 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＞

25

■

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

1

月

31

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

・2014年1月31日現在、泊3号機に係る審査は合計39回実 施、資料については27項目中23項目を提出（残りの項 目についてもヒアリング等実施中）。

・泊1・2号機は3号機の審査の目途が立った段階で、補 正申請予定。

・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 】

26

■

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 準備中

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 準備中

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

27

■

今冬の需給状況

【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

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％

（万kW、％）

年度 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

環境影響評価

建設工程

28

■

石狩湾新港発電所（ＬＮＧ火力）の建設

【石狩湾新港発電所】

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

発電所イメージ

札幌市

京極

29

■

京極発電所（純揚水式水力）の建設

【京極発電所の建設】

・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。

・昨年

11

月から開始した京極ダムへの湛水は

12

月中旬までに完了。

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

※

：

86.0

％

※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

30

■

北本連系設備の増強

【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】

31

2011

実

績

2012

実

績

2013

第

3

四半期

実

績

電

源

水 力

224

205

137

火 力

131

136

71

原子力

111

127

242

新エネ等

10

8

5

小 計

478

477

456

流

通

送 電

112

105

73

変 電

86

77

59

配 電

166

150

120

小 計

365

333

253

その他

43

75

42

原子燃料

184

185

201

合 計

1,072

1,072

953

（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

1,046

■

設備投資額

32

■再生可能エネルギー（１）風力発電の導入状況

【再生可能エネルギー】

・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

31.5

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（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】

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

・ ・

・ ・

(2013年3月末現在、NEDO)

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(3Q) '14 '15 '16

※自社発電所含まず

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

31.5(万kW)

4.3(億kWh)

（億kWh） （万kW）

■ 連系設備量(左軸) ■ 購入電力量(右軸)

（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(3Q) '13(3Q)

連系設備量（ 左軸）

購入電力量（ 右軸）

（万kW)

27.1(万kW)

（百万kWh)

（年度）

130.4(百万kWh)

33

■再生可能エネルギー（２）太陽光発電の導入状況

【再生可能エネルギー】

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（1/24現在）

特別高圧・高 圧 500kW以上～ 70万kW

※1 183

万kW (約390件)

[再掲] 特別高圧 2,000kW以上～ 40万kW程度 145万kW（約80件）

高 圧 50kW以上～500kW未満 － 5万kW (約160件)

低 圧(家庭用等) ～50kW未満 － 6万kW (約8,150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。

・メガソーラー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、

34

【参

考】

再生可能エネルギーの導入状況

【再生可能エネルギー】

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：

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

太陽光発電所

（

500kW

以上）

・既連系容量：

15.0

万

kW

・発電所数：

95

箇所

※2013年12月31日現在 ※自社発電所を含む

宗谷

0.5万kW

胆振3.4万kW

オホーツク

2.4万kW

石狩

0.8万kW

十勝

2.9万kW

釧路

3.9万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

0.3万kW

上川

35

■

【参考】再生可能エネルギー導入拡大に向けた取り組み

【再生可能エネルギー】

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

36

■

電力システム改革

(

工程表

)

【電力システム改革】

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）

37

■

電力システム改革（２）当社の考え方

【電力システム改革】

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）

本資料は2014年1月31日現在のデータに基づいて作成されております。また、金融商品取引法上のディスクロー ジャー資料ではなく、その情報の正確性、完全性を保証するものではありません。本資料には将来の業績に関する 記述が含まれておりますが、これらの記述は将来の業績を保証するものではなく、リスクと不確実性を内包するも のです。将来の業績は経営環境に関する前提条件の変化などに伴い変化することにご留意ください。また、あくま で当社の経営内容に関する情報の提供を目的としたものであり、当社が発行する有価証券の投資を勧誘することを 目的としたものではありません。本資料の利用については他の方法により入手された情報とも照合確認し、利用者 の判断によって行ってください。また、本資料利用の結果生じたいかなる損害についても、当社は一切責任を負い ません。

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