■
会 社 説 明 会
■
目 次
−
目
次
−
・経営概況 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 3
・泊発電所の再稼働に向けた取り組み ・・・・・・・・・ 5
・経営効率化の取り組み ・・・・・・・・・・・・・・・ 7
・新たな経営環境への的確な対応 ・・・・・・・・・・・ 8
・配
当 ・・・・・・・・・・・・・・・・ ・・・・・ 9
・決
算
2015年3月期
決算・・・・・・・・・・・・・・ 11
2016年3月期
見通し ・・・・・・・・・・・・・
25
<現状の課題と取り組み>
<経営状況>
昨年実施した電気料金の再値上げにより、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、お客さまに継続して電気をお届けするための一定の経営基盤を確保。
+
■
経営概況
泊発電所のたゆまぬ安全性向上に努めるとともに、泊発電所の新規制基準への適合性審査について 早期に原子力規制委員会の確認が得られるよう総力を挙げて取り組み、安全確保を大前提とした 早期の発電再開を目指す。
今後の収支改善・財務基盤の強化に向け、徹底した経営効率化を推進。
⇒安定的な供給力の確保および毀損した自己資本の充実を図ることで、事業運営の安定化を目指す。
○ 経営の安定化に向けた取り組み
将来にわたる安定供給の確保に向けた基盤整備として、石狩湾新港発電所( LNG) などの新規電源
の導入や北本連系設備の増強を着実に推進。 また、再生可能エネルギーの導入拡大に向け実証試験などに積極的に取り組み。
小売全面自由化に向けた業務運営体制や実務的課題への対応に加え、競争の進展を見据え、引き続 きお客さまに選択いただくための取り組みを進めるとともに事業領域の拡大についても幅広く検討。
新たな経営環境においてもお客さまの信頼と選択を勝ち取り、 地域とともに成長・発展する「ほくでんグループ」を目指す。
93
▲ 745
▲ 1, 200
▲ 642
42 244
▲ 146
▲ 1, 186
▲ 988 ▲ 87
▲ 2, 000
2010 2011 2012 2013 2014
(億円)
(年度)
当期純損益 経常損益
3, 659 2, 797 1, 552 929 1, 475 0 4, 000
2010 2011 2012 2013 2014
(億円)
(年度末)
資 本金
( 1, 142億 円)
(自己資本比率)
( 23. 2%)
( 8. 4%)
( 5. 4%) ( 9. 7%)
( 18. 0%) ( 億円 )
■
経営概況
∼収支および財務の状況
純資産残高
【単独】○ 資本対策や純損益の改善等により2014年度末
の純資産残高は資本金を上回る1, 475億円。 自己資本比率は8. 4%。
収
支
【単独】○ 電気料金の値上げ、燃料価格の低下や徹底
■
泊発電所の再稼働に向けた取り組み
○ 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対応すると ともに、安全対策工事についても早期の完成に向け全力を挙げて取り組んでいる。
○ 基準地震動確定後には、先行事例を踏まえるなどして、速やかに原子炉設置変更許可などに向けた準備を 進め、早期の発電再開に万全を期す。
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
65回
○ 資料は27項目中、基準地震動関連以外の25項目(プラント関係の重 大事故対策、津波、火山等)について提出済み。
○ 基準地震動確定に向け、「積丹半島西岸の海岸地形」、「震源を特定 せず確定する地震動」について審査継続中。
35回
○ プラント影響評価を除き、地震動・ 津波 および火山影響評価等の項目 について、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して 全力で取り組んでいる。
■
泊発電所の再稼働に向けた取り組み
∼適合性審査への対応状況
○ 設備の耐震評価を行うための基準地震動の確定に向け、以下の2点について原子力規制委員会か
ら早期に確認を得られるよう総力を挙げて取り組んでいる。
①「積丹半島西岸の海岸地形」について
②「岩手・宮城内陸地震(震源を特定せず確定する地震動)」について
論 点
原子力規制 委員会の指摘
当社の評価 これまでの取り組み 審査会合の状況
①
積丹半 島西岸 の海岸 地形
海岸地形が海面 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
積丹半島の海岸地形は潮位 変化や波浪時の波食、風化 作用により形成され、地形 の高低は岩種の違いによる 侵食抵抗の強弱が大きく影 響したものであり、「地震 性隆起に起因するものでは ない」。
・積丹半島西岸の海域 を含む半島のほぼ全周 において各種調査を実 施。
・地震性隆起を否定す るために必要な調査・ 分析, データ拡充等に 全力で取り組んできた。
<2015年3月13日の審査会合>
・敷地近傍で実施してきた追加調査結果を踏まえ、 当社評価を改めて説明。
・規制委員会から、当社評価の確実度をさらに高 めるためのコメントはあったが、当社評価を否 定する指摘はなかったと認識。
・データの再整理を行ったうえで可能な限り早期 の回答を目指す。
②
岩手・ 宮城内 陸地震
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 が認められるが、「さらな る安全性向上の観点から地 震動の検討対象として考慮 する」。
他機関の多数の観測地 点における余震を含め た地震観測記録の収 集・分析や地盤構造を 推定するための現地調 査を実施。
<2015年3月20日の審査会合>
・他機関で得られている地震観測記録の収集・分 析結果や観測地点の地盤状況などを踏まえ、地 震観測記録を収集した18地点のうち信頼性の 高い2地点の地震動を基準地震動に追加するこ とを説明。
・規制委員会から、説明内容に対する補強や評価 手法に関するコメントはあったが、当社評価を 否定する指摘はなかったと認識。
・現在、追加の検討を行っており可能な限り早期
■
経営効率化の取り組み
○ 今後の着実な収支改善・財務基盤の強化に加え、競争環境下における低コスト体質の実現に向け、徹底し た効率化・コスト削減の取り組みを推進。
○ まずは、料金値上げの際に公表した効率化計画の確実な実施に加え、昨年の料金再値上げ認可の際に示さ れた査定への対応を進める。
<2014年度の実績>
・昨年の料金再値上げの際に公表した700億円を超える経営効率化計画に確実に取り組むとともに、できうる限り の追加削減に取り組んだ結果、774億円の効率化を達成。
<2015年度の取り組み>
・昨年の料金値上げの際に計画した560億円程度に加え、査定への対応として追加削減額100億円を加えた660億円 程度を計画。 経営全般にわたるコスト削減に取り組み目標達成を目指す。
○2014年度の経営効率化【実績】
27
・役員報酬の削減 ・給料手当の削減 ・燃料費の削減
・資機材調達コストの低減 ・工事実施時期・内容の見直し ・修繕工事や諸経費などの一時的な
繰り延べ※
・普及開発関係費の削減 ・資産売却 など
・燃 料 調達価格のさらなる低減など
再値上げの際の 公表値
702億円
追加分 71億円
※ 2014年度に限定した取り組みとして、 安定供給確保の観点から本来実施す べき補修工事等について、供給支障 リスクを大幅に増加させない範囲で 行った繰り延べなど。
○ 2015年度の経営効率化【計画】
【 計画 660億円 程度】
・役員報酬の削減 ・給料手当の削減 ・燃料費の削減
・資機材調達コストの低減 ・工事実施時期・内容の見直し ・普及開発費の削減 など
・燃 料 調達価格のさらなる低減など
再値上げの際の 公表値
560億円程度
□
電力システム改革への対応
■
新たな経営環境への的確な対応
小売全面自由化( 2016年度目途) に向け、自由化対応に必要な業務運営体制の見直しや各種システム開 発などを準備。
2020年4月実施とされている発送電分離については国における詳細制度設計の議論などを踏まえ適切に 対応。
○ 2016年目途の小売全面自由化により、全てのお客さまが自由に電力会社を選ぶことが可能となり、
これまで以上に競争が進展。
○ 競争の進展を当社自らが成長する機会と捉え、
➢引き続き当社を選択いただくための取り組みとして、お客さまにご満足いただける商品・
サービスの提供に加え、
➢新たなビジネスモデルや事業領域の拡大などに向けた取り組みについて、検討を本格化。
□
競争環境への対応
引続き当社を選択いただくための新たな料金メニューや魅力的なサービス提供
✓スマートメータの活用など、より柔軟にお客さまニーズに対応するための料金メニューの
多様化
✓電気と他社商品・サービスとの組み合わせなど様々なビジネスモデルを検討
[異業種との提携によるセット販売やポイントサービス、会員制サイト設置によるWebを活用したサービスなど]
新たな事業領域などの検討
✓ガス供給事業や他エリアへの電力販売などの新たな事業領域について、他企業とのアライアンス等
も視野に幅広に検討。
経済性に優れた電源構成の実現
■
配 当
期末配当は、
普通株式、優先株式ともに
「無配」
2014年度
2015年度
毀損した自己資本の回復を
図る必要がある中で、経常
損失を計上
。
【
今後の取り
組み】
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。
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
出来ない。
中間配当・期末配当は、
普通株式、優先株式ともに
■
決 算
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)・水力発電量の減少による燃料費の増加や
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)・販売電力量の減少や燃料価格の低下に加え、
人件費をはじめ修繕費、諸経費の削減など経営全般にわたる徹底した効率化 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, 929
6, 303
625
109. 9
6, 639
6, 046
592
109. 8
営
業
損
益
47
△
801
849
−
45
△
842
887
−
経
常
損
益
△
93
△
953
860
−
△
87
△
988
900
−
当期純損益
29
△
629
659
−
42
△
642
684
−
2015年3月期決算のポイント
■
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, 929 6, 303 625 109. 9
電気事業営業収益 6, 622 6, 030 592 109. 8
その他事業営業収益 306 273 33 112. 4
営業外収益 44 26 17 166. 4
合 計 6, 974 6, 330 643 110. 2
経 常 費 用
営業費用 6, 881 7, 105 △ 223 96. 9
電気事業営業費用 6, 609 6, 858 △ 249 96. 4
その他事業営業費用 272 246 25 110. 4
営業外費用 185 178 6 103. 8
合 計 7, 067 7, 284 △ 216 97. 0
[ 営 業 損 益]
経 常 損 益
[ 47] △ 93
[ △ 801] △ 953
[ 849] 860
[ - ] -
渇水準備金引当又は取崩し( △ ) △ 193 26 △ 220 -
税金等調整前当期純損益 100 △ 979 1, 080 -
法 人 税 等 79 △ 352 432 -
少数株主損益調整前当期純損益 20 △ 627 648 -
少 数 株 主 損 益 △ 8 2 △ 10 -
当 期 純 損 益 29 △ 629 659 -
(参考) 包 括 利 益 △ 65 △ 541 476 -
電灯・電力
532百万kWhの減(対前年比 △ 3. 7%)
(減少要因)・節電のご協力をいただいた影響や、
冬季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
294百万kWhの減(対前年比 △ 1. 8%)
(減少要因)・節電のご協力をいただいた影響や産業用での生産減 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, 728)
11, 236
( 2, 755)
11, 595
( △ 27)
△ 359
( 99. 0)
96. 9
電 力 2, 429 2, 602 △ 173 93. 3
小 計 13, 665 14, 197 △ 532 96. 3
特定規模
需 要
業 務 用 8, 130 8, 285 △ 155 98. 1
産 業 用 8, 015 8, 154 △ 139 98. 3
小 計 16, 145 16, 439 △ 294 98. 2
合 計 29, 810 30, 636 △ 826 97. 3
大口電力(再掲) ( 4, 846) ( 4, 951) △ 105 97. 9
販売電力量
対前年比 2. 7%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
( 2014∼2015年)
実 績 △0. 3 6. 3 12. 9 17. 7 21. 5 21. 8 17. 4 10. 7 5. 6 △1. 8 △2. 3 △ 1. 3 3. 1
前年差 0. 0 0. 7 2. 6 0. 9 0. 1 △0. 6 △0. 8 △ 1. 7 △ 0. 2 △ 2. 2 2. 5 2. 7 3. 4
■
供給電力量
(単位:百万kWh)
当年度
( A)
前年度
( B)
増 減
( A) - ( B)
前年比%
( A) / ( B)
自
社
( 出水率)
水 力
( 97. 9%)
3, 394
( 114. 3%)
3, 875
( △ 16. 4%)
△ 481 87. 6
火 力 22, 804 23, 441 △ 637 97. 3
( 設備利用率)
原子力
( - )
-
( - )
-
( - )
- -
新エネルギー等 162 145 17 112. 1
計 26, 360 27, 461 △ 1, 101 96. 0
他社受電 6, 809 6, 772 37 100. 5
融 通 12 3 9 374. 8
揚水用 △ 47 △ 23 △ 24 206. 6
合 計 33, 134 34, 213 △ 1, 079 96. 8
・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、昨年 10月の京極発電所1号機の営業運転開始に伴い供給力が増加したことや、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)水力発電量の減少はあったが、販売電力量の減少 など ( 〃 原子力)泊発電所は前年と同様に全基停止
■
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, 869
2, 673
195
・販売電力量の減(△ 150)
・電気料金の値上げによる増収( 503) ・再エネ賦課金( 96)
電力料
3, 393
3, 063
329
計
6, 263
5, 737
525
その他収益
426
339
87
・再エネ特措法交付金(105)[売 上 高]
経 常 収 益
[ 6, 639]
6, 689
[ 6, 046]
6, 076
[ 592]
613
当年度
( A)
前年度
( B)
増 減
( A) - ( B)
主 な 増 減 要 因
人件費 451 535 △ 83
・給料手当の減(△ 12) ・退職給付費用の減(△ 66)
燃料費・購入電力料 3, 036 3, 230 △ 193 ・水力発電量の減(143)
・再エネ買取費用の増(105) ・販売電力量の減(△ 150) ・燃料価格の低下(△ 211)
燃料費( 再掲) ( 1, 929) ( 2, 148) △ 219
購入電力料( 再掲) ( 1, 107) ( 1, 081) 25 修繕費 707 729 △ 21
・資機材調達コストの低減や工事の繰り延べ など(△ 75)
減価償却費 877 897 △ 20 支払利息 166 163 2
その他費用 1, 537 1, 508 29
・諸経費の繰り延べなど(△ 37) ・再エネ特措法納付金の増(96)
経 常 費 用 6, 777 7, 064 △ 287
■
収支比較表(費用・損益- 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
[ 45] △ 87
[ △ 842] △ 988
[ 887] 900
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 64 △ 372 436
・前年度の繰延税金資産計上の反動(372) ・法人税法の改正による繰延税金資産の一部
取り崩しなど(64)
■
経常損益の変動要因(単独)
電気料金の値上げによる増収 人件費・修繕費・諸経費などの コスト削減
燃料価格の低下 その他
503億円 312億円
211億円 17億円
計 1, 043億円
水力発電量の減少による燃料費の増 143億円
計 143億円
差し引き
900
億円
好
転
要
因
悪
化
要
因
■
当期純損益の変動要因(単独)
経常損益の好転
渇水準備金の引当・取り崩し
900億円 220億円
計 1, 120億円
前年度の繰延税金資産計上の反動 法人税法の改正による
繰延税金資産の一部取り崩しなど
372億円 64億円
計 436億円
2015年3月期 当期純損益
42億円
2014年3月期 当期純損益
△
642億円
差し引き
684億円
好
転
要
因
悪
化
要
因
2013年度:渇水準備金引当の反動 26億円 2014年度:2013年度末引当金残高
■
業績見通しとの比較(単独・連結)
当年度
増 減
( A) - ( B)
主な増減要因
実績( A) 3月見通し( B)
( 販売電力量)
売 上 高
( 298)
6, 639
( 301程度)
6, 670程度
( △ 3程度)
△ 30程度
・販売電力量の減(△ 30)
営 業 損 益 45 0程度 40程度
・水力発電量の増加による燃料費の減(20) ・更なるコスト削減(20)
経 常 損 益 △ 87 △ 130程度 40程度
当期純損益 42 0程度 40程度
(単位:億kWh, 億円)
【単独】
【連結】
当年度
増 減 ( A) - ( B)
主な増減要因
実績( A) 3月見通し( B)
売 上 高 6, 929 6, 940程度 △ 10程度
・販売電力量の減(△ 30)
・連結子会社の外部売上高の増 など(20)
営 業 損 益 47 △ 20程度 60程度
・水力発電量の増加による燃料費の減(20) ・更なるコスト削減(20)
・連結子会社の諸費用の低減 など(20)
経 常 損 益 △ 93 △ 160程度 60程度
当期純損益 29 △ 30程度 60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
18, 156
17, 827
328
・減価償却による電気事業固定資産等の減少(△ 877) ・設備投資(1, 184)
単独
17, 496
17, 198
297
負 債
連結
16, 272
16, 360
△
87
・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)
単独
16, 021
16, 269
△
248
純 資 産
連結
1, 780
1, 351
428
・優先株式の発行(500) ・当期純利益の計上(42)
単独
1, 475
929
545
※ 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
9. 8
7. 6
2. 2
単独
8. 4
5. 4
3. 0
有利子負債残高
( 億円)
連結
12, 981
12, 961
19
■
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
943 139 804税金等調整前当期純損益 (再掲) ( 100) ( △ 979) ( 1, 080)
減価償却費 (再掲) ( 939) ( 963) ( △ 23)
渇水準備引当金の増減額(再掲) ( △ 193) ( 26) ( △ 220)
投資活動CF
△ 1, 141 △ 1, 304 163固定資産の取得による支出(再掲) ( △ 1, 213) ( △ 1, 343) ( 129)
投融資の回収による収入(再掲) ( 60) ( 39) ( 21)
差引CF
△ 198 △ 1, 165 967財務活動CF
507 1, 602 △ 1, 095有利子負債増減(再掲) ( 19) ( 1, 613) ( △ 1, 594)
株式の発行による収入(再掲) ( 497) ( - ) ( 497)
■
2016年3月期の業績見通し(連結・単独)
2015年度見通し( A) 2014年度実績( B) 増 減 ( A) - ( B)
売 上 高
連 結 7, 660程度 6, 929 730程度
単 独 7, 380程度 6, 639 740程度 (対前期増減率)
販 売 電 力 量
(2. 4%程度)
305程度 298 7程度
【主要諸元】
為替レート(円/ $) 120程度 110 10程度
原油CI F価格($/ bl ) 60程度 90. 4 △ 30程度
営業損益、経常損益、当期純損益
次期の中間・期末配当につきましては、業績を見通すことができないことから、 普通株式および優先株式ともに未定とさせていただきます。
配
当
泊発電所の新規制基準への適合性審査対応に総力をあげて取り組んでおりますが、 発電再開時期を明確に見通すことができず、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、未定といたします。
※ 今後、業績を見通すことが可能となり次第、速やかにお知らせいたします。
販売電力量・売上高
【決 算】
□ 販売電力量実績 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 29 □ 大口電力販売実績 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 30 □ 費用項目(単独)
・人件費・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 31 ・燃料費・購入電力料 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 32 ・修繕費、減価償却費 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 33 ・支払利息、その他費用 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 34 ・主要諸元・影響額 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 35 □ セグメント情報 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 36 □ 連結包括利益計算書 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 37
【泊発電所の再稼働に向けた取り組み】
□ 泊発電所の安全性向上に向けたたゆまぬ取り組み・・・・39 □ 泊発電所の安全性向上計画の検討フローおよびPDCAサイクル・40 □ 新規制基準適合性審査状況・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 41 □ 新規制基準適合性審査会合への資料提出状況 ・・・・・・・42 □ 基準地震動の確定−積丹半島西岸の海岸地形について・・・・ 43 □ 積丹半島西岸の海岸地形について ・・・・・・・・・・・・・・・・ 44 □ 基準地震動の確定−震源を特定せず確定する地震動について・・ 45 □ 岩手・宮城内陸地震について ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 46 □ 泊発電所の安全対策工事・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 47
【供給計画の概要】
□ 電力需要の見通し・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 51 □ 電源開発計画・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 52
【主な設備計画】
□ 石狩湾新港発電所( LNG火力) の建設 ・・・・・・・・・・ 54 □ 京極発電所( 純揚水式水力) の建設 ・・・・・・・・・・・ 55 □ 北本連系設備の増強 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 56
【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導入拡大に向けた当社の対応・ 59 □ 再生可能エネルギーの接続申込への対応・・・・・・・・・・ 60 □ 太陽光発電の導入状況・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 61 □ 風力発電の導入状況 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 62 □ 大型蓄電システムの実証事業 ・・・・・・・・・・・・・・・ 63 □ 家畜系バイオマス発電に係る研究開発 ・・・・・・・ 64
【電力システム改革への対応】
□ 電力システム改革の工程表 ・・・・・・・・・・・・・・・・・ 67 □ 電力システム改革への対応スタンス ・・・・・・・・・ 68
■
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 7, 175 7, 236 △ 61 99. 2 1月 3, 191 3, 161 30 100. 9 2月 2, 849 3, 029 △ 180 94. 1 3月 2, 581 2, 787 △ 206 92. 6 4Q 8, 621 8, 977 △ 356 96. 0 下期 15, 796 16, 213 △ 417 97. 4 年度 29, 810 30, 636 △ 826 97. 3
(単位:百万kWh)
2014年度実績(累計)
(単位:百万kWh)
節電のご協力をいただいた影響や、冬季の気温 が前年に比べ高く推移したことによる暖房需要 の減少に加え、産業用での生産減などから、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)
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
4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月
△1. 7 △6. 5 △3. 1 △0. 8 △2. 7 △3. 3 2. 0 △8. 3 1. 8 3. 5 △0. 5 △4. 4
主な業種別内訳 (至近6ヶ月)
食料品 △3. 0 △1. 8 1. 8 2. 6 2. 5 0. 7 紙・パルプ △3. 1 21. 6 34. 2 47. 4 14. 6 0. 3 化 学 11. 2 △3. 6 △9. 7 △5. 2 △13. 2 △14. 0 鉄 鋼 18. 8 △36. 0 △3. 5 15. 7 5. 4 △15. 6 機 械 △0. 7 △0. 2 2. 3 0. 7 △2. 9 3. 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】
2014年度実績(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 △ 0. 7 24. 3
紙・パルプ 5. 7 11. 2
化 学 △ 3. 3 5. 5
鉄 鋼 △ 7. 4 14. 0
機 械 △ 0. 4 12. 6
その他 △ 3. 7 32. 4
合 計 △ 2. 1 100. 0
・「紙・パルプ」の自家発電の稼働減による当社売電の増加はあったが、 「鉄鋼」の生産減などから、前年実績を下回った。
( 参考) 2014年度 全国構成比( %) 6. 8 3. 1 9. 9 13. 9 26. 0 40. 3 100.0
(百 万 k Wh)
1 ,827 1 ,819
1 ,683 1 ,630
1 ,569 6 53 6 52
6 41
6 14
6 11 8 62 9 10
7 13
7 31
6 77 2 77 2 64
2 76
2 77
2 68 8 49 7 91
5 74
5 13
5 43 1 ,115 1 ,131
1 ,151
1 ,186
1 ,178
5 .3
▲ 0 .3
▲ 9 .5
▲ 1 .7 ▲ 2 .1
0 3 , 000 6 , 000 9 , 000
2010 2011 2012 2013 2014
対前年伸び率(%)
食 料 品
化 学
鉄 鋼
機 械
その 他
紙 ・パルプ
【5 ,567】
【4 ,846】 【4 ,951】
【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 451 535 △ 83
・給料手当の減(△ 12)
・退職給付費用の減(△ 66)
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)
14年度発生分 69 − − 69 19年度(5年)
合計 △ 29 △ 64 △ 98
【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)当年度 前年度 増 減 主な増減要因
燃料費・購入電力料 3, 036 3, 230 △ 193
・水力発電量の減(143) ・再エネ買取費用の増(105) ・販売電力量の減(△ 150) ・燃料価格の低下(△ 211) 内 訳
燃料費 1, 929 2, 148 △ 219
購入電力料 1, 107 1, 081 25
【主要諸元】
当年度 前年度 増 減
為替レート(円/ $) 110 100 10
原油CI F価格($/ bl ) 90. 4 110. 0 △ 19. 6
■
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
707 729 △ 21・資機材調達コストの低減や工事の 繰り延べなど(△ 75)
・海外炭火力発電所定期検査費用の 増(34)
内 訳
電 源
376 367 8流 通
316 345 △ 29その他
14 16 △ 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
877 897 △ 20 ・定率効果(△ 98)(再掲)
泊発電所3号機 △ 33
・新規取得資産等(78) (再掲)
京極発電所1号機 51
内 訳
電 源
513 532 △ 18流 通
311 316 △ 5■
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. 28)
166
( 1. 33)
163
( △ 0. 05)
2
支払利息
(単位:億円)(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, 537 1, 508 29
■
決 算
- 主要諸元・影響額
2013年度 ( A)
2014年度
実 績 ( B)
対前年度増減
( B) - ( A)
為替レート(円/ $) 100 110 10
原油CI F価格($/ bl ) 110. 0 90. 4 △ 19. 6
出水率(%) 114. 3 97. 9 △ 16. 4
原子力設備利用率(%) − − −
金利(期中平均)(%) 1. 33 1. 28 △ 0. 05
主要諸元
影響額
2013年度 ( A)
2014年度
実 績 ( B)
対前年度増減
( B) - ( A)
為替レート(1円/ $) 21 16 △ 5
原油CI F価格(1$/ bl ) 14 15 1
出水率(1%) 6 5 △ 1
金利(1%) 32 32 0
■
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, 633
1, 159
7, 793
△
863
6, 929
前年度
6, 041
1, 241
7, 282
△
979
6, 303
増 減
592
△
82
510
115
625
セグメント利益
または
セグメント損失( △ )
当年度
42
0
42
4
47
前年度
△
843
35
△
808
6
△
801
増 減
885
△
34
851
△
1
849
(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
20
△
627
648
その他の包括利益
△
86
85
△
171
その他有価証券評価差額金(再掲)
( 12)
( 20)
( △
7)
退職給付に係る調整額(再掲)
( △
99)
( 65)
( △
164)
包
括
利
益
△
65
△
541
476
親会社株主に係る包括利益(再掲)
( △
58)
( △
545)
( 487)
少数株主に係る包括利益(再掲)
( △
7)
( 3)
( △
10)
連結包括利益計算書
・当社では、福島第一原子力発電所のような事故を決して起こさないとの強い決意のもと、泊発電
所の安全確保を経営の最重要課題と位置付け、リスク低減に一層取り組むため、2014年6月に
泊発電所の「安全性向上計画」を取りまとめました。
・計画に基づき、国内外の新たな知見の導入、リスク評価の実施、また、当社の安全性向上の取り
組みについてステークホルダーの皆さまにご理解いただくコミュニケーション活動などに積極的
に取り組むとともに、安全性向上計画の継続的な改善を通じて泊発電所の一層の安全性向上を
図っていきます。
■
泊発電所の安全性向上に向けたたゆまぬ取り
組み
○ 社長をトップとしたリスクマネジメント体制の強化
○ 安全性向上計画確定における確率論的リスク評価の活用
○ 地震や津波のリスクなどの分析評価とそれを踏まえた安全対策の検討
○ 大型航空機の落下などに備えた設備対応(特定重大事故等対処施設の設置)
○ 教育訓練を通じた手順書・設備運用の改善および事故対応能力の一層の向上
○ 原子力リスク研究センターなどへの参画を通じた研究開発の推進
○ 原子力発電のリスクはゼロではないとの認識を前提としたコミュニケーション活動の推進
・当社では、リスク情報を活用した網羅的リスク評価を行い、残余のリスクを明確化した上で、
安全性向上計画を確定し、継続的・計画的にリスク低減対策を検討・実施していきます。
■
泊発電所の安全性向上計画の検討フ
ローおよびP DC Aサイ
ク
ル
安全性向上計画の検討フロー
PRA評価
・事象の発生頻度 ・プラントへの影響評価
(今回の対策) ・設計想定を超
える事象に対 しても事故の 拡大防止・影響 緩和ができる ように大規模 損壊発生時の 手順書体系を 整備
(今後の対策)
・教育訓練によ る手順書見直 し、力量の維 持・向上を継続 的に実施
(今回の対策) ・発生確率が低
く、プラント へ影響を及ぼ す可能性が小 さいことを評 価 ・他の事故シー
ケンスと同様 に対応できる ことを確認
(今後の対策)
・新知見等を踏 まえ、継続的 に検討
外部リスク等の分類・整理
(78事象)
弱点の抽出
【ハード面】 (今回の対策) ・代替電源、代
替炉心注水、 C/ V 冷却機能 の強化
(今後の対策)
・建屋や機器の 特性に応じた きめ細やかな PRA評価を 実 施し、更な る安全対策を 継続的に検討
【ソフト面】 (今回の対策) ・重大事故等対
応手順書の整 備
(今後の対策)
・教育訓練によ る手順書見直 し、力量の維 持・向上を継 続的に実施
残余のリスクを明確化し、 継続的にリスク低減対策 を検討・実施する。
テロ対策検討
弱点の抽出
【ハード面】 (今回の対策) ・特定重大事故
等対処施設の 検討
(今後の対策)
・特定重大事故 等対処施設の 設置 ・更なる安全対
策を継続的に 検討
【ソフト面】 (今回の対策) ・事故拡大防
止・影響緩和 ができるよう に大規模損壊 発生時の手順 書体系を整備
(今後の対策)
・教育訓練によ る手順書見直 し、力量の維 持・向上を継 続的に実施
PDCA
新知見情報 の収集、分 析・評価
反映
反映
○ 従来はPRA評価 のみを実施してい た。
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4月3日現在)】
原子力規制委員会の適合性確認
【3号機】
審査は65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、基準地震動の確定に向けた審査 ・積丹半島西岸の海岸地形の形成過程
・震源を特定せず確定する地震動の評価 【1、2号機】
2014年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
確
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)】
■
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。
※ 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 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
震源を特定して確定する地震動 2013. 9. 11
震源を特定せず確定する地震動 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
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± 1 m
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) 。
当社調査範囲 積丹半島
泊発電所
半島周辺は、第四紀以降(約258万年前以降)に堆積した地層がほぼ水平に堆積しており、明瞭な褶曲などは認め られない。
半島の東西で隆起量が同程度であること、海岸地形も同様な状況であり、海上音波探査、陸域の地震探査等の 検討結果から、後期更新世以降(約12∼13万年前以降)、半島西岸を隆起させる活構造は認められない。
半島の海岸地形は、岩種・岩相の侵食抵抗による影響が大きく、波食および風化作用によるもの。
半島周辺は広域的な隆起によって約0.2m/千年の隆起速度で一様に隆起している。
<当社の評価>
積丹半島の海岸地形は潮位変化や波浪時の波食、風化作用により形成され、地形の高低は岩種の違いによる 侵食抵抗の強弱が大きく影響したものであり、地震性隆起に起因するものではない。
規制委員会の指摘を踏まえ実施した調査・検討内容
①積丹半島の形成について
②積丹半島の段丘分布高度に関する検討 ③積丹半島の海岸地形に関する検討
④積丹半島西岸近傍海域の地質構造等に関する検討 ⑤積丹半島の隆起要因に関する検討
⑥敷地近傍陸域の地質・地質構造に関する検討 (追加)
[ 調査内容・手法]
文献調査、地形調査、地表地質踏査、 ボーリング調査、反射法地震探査、 海上音波探査
■
積丹半島西岸の海岸地形について
② ③
④
①,⑤
⑥
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。
<当社の評価>
地震観測記録を収集した18地点のうち信頼性の高い金ヶ崎、栗駒ダムの地震動を、北海道留萌支庁南部地震と ともに基準地震動に追加。
防災科学技術研究所の観測点のうち震源近傍16地点および震源近傍に位置するダム2地点の計18地点を選定。 このうち、地震動の大きさ、地盤条件により8地点を抽出し、さらに信頼性の高い地震動の評価が可能な4地点 を選定。
信頼性の高い地震動の評価が可能な4地点のうち、最も保守的な評価から敷地に与える影響の大きなものとして、 2地点(金ヶ崎、栗駒ダム)の地震動を震源を特定せず確定する地震動として考慮。
●は基準地震動に追加する地点(⑬金ヶ崎、⑱栗駒ダム)
① ②
③ ④
⑦ ⑧
⑨
⑩
⑪ ⑬
⑭ ⑮ ⑯
⑱ [3月20日の審査会合における当社の説明ポイント]
■
岩手・宮城内陸地震について
⑤ ⑥
⑫
⑰
岩 手
宮 城 秋
田
山 形
・2014年12月に高さ16.5mの防潮堤が完成したほか、新規制基準適合性審査の過程で必要となった
工事については、泊発電所3号機原子炉格納容器スプレイ配管の追加工事が完了しており、今後、
基準地震動を確定次第、設備の耐震設計を行い、必要に応じて耐震補強等を行うとともに、
1・2号機を含めて残る工事についても早期完了に向けて進めていく。
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①、可搬型注水ポンプ車②、 可搬型送水ポンプ車③
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④
(静的触媒式水素再結合装置、電気式水素燃焼装置)
電源の確保
代替非常用発電機(常設)⑤、
可搬型代替電源車( 移動発電機車) ⑥、蓄電池⑦
水源の確保 代替屋外給水タンク⑧
放射性物質の拡散抑制対策 放水砲⑨
その他の対策 水密扉⑩、緊急時対策所⑪
※ 主な設備の番号は、48、49ページの図上の番号を表す。
■
泊発電所の安全対策工事(
1
)
・ 当社は、地震や津波によって電源や冷却設備などの原子力発電所の安全を守る機能が失われる
ことがないよう、多重・多様な安全対策を進めてきた。
・ これにより重大事故が発生するリスクを低減できると考えているが、それでも重大事故は起こ
りうるという認識の事故時の影響緩和対策や継続的な訓練にも取り組むことで泊発電所の一層
の安全性向上を図っていく。
■
泊発電所の安全対策工事(
2
)
防潮堤
⑩
⑤
⑥
①
②
⑧
④
⑨
⑪ ⑩
■
泊発電所の安全対策工事(
3
)
⑪緊急時対策所
①代替格納容器スプレイポンプ ②可搬型注水ポンプ車
③可搬型送水ポンプ車 ⑤代替非常用発電機
⑥可搬型代替電源車(移動発電機車) ⑧代替屋外給水タンク
④原子炉格納容器内の水素処理装置
⑦蓄電池 ⑩水密扉
⑨放水砲
【イメージ図】 2つの変電所から2回線ずつ計4回線供給( 1、2号機はさらに
142 (▲ 2.2)
137 (▲3.7)
140 (0.5)
147 [0.3] 164
(▲ 1.4) 161 (▲1.8)
165 (2.3) 180 [0.9] 493 507 511 553 306 298 305 327 0 100 200 300 400 500 600 700 0 100 200 300 400 500
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 (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
販売電力量
2015年度:対前年伸び率 2. 4%( 305億kWh)
〔増加要因〕2014年度冬季の高気温や少雪による暖房・融雪需要の減少の反動など。
2013∼2024年度:年平均伸び率 0. 6%(気象・うるう年補正後)
〔増加要因〕国内経済が回復基調で推移することによる業務用・産業用需要の増加など。 〔減少要因〕人口減少や省エネルギー・定着した節電の影響など。
(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。
■
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) :2号機 2015年11月、3号機 2025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- 11 2025年度以降 新岩松(水力) 1. 6 2013- 7 2016- 1 焼尻6号(内燃力) 0. 024 2015- 2 2015- 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 沓形10号(内燃力) 0. 075 2016- 2 2016- 7
廃 止
岩松(水力) ▲ 1. 26 ― 2015- 5(廃止) 音別(石油火力)
▲ 14. 8 ( ▲ 7. 4× 2台)
― 未定(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
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(
L
N
G
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。
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月に営業運転を開始。
・2号機は2015年11月の営業運転開始を予定。
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11月 3号機:2025年度以降
京極発電所全景
発電所
京極ダム
京極ダム調整池
■
北本連系設備の増強
【設備全体イメージと変換所完成予想図】
・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(現行60万kW→増強後90万kW)。
・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
架空送電線 北海道側77km程度
本州側21km程度
地中ケーブル 24km程程度
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
※ 既設ルートは電源開発( 株) 所有設備
今別変換所 北斗今別直流幹線
(直流送電線) 北斗変換所
津軽海峡 吉岡ケーブルヘッド
ケーブル斜坑
作業坑 本坑
竜飛 ケーブルヘッド 交流
直流 交流
0. 0 100. 0 200. 0 300. 0
2012 2014
( 万 kW)
バイオマス
地熱
水力
風力
太陽光
208. 6
262. 5
・
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ており、
2014年度末時点で、再生可能エネルギーは260万kWを超える導入量。
・風力発電や太陽光発電の出力予測精度の向上や出力制御方法の確立などに取り組むことで風力・ 太陽光発電の最大限の活用と電力品質の維持の両立を図るとともに、「風力発電の導入拡大に向 けた実証試験」、「大型蓄電システム実証事業」、「家畜系バイオマス発電に係る研究開発」な どについて引き続き着実に進め、再生可能エネルギーのさらなる導入拡大に努めていく。
■
再生可能エネルギー導入拡大に向けた当社の対応
再 生 可 能 エ ネ ル ギ ー の 導 入 量 ( F I T 導 入 年 と の 比 較 )
( 万kW)
発 電 種 別 2012 2014 太 陽 光 10. 4 61. 2
■
再生可能エネルギー接続申込みへの対応
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
・固定価格買取制度の開始以降、太陽光発電を中心に再生可能エネルギーの導入が急速に拡大する
中、2015年1月に同制度の運用見直しが行われた。当社は、北海道における太陽光発電の接続申し
込み量が接続可能量である117万kWに達したことを受け、新たな運用ルールのもと、再生可能エネ
ルギーの受入れを継続している。
(万kW) 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 0 10 20 30 40 50 60 70
'99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14
連系設備量(左軸) 購入電力量(右軸)
(万kW)
61.2(万kW)
(億kWh)
(年度)
5.4 (億kWh)
連系電圧 申込状況(3/ 31現在) 設備認定量※ 1 特別高圧・高 圧 500kW以上 201. 7万kW ( 約610件)
206. 6万kW [ 再掲] 特別高圧 2, 000kW以上 134. 3万kW(約70件)
高 圧 500kW未満 11. 9万kW ( 約480件)
77. 4万kW 低 圧
10kW以上50kW未満 24. 5万kW ( 約7, 100件) 10kW未満 13. 1万kW(約27, 000件)
合 計 251. 2万kW( 約35, 200件) 284. 0万kW 太陽光発電の導入状況
・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( 2012年度) により 特別高圧・高圧の連系申込が急増(設備認定量 284万kW、申込量 251万kW)。
・2015年3月末時点において、太陽光発電は接続可能量117万kWに対し、連系量が約61. 2万kW。
【申込状況(電圧別)】