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2016年7月29日
北海道電力株式会社
■ 2017年3月期 第1四半期 決算説明
■目 次
－ 目 次 －
・ほくでんグループの目指す方向性 ・・・ 3
・さらなる成長へ向けた事業領域の拡大 ・・・ 4
・収支および財務の状況 ・・・ 5
・泊発電所の再稼働に向けた取り組み ・・・ 6
・泊発電所の再稼働までの工程（イメージ） ・・・ 7
・将来の安定供給を支える発電・流通設備の構築 ・・・ 8
・地球温暖化問題への対応 ・・・ 9
・経営体制とコーポレート･ガバナンスの さらなる強化 ・・・ 10
・配 当 ・・・ 11
・決 算
2017年3月期第１四半期決算 ・・・ 13
2017年3月期 見通し ・・・ 25
・参考資料 ・・・ 27
2
■ほくでんグループの目指す方向性 ○４月より電力の小売全面自由化がスタートし、競争の激化など当社を取り巻く経営環境は大きく変化。 ○今回、2016～2018年度の3年間を「今後も責任あるエネルギー供給の担い手であり続けるため､小売全面自由化の中で競争を勝ち抜くとともに、将来の安定供給を確かなものとしていく重要な期間」と位置付け、「2016年度経営計画」を策定。“総合エネルギー企業”としてさらなる発展を目指す。
○「ほくでんグループが目指す企業像」の実現に向け、グループ一丸となった取り組みを進めていく。
□ほくでんグループが目指す企業像
○責任あるエネルギー供給の担い手としての役割を全うすることで、地域の持続的発展を支える。 ○総合エネルギー企業としてさらなる発展を遂げるために、新たな視点を取り込みながら果敢にチャレンジ。 ○スピード感や柔軟性のある事業運営を進め、事業基盤をゆるぎないものとし、皆さまの期待に応えていく。
【コーポレート・スローガン】 「ともに輝く明日のために。 Light up your future.」
○2016～2018年度の取り組み
□ 経営の早期安定化に向けた取り組み 泊発電所の早期再稼働と安全性向上に向けた取り組み 収支改善・財務基盤の強化
□ 収益拡大に資する成長戦略の展開 競争を勝ち抜くための販売活動の展開 さらなる成長に向けた事業領域の拡大
□ 事業基盤の強化に向けた取り組み 将来の安定供給を支える発電・流通設備の構築 法的分離に向けた組織・事業運営体制の検討 新たな課題に対応可能な人材の育成・確保 地域・社会との共生
□中長期的な成長イメージ
3
小売全面自由化
［2016～2018年度］ 総合エネルギー企業として成長・発展
競争環境下においても､責任あるエネルギー供給の担い手として 北海道の持続的発展を支えていく
新メニュー､新サービスの提供や泊再稼働後の電気料金の値下げによる 価格競争力の強化ならびに成長戦略などの事業領域拡大により､収益拡大を目指す
【変わらぬ経営理念の遂行】
【新たな経営環境への対応】
財 務 基 盤 の 回 復 ・ 充 実 に よ る 企 業 価 値 の 向 上
■さらなる成長へ向けた事業領域の拡大
○総合エネルギー企業としてさらなる成長と発展を遂げるため、収益拡大に資する成長戦略を展開し、北海道外での電力販売やガス供給事業などについて、他企業とのアライアンスも含めて検討を進めていく。
【北海道外での電力販売】 ・早期の事業開始に向けて、検討を進めていく。
【ガス供給事業】 ・現在建設を進めている石狩湾新港のＬＮＧタンクなどの活用を視野に、早期事業開始に向けた検討を
進めていく。
4
■収支および財務の状況 ○前年度は、震災以降の電気料金の値上げや経営効率化の徹底などにより、５年ぶりに経常利益の黒字回復を達成し、普通株式、優先株式ともに復配を実施。
○今後も、販売活動や経営効率化などの取り組みに加え、安全確保を大前提とした泊発電所の一日も早い発電再開により、経常黒字の確保および自己資本の回復を目指す。
連結経営状況
5
119
-720 -1,328 -629
29 212 149
3,999
3,162
1,790 1,351 1,780 1,863 1,928 292
-96 -1,281
-953
-93
280 157
24.4 %
19.5 %
10.8 %
7.6 %9.8 % 10.2 % 10.7 %
15
10
5
0
5
10
15
20
25
30
-2,000
-1,000
0
1,000
2,000
3,000
4,000 (億円)
2010 2011 2012 2013 2014 2015
(％)
〔無配〕 〔復配〕
(年度)2016(1Q)
自己資本
自己資本比率
当期純損益
経常損益
※ 2016年(1Q)は四半期純利益
○原子力規制委員会による新規制基準への適合性審査は、基準地震動に加えて、基準津波や火山に関する当社説明内容について概ねご了解いただいている。現在、これまでの審査における議論や現地調査（2016年7月1日実施）におけるご指摘を踏まえ、適合性の確認を早期に得られるよう真摯に対応している。
○プラント関連については、３号機の新規制基準適合性審査への今後の対応について、７月26日の審査会合でご説明させていただいた。
○安全対策工事については、当初計画していた工事は概ね完了。現在、新たな基準地震動に基づく耐震性評価を踏まえ必要な箇所については補強工事を進めるなど、早期の完成に向け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
７９回 ４５回 ○基準地震動は昨年12月に概ね了解いただいた。 ○現在、これまでの審査における議論や現地調査（2016年7月1日実施）におけるご指摘を踏まえ、さらに説明が必要な事項について鋭意対応中。
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、 防潮堤、緊急時対策所等
防潮堤は完成、緊急時対策所は使用を開始 その他も機器本体の搬入や据付け迄ほぼ完了
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
実施中
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 配管追加据付は 概ね完了 工事不要
竜巻対策工事、内部火災対策工事、内部溢水対策工事 等 追加･変更が生じる可能性はあるが、早期の工事完了を目指し全力で取り組んでいる
【安全対策工事の進捗状況】
■泊発電所の再稼働に向けた取り組み
6
■泊発電所の再稼働までの工程（イメージ）
7
○１日も早い再稼働に向けて、原子炉設置変更許可の補正書作成に全社的な応援体制を組むなど、全社を挙げた取り組みを強化するとともに、他プラントの先行事例を最大限活用し、工程の短縮を目指す。
○４月13日以降、原子力発電所の新規制基準や泊発電所の安全対策等について説明させていただくため、後志管内にお住まいの方々を対象に地域説明会を開催しており、８月９日までに20市町村合計で64回開催する予定。
これまでの動き 今後の予定（イメージ）
新規制基準適合性審査
原子炉設置変更許可
工事計画
認可
保安規定
変更認可
泊発電所
理解活動
安全対策工事
審査対応
補正書作成
審査
現在
審査書案作成
パブリックコメント許可手続き
許可
新たな基準地震動による耐震性の評価など
補正書提出
審査認可
認可
補正書提出
審査
使用前検査※２
起動操作 試運転
再稼働(発電再開）
申請（2013年7月）
申請（2013年7月）
申請（2013年7月）
補正書提出※１
※１設備の設計のもとになる基準地震動や基準津波などに関する審査会合での指摘を踏まえ、変更・追加した内容を補正書として提出。
※２認可を受けた工事計画どおりに工事が行われているかなどについて、国が確認。
基準地震動概ね了解
＜地域説明会を含む＞
○将来の安定供給を支える基盤整備 将来にわたる安定供給の確保、価格競争力、環境への適合性を兼ね備えた電源構成を追及。 当社初のＬＮＧ火力発電所である石狩湾新港発電所の導入や北本連系設備の増強を確実に推進。
○再生可能エネルギー導入拡大に向けた取り組み ・系統規模の小さい北海道においては､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維持を両立。
・現在、地域の資源である再生可能エネルギーのさらなる活用に向け、東京電力殿との北本連系設備を活用した風力発電の実証試験をはじめとする風力・太陽光発電の導入拡大、大型蓄電システム実証事業、水力発電における未利用エネルギーの活用、バイオマス発電や地熱資源調査などについて着実に推進。
■将来の安定供給を支える発電・流通設備の構築
○Ｓ＋３Ｅの観点から、電源構成の最適なエネルギーミックスを追求。 ○ＬＮＧ火力発電所や再生可能エネルギーの導入拡大などの上記取り組みに加え、安全性の確保を大前提とした泊発電所の安定運転に取り組み、低炭素社会の実現に貢献。
□ 火力発電設備 ・石狩湾新港発電所の導入(LNG:出力56.94万kW×3基) 運転開始予定：１号機 2019年２月
□ 流通設備 ・北本連系設備増強工事 運転開始予定：2019年３月，送電容量 30万kW
□ 水力発電設備 ・京極発電所の導入（純揚水:出力20万kW×3基） 運転開始：１号機2014年10月，２号機2015年11月 ・高効率機器導入等による未利用エネルギーの活用 （2011～2021年度にかけて合計30,800kWの出力を向上）
□ 風力・太陽光発電の導入拡大 ・2016年6月末の導入量:風力31.5万kW､太陽光100.0万kW ・風力発電の導入拡大に向けた東京電力殿との実証事業 ・再生可能エネルギー予測システムの導入
□ バイオマス発電事業 ・家畜系バイオマス発電の出力制御に係る研究開発 ・水素を活用した小規模木質バイオマス発電実証事業
□ 大型蓄電池システム実証事業 ・レドックスフロー電池の性能実証・制御技術の開発
□ 地熱発電 ・壮瞥町における地熱資源調査
＜再生可能エネルギー導入拡大に向けた取り組み＞
＜将来の安定供給を支える基盤整備＞
8
○当社は、水力発電をはじめ風力発電や太陽光発電など、再生可能エネルギーの導入拡大に積極的に取り組んでおり、 2015年度において当社の電力量に占める再生可能エネルギーの割合は２割を超える状況。（国の電源構成目標における再生可能エネルギーの比率は、2030年で22～24％）
○「電気事業低炭素社会協議会の低炭素社会実行計画」で掲げた目標の達成に向け、前頁の取り組みを推進することにより、温室効果ガス排出削減に貢献していく。
■地球温暖化問題への対応
9
2015年度の電力量に占める再生可能エネルギー（※）
の割合は、２割を超える状況。
16%
6%
49%
27%
2% 再エネ
（FIT電気以外）
FIT電気
石炭
石油
卸電力取引所
・その他
再生可能
エネルギー
２割程度
2015年度
実績
２割超
CO2排出原単位（2030年度） 0.37kg-CO2/kWh程度※を目指す。
※ お客さまのご使用量1kWhあたりの数値
注）ＣＯ２クレジット等調整後の値
※ 固定価格買取制度(FIT)適用分を含む。
電力量に占める再生可能エネルギーの割合 「電気事業低炭素社会協議会の 低炭素社会実行計画」の目標
0.42
0.34
0.49
0.68 0.68 0.69 0.68
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(kg-CO2/kWh)
(年度)
ＬＮＧや再エネの導入、泊発電所の安定運転な
どに取り組み、温室効果ガス排出削減に貢献
0.37kg-CO2/kWh
泊発電所3基が稼働した2010年度は
2030年度の目標値を下回るレベル
当社のCO2排出原単位(注)の推移
取 締 役 会
現行体制 新体制
社内取締役 １１名 １２名 社外取締役
（うち独立役員） （うち女性役員）
１名 （１名） （１名）
２名 （２名） （１名）
取締役合計 １２名 １４名
■経営体制とコーポレート・ガバナンスのさらなる強化 ○当社は、本年４月からの小売全面自由化による経営環境の変化を踏まえるとともに、泊発電所の再稼働をはじめ、国の検証を前提とする2020年の法的分離など、様々な経営課題に迅速かつ適確に対処する必要から、取締役を２名増員し、経営体制の強化を図る。
○同時に、独立社外取締役を１名から2名に増員し、ガバナンス体制の充実を図る。 ○さらに、独立社外取締役および独立社外監査役のうち２名を女性とすることで、「女性の視点」を経営に反映していく。
コーポレート・ガバナンス体制
株 主 総 会
監 査 役 会
現行体制 新体制
社内監査役 ２名 ２名 社外監査役
（うち独立監査役） （うち女性監査役）
３名 （３名） （ー）
３名 （３名） （１名）
監査役合計 ５名 ５名
選任・解任 選任・解任
10
■配当
2016年度
今後の供給力の状況を見極めていく必要があり、 業績を見通すことができない。
中間配当・期末配当は、
普通株式、優先株式ともに「未定」
11
（空白）
12
■ 決 算
■ 2017年3月期 第1四半期決算
13
（空白）
14
■決算概要
連 結
単 独
当第1 四半期 (A)
前年同期
(B)
増 減
(A)-(B)
前 年 同期比% (A)/(B)
当第1 四半期 (A)
前年同期
(B)
増 減
(A)-(B)
前 年 同期比% (A)/(B)
売 上 高 1,696 1,713 △16 99.0 1,645 1,652 △7 99.5
営 業 利 益 186 127 58 145.6 183 113 70 161.9
経 常 利 益 157 92 65 170.5 158 82 75 191.3
四半期純利益 149 80 68 185.4 152 73 79 208.0
収 入 （増加要因）・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費調整制度に基づく電気料金の引下げ など
費 用 （増加要因）・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などによる燃料費の減少 など
（単位：億円）
2017年3月期第1四半期(4～6月)決算のポイント
※ 「企業結合に関する会計基準」等を適用し、連結決算においては、「四半期純利益」を「親会社株主に帰属 する四半期純利益」としている。
15
■収支比較表（連結）
（単位：億円）
当第1四半期 (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） 1,696 1,713 △16 99.0 7,241
電気事業営業収益 1,639 1,646 △7 99.5 6,940
その他事業営業収益 57 66 △8 86.8 300
営業外収益 15 8 7 183.0 30
合 計 1,712 1,721 △9 99.5 7,271
経常費用
営業費用 1,510 1,585 △74 95.3 6,810
電気事業営業費用 1,462 1,528 △66 95.6 6,551
その他事業営業費用 48 56 △7 85.9 258
営業外費用 43 43 0 100.2 180
合 計 1,554 1,629 △74 95.4 6,990
[営 業 利 益] 経 常 利 益
[186] 157
[127] 92
[58] 65
[145.6] 170.5
[431] 280
渇水準備金引当又は取崩し(△) 5 9 △3 58.5 10
税金等調整前四半期（当期）純利益 152 83 69 183.0 270
法 人 税 等 3 3 △0 91.5 51
四 半 期（当 期） 純 利 益 149 79 69 187.1 219
非支配株主に帰属する四半期(当期)純損益 △0 △1 0 － 6
親会社株主に帰属する四半期(当期)純利益 149 80 68 185.4 212
（参考） 四半期包括利益（包括利益） 143 95 48 150.6 89
※ 非支配株主に帰属する四半期（当期）純損益欄の△は、損失を示す。
16
■販売電力量
販売電力量 対前年同期比 ５.０％の減少
当第1四半期 (A)
前年同期 (B)
増 減 (A)-(B)
前年同期比％ (A)/(B)
前年度
低 圧 3,032 3,017 15 100.5 13,444
高圧・特別高圧 3,393 3,748 △355 90.5 15,148
合 計 6,425 6,765 △340 95.0 28,592
3月 4月 5月 6月
平均気温
(2016年)
実 績 1.4 7.0 13.9 15.4
前年差 △1.7 △0.8 0.8 △0.5
平年差 1.4 0.8 2.5 △0.3
（単位：℃）
（単位：百万kWh）
17
・春先の気温が前年に比べ低く推移したことによる暖房需要の増加はあったが、他事業者への
契約切り替えの影響や一部お客さまの自家発電の稼働増による当社売電の減少などにより、
販売電力量合計で、３４０百万ｋＷｈの減少（対前年同期比 △５．０％）となった。
■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・出力抑制などはあったが、出
水率が１０９.９％と平年を上回ったことや、供給設備の適切な運用を図ったことなどから、安定
供給を維持。
【対前年同期増減理由】
（自社 水 力）出水率が109.9％と前年を上回ったこと など
（ 〃 火 力）販売電力量の減少や水力発電量の増 など
（ 〃 原子力）泊発電所は前年と同様に全基停止
（他社 受 電）他社火力発電所からの受電増 など
当第1四半期
(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
(109.9%)
1,413
(104.2%)
1,276
(5.7%)
137
110.7
(99.8%)
3,502
火 力 3,612 4,402 △790 82.0 22,158
(設備利用率)
原子力
( －)
－
( －)
－
( －)
－
－
( －)
－
新エネルギー等 34 35 △1 98.4 131
計 5,059 5,713 △654 88.5 25,791
融通・他社受電 1,755 1,481 274 118.5 6,229
揚水用 △59 △30 △29 193.9 △120
合 計 6,755 7,164 △409 94.3 31,900
18
■収支比較表（収益-単独）
（単位：億円）
当第1四半期
(A)
前年同期
(B)
増 減
(A)-(B) 主 な 増 減 要 因
電灯電力料
電灯料 657 689 △31
〔売上高の増減要因〕
・再エネ賦課金の増（38）
・再エネ特措法交付金の増（58）
・燃料費調整制度に基づく電気料金の引下げ
（△125）
・販売電力量の減（△37）
電力料 741 828 △87
計 1,398 1,517 △119
その他収益 263 146 117
[売 上 高]
経 常 収 益
[1,645]
1,662
[1,652]
1,664
[△7]
△1
19
当第1四半期 (A)
前年同期 (B)
増 減 (A)-(B)
主 な 増 減 要 因
人件費 130 120 10 ・退職給付費用の増など
燃料費・購入電力料 489 612 △123 ・再エネ買取量の増（58）
・燃料価格の低下（△108）
・販売電力量の減（△24）
・海外炭火力発電所稼働増（△20）
・水力発電量の増（△19）
燃料費(再掲) (184) (355) (△170)
購入電力料(再掲) (304) (257) (47)
修繕費 124 100 23 ・経年化対策工事の増（16）
減価償却費 195 205 △10 ・定率償却による逓減効果 など
支払利息 38 40 △2
その他費用 525 500 25 ・再エネ特措法納付金の増（38）
経 常 費 用 1,504 1,581 △77
[営 業 利 益]
経 常 利 益
[183]
158
[113]
82
[70]
75
渇水準備金引当/取崩し(△) 5 9 △3
法 人 税 等 － － －
四半期純利益 152 73 79
■収支比較表（費用・利益-単独）
（単位：億円）
20
■経常利益の変動要因（単独）
・燃料価格の低下による燃料費の減 ・販売電力量の減少による燃料費の減 ・海外炭火力発電所稼働増による 燃料費の減 ・水力発電量の増加による燃料費の減 ・その他 （減価償却費・支払利息の減 など）
１０８億円
２４億円
２０億円
１９億円
６６億円
計 ２３７億円
・燃料費調整制度に基づく電気料金の 引下げによる売上高の減 ・販売電力量の減少による売上高の減
１２５億円
３７億円
計 １６２億円
2017年3月期第1四半期 経常利益 158億円
2016年3月期第1四半期 経常利益 82億円
差し引き 75億円
好 転 要 因 悪 化 要 因
21
■四半期純利益の変動要因（単独）
2017年3月期第1四半期 四半期純利益 152億円
2016年3月期第1四半期 四半期純利益 73億円
差し引き 79億円
好 転 要 因 悪 化 要 因
・経常利益の好転 ・渇水準備金の引当額の減
７５億円
３億円
計 ７９億円
22
■貸借対照表（連結・単独）
当第1四半期末
(A)
前年度末
(B)
増 減
(A)-(B) 主な増減要因（単独）
資 産 連結 18,071 18,261 △189
・減価償却による電気事業固定資産
の減（△195） 単独 17,483 17,650 △166
負 債
連結 16,037 16,289 △251 ・未払金の減（△103）
・未払費用の減（△138） 単独 15,805 16,042 △237
純 資 産 連結 1,928 1,863 64 ・四半期純利益の計上（152）
・前期末配当金（△46）
・優先株式の消却による資本剰余金の減少 （△32） 単独 1,678 1,608 70
※連結の純資産額は非支配株主持分を除く。
（単位：億円）
自己資本比率(%) 連結 10.7 10.2 0.5
単独 9.6 9.1 0.5
有利子負債残高 (億円)
連結 13,168 12,890 277
単独 13,191 12,900 290
23
（空白）
24
■ 2017年3月期 見通し
25
■2017年3月期の業績見通し（連結・単独）
2016年度見通し 2015年度 実績 (C)
対前期増減 (A)-(C) 今回見通し
(A) ４月見通し
(B) 増 減 (A)-(B)
売 上 高 連 結 7,130程度 7,130程度 同程度 7,241 △110程度
単 独 6,850程度 6,850程度 同程度 6,957 △110程度
（対前期増減率）
販 売 電 力 量 （△3.8％程度）
275程度
275程度 同程度 286 △11程度
【主要諸元】
為替レート（円/$） 106程度 115程度 △9程度 120 △14程度
原油CIF価格（$/bl） 48程度 40程度 8程度 48.7 △0.7程度
営業損益、経常損益、当期純損益
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引き続き未定とさせていただきます。
配 当
今後の供給力の状況を見極めていく必要があり、燃料費などの費用を合理的に算定することができないため、引き続き未定といたします。
※ 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
（単位：億円，億kWh）
販売電力量・売上高ともに前回公表値を据え置き。
26
【決 算】 □ 費用項目（単独） ・人件費 ･･････････････････････････････････････ 30 ・燃料費・購入電力料 、主要諸元 ･･･････････････ 31 ・修繕費、減価償却費 ･･････････････････････････ 32 ・支払利息、その他費用 ････････････････････････ 33 ・再生可能エネルギー固定価格買取制度の影響額(参考) ･･ 34 □ セグメント情報 ････････････････････････････････ 35 □ 連結包括利益計算書 ････････････････････････････ 36 【泊発電所の安全性向上への取り組み】 □ 泊発電所の安全性向上への取り組み ･･････････････ 38 □ 泊発電所の早期再稼働と安全性向上に向けた取り組み ････ 39 □ リスク低減に向けたたゆまぬ取組み ･･････････････ 40 □ リスクコミュニケーション活動への取り組み ･･････ 41 □ リスクコミュニケーション活動への取り組み～外部による評価と改善～ ･ 42 □ 泊発電所の安全対策の概要 ･･････････････････････ 43 □ 泊発電所の安全対策設備の配置イメージ ･･････････ 44 □ 安全性向上に向けた設備対応 ････････････････････ 45 □ 教育訓練を通じた改善活動の実施（１）･･･････････ 46 □ 教育訓練を通じた改善活動の実施（２）･･･････････ 47 □ 教育訓練を通じた改善活動の実施（３）･･･････････ 48 □ 泊発電所の安全対策等に関する地域説明会の開催 ･･ 49 □ 原子力防災への取り組み･････････････････････････ 50
【主な設備計画】 □ 電源開発計画 ･････････････････････････････ 52 □ 石狩湾新港発電所(LNG火力)の建設 ･･････････ 53 □ 石狩湾新港発電所１号機 建設工事状況 ･･････ 54 □ 北本連系設備の増強 ･･･････････････････････ 55 □ 北本連系設備増強工事のイメージ図 ･････････ 56 □ 京極発電所(純揚水式水力)･･････････････････ 57 【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 ･ 60 □ 太陽光発電の導入状況 ･････････････････････ 61 □ 風力発電の導入状況 ･･･････････････････････ 62 □ 風力発電導入拡大に向けた東京電力殿との実証試験 ･ 63 □ 大型蓄電システムの実証事業 ･･･････････････ 64 □ 水力発電所の未利用エネルギーの有効活用 ･･･ 65 □ 家畜系バイオマス発電に係る研究開発 ･･･････ 66 □ 水素を活用した｢小規模木質バイオマス発電実証事業｣･･･ 67 【競争を勝ち抜くための販売活動の展開】 □ 競争を勝ち抜くための販売活動の展開 ･･･････ 70 □ 電気料金メニューの拡充 ･･･････････････････ 71 □ 新たなサービスの導入:会員制Ｗebサービス ･･ 73 【電力システム改革への対応】 □ 電力システム改革への対応スタンス ･････････ 76 □ 電力システム改革の工程表 ･････････････････ 77
■ 参考資料
27
（空白）
28
■ 決 算
29
■決 算 - 費用項目（単独）
当第1四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
人 件 費 130 120 10 ・退職給付費用の増 など
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)
10年度発生分 △ 18 △ 4 － － －
11年度発生分 △ 21 △ 4 △ 4 － 16年度（1年）
12年度発生分 △ 89 △ 18 △ 18 △ 18 17年度（2年）
13年度発生分 △128 △ 26 △ 26 △ 51 18年度（3年）
14年度発生分 69 14 14 41 19年度（4年）
15年度発生分 50 － 10 40 20年度（5年）
合計 △ 37 △ 24 13
（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 *第1四半期では、年間償却額の１／４を計上
30
■決 算 - 費用項目（単独）
燃料費・購入電力料 （単位：億円）
当第1四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
燃料費・購入電力料 489 612 △123 ・再エネ買取量の増（58）
・燃料価格の低下（△108）
・販売電力量の減（△24）
・海外炭火力発電所稼働増（△20）
・水力発電量の増（△19）
内 訳 燃料費 184 355 △170
購入電力料 304 257 47
【主要諸元】
当第1四半期 前年同期 増 減
為替レート（円/$） 108 121 △ 13
原油CIF価格（$/bl） 40.9 59.6 △18.7
海外炭CIF価格（$/t） 69.1 82.4 △13.3
31
■決 算 - 費用項目（単独）
修繕費 （単位：億円）
当第1四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
修繕費 124 100 23
・経年化対策工事の増（16）
・スマートメーターの取替費用増（5）
内 訳 電 源 45 33 12
流 通 76 65 11
その他 1 2 △0
減価償却費 （単位：億円）
当第1四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
減価償却費 195 205 △10 ・定率効果（△22）
（再掲）
泊発電所3号機 △6
・新規取得資産等（12）
（再掲）
京極発電所2号機 3
内 訳 電 源 110 119 △8
流 通 72 73 △0
その他 11 12 △0
32
■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1四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
その他費用 525 500 25 ・再エネ特措法納付金の増（38）
当第1四半期 前年同期 増 減 主な増減要因
（期中平均金利 ％）
支払利息 (1.18)
38 (1.25)
40 (△0.07)
△2
33
北海道の 再生可能エネルギー
発電事業者様
■決 算 – 再生可能エネルギー固定価格買取制度の影響額（参考）
再エネ特措法納付金
再エネ特措法交付金 購入電力料
当 社
北海道のお客さま
費用負担 調整機関
再エネ賦課金
① 再生可能エネルギー賦課金 116 ② 再エネ特措法納付金 116
お客さまより電気料金の一部として回収 お客さまよりいただいた賦課金を納入
③ 再エネ特措法交付金 162 ④ 購入電力料 201
当社が買い取りに要した費用から、買い取ることにより 節約できた燃料費等を除いた費用を交付
国が定める期間、固定価格で電気を買取り
再生可能エネルギー固定価格買取制度の影響額〔2016年度第１四半期実績〕 （単位：億円）
① ②
③ ④
34
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1四半期 1,644 231 1,875 △178 1,696
前年同期 1,651 230 1,881 △168 1,713
増 減 △7 0 △6 △9 △16
セグメント利益
当第1四半期 184 △0 184 1 186
前年同期 123 1 124 2 127
増 減 61 △1 59 △1 58
（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 - セグメント情報
35
■決 算 - 連結包括利益計算書
（単位：億円）
当第1四半期
(A)
前年同期
(B)
増 減
(A)-(B)
四半期純損益 149 79 69
その他の包括利益 △5 15 △21
その他有価証券評価差額金（再掲） (△2) (21) (△24)
退職給付に係る調整額（再掲） (△3) (△6) (3)
四 半 期 包 括 利 益 143 95 48
親会社株主に係る四半期包括利益（再掲） (143) (95) (47)
非支配株主に係る四半期包括利益（再掲） (△0) (△0) (0)
連結包括利益計算書
36
■ 泊発電所の安全性向上への取り組み
37
・当社は、全社を挙げた原子力事故のリスク低減への取り組みや活動実績も踏まえ、「泊発電所安全性向上計画」を策定。
・本計画は、残余のリスク※１を一層低減するためのものであり、新組織の設置等により強化した リスクマネジメント体制に基づき、確率論的リスク評価（ＰＲＡ）※２等を活用することにより、網羅的にリスクを分析・評価し、継続的にリスク低減対策を検討・実施することとしている。
・当社は、社長のトップマネジメントのもと、新規制基準への適合はもとより、自ら不断の努力を重ね、本計画に示す安全性向上活動を通して泊発電所の安全性をより一層向上させるとともに、皆さまに泊発電所の安全性について一層のご理解を頂けるよう取り組んでいく。
※１.安全対策により大幅にリスクは低減するが、完全には無くすことはできないリスクのこと。
※２.施設を構成する機器・系統等を対象として、発生する可能性がある事象（事故・故障）を網羅的・系統的に分析・評価したうえで、重大事故に至る過程を網羅的に抽出し、それぞれの発生頻度と、万一それらが発生した場合の被害の大きさを定量的に評価する方法のこと。
１．リスクマネジメントの強化
２．確率論的リスク評価（ＰＲＡ）の活用
３．包括的なリスクの分析・評価
４．安全性向上に向けた設備対応
５．教育訓練を通じた改善活動の実施
６．研究開発への取り組み
７．リスクコミュニケーション活動への取り組み
＜安全性向上計画において取り組む活動の概要＞
■泊発電所の安全性向上への取り組み
38
・「安全性向上計画」に基づき、国内外の新たな知見の導入、リスク評価やリスクコミュニケーションの実施、事故対応能力の一層の向上などに取り組むとともに、計画の継続的な改善を通じた安全性向上を図ってきた。
・引き続き、安全最優先の価値観をほくでんグループで共有し、社長のトップマネジメントのもと、新規制基準への適合はもとより、泊発電所の安全性のより一層の向上に向け、不断の努力を重ねていく。
・また、国・周辺自治体と連携を深め、被災者支援を含めた原子力災害に対する緊急時対策対応の充実・強化に向けて原子力事業者として継続的に取り組んでいく。
■泊発電所の早期再稼働と安全性向上に向けた取り組み
泊発電所のたゆまぬ安全性向上の追求
＜たゆまぬ安全性の追求＞
総合管理事務所 の耐震補強 （2016年1月完了）
建屋入口へ 水密扉を設置 （2011年10月完了）
※新規制基準施行前から自主的な安全対策を随時実施
機器の故障等の防止を中心とした対策
新規制基準 適合性対策 （2013年7月）
福島第一 原子力発電所 事故発生 （2011年3月）
当社は、毎年度、外部機関（JANSI・WANO等）による評価・提言を活用しながら、「安全性向上計画」に基づき、リスク低減および安全性の向上に継続的に取り組んでいく。
リスクの低減
安全性の向上
福島第一原子力発電所事故後の緊急安全対策（2011年5月）
蒸気発生器直接給水用 高圧ポンプの設置 （1･2号機：2012年11月完了）
（3号機：2013年10月完了）
防潮堤の高さ決定（2012年5月）
防潮堤完成（2014年12月）
39
・当社は、安全性向上計画に基づき、継続的にリスク低減対策を検討・実施していく。 ・各種安全対策によりリスクの低減を図っても、原子力発電所の安全性向上の追求に終わりはない。 ・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いう強い決意のもと、泊発電所の安全性向上のあくなき追求に今後とも取り組んでいく。
・事象の発生頻度 ・発電所への影響評価
弱点の抽出
その他対策検討
弱点の抽出
ＰＤＣＡ※
反映
反映
新知見情報の 収集・評価
確率論的リスク評価※ 自然現象等の分類・整理
残ったリスクを明確化し、継続的に
リスク低減対策を検討・実施する。
※ＰＤＣＡ： Plan（計画）⇒Do（実行）⇒Check（評価）⇒Action（改善） の４つのステップをひとつのプロセスとして捉え、組織を運営していくことで、継続的な改善を図るもの
（参考）安全性向上計画の検討フロー
※P39注釈参考
【ソフト面】 ･設計想定を超える事象に対しても事故の拡大防止･影響緩和ができるかとの観点から手順書見直しの要否を継続的に検討
【ハード面】 ･新知見等を踏まえ、事象の発生頻度や発電所への影響に関する評価を行い、さらなる安全対策の要否を継続的に検討
【ソフト面】 ･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
【ハード面】 ･その他のリスクに対し、さらなる安全対策の要否を継続的に検討
【ハード面】 ･建屋や機器の特性に応じたきめ細やかな確率論的リスク評価を実施し、更なる安全対策の要否を継続的に検討
【ソフト面】 ･その他のリスクに対し、事故の拡大防止･影響緩和ができるかとの観点から手順書見直しの要否を継続的に検討
■リスク低減に向けたたゆまぬ取組み
40
■リスクコミュニケーション活動への取り組み
・これまでの取り組みにより、リスクは大幅に低減するものの、それでもなお残余のリスクはあるとの認識の下、リスク情報（ＰＲＡ等）を活用し、残余のリスクを一層低減させるため、安全性向上計画を毎年見直していく。
・この安全性向上計画については、外部有識者も含め、より一層広く意見を伺い客観性を確保していく。
・リスクコミュニケーション活動の中で得られたご意見は、安全性向上計画の策定の際に参考とさせていただく。
説明 ご意見
ご意見
情報提供、広報
ご意見
説明
安全（確認）協定締結自治体
（北海道、岩宇4町村 、後志管内16市町村）
北海道電力
ご意見・ご質問 説明
地域説明会
道民の皆さま
学識経験者
（大学関係者等）
・2016年度は、泊発電所周辺の市町村の住民の方々を中心に、新規制基準や泊発電所の安全対策等についてご説明させていただく地域説明会を開催している。
41
・泊発電所では、従来からJANSI※1やWANO※2といった外部機関による評価・提言等を受けており、今後も積極的にこれらの評価・提言等を取り入れていくことで、さらなる安全性向上を目指す。
・NRRC※3の研究活動へ参画し、確率論的リスク評価※4の高度化研究等の成果を積極的に取り入れる。
・メーカーや海外電力などとの情報交換等により、安全性向上計画につながる知見を収集し、活用する。
・他発電所（海外含む）との情報交換等
・ピアレビュー※5による発電所等の評価と提言・支援
・リスク情報活用に基づく改善提案 ・研究成果の確認、活用促進（ＪＡＮＳＩと連携協力）
泊発電所の 更なる
安全性向上
※1 ＪＡＮＳＩ ：原子力安全推進協会
※2 ＷＡＮＯ ：世界原子力発電事業者協会
※3 ＮＲＲＣ ：原子力リスク研究センター
※4 確率論的リスク評価： 施設を構成する機器・系統等を対象として、発生する可能性がある事象（事故・故障）を網羅的・系統的に分析・評価したうえで、重大事故に至る過程を網羅的に抽出し、それぞれの発生頻度と、万一それらが発生した場合の被害の大きさを定量的に評価する方法のこと
※5 ピアレビュー：専門的・技術的な共通の知識を有する者によって行われる評価や審査
■リスクコミュニケーション活動への取り組み～外部による評価と改善～
42
・福島第一原子力発電所の事故を踏まえ、地震や津波などの自然現象によって、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のないよう、多重・多様な安全対策を進めている。また、それでも重大事故は起こりうるとの考えに立ち、重大事故に備えた設備の設置や継続的な訓練にも取り組んでいる。
自然現象から発電所を守る 電源を絶やさない※ 炉心（燃料）を冷やし続ける※
津波対策(
発電所の敷地や建屋へ浸水を防ぐ)
高さ海抜 16.5ｍの防潮堤を設置
外部電源の
受電ルートを多重化
3 号機用の変電設備を新設し、1～3 号機
まで 3 系統の送電線からの受電を確保
水を供給するためのポンプを多重化・多様化
代替格納容器スプレイポンプを設置
建屋入口や重要機器があるエリア入口に水密扉を設置
常設のバックアップ電源を
追加設置
中央制御室から遠隔操作が可能
水圧の異なる 2 種類の移動可能な
ポンプ車を高台に分散配備
森林火災対策(
発電所構内
への延焼を防ぐ)
竜巻対策(
日本で過去に発生
した最大級の竜巻を考慮)
重要機器や配管を最大風速 100m/s の竜巻から守る
飛来物防護設備を設置
移動可能なバックアップ
電源車を配備
高台に分散配備
水源を追加設置
代替屋外給水タンクを高台に新設
炉心(燃料)の損傷を防ぐためには、炉心(燃料)を冷やし続けることが必要です。
そのためには、冷却用の水、その水を供給するポンプ、そのポンプを動かす電源の
確保が重要です。
これらの設備を多重化・多様化させることにより、従来から設置している設備によ
る冷却機能が失われたとしても、炉心(燃料)の損傷を防ぐことができます。
（※）多様な電源・注水手段の確保は、炉心の冷却のみならず、炉心損傷後の格納容器の過剰な圧力上昇の防止策も兼ねています。
炉心(燃料)の損傷を防ぐため、多重多様な安全対策を進めていますが、「それでも事故は起こりうる」「安全を守るのは人」との考えに立ち、炉心(燃料)損傷や原子炉格納容
器の破損などの重大事故に至った場合の備えとして、設備の設置や継続的な訓練にも取り組んでいます。
福島第一原子力発電所を襲った 15m 程度の津波が来ても泊発電所の敷地が浸水し
ないよう、高さ海抜 16.5m の防潮堤の設置などにより、安全確保に必要な設備が影
響を受けないようにしています。
また、森林火災や竜巻などの自然現象にも対策を講じています。
全長約 2,120m の
防火帯を整備
盛土区間 コンクリート壁区間
建屋入口 重要機器エリア入口
防火帯
(イメージ)
電源を絶やさない※ 自然現象から発電所を守る 炉心（燃料）を冷やし続ける※
■泊発電所の安全対策の概要
43
■泊発電所の安全対策設備の配置イメージ
44
防火帯 外部電源の受電ルートを多重化 竜巻対策
飛来物防護設備(新設)
水密扉
防潮堤(高さ海抜16.5m)
水素爆発を 防ぐ装置
緊急時対策所
放水砲
常設のバック アップ電源
移動可能な バックアップ電源車
移動可能なポンプ車
代替格納容器 スプレイポンプ
代替屋外 給水タンク
■安全性向上に向けた設備対応
45
・2015年度は、緊急時対策所の設置や総合管理事務所の耐震工事が完了。
緊急時対策所 総合管理事務所耐震補強工事
外観
緊急時対策所 指揮所配置例
緊急時対策所指揮所
指揮所 （事故対応を行う際の対策本部）
待機所
空調建屋
・福島第一原子力発電所の事故以降延べ3,000回（平成２８年３月末時点）を超える教育・訓練を 実施。 ・重大事故等対応要員の力量確保と維持向上を目的とした要員体制の変更を検討した。
■教育訓練を通じた改善活動の実施（１）
46
年度別 重大事故等対応に係る訓練実績回数 【原子力防災訓練】
平日夜間に重大事故が発生した想定の下、新設した緊急事対策所を使用した総合訓練を2015年8月25日に実施。 また、自治体訓練にあわせた総合訓練を2015年10月21日に実施。
原子力防災訓練（本店） 本部設置訓練（泊）
0回 1000回
2013年度
2014年度
2015年度
総合訓練、要素訓練ならびにシミュレーター運転訓練の 回数を足し合わせた数
ＳＡＴの創設 ・重大事故等対応要員に対する力量の確保と維持向上を一層確実にするため、シビアアクシデント 対応を専門に行うＳＡチーム（略称ＳＡＴ）を創設。 ・ＳＡＴは、日常的に教育訓練やＳＡ設備の巡視点検、定期点検及び保守等に従事し、２４時間体制で 万一の事態に備えている。 （次ページ参照）
■教育訓練を通じた改善活動の実施（２）
47
要員参集（数時間後）
待機体制の強化 ※3号機の例
事故発生 １F事故を踏まえた 体制強化のポイント ２４時間 待機体制
増員
発電所 常駐要員
１Ｆ事故 発生前
１Ｆ事故 発生後 強化内容
本部要員 ３名 ３名 ＳＡ時の指揮命令能力 等を強化
運転員 ６名 ６名 ＳＡ時の対応能力を強化
ＳＡＴ － ７名 ＳＡ対応の核となる要員 として配置
瓦礫撤去 要員 － ２名 地震・津波発生時等の
対応要員として配置
ＳＡ支援要員 － １５名
ＳＡ時の補助的要員（ﾓﾆﾀﾘﾝｸﾞ対応、ＳＡＴ支援等）として配置
消火要員 ８名 ８名 ＳＡ時の対応能力を強化
小計 １７名 ４１名 対応要員を増強
参集要員 ３００名 規模
５００名 規模 協力会社にも範囲を拡大
ＳＡチーム 新設
３号機のシビアアクシデントに備えた体制
支援要員等
ＳＡチーム（ＳＡＴ）
主な職務原子力防災組織の統括
主な職務事務局 情報集約，関係機関への連絡
班 主な職務
業務支援班資機材の調達，警備，緊急時医療関係地方公共団体，報道機関対応
放管班 放射線・放射能の状況把握，被ばく管理等
技術班事故拡大の可能性の予測，事故拡大防止対策の検討
運転班設備の状況の把握，機器運転
電気工作班電気設備の点検，応急復旧等
機械工作班機械設備の点検，応急復旧等
土木建築工作班土木建築設備の点検，応急復旧等
発電所対策本部長（所長）
可搬型ＳＡ用発電機車操作訓練
1F：福島第一原子力発電所
増員
増員
参集訓練 （厳冬期・夜間等の
条件でも訓練を実施）
○冬期間の除雪作業用重機を配備 （がれき撤去作業の習熟にも有効）
○冬季においても 迅速な参集が可 能となるよう、 雪上でも走行可 能なクローラ車 を配備
○夜間、吹雪などの悪天候下における重大事故等の発生を 想定し、発電所への参集訓練を実施
山側ルート
海側ルート
アクセスルート（宮丘地区～構内）（約2.5km圏内）
泊発電所
新設緊急時対策所 T.P.39m
寮・社宅
宮丘地区
・泊発電所は、他の原子力発電所に比べて、積雪・寒冷など特有の気象条件があることから、冬季 の過酷な条件下でも適切な事故対応が可能となるよう、除雪作業用重機を配備するとともに、発 電所への参集訓練を継続的に実施している。
■教育訓練を通じた改善活動の実施（３）
48
・「泊発電所周辺の安全確保及び環境保全に関する協定」を締結している岩宇４町村※1および「泊発電所周辺の安全確認等に関する協定」を締結している後志管内16市町村※2にお住まいの方々を対象に、原子力発電所の新規制基準や泊発電所の安全対策等についての説明会を４月13日から順次開催。
・地域説明会は、８月９日までに20市町村合計で64回の開催を予定。
旭川
札幌
函館
泊発電所
30km
20km
10km 5km
積丹町
神恵内村
泊村
共和町
岩内町
蘭越町
寿都町
黒松内町
小樽市
赤井川村
倶知安町
京極町
喜茂別町 真狩村
留寿都村
余市町 古
平町
仁木町
ニセコ町
島牧村
説明会の開催市町村（後志管内20市町村）
※1 岩宇4町村：泊村、共和町、岩内町、神恵内村 ※2 後志管内の岩宇4町村を除く16市町村：
小樽市、島牧村、寿都町、黒松内町、蘭越町、 ニセコ町、真狩村、留寿都村、喜茂別町、京極町、 倶知安町、積丹町、古平町、仁木町、余市町、赤井川村
[青字：８月開催予定町村]
地域説明会開催実績（7月末時点）
市町村名 開催期間 回数
岩宇4町村 2016年4月13日～5月30日 16回
後志管内 16市町村
2016年4月13日～7月28日 43回
（合計） 59回
■泊発電所の安全対策等に関する地域説明会の開催
49
・7月末までに17市町村で計59回の地域説明会を開催。
・泊の事業所や本店の関係各部等が丁寧に説明を行い、寄せられた質問にも真摯に回答。
・説明会で寄せられたご質問は、その回答も取りまとめて当社ホームページに掲載。
当社を含めた各原子力事業者は、原子力災害が発生した場合に備えて放射線防護資機材や人的支援を行う体制を構築しているが、引き続き充実・強化に向けて検討する。
『緊急時対応』に係る原子力事業者支援については、泊地域原子力防災協議会作業部会の検討状況を踏まえ、当社として最大限の支援・協力を行う。
原子力災害発生時には、今後とも充実・強化していく原子力事業者防災業務計画に基づく原子力災害対策プランにより、被災者支援活動に原子力事業者として最大限に取り組んでいく。
■原子力防災への取り組み
・ ○原子力防災協議会作業部会への協力 ・内閣府が地域の防災計画の充実化を支援する目的で設置した「泊地域原子力防災協議会作業部
会」において、北海道およびＵＰＺ圏内13町村が、「泊地域の緊急時対応」取りまとめに向けた検討作業を実施しており、当社は関係自治体からのご要望等を踏まえ、原子力事業者として 最大限の支援・協力を行う。
○平成28年度の国の原子力総合防災訓練 ・毎年実施している北海道の訓練に加え、平成28年度の国の原子力総合防災訓練は、泊発電所を
対象に本年秋頃を目途に実施される予定であり、原子力防災における事業者としての役割を訓練の中でもしっかり果たす。
原子力事業者のさらなる取り組み
50
原子力災害が発生した場合、発電所周辺に居住されている住民のみなさまの避難については、原子力事業者として最大限の支援・協力を行う。
■ 主な設備計画
51
■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 2023年12月､3号機 2028年12月 〔水力〕京極発電所（純揚水） ：3号機 2026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）
3号機 20.0 2001- 9 2026年度以降
石狩湾新港（LNG火力）
1号機 56.94 2015- 8 2019- 2
沓形10号（内燃力） 0.075 2016- 3 2016- 7 運開済
着 工 準備中
石狩湾新港（LNG火力）
2号機
3号機
56.94
56.94
2020- 3
2025- 3
2023-12
2028-12
新得（水力） 2.31 2018-12 2021- 8
その他
高見2号機（水力） 10.0 → 11.4 ― 2018-12（出力変更） 上岩松1号機（水力） ▲2.0 ― 2020-11（廃止）
音別（石油火力） ▲14.8
(▲7.4×2台) ― 未定（廃止）
沓形4号機（内燃力） ▲0.075 ― 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
52
・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、2015年8月に本体工事を開始しており、 2019年2月に運転を開始する予定。 なお、2号機については経年化火力機の設備状態、電力需要の動向などを総合的に勘案し、運転開始時期を２年繰り延べ。
■石狩湾新港発電所（ＬＮＧ火力）の建設
53
完成予想図
＜石狩湾新港発電所の概要＞
所在地 発電方式 出力 燃料 着工 営業運転開始（予定）
小樽市 銭函５丁目
ガスタービン コンバインドサイクル発電方式
１号機５６.９４万ｋＷ ２号機５６.９４万ｋＷ ３号機５６.９４万ｋＷ合計１７０.８２万ｋＷ
天然ガス １号機２０１５年８月 ２号機２０２０年３月（予定） ３号機２０２５年３月（予定）
１号機２０１９年２月 ２号機２０２３年１２月 ３号機２０２８年１２月
＜石狩湾新港発電所の特徴＞
優れた運用性
発電機の起動にかかる時間が短く、また発電出力の調整速度が速いため、時々刻々と変化する電力需要への即応力がある。
燃料となる天然ガスは、化石燃料の中でも発電時における二酸化炭素（CO2）や窒素酸化物（NOｘ）の排出量が少なく、環境特性に優れている。
優れた環境特性
ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたコンバインドサイクル発電方式。世界トップクラスの発電効率約６２％を誇る。
高い発電効率
■石狩湾新港発電所１号機 建設工事状況
54
放水設備工事
（２０１６年７月１５日撮影）
本館建築工事
取水設備工事
・現在、発電所の冷却水を通す「取水・放水設備」の工事、「発電所本館建築工事」などの土木・建築工事が本格化している。
・現在の工事全体進捗率は、17.6％（7月20日現在）。
■北本連系設備の増強
・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。 ・現在、架空送電線工事、青函トンネル内のケーブル工事および各変換所における建物工事等を実施中。
55
＜北本連系設備増強工事の概要＞
・送電容量：30万kW ・送電電圧：250kV（直流） ・送電亘長：122km
・工程：2014年4月着工 2019年3月運転開始
工事概要
架空送電線 北海道側77km 本州側21km 地中ケーブル 24km
自励式変換器の採用
直流送電としては国内で初めて「自励式変換器※」を採用 ※ 交流電源がなくても交流・直流の変換が 可能な機器
・電圧調整が可能 ・交流系統に影響されず運転可能 ⇒系統の安定運用に貢献
・調相設備・フィルタ等が不要 ⇒建設コスト低減
ルート図
北斗変換所
今別変換所
新ルート 30万kW
青函トンネル
既設ルート 60万kW
※電源開発㈱ 所有
北斗変換所
今別 変換所
直流送電
交流送電
交流送電
青函トンネル
吉岡ケーブルヘッド※２
竜飛ケーブルヘッド※２
※１：交流を直流に、または直流を交流に変換するための “交直変換器（バルブ）”を収納する建物 ※２：架空送電線と地中送電線を接続させる設備
本館
屋外機器
バルブホール※１
バルブホール※１
屋外機器
本館
北斗変換所 完成予想図
今別変換所 完成予想図
■北本連系設備増強工事のイメージ図
56
・増強工事は、北海道の北斗市と青森県の今別町に交流・直流変換所を建設し、青函トンネル内を経由して、直流送電線により連系する計画。
・現在の工事全体進捗率は、20％（6月30日現在）。
■京極発電所（純揚水式水力）
・ピーク供給力として、純揚水式発電所である京極発電所の建設を着実に実施。 ・再生可能エネルギーの連系拡大への対応にも寄与。（最新鋭の可変速揚水発電システムを採用） ・1号機は2014年10月、2号機は2015年11月に営業運転を開始。
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：2026年度以降
(備考）
調整池間の距離:約3km、有効落差:369m、
最大使用水量:190.5ｍ3/s
京極発電所全景 上部調整池
京極ダム
京極ダム調整池
京極ダム 地下発電所
57
札幌市
京極発電所
（空白）
58
■ 再生可能エネルギー導入拡大に向けた取り組み
59
・水力発電をはじめ風力発電や太陽光発電など、再生可能エネルギーの導入拡大に積極的に取り組んできており、再生可能エネルギーの導入量は2016年6月末時点で308万kW。 このうち太陽光と風力の導入量合計は131.５万kWと、当社の年平均電力の３割以上に相当。
・系統規模の小さい北海道においては、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」､「水力発電所の未利用エネルギーの有効活用」、「家畜系バイオマス発電に係る研究開発」､「小規模木質バイオマス発電実証事業」､「地熱資源調査」などを着実に進めるなど、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
60
(万kW)
発電種別 2016.6末
太陽光 100.0
風力 31.5
水力 162.5
地熱 2.5
バイオマス 11.9
合計 308.4
再生可能エネルギーの導入量 北海道の電力系統の特徴 ・北海道の系統規模は、他の電力会社と比べて小容量。
・本州との連系は、北本連系設備の60万kWのみ。
・このため、風力・太陽光発電を導入した場合の出力変動が系統に与える影響は、他エリアと比べて相対的に大きくなる特徴がある。
北本連系設備（60万kW）
：直流連系
：交流連系
【凡例】
北海道 380万kW程度
東日本 4,100万kW程度⇒北海道の約11倍
西日本 5,600万kW程度⇒北海道の約15倍
《系統規模（平均電力※）》※2014年度実績
※自社電源の発電電力量と他
社購入分の受電電力量の合
計（離島分を含まない）。
（万kW）
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
0
20
40
60
80
100
120
'99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
連系設備量（左軸）
購入電力量（右軸）
（万kW)
(1Q)
100.0(万kW)
（億kWh)
（年度）
3.8(億kWh)
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)により連系申込が急増（設備認定量 約241万kW、申込量 約207万kW）。
・2016年6月末時点において、連系量が約100.0万kW。 ・指定電気事業者制度の下、需給調整面の接続可能量(117万kW)を超える連系については、360時間を超えた無補償での出力制御に同意いただくことを前提に受入れを継続。
■太陽光発電の導入状況
61
連系電圧 申込状況（6/30現在） 設備認定量※1
特別高圧・高 圧 500kW以上 154.9万kW (約600件) 168.3万kW
[再掲] 特別高圧 2,000kW以上 85.3万kW（約40件）
高 圧 500kW未満 12.2万kW (約500件)
72.4万kW 低 圧
10kW以上50kW未満 24.6万kW (約7,200件）
10kW未満 15.0万kW（約30,200件）
合 計 206.7万kW(約38,500件) 240.7万kW
※1 2016.3末現在（経済産業省資源エネルギー庁公表値）
【申込状況（電圧別）】
・風力発電については、周波数調整面の制約※１から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。2016年6月末時点において連系量は約31.5万kW。
・昨年11月、国の系統ＷＧにおいて、需給調整面の制約※２から接続可能量（36万kW:東京電力殿との実証試験分20万kWは除く）の評価結果を報告し了承された。 これにより、風力発電についても接続可能量を越える連系については、指定電気事業者制度の下、720時間を超えた無補償での出力制御に同意いただくことを前提に受入れを継続。 ※１.周波数調整面の制約：再エネの出力変動によって発生する周波数変動を調整できるか。
※２.需給調整（下げ代）面の制約：再エネの出力が増加した際に余剰電力が発生しないか。
風力発電の導入状況
■風力発電の導入状況
【再生可能エネルギー導入拡大に向けた取り組み】
62
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 '15 '16(1Q)
56万kW
36万kW
31万kW
25万kW
15万kW
31.5(万kW)
1.8 (億kWh)
（億kWh）（万kW）■ 連系設備量(左軸)
■ 購入電力量(右軸)
接続可能量※
東京電力殿との実証試験
20万kW追加連系
※ 周波数調整面の制約による接続可能量
■風力発電導入拡大に向けた東京電力殿との実証試験
63
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
既設地域間 連系線
既設地域間 連系線の活用
ウィンド ファーム
東京電力へ送電
・風力発電の導入拡大に向けた新たな取り組みとして、東京電力殿と共同で北本連系設備を活用した実証試験を実施する。
・本実証試験では、風力発電出力予測に基づいて、風力発電の出力変動（長周期）に相当する電力を当社から東京電力エリアへ送電することにより、東京電力殿の調整力を活用。
・本実証試験にあたり、20万kW程度の風力発電募集を実施しており、2017年度以降、実証試験を開始する予定であり、引き続き詳細について検討を進める。
○実証試験スキーム概要
既設地域間連系線の活用 風力発電出力予測にもとづいて北海道電力が東京電力に送電することにより、 東京電力の調整力を利用し、北海道の調整力不足を解消。
風力発電出力制御技術の導入
調整力が不足する場合には、風力発電の出力を制御し、電力系統の安定化を図る。
時間
東京電力への送電電力
風力発電出力
送電電力
30分
風力発電出力
太陽光発電出力
制御指令
中央給電指令所（蓄電池制御システムを設置）
（レドックスフロー電池）
大型蓄電池
放電
充電
※蓄電池の充放電により周波数の変動を抑制
周波数
■大型蓄電システムの実証事業
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25日に設備の運用を開始。2018年度まで実証試験を実施）
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
電解液タンク
蓄電池制御イメージ 蓄電池建屋外観
建屋内部
レドックスフロー電池 では、電解液タンクに 貯蔵している電解液の 電池反応により充放電 を行います。
64
■水力発電所の未利用エネルギーの有効活用
・老朽化した水車発電機の更新に合せた中小水力の再開発や、高効率な水車ランナの採用などによる既設発電所における出力向上の取り組みを推進。
・最大出力の増加により、供給力の確保およびＣＯ２排出量削減に貢献。 今後も、出力向上の取り組みを進め、低炭素社会の実現に貢献していく。
高効率な水車ランナの採用や、水力発電機の性能確認試験に基づき最大出力を増加。
65
新設発電所名 (廃止発電所名)
最大出力（kW） 新設発電所 運開時期 廃止分 新設分 増分
新岩松発電所 （岩松発電所）
12,600 16,000 +3,400 2016年1月
新得発電所 (上岩松発電所１号)
20,000 23,100 +3,100 2021年8月 (予定)
中小水力の開発（老朽化した水車発電機の更新に合せた再開発）
既設発電所における出力向上の取組み
発電所名 最大出力（kW）
実施時期 変更前 変更後 増分
層雲峡発電所 23,800 25,400 + 1,600 2011年2月
豊平峡発電所 50,000 51,900 + 1,900 2011年6月
真勲別発電所 16,400 18,000 + 1,600 2012年2月
比羅夫発電所 11,000 12,000 + 1,000 2012年7月
富村発電所 40,000 41,300 + 1,300 2015年3月
志比内発電所 1,300 1,600 + 300 2015年10月
愛別発電所 5,500 5,600 + 100 2015年10月
砥山発電所 10,000 10,200 + 200 2016年1月
春別発電所 27,000 28,500 + 1,500 2016年3月
岩知志発電所 13,500 14,300 + 800 2016年4月
高見2号機 100,000 114,000 +14,000 2018年12月 （予定）
2011年から 2021年にかけ 合計30,800kWの 出力を向上
・ 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。
・ 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。
66
■家畜系バイオマス発電に係る研究開発
■水素を活用した「小規模木質バイオマス発電実証事業」
・地域に根ざした再生可能エネルギーの導入拡大に向けて､2016年度から倶知安町において水素を活用した新たな技術の開発を目指す「小規模木質バイオマス発電実証事業」に取り組む。
・従来の木質バイオマス発電の多くは、石炭火力発電と同様に蒸気タービン式の発電システムを採用しており、小規模では発電効率が低下することが課題。
・本実証事業では、木質バイオマスをガス化および改質することで「水素」を生成し、燃料電池で発電する“高効率発電システム”を構築するとともに、燃料電池から発生する排熱を全量回収・活用することで、全体のエネルギー効率向上を目指す。
・実施期間： 2016年度～2019年度
【小規模木質バイオマス発電実証システム（５０ｋＷ程度）の概要】
・流動層ガス化炉にて、木質バイオマス(チップ)を蒸し焼きにして一酸化炭素を発生させ、改質器で水素を生成。
・この水素を使って燃料電池で発電することで、小規模でも高効率の発電が可能。また、燃料電池から発生する排熱を全量回収しガス化炉の加熱に利用し、発電効率５０％以上、総合エネルギー効率７０％以上を目指す。
※１：流動層ガス化炉 木質チップを熱分解し、一酸化炭素と水蒸気を発生する炉 ※２：改質器 一酸化炭素と水蒸気を触媒で反応させ、水素と二酸化炭素に 改質する装置
67
: 木質チップ
主成分 炭素、水
一酸化炭素、水蒸気
二酸化炭素
水 素
水素
流動層ガス化炉※１
800～1100℃
改質器※２
排熱利用
燃料電池 電 気
注)本実証事業は､ほくでんグループの北電総合設計㈱が､国立大学法人東京大学および一般社団法人日本森林技術協会と共同で林野庁の2016年度補助事業に採択された。当社は、事業化に関する検討､当社電力系統への連系等に関する情報提供、北電総合設計㈱は補助事業の代表提案者として､実証事業の全体調整やガス化炉の設計・製作、設置､試運転データ収集等を行う。 東京大学は生成ガスのデータ解析やタール処理方法に関する解析等、日本森林技術協会は森林バイオマス資源の賦存量調査を行う。
（空白）
68
■ 競争を勝ち抜くための販売活動の展開
69
■競争を勝ち抜くための販売活動の展開
70
■電気料金メニューの拡充
メニューの概要：現行のeタイム３（３時間帯別電灯）の基本料金区分を細分化（現行の契約 容量10kVAの下に6kVA以下（Sﾌﾟﾗﾝ）と8kVA以下（Mﾌﾟﾗﾝ）を新たに設定）。 おすすめのお客さま：省エネ性の高いヒートポンプ暖房・給湯、暖冷房エアコンや、それに合 わせてＩＨクッキングヒーターをお使いのお客さまなど、比較的電気の ご使用量が多いお客さま。
【時間帯区分】
・1日を３つの時間帯（朝晩時間・午後時間・夜間時間）
に分けて料金設定。
・割安な時間帯（朝晩時間、夜間時間）に電気の使い方
をシフトしていただくと、お得になる料金メニュー。
メニュー名 ｅタイム３ ＜従来＞
ｅタイム３〔Ｍプラン〕 ＜新メニュー＞
ｅタイム３〔Ｓプラン〕 ＜新メニュー＞
契約容量 右記以外 ８ｋＶＡ以下 ６ｋＶＡ以下
メリットが 期待できる お客さま
主に戸建住宅でヒートポンプ暖房・給湯などをお使いの お客さま
主に集合住宅でヒートポンプ暖房・給湯などをお使いの お客さま
暖冷房エアコンとＩＨクッキングヒーターなどをお使いのお客さま
実施時期 2007年10月 2016年7月 2016年4月
【ｅタイム３のラインナップ】
新料金メニュー「ｅタイム３[Ｓプラン]［Ｍプラン］」①
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現行のeタイム３（３時間帯別電灯）との比較では、Ｓプランは▲１，０００円／月、 Ｍプランは▲５００円／月の割引きとなる。
■料金単価（税込）
※契約容量10kVAを超える場合は、10kVAを超え る１kVAにつき464.40円を加える。
区分 単位 料金
基本
料金
など
ｅタイム３
（10kVAまで）
1契約
3,175.20円
（※）
ｅタイム３
〔Ｍプラン〕
（8kVAまで） ▲500円
ｅタイム３
〔Ｓプラン〕
（6kVAまで）
▲1,000円
電力量
料金
午後時間
1kWh
39.94円
朝晩時間 30.35円
夜間時間 14.37円
■モデル料金
ドリーム８ ｅタイム３〔Ｍプラン〕
２１１，５３５円 ２０６，１５８円
年間５，３７７円 （２．５％）おトク
従量電灯Ｂ ｅタイム３〔Ｓプラン〕
１７５，８２６円 １６１，１４２円
年間１４，６８４円 （８．４％）おトク
ｅタイム３ 〔Ｍプラン〕
（契約容量8kVA、使用電力量7,752kWh/年間）
ｅタイム３ 〔Ｓプラン〕
（契約容量6kVA、使用電力量5,181kWh/年間）
■電気料金メニューの拡充
新料金メニュー「ｅタイム３[Ｓプラン]［Ｍプラン］」②
72
電力小売全面自由化に向け、新たに会員制Ｗｅｂサービス（サービス名称：ほくでんエネモール）を本年６月１日に開始。 会員制Webサービスでは、「知る・得る・参加する・役立つ」をコンセプトにお客さまにお楽しみいただける情報やポイントサービス等を提供。
■新たなサービスの導入：会員制Ｗｅｂサービス
73
（空白）
74
■ 電力システム改革への対応
75
■電力システム改革への対応スタンス
基本的な考え方
[電力システム改革に対する基本的な考え方]
電力の安定供給の確保や電気料金の最大限の抑制など、改革の趣旨を踏まえ、真にお客さまの利益につながるよう取り組む。
[小売全面自由化に対する当社の取り組み]
競争環境を自らが成長する機会と捉え、引き続き、お客さまにご満足いただき、選択していただける商品・サービスの提供に努めていく。
[法的分離に関する基本的な考え方]
法に定められている一般送配電事業の中立性確保にしっかりと対応しつつ、当社グループの総合力・効率性を発揮できる体制の構築を図り、真にお客さまの利益につながるよう検討を進める。
法的分離の実施にあたっては、政府が、安定供給を損なわないよう分離を補完する仕組みの整備、電力需給の改善、原子力事業環境の整備という課題について、必要な措置が講じられているかを確認、検証することとされており、当社としては、必要な措置が実施されることを求めていく。
第1段階 ＜電力広域的運営推進機関設立＞
（2015年4月1日施行）
第2段階 ＜小売全面自由化＞
（2016年4月1日施行）
第3段階 ＜発送電分離＞
（2020年4月1日施行）
・電力広域的運営推進機関の運用開
始に向けた体制・ルール整備等
・卸電力市場の活性化
・ライセンス制の導入
・需要家保護策 （経過措置としての料金規制など）
・低圧託送制度
・送配電事業の兼業規制
・小売料金規制の撤廃
（参考）改革工程と主な論点
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電力システム改革に関する基本方針
卸市場の活性化
小売全面自由化
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
料金規制 の経過措置 期間
料金規制 の撤廃
需要家保護に必要な 制度を措置
小売全面自由化のための環境整備
卸規制の撤廃
広域機関の設立準備 広域機関 設立
運用開始
法的分離の実施にあたっては、政府が、安定供給を損なわないよう分離を補完する仕組みの整備、電力需給の改善、原子力事業環境の整備という課題について、必要な措置が講じられているかを確認、検証することとされており、当社としては、検証の結果を踏まえて必要な措置が実施されることを求めていきます。
送配電 部門の
法的分離
競争的な 市場環境を 実現
2013年度 2014年度 【第１段階】 2015年4月
【第２段階】 2016年4月
【第３段階】 2020年4月
電事法改正（第１弾） 2013年11月成立
電事法改正（第２弾） 2014年6月成立
電事法改正（第３弾） 2015年6月成立
設立認可
改革検証 （第3弾法施行前）
改革検証 （第3弾法施行後5年以内）
■電力システム改革の工程表
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本資料は2016年7月29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。
お問い合わせ先
北海道電力株式会社 企画部ＩＲグループ
〒060-8677 札幌市中央区大通東1丁目2番地
ＵＲＬ: http://www.hepco.co.jp/
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