Hokkaido Electric Power Company,incorporated · TSE:9509
Hokkaido Electric Power Company,incorporated — Q3 FY2022 Earnings Presentation
58 slides from Hokkaido Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, Jan 26, 2023
Slide 1: IR決算説明（2022年度 第3四半期）
■ＩＲ決算説明（2022年度 第3四半期） 2023年1月26日 北海道電力株式会社
Slide 2: 目次
■目次 ◼ 決算、業績見通し ◼ 経営の取り組み ・第3四半期 連結経営成績・財政状態 ・・・ 3 ・泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み ・・・ 28 ・第3四半期 連結収支比較表 ・・・ 4 ・電力小売販売 ・・・ 31 ・第3四半期 連結決算の概要 ・・・ 5 ・託送供給等約款の認可申請 ・・・ 37 ・第3四半期（連結決算）－経常損益の変動要因（対前年同期比較） ・・・ 6 ・伊達発電所の休止について ・・・ 38 ・2022年度 連結業績予想 7 ・苫小牧エリアにおける ・・・ ・・・ 39 CCUS事業実施に向けた共同検討の開始について ・2022年度 連結業績予想の修正概要 ・・
Slide 3: 決算、業績見通し
■決算、業績見通し 2
Slide 4: 第3四半期 連結経営成績・財政状態
■第3四半期 連結経営成績・財政状態 経営成績（累計） （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 対前年同期 (A) (B) (A)-(B) 増減率％ 売 上 高 6,238 4,412 1,826 41.4 営 業 損 益 △ 268 188 △ 457 ー 経 常 損 益 △ 315 130 △ 446 ー 親 会 社 株 主 に 帰 属 す る 四 半 期 純 損 益 △ 210 87 △ 297 ー 1 株 当 た り 四 半 期 純 損 益 △107円49銭 37円48銭 △144円97銭 財政状態 （単位：億円） 当第3四半期末 前年度末 増 減 (A) (B) (A)-
Slide 5: 第3四半期 連結決算－収支比較表
■第3四半期 連結決算－収支比較表 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 連結累計期間 連結累計期間 対前年同期増減率％ (A)-(B) (A) (B) 営業収益（売上高） 6,238 4,412 1,826 41.4 経 電気事業営業収益 5,817 4,127 1,689 40.9 常 その他事業営業収益 420 284 136 48.0 収 益 営業外収益 40 46 △ 6 △ 13.0 合 計 6,279 4,458 1,820 40.8 営業費用 6,506 4,223 2,283 54.1 経 電気事業営業費用 6,126 3,972 2,154 54.2 常 その
Slide 6: 第3四半期 連結決算の概要
■第3四半期 連結決算の概要 燃料価格の上昇に伴う燃料費調整額の増加や 売上高 小売販売電力量の増加などにより、 （増収） 前年同期に比べ1,826億円増加の6,238億円となりました。 経営効率化の深掘りなどに取り組んだものの、 経常損益 燃料価格の上昇や市場価格の上昇に伴う電力調達費用の増加などにより、 （損失） 前年同期に比べ446億円減少し、315億円の損失となりました。 親会社株主に 核燃料売却益を特別利益に計上いたしましたが、 帰属する 経常損失となったことなどにより、 四半期純損益 （損失） 前年同期に比べ297億円減少し、210億円の損失となりました。 5
Slide 7: 経常損益の変動要因（対前年同期比較）
■第3四半期（連結決算）－経常損益の変動要因（対前年同期比較） （単位：億円） 燃料価格の上昇 +41 燃料費調整制度の 上限超過影響△113を含む 水力発電量の増加 +158 △344 経営効率化の深掘り 130 市場価格の上昇に伴う 電力調達費用の増加 2021年度 第3四半期（実績） △280 △315 その他 △21 発電設備に係る修繕費の増加 など 2022年度 第3四半期（実績） 6
Slide 8: 2022年度 連結業績予想
■2022年度 連結業績予想 2022年度通期の連結業績につきましては、至近の動向を踏まえ、2022年10月26日に公表した連結業績予想を 修正いたしました。 なお、燃料価格や卸電力市場価格は大きく変動しており、今後の動向等を見極めてまいりますが、極めて厳しい収支 状況が続く見込みです。 （単位：億円，億kWh） 2022年度見通し 今回見通し 今回公表 10月公表 増減 対前年度増減 （Ａ） （B） (Ａ)－(Ｂ） 売 上 高 9,210程度 9,700程度 △490程度 2,580程度 営 業 損 益 △510程度 △640程度 130程度 △760程度 経 常 損 益 △620程度 △7
Slide 9: 2022年度 連結業績予想の修正概要
■2022年度 連結業績予想の修正概要 産業用のお客さまの需要が増加する見込みであることや競争環境が緩和していることなどにより、 小売・他社 小売販売電力量は増加する見通しですが、 販売電力量 他社販売電力量が減少する見込みであることから、 10月公表値と同程度の315億kWh程度となる見通しです。 小売販売電力量の増加はあるものの、 売上高 10月公表時に比べ卸電力市場価格が低下する見込みであるため他社販売収入が減少することなどから、 490億円減少の9,210億円程度となる見通しです。 10月公表時に比べ燃料価格や卸電力市場価格が低下する見込みであるため 経常損益 燃料費や電力調達費用が減
Slide 10: 2022年度 連結業績予想－経常損益の変動要因
■2022年度 連結業績予想－経常損益の変動要因（対前年度比較） （単位：億円、億円程度） 燃料価格の上昇 燃料費調整制度の 上限超過影響△190を含む +40 水力発電量の増加 ＋210 △490 経営効率化 2022年度 138 の深掘り （収支見通し） 2021年度 市場価格の上昇に伴う 電力調達費用の増加 （実績） △370 △620 その他 △150 ・火力発電所の設備 不具合による出力抑制 △90 ・他社販売電力量の減少 など 9
Slide 11: 2022年度 期末配当について
■2022年度 期末配当について 期末配当予想につきましては、今後の燃料価格や電力市場価格の動向等を見極める必要があり、これまで未定と しておりました。 最大限収支を改善できるよう全社を挙げて収益拡大や費用低減などの経営基盤強化に取り組んでまいりましたが、 燃料価格や卸電力市場価格の高騰および円安の進行などから電力供給コストが電気料金収入を大きく上回る状態 が続いており、2022年度通期の連結業績につきましては620億円程度の経常損失を見込んでいるため、自己資本 の大幅な毀損が避けられない状況となっております。 したがいまして、誠に遺憾ながら、本日開催の取締役会において、普通株式および優先株式
Slide 12: 決算補足資料
■決算補足資料 〇販売電力量（連結） 〇北海道電力㈱小売販売電力量の月別推移 〇連結収支比較表（収益） 〇供給電力量（連結） 〇連結収支比較表（費用・経常損益） 〇連結セグメント情報 〇燃料費と燃料費調整額のタイムラグ影響イメージ ・2022年度第3四半期 ・2022年度見通し 〇費用項目（2社合計） ・人件費 ・燃料費・購入電力料 ・修繕費、減価償却費 ・支払利息、その他費用 〇主要諸元・影響額 〇連結貸借対照表 〇連結包括利益計算書 11
Slide 13: 連結決算－販売電力量
連結決算－販売電力量 ・小売販売電力量は、当社とご契約いただいたお客さまが増加したことなどから、合計で16,660百万kWh、 対前年伸び率9.1%となりました。 ・他社販売電力量は、小売電気事業者さまへの販売量が減少したことなどから、合計で5,272百万kWh、 対前年伸び率△4.7%となりました。 （単位：百万kWh） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 連結累計期間 連結累計期間 対前年同期増減率％ (A)-(B) (A) (B) 電 灯 5,516 5,726 △ 210 △ 3.7 低 電 力 1,001 1,014 △ 13 △ 1.3 圧 計 6,517 6,740 △ 223
Slide 14: 北海道電力㈱小売販売電力量の月別推移
北海道電力㈱小売販売電力量の月別推移 （百万kWh, ％） 2022年度 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 3Q実績 電灯 756 650 510 551 575 548 556 641 729 5,516 低圧 電力 183 104 74 85 94 86 86 106 183 1,001 計 939 754 584 636 669 634 642 747 912 6,517 高圧･特別高圧 984 982 992 1,149 1,137 1,089 1,100 1,121 1,270 9,824 （対前年同期増減率） (3.6%) (1.6%) (9.3%) (8
Slide 15: 連結収支比較表（収益）
連結収支比較表（収益） （単位：億円） 当第3 前第3 四半期連結 四半期連結 増 減 対前年同期 主 な 増 減 要 因 累計期間 累計期間 (A)-(B) 増減率％ (Ａ) (B) 売 上 高 6,238 4,412 1,826 41.4 電気事業営業収益 5,817 4,127 1,689 40.9 ・燃料費調整額の増加（914） 電 灯 ・ 電 力料 4,276 3,124 1,151 36.8 ・小売販売電力量等の増加 ２ 社 そ の 他 1,552 1,010 542 53.7 合 地帯間・他社 ・地帯間・他社販売電力料の増加（488） 計 1,128 639 488 76.4 販
Slide 16: 連結決算－供給電力量
連結決算－供給電力量 ・ 供給電力量は、泊発電所が全基停止する中、出水率が105.9％と平年を上回ったことや、供給設備の適 切な運用により、概ね安定した供給を維持することができました。 ・ なお、昨年12月22日に低気圧の影響に伴い発生した停電により、お客さまにはご不便、ご迷惑をおかけい たしましたが、各方面の方々から多大なご協力をいただき12月25日に復旧いたしました。 （単位：百万kWh） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 連結累計期間 連結累計期間 対前年同期増減率％ (A)-(B) (A) (B) (出水率%) (105.9%) (95.9%) (10.0%) 水 力 3,126 2
Slide 17: 連結収支比較表（費用・経常損益）
連結収支比較表（費用・経常損益） （単位：億円） 当第3 前第3 四半期連結 四半期連結 増 減 対前年同期 主 な 増 減 要 因 累計期間 累計期間 (A)-(B) 増減率％ (Ａ) (B) 電 気 事 業 営 業 費 用 6,126 3,972 2,154 54.2 人 件 費 425 417 8 1.9 【増加要因】 ・燃料価格の上昇（1,258） 燃 料 費 1,843 932 911 97.7 ・小売販売電力量の増加 ２ ・他社販売電力量の影響 社 ・市場価格の上昇に伴う電力調達費用の増加（280） 合 購 入 電 力 料 1,899 747 1,151 153.9 【減少要因】
Slide 18: 連結決算－セグメント情報
連結決算－セグメント情報 ・北海道電力セグメントの売上高は、燃料価格の上昇に伴う燃料費調整額の増加や小売販売電力量の増加などにより、前 年同期に比べ1,407億円増加の5,438億円となりました。 セグメント損益は、経営効率化の深掘りなどに取り組んだものの、燃料価格の上昇や市場価格の上昇に伴う電力調達費用 の増加などにより、前年同期に比べ454億円減少し、305億円の経常損失となりました。 ・北海道電力ネットワークセグメントの売上高は、市場価格高騰に伴い再生可能エネルギーの販売価格が上昇した影響などに より、前年同期に比べ804億円増加の2,563億円となりました。 セグメント損益は、再生可能
Slide 19: 燃料費と燃料費調整額のタイムラグ影響イメージ（2022年度第3四半期）
燃料費と燃料費調整額のタイムラグ影響イメージ 【2022年度第3四半期】 2021/3Q 2022/3Q 差損△216億円 差損△492億円 上限価格 （55,800円/kl） 差損 上限超過影響 △113億円 燃料調達価格 （燃料費の諸元） 差損 平均燃料価格 （燃料費調整額の諸元） 2021/4 2021/12 2022/4 2022/12 2023/4 ※タイムラグ影響は「実際の燃調額」と「時期ずれを考慮しない燃調額」との差額を機械的に 算定したものである。 18
Slide 20: 燃料費と燃料費調整額のタイムラグ影響イメージ（2022年度見通し）
燃料費と燃料費調整額のタイムラグ影響イメージ 【2022年度見通し】 2021年度 差損△296億円 2022年度見通し 差損△320億円程度 差益 上限価格 差損 （55,800円/kl） 上限廃止影響 上限超過影響 1 50億円程度 差損 △190億円程度 燃料調達価格 （燃料費の諸元） 差損 平均燃料価格 （燃料費調整額の諸元） 2021/4 2021/12 2022/4 2022/12 2023/4 ※タイムラグ影響は「実際の燃調額」と「時期ずれを考慮しない燃調額」との差額を機械的に 算定したものである。 19
Slide 21: 費用項目（２社合計）－人件費
費用項目（２社合計※ ） ◆人件費 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) 人 件 費 425 417 8 *発生年度の翌年度から５年均等償却 【数理計算上の差異】 *第3四半期では、年間償却額の3／４を計上 （単位：億円） 当年度（2022年度） 前年度 発生額 償却額 終了年度 償却額 未償却残 （残存年数) 2016年度発生分 14 3 － － － 2017年度発生分 △ 6 △ 1 △ 1 － 2022年度（終了） 2018年度発生分 14 3 3 3 2023年度（1年） 2019年度発生分 37 7 7
Slide 22: 費用項目（２社合計）－燃料費・購入電力料
費用項目（２社合計※ ） ◆燃料費・購入電力料 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) 【増加要因】 燃料費・購入電力料 3,742 1,680 2,062 ・燃料価格の上昇（1,258） ・小売販売電力量の増加 ・他社販売電力量の影響 燃料費 1,843 932 911 ・市場価格の上昇に伴う電力調達費用の 増加（280） 内訳 購入電力料 1,899 747 1,151 【減少要因】 ・水力発電量の増加（△41） 【主要諸元】 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 (A) (B) (A)-(B)
Slide 23: 費用項目（２社合計）－修繕費、減価償却費
費用項目（２社合計※ ） ◆修繕費 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A)-(B) (A) (B) 修繕費 482 437 44 電源 268 199 68 ・発電設備に係る修繕費の増加（69） 内 訳 その他 213 237 △24 ◆減価償却費 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A)-(B) (A) (B) 減価償却費 542 524 17 電源 307 302 4 内 訳 その他 235 221 13 ※２社合計は、北海道電力㈱と北海道電力ネットワーク㈱の合計（内部取引消去後）の実
Slide 24: 費用項目（２社合計）－支払利息、その他費用
費用項目（２社合計※ ） ◆支払利息 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) （期中平均金利 ％） (0.65) (0.67) (△0.02) 支払利息 70 71 △1 ◆その他費用 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) その他費用 970 943 27 ※２社合計は、北海道電力㈱と北海道電力ネットワーク㈱の合計（内部取引消去後）の実績を表示している。 23
Slide 25: 主要諸元・影響額
主要諸元・影響額 【主要諸元】 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 (A)-(B) (A) (B) 為替レート（円/$） 136 111 25 原油CIF価格（$/bl） 107.9 74.0 33.9 出水率（%） 105.9 95.9 10.0 【影響額】 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 累計期間 累計期間 (A)-(B) (A) (B) 為替レート（1円/$） 15 8 7 原油CIF価格（1$/bl） 5 3 2 出水率（1%） 7 3 4 24
Slide 26: 連結貸借対照表
連結貸借対照表 （単位：億円） 当第3四半期末 前年度末 増 減 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) 資 産 21,259 19,928 1,330 ・棚卸資産の増加（615） 負 債 18,635 17,071 1,564 ・有利子負債の増加（1,276） ・前年度期末配当金の支払い（△27） 純資産 2,623 2,857 △233 ・四半期純損失の計上（△210） （単位：億円、％） 当第3四半期末 前年度末 増 減 (A) (B) (A)-(B) 有利子負債 15,130 13,853 1,276 残高 自己資本 11.7 13.7 △2.0 比率 25
Slide 27: 連結包括利益計算書
連結包括利益計算書 【連結包括利益計算書】 （単位：億円） 当第3四半期 前第3四半期 増 減 連結累計期間 連結累計期間 (A) (B) (A)-(B) 四半期純損益 △208 91 △299 その他の包括利益 3 △８ 12 その他有価証券評価差額金 4 △10 14 繰延ヘッジ損益 △5 0 △6 退職給付に係る調整額 5 1 4 四半期包括利益 △204 82 △287 親会社株主に係る四半期包括利益 △206 79 △285 非支配株主に係る四半期包括利益 1 3 △2 26
Slide 28: 経営の取り組み
■経営の取り組み 27
Slide 29: 泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み①
■泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み① 各審査項目に関する説明のスケジュール ◼ 2022年3月31日の審査会合以降、原子力規制委員会と審査上の論点に対する作業方針や作業 状況、説明に向けたスケジュールを共有している。2023年1月24日の審査会合においても、これまでの 進捗を踏まえた作業スケジュールについて説明を行った。 ◼ 基準津波の説明に時間を要しており、作業スケジュールに遅れが生じているため、全体工程への影響に ついて確認するとともに後続のプラント側工程における解析期間短縮に向けた体制強化等を検討してい るところ。 ：審査会合実施 2022年度 2023年度 5/13 5/27 8/
Slide 30: 泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み②
■泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み② プラント施設への地震・津波の影響評価について ◼ 2022年12月6日にはプラント側審査の進捗を確認する審査会合として、5つの審査項目の 対応状況を説明した。 ◼ また、プラント側審査の設計基準対象施設に係る項目の説明や昨年10月の審査会合におけ る指摘事項に対する回答など９つの審査項目の対応状況について、2023年1月24日の進捗 を確認する審査会合で説明を行った。 ◼ 審査結果を踏まえ、引き続き技術的検討を進め、説明を継続していく。 火山の影響評価について ◼ 2023年1月20日の審査会合において、火山影響評価の立地評価のうち「原子力発電所に影
Slide 31: 泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み③
■泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み③ 今後の主要な審査項目と原子炉設置変更許可取得に向けた審査の流れ ◼ 基準地震動・基準津波の策定を進め、地震動の大きさや津波の高さなどをプラント側の耐 震・耐津波設計方針に反映させていく。 ◼ 今後のプラント施設における主要な説明事項は「防潮堤の設計方針」であると考えている。 審査項目 説明事項 基準地震動の策定 地震 地 →設定した基準地震動の妥当性の評価 震 基準地震動 ・ 基準津波の策定 基準津波の策定 津波 原 津 →地震による津波と陸上地すべりによる津波の組合せの評価 子 波 炉 等 火山活動の可能性評価 設 火山 結果 降下火砕物（火山灰）の
Slide 32: 電力小売販売ー電気・ガス価格激変緩和対策事業
■電力小売販売ー電気・ガス価格激変緩和対策事業 ◼ 国の電気・ガス価格激変緩和対策事業（以下、本事業）に参画し、2023年2月分から10月分までの 電気・都市ガス料金の値引きを実施する。 ◼ 本事業は、2022年10月に政府が決定した「物価高克服・経済再生実現のための総合経済対策」 に盛り込まれたエネルギー価格高騰対策である。電気・ガスの小売事業者が、家庭・企業などに請求 する月々の料金から使用量に応じた値引きを行い、 国が電気・ガスの小売事業者に対し、値引きの 原資を支援する。 【対象期間のイメージ】 ※ 消費税等相当額を含む。 ※ 2023年11月分以降の本事業の継続は未定とされている。
Slide 33: 電力小売販売ー高圧・特別高圧①
■電力小売販売ー高圧・特別高圧① ◼ 高圧・特別高圧のお客さまについて、2023年4月1日から電気料金を値上げする。 ◼ 当社への契約切替を希望される新規のお客さまについて、昨年5月から受付を中断していたが、 2023年4月1日からの供給開始に向け、2022年12月22日より受付を再開した。 ＜現在の電気料金からの見直しイメージ＞ 【見直し事項①】 プラス調整 【見直し事項②】 電気料金単価 燃料費調整制度 マイナス調整 現行の燃料費 調整単価 見直し後の 料金単価 現行の 料金単価 現在 見直し後 【見直し事項①：電気料金単価】 ＜現行単価からの値上げ幅＞ 基本料金単価 電力量料金単価 高圧
Slide 34: 電力小売販売ー高圧・特別高圧②
■電力小売販売ー高圧・特別高圧② ◼ 今回、燃料費調整制度の前提となる電源構成を最新の内容に変更し、基準燃料価格など調整単 価の算定諸元を見直すとともに、新たに、卸電力市場価格の変動を電気料金に反映させる市場価 格調整単価を導入。 ◼ また、燃料費調整制度の名称を「燃料費等調整制度」に変更。 【見直し事項②：燃料費調整制度】 算定諸元の見直し 調整項の新設 電力量料金 燃料費等調整額 燃料費等調整単価※１ 電 基 電力量料金単価 気 本 × ± 料 ＝ 料 ＋ （ ） １か月の使用電力量 燃料費 市場価格 1か月の 金 ＋ × 金 調整単価 調整単価※２ 使用電力量 ＋ 再生可能エネルギー発電
Slide 35: 電力小売販売ー高圧・特別高圧③（算定諸元の見直し）
■電力小売販売ー高圧・特別高圧③（算定諸元の見直し） ◼ 燃料費調整制度の前提となる電源構成を最新の内容に変更し、基準燃料価格など調整単価の算定諸 元を見直した。 ◼ 3カ月間の平均燃料価格を算定し、基準燃料価格（89,500円／kl）を上回る場合はプラス調整を、下 回る場合はマイナス調整を行う。 <市場価格調整単価による調整イメージ＞ ＜燃料価格調整単価による調整イメージ＞ 【マイナス調整の場合】 ・ 燃料費調整単価 ＝ （基準燃料価格 － 平均燃料価格） × 基準単価/1,000 【89,500円/kl】 【毎月変動】 プラス調整 基準燃料価格 基準市場価格 【プラス調整の場合】 （89,
Slide 36: 電力小売販売ー高圧・特別高圧④（調整項の新設）
■電力小売販売ー高圧・特別高圧④（調整項の新設） ◼ 新たに、卸電力市場価格の変動を電気料金に反映させる市場価格調整単価を導入する。 ◼ 平均市場価格が基準市場価格を上回ればプラス調整、下回ればマイナス調整を行う。 <市場価格調整単価による調整イメージ＞ 【平均市場価格が基準市場価格を下回る場合】 ＜市場価格調整単価による調整イメージ＞ • 市場価格調整単価 ＝ （基準市場価格 － 平均市場価格） × 調整係数 【23円94銭】 【毎月変動】 プラス調整 【平均市場価格が基準市場価格を上回る場合】 基準市場価格 （23円94銭） • 市場価格調整単価 ＝ （平均市場価格 － 基準市場価格） ×
Slide 37: 電力小売販売ー低圧
■電力小売販売ー低圧 ◼ 規制料金については、2023年6月1日から値上げを実施するため、経済産業大臣に特定小売供給約 款の変更認可申請を行った。 【プレスリリース（2023年1月26日）】 ○低圧のお客さまの電気料金見直しについて URL:https://www.hepco.co.jp/info/2022/1252016_1920.html ◼ また、低圧自由料金についても、規制料金の値上げ実施日と同日から値上げを行う。 36
Slide 38: 託送供給等約款の認可申請
■託送供給等約款の認可申請 ◼ 2023年度からの新たな託送料金制度（レベニューキャップ制度）の開始に向けて、今 後５か年に必要と見込まれる収入の見通しを2022年12月8日に申請し、同年12月23日 に承認を受けた。 ◼ 承認された収入見通しに基づき託送料金単価を設定した託送供給等約款について、 2022年12月27日に認可申請を行った。 ◼ 当該料金は、2023~2027年度の５か年に適用され、５年後にも今回同様の見直しが行 われる。 １キロワット時あたり平均単価（2023年4月1日実施、税抜） （百万kWh/年、円/kWh） 現行収入単価 今回申請単価 差 電力量 改定率 A B B－A
Slide 39: 伊達発電所の休止について
■伊達発電所の休止について ◼ 伊達発電所は、高度経済成長期の電力需要の著しい増加に対応するため、1978年 に1号機、1980年に2号機を導入。40年以上にわたり運転を続けてきた。 ◼ 設備の経年化が進んでいることから、１号機は2023年11月末、２号機は2024年3 月末をもって休止する。 伊達発電所 【参考】伊達発電所燃料輸送 パイプラインのルート図 1号機 2号機 所在地 伊達市長和町163番地1 運転開始 1978年11月 1980年3月 経過年数 44年 42年 ◆ 定格出力 35万kW 35万kW 伊達発電所 燃料 重油 ●札幌 ◆ 伊達発電所 ♦ 発電所で使用する燃料油（重油）
Slide 40: 苫小牧エリアにおけるCCUS事業実施に向けた共同検討の開始について
■苫小牧エリアにおけるCCUS事業実施に向けた共同検討の開始について ◼ 苫小牧エリア内の複数の地点をつなぐハブ&クラスター型CCUS事業※を2030年度までに 立ち上げることを視野に、当社、出光興産㈱および石油資源開発㈱と共同検討を開始。 ◼ 3社は、CCSに関する技術的検討を実施するとともに、CO2利活用(CCU)についても具体 的検討を進めていく。 ※ハブ&クラスター型CCUS事業：１つの排出源からCO2を回収・貯留するCCS事業のみならず、地域にある多くの排出源をカバーし、その CO2を有効活用することで、社会としての排出をより多く縮減するCCUS事業。 ※CCUS（Carbon di
Slide 41: 11月10日 会社説明会以降のトピック
■11月10日 会社説明会以降のトピック 日付 取り組み内容 関連スライド 国の電気・ガス価格激変緩和対策事業に関する 2022年12月16日 P31 「特定小売供給約款以外の供給条件」の認可について 2022年12月22日 電気料金の見直しについて P32～35 2022年12月27日 託送供給等約款の認可申請について P37 2023年1月17日 国内 外食企業初となる『ZEB』の実現について P55 2023年1月26日 低圧のお客さまの電気料金見直しについて P36 2023年1月26日 伊達発電所の休止について P38 2023年1月26日 苫小牧エリアにおけるCCUS事業実施に向け
Slide 42: 参考資料
■ 参 考 資 料 41
Slide 43: 【参考：経営ビジョン】2030年度までに目指す経営目標
■【参考：経営ビジョン】2030年度までに目指す経営目標 ◼ 主力電源である泊発電所の再稼働の前後において、事業環境が大きく変化する ◼ 安全確保を大前提とした泊発電所の早期再稼働を目指すとともに、再稼働前もたゆまぬ経営 効率化等を進め、利益を確保する。また、事業領域の拡大を進め、持続的な成長を目指す 第Ⅰフェーズ（泊発電所の再稼働前） 第Ⅱフェーズ（泊発電所の全基再稼働後） 火力が電力供給の主力 火力は調整力としての役割が中心 泊再稼働に向けた安全対策工事 泊再稼働の実現 (3号機→1・2号機) 電源構成 需給関係費の低減による電気料金値下げ 低炭素の電気を道内外へ供給 再エネ発電の拡大 小
Slide 44: 【参考：経営ビジョン】重点新規事業
■【参考：経営ビジョン】2030年度までに目指す経営目標 重点新規事業 再エネ発電事業、海外電気事業、エネルギー関連事業など 43
Slide 45: 【参考：経営ビジョン】発電部門からのCO2排出量の低減
■ 【参考：経営ビジョン】発電部門からのCO2排出量の低減 ◼ 泊発電所の全基再稼働後は、グループの発電電力量に占める非化石電源の比率が、2013年度の10％台か ら60％以上に上昇する見込み。 ◼ 泊発電所の再稼働後は、再エネ発電事業の推進やLNG火力の活用などによる効果と併せ、発電電力量が増 加する一方、CO2排出量を「2013年度に比べ50％以上低減」(1,000万t以上/年低減)できる見込み。こ れは、国の2030年度の温室効果ガス排出削減目標(2013年比△46％)を上回る削減幅になる。 【ほくでんグループの発電部門における電源構成のイメージ】 非化石電源 火力電源 非化石電源：10
Slide 46: 【参考：経営ビジョン】経営目標の進捗
■ 【参考：経営ビジョン】2030年度までに目指す経営目標の進捗 2020年度 2021年度 2030年度 ビジョン目標 実績 実績 利益目標 ➤第Ⅰフェーズ:230億円以上/年 （連結経常利益） ➤第Ⅱフェーズ:450億円以上/年 411億円 138億円 財務目標 15％以上 13.8％ 13.7％ （連結自己資本比率） 重点新規事業（※）へ投資 32億円 66億円 総額500億円以上投資 ※再エネ発電事業、海外電気事業、 (累計32億円) (累計98億円) エネルギー関連事業など 成長に向けた指標 ➤電力小売・卸：300億kWh以上/年 244億kWh 262億kWh （道外含む、NW卸除
Slide 47: 2050年カーボンニュートラルに向けて 北海道の地域特性を活かした取り組み
■【参考】2050年カーボンニュートラルに向けて 北海道の地域特性を活かした取り組み 再生可能エネルギー導入拡大への適性 良い風況 海に囲まれている 洋上風力発電 良い日照 広大な土地・恵まれた日照地域がある 陸上風力発電、太陽光発電 林業 木質バイオマス発電 地域産業との連携 畜産業 家畜系バイオマス発電 地熱資源の存在 地熱発電 エネルギー需要の電化ポテンシャル 積雪寒冷・広大な土地に多くの市町村が分散していることから、 ・暖房・給湯・移動・輸送に必要なエネルギー消費量大 ・石油系エネルギーが主流でカーボンニュートラルに向けた「電化」「水素利活用」の余地大 家庭・業務部門（暖房、給湯） 暖
Slide 48: 2050年カーボンニュートラルに向けて ほくでんグループが目指す姿
■【参考】2050年カーボンニュートラルに向けて ほくでんグループが目指す姿 ほくでんグループは北海道における「エネルギー全体のカーボンニュートラル」の実現に最大限挑戦します。 ◼ ほくでんグループの2030年の環境目標（発電部門からのCO2排出量を2013年度比50%以上低 減）達成に加え、長期的に「発電部門からのCO2排出ゼロ」を目指します。 ◼ 電化拡大やグリーン水素の利活用などにより、電力以外のエネルギーも含め、北海道のカーボンニュー トラルの実現を目指します。 将来のCO ■■ 2排出量削減のイメージ 将来のCO 2排出量削減のイメージ ■ 将来のエネルギー需要のイメージ 電化が困難
Slide 49: カーボンニュートラル2050 ロードマップ
■【参考】2050年カーボンニュートラルに向けて カーボンニュートラル2050 ロードマップ 再生可能エネルギーの導入拡大や泊発電所の活用などのこれまでの取り組みに加え、 革新的技術の活用など、あらゆる手段を総動員していきます。 2030年まで 2050年に向けて 再生可能 エネルギー 道内外で30万kW以上開発 さらなる開発 北 泊発電所の早期再稼働 最大限活用 海 原子力 道 に 供 お 給 CO2フリー電気から水素を製造 け サ 水素 る イ 小規模製造、オンサイト活用 大規模製造、道外移出 エ ド ネ ル 火力 経年化した石油・石炭発電所の廃止 水素・アンモニアの利活用 ギ ー 全 体
Slide 50: 主な電源設備の新設、休廃止の計画
■【参考】主な電源設備の新設、休廃止の計画（北海道電力） 発電所 出力（万kW） 着工年月※1 運転開始／休廃止 工事中 京極3号機（揚水式水力） 20 2001年9月 2032年度以降 着工 石狩湾新港2号機（LNG火力） 56.94 2027年3月 2030年12月 準備中 石狩湾新港3号機（LNG火力） 56.94 2032年3月 2035年12月 伊達発電所1号機（石油火力） △35 － 2023年11月 休止 伊達発電所2号機（石油火力） △35 － 2024年3月 砂川3、4号機（石炭火力） △25（△12.5×2台） － 2027年3月 2027年3月 廃止 奈井江1、2号機（石
Slide 51: 電源構成－火力発電所の概要
■【参考】電源構成－火力発電所（北海道電力）の概要 発電設備 号機 定格出力 経過年月 発電方式 現在の状況 （万ｋＷ） ３ １２．５ ４５年６ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 運転 砂川 ４ １２．５ ４０年７ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 運転 石 １ １７．５ ５４年７ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 休止 奈井江 炭 ２ １７．５ ５２年１０ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 休止 １ ３５ ４２年２ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 運転 苫東厚真 ２ ６０ ３７年２ヵ月 ＳＣ 運転 ４ ７０ ２０年６ヵ月 ＵＳＣ 運転 苫小牧 １ ２５ ４９年１ヵ月 ― 運転 １ ３５ ４４年１ヵ月 ― 運転 伊達 ２ ３５ ４２年９ヵ月 ― 運転 石 １ ３５ ３９年０ヵ月
Slide 52: 再生可能エネルギー発電事業－石狩湾新港洋上風力発電
■【参考】再生可能エネルギー発電事業－石狩湾新港洋上風力発電 (株)グリーンパワーインベストメント（ＧＰＩ社）と連携協定 ◼ 10万kW規模の着床式洋上風力発電設備を港湾区域にて2023年12月の運転開始に 向け、現在工事中 ◼ 洋上工事の杭打ち工事が完了し、2023年5月の風車等の取付に向け準備中 石狩湾新港洋上風力発電所 概要（提供：ＧＰＩ社） 石狩湾新港 杭打ち作業、2022年7月 （写真提供：ＧＰＩ社） 発電所出力 約100,000ｋＷ 単機出力 8,000ｋＷ 基数 14基 運開予定 2023年12月 51
Slide 53: 一般海域での洋上風力導入
■【参考】一般海域での洋上風力導入 石狩湾一般海域洋上風力 ◼ 当社は、石狩湾一般海域の促進区域指定や応札に向け、GPI社と連携して対応中。 ◼ 上記以外の道内４区域が「一定の準備段階に進んでいる区域」に指定されていること、北海道における洋上風力 ポテンシャルの高さを踏まえ、石狩湾に留まらず他の海域についても事業化に向け検討中。 ⑱北海道石狩市沖 ⑮北海道岩宇・南後志地区沖 ⑯北海道島牧沖 ⑭北海道檜山沖 ⑰北海道松前沖 ⑭北海道檜山沖 ⑮北海道岩宇・ 南後志地区沖 ⑯北海道島牧沖 ⑰北海道松前沖 ⑱北海道石狩市 沖 出典：経済産業省 資源エネルギー庁ＨＰ「なっとく！再生可能エネルギー」 52
Slide 54: 水電解による水素製造装置の導入に向けた進捗状況
■【参考】水電解による水素製造装置の導入に向けた進捗状況 ◼ 当社は、苫小牧市に、水を電気分解することで水素を製造する1MW級の水素製造装置を、 経済産業省資源エネルギー庁の補助事業の採択を受けて導入することを決定。（2022年4 月28日プレスリリース済み） ◼ 建屋や水素製造装置、受変電設備については昨年末までに設置済み。現在は水素ホルダーや 出荷設備を建設中。 ◼ 今後は、3月の運用開始に向け試運転を予定。 １.導入装置概要 項目 仕様 水素製造装置 水素製造装置建屋 ・型式：固体高分子型水電解 導入装置 ・規模：１MW級 付帯設備（受変電設備、水素ホルダー、出荷設備） 運用開始 202
Slide 55: 電力小売販売ー当社シェア
■【参考】電力小売販売ー当社シェア ◼ 低圧分野では、他事業者との厳しい競争が継続し、契約切替が続いている状況であり、当社 シェア※は2022年12月時点で79.5% （2022年1月～2022年12月の移動平均）となっている。 ◼ 高圧・特別高圧分野では、当社シェア※は2022年4月から拡大に転じており、2022年12月 時点では82.6% （2022年1月～2022年12月の移動平均）となっている。 ■ 北海道エリアにおける当社 ■ 北海道エリアにおける当社 低圧分野のシェア（kWh）推移※ 高圧・特別高圧分野のシェア（kWh）推移※ 100% 当社 100% 当社 全国 全国 80% 8
Slide 56: 電化・省エネの推進
■【参考】電化・省エネの推進 電化の推進 ZEB※の取り組み ◼ 北海道は全国に比べ、家庭の暖房用エネルギー消費量が多く、 石油系エネルギーの消費割合が高いことから暖房需要等の電 ◼ 当社は、2017年度にZEBプランナーに登録されてお 化の拡大による潜在的なポテンシャルは非常に大きい。 り、顧客のニーズに合わせて、ZEBの実現に向けた ◼ スマート電化住宅やエアコンの普及を促進し、電化拡大を推 提案を実施。 進していく。 ◼ 当社単独ではなく、グループの総合力を生かし、シ ステム提案などZEB建設をサポート。 家庭部門における年間エネルギー種別消費量（2020年度実績） ◼ また、建物竣工後
Slide 57: 再生可能エネルギーの受入拡大に向けた取り組み
■【参考】再生可能エネルギーの受入拡大に向けた取り組み 再生可能エネルギーの導入量（2022年10月末時点） 太陽光 風力 バイオマス 水力 地熱 平均電力 350 2022年10月末時点の再生可能エネル 58 地熱 ３ ギー導入量は約495万kW。 このうち太陽光と風力の導入量合計は、 再エネ接続済 合計 495 約274万kWであり、北海道エリアの 216 52 166 2021年度平均電力（約350万kW） （22年10月） 地熱 9 の約８割に相当する。 接続済および申込済 247 230 94 167 合計 747 （22年10月） 0 100 200 300 400 500 600
Slide 58: ＵＲＬ: https://www.hepco.co.jp/
本資料は2023年1月26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
Hokkaido Electric Power Company — Q3 FY2022 Earnings Presentation on 6ix