Hokkaido Electric Power Company,incorporated · TSE:9509
Hokkaido Electric Power Company,incorporated — Q2 FY2022 Earnings Presentation
58 slides from Hokkaido Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, Nov 10, 2022
Slide 1: 会社説明会
■会社説明会 2022年11月10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2四半期 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2四半期 連結収支比較表 ・・・ 4 ・電力小売販売 ・・・ 32 ・第2四半期 連結決算の概要 ・・・ 5 ・7月29日 第1四半期決算公表以降のトピック ・・・ 33 ・第2四半期（連結決算）－経常損益の変動要因（対前年同期比較） ・・・ 6 ・参考資料 ・・・ 37 ・2022年度 連結業績予想 ・・・ 7 ・2022年度 連結業績予想－経常損益の変動要因（対前年度比較） ・・・ 8 ・2022年度 期末配当予想 ・・・ 9 ・決算
Slide 3: 決算、業績見通し
■決算、業績見通し 2
Slide 4: 第2四半期 連結経営成績・財政状態
■第2四半期 連結経営成績・財政状態 経営成績（累計） （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 増 減 対前年同期 (A) (B) (A)-(B) 増減率％ 売 上 高 3,868 2,734 1,133 41.5 営 業 損 益 △ 9 271 △ 281 ー 経 常 損 益 △ 10 227 △ 237 ー 親 会 社 株 主 に 帰属 す る 四 半 期 純 損 益 △ 16 174 △ 190 ー 1 株 当 た り 四 半 期 純 損 益 円 銭 円 銭 円 銭 △ 11 29 81 71 △ 93 00 財政状態 （単位：億円） 当第2四半期末 前年度末 増 減 (A) (B)
Slide 5: 第2四半期 連結決算－収支比較表
■第2四半期 連結決算－収支比較表 （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 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） 3,868 2,734 1,133 41.5 経 電気事業営業収益 3,627 2,551 1,076 42.2 常 その他事業営業収益 241 183 57 31.4 収 益 営業外収益 52 30 22 74.3 合 計 3,921 2,764 1,156 41.8 営業費用 3,878 2,463 1,414 57.4 経 電気事業営業費用 3,663 2,300 1,363 59.3 常 その他事業営
Slide 6: 第2四半期 連結決算の概要
■第2四半期 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・他社販売電力量の増加などにより、 （増収） 前年同期に比べ1,133億円増加の3,868億円となりました。 燃料価格の上昇や 経常損益 市場価格の上昇に伴う電力調達費用の増加などはありましたが、 （損失） 経営効率化の深掘りなどに取り組んだ結果、 前年同期に比べ237億円減少し、10億円の損失となりました。 親会社株主に 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 前年同期に比べ190億円減少し、16億円の損失となりました。 （損失） 5
Slide 7: 第2四半期 経常損益の変動要因（対前年同期比較）
■第2四半期（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 燃料費調整制度の 上限超過影響△25を含む 227 △240 市場価格の上昇に伴う 2022年度 電力調達費用の増加 その他 第2四半期（実績） 2021年度 △10 水力発電量の増加 +57 第2四半期（実績） 経営効率化の深掘り +59 △222 +109 6
Slide 8: 2022年度 連結業績予想
■2022年度 連結業績予想 ＜2022年9月22日に公表した業績予想から変更なし＞ ・通期の連結業績につきましては、小売・他社販売電力量は概ね想定どおりに推移していることから、9月公表値から 変更ありません。 ・なお、燃料価格や電力市場価格は大きく変動しておりますが、今後の動向等を引き続き見極めてまいります。 （単位：億円，億kWh） 2022年度 2021年度 増減 見通し（Ａ） 実績（Ｂ） (Ａ)－(Ｂ） 売 上 高 9,700程度 6,634 3,070程度 営 業 損 益 △640程度 249 △890程度 経 常 損 益 △700程度 138 △840程度 親 会 社 株 主 に
Slide 9: 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 2022年度 138 （収支見通し） 2021年度 （実績） △460 燃料費調整制度の 上限超過影響 △700 △190 市場価格の上昇に伴う 電力調達費用の増加 その他 △490 +300 経営効率化の深掘り +200 など 8
Slide 10: 2022年度 期末配当予想
■2022年度 期末配当予想 ・2022年度の期末配当予想につきましては、2022年9月22日の公表から変更はなく、引き続き未定とさせていただ きます。 ・今後の燃料価格や電力市場価格の動向等を見極めることとし、配当予想が可能となり次第、速やかにお知らせいた します。 【1株当たり配当金】 普通株式 Ｂ種優先株式 中間 期末 年間 中間 期末 年間 2021年度 10円 10円 20円 1,500,000円 1,500,000円 3,000,000円 （実績） ０円 ０円 2022年度 未定 未定 未定 未定 （実績） （実績） 9
Slide 11: 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 〇連結キャッシュ・フロー計算書 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2四半期 ・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 10
Slide 12: 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10,679百万kWh、 対前年伸び率7.6%となりました。 ・他社販売電力量は、再生可能エネルギーの固定価格買取制度に伴う販売量の増加などから、合計 で3,625百万kWh、対前年伸び率6.6%となりました。 （単位：百万kWh） 当第2四半期 前第2四半期 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 3,590 3,761 △ 171 △ 4.6 低 電 力 626 645 △ 19 △ 2.9 圧 計 4,216 4,406 △ 190
Slide 13: 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 2Q実績 電灯 756 650 510 551 575 548 3,590 低圧 電力 183 104 74 85 94 86 626 計 939 754 584 636 669 634 4,216 高圧･特別高圧 984 982 992 1,149 1,137 1,089 6,333 （対前年同期増減率） (3.6%) (1.6%) (9.3%) (8.1%) (5.8%) (13.4%) (6.7%) 合計 1,923 1,736 1,576 1,785 1,806 1,723 1
Slide 14: 連結収支比較表（収益）
連結収支比較表（収益） （単位：億円） 当第2 前第2 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 3,868 2,734 1,133 41.5 電気事業営業収益 3,627 2,551 1,076 42.2 ・燃料費調整額の増加 （489） 電 灯 ・ 電 力料 2,591 1,992 598 30.1 ・小売販売電力量等の増加 ２ 社 そ の 他 1,044 564 480 85.1 合 地帯間・他社 ・地帯間・他社販売電力料の増加 （428） 計 754 325 428 131.6 販売電力
Slide 15: 連結決算－供給電力量
連結決算－供給電力量 ・ 泊発電所が全基停止しておりましたが、出水率が106.0％と平年を上回ったことや、供給設備の適切な運 用により、安定した供給を維持することができました。 （単位：百万kWh） 当第2四半期 前第2四半期 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%) (106.0%) (88.7%) (17.3%) 水 力 2,370 1,972 398 20.2 発 電 火 力 6,642 7,402 △ 760 △ 10.3 電 (設備利用率%) ( －) ( －) ( －) 力 原 子 力 - - - - 量 新エネルギー等
Slide 16: 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2 前第2 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 3,663 2,300 1,363 59.3 人 件 費 280 274 6 2.2 【増加要因】 燃 料 費 965 437 528 120.8 ・燃料価格の上昇（729） ２ ・小売・他社販売電力量の増加 社 ・市場価格の上昇に伴う電力調達費用の増加（222） 合 購 入 電 力 料 1,195 421 773 183.4 【減少要因】 計 ・水力発電量の増加（△5
Slide 17: 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、前年同期に比べ874億円増加の3,393億円となり、セグメント損益は、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はありましたが、経営効率化の深掘りなどに取り組んだ 結果、前年同期に比べ234億円減少し、16億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、前年同期に比べ585億円増加の1,692億円となり、セグメント損益は、 燃料価格の上昇に伴い需給調整に係る費用が増加したことなどにより、19億円の経常損失となりました。 ・その他の売上高は、前年同期に比べ83億円増加の666億円となり、セグ
Slide 18: 連結決算－キャッシュ・フロー計算書
連結決算－キャッシュ・フロー計算書 ・営業活動によるキャッシュ・フローは、税金等調整前四半期純損失を計上したことや 燃料価格の上昇による棚卸資産の増加などにより、 前年同期に比べ459億円減少の318億円の支出となりました。 ・投資活動によるキャッシュ・フローは、固定資産の取得による支出の増加などにより、 前年同期に比べ142億円増加の459億円の支出となりました。 ・財務活動によるキャッシュ・フローは、有利子負債の増加などにより、 前年同期に比べ771億円増加の832億円の収入となりました。 ・以上の結果、現金及び現金同等物は、期首に比べ53億円増加の942億円となりました。 （単位：億円）
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2四半期】
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2四半期】 2021/2Q 2022/2Q 差損△132億円 差損△466億円 上限価格 差損 （55,800円/kl） 上限超過影響 △25億円 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 2021/10 2022/4 2022/10 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△470億円程度 上限超過影響 △190億円 上限価格 差損 （55,800円/kl） 上限廃止影響 ＋1 6 0億円 低圧自由上限 燃料調達価格 廃止(12月～) （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 2021/10 2022/4 2022/10 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2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) 人 件 費 280 274 6 *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2四半期では、年間償却額の2／４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2四半期 前第2四半期 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 2,161 859 1,302 ・燃料価格の上昇（729） ・小売・他社販売電力量の増加 ・市場価格の上昇に伴う電力調達費用の 燃料費 965 437 528 増加（222） 内訳 【減少要因】 購入電力料 1,195 421 773 ・水力発電量の増加（△59） 【主要諸元】 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 (A) (B) (A)-(B) 為替レート（円/$） 134 1
Slide 23: 費用項目（２社合計）修繕費・減価償却費
費用項目（２社合計※ ） ◆修繕費 （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A)-(B) (A) (B) 修繕費 262 241 21 電源 134 97 36 ・発電設備に係る修繕費の増加（37） 内 訳 その他 128 143 △15 ◆減価償却費 （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A)-(B) (A) (B) 減価償却費 358 349 9 電源 203 201 1 内 訳 その他 155 147 7 ※２社合計は、北海道電力㈱と北海道電力ネットワーク㈱の合計（内部取引消去後）の実績を表
Slide 24: 費用項目（２社合計）支払利息・その他費用
費用項目（２社合計※ ） ◆支払利息 （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) （期中平均金利 ％） (0.65) (0.67) (△0.02) 支払利息 46 47 △1 ◆その他費用 （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) その他費用 622 598 23 ※２社合計は、北海道電力㈱と北海道電力ネットワーク㈱の合計（内部取引消去後）の実績を表示している。 23
Slide 25: 主要諸元・影響額
主要諸元・影響額 【主要諸元】 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 (A)-(B) (A) (B) 為替レート（円/$） 134 110 24 原油CIF価格（$/bl） 111.9 70.3 41.6 出水率（%） 106.0 88.7 17.3 【影響額】 （単位：億円） 当第2四半期 前第2四半期 増 減 累計期間 累計期間 (A)-(B) (A) (B) 為替レート（1円/$） 7 4 3 原油CIF価格（1$/bl） 2 1 1 出水率（1%） 4 2 2 24
Slide 26: 連結貸借対照表
連結貸借対照表 （単位：億円） 当第2四半期末 前年度末 増 減 主な増減要因 (A) (B) (A)-(B) 資 産 20,756 19,928 828 ・棚卸資産の増加（507） 負 債 17,943 17,071 871 ・有利子負債の増加（865） ・配当金の支払い（△27） 純資産 2,813 2,857 △43 ・四半期純損失の計上（△16） （単位：億円、％） 当第2四半期末 前年度末 増 減 (A) (B) (A)-(B) 有利子負債 14,719 13,853 865 残高 自己資本 12.9 13.7 △0.8 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2四半期 前第2四半期 増 減 連結累計期間 連結累計期間 (A) (B) (A)-(B) 四半期純損益 △15 176 △192 その他の包括利益 1 △８ 9 その他有価証券評価差額金 △4 △９ 4 繰延ヘッジ損益 2 0 2 退職給付に係る調整額 3 0 2 四半期包括利益 △14 168 △182 親会社株主に係る四半期包括利益 △14 166 △181 非支配株主に係る四半期包括利益 0 1 △1 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 基準地震動の策定について
■泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み① 基準地震動の策定について ◼ 10月21日の審査会合において、「震源を特定せず策定する地震動」について、原子力規制委員会 から「概ね妥当な検討がなされている」との評価をいただいた。 ◼ 今後は、これまで行ってきた各地震動の評価結果をまとめ、基準地震動の策定に向けて審査を進め ていく。 おおむね説明済み 【震源を特定して策定する地震動】 積丹半島 説明中 ・積丹半島北西沖に仮定した活断層による地震動評価 ⇒昨年10月の審査会合において、 積丹半島北西沖 「概ね妥当な検討がなされている」との評価をいただいた。 に活断層を仮定 【基準地震動の策定】 ・「震源
Slide 30: 泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み② 基準津波の策定について
■泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み② 基準津波の策定について ◼ 基準津波の策定に向けて残る主要な審査項目は、「地震に伴う津波と陸上地すべりによる津波の組 み合わせ評価」であり、10月28日の審査会合において、現時点での検討内容について中間報告を 行った。 ◼ 今後は最終報告に向けて、組み合わせ評価の妥当性および敷地に対して大きな影響を及ぼす波源選 定の妥当性を確認し、基準津波の策定を行っていく。 地震に伴う津波と陸上地すべりによる津波の組み合わせによる評価 29
Slide 31: 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
■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 地震 基準地震動の評価 基準地震動 地 震 基準津波の策定 ・ 津波 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 原 津 子 波 結果 炉 等 火山活動の可能性評価 設 火山 降下火砕物（火山灰）の層厚の評価 置 変 プ 防潮堤の設計方針 プラント施設
Slide 32: 泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み④ 審査説明のスケジュール
■泊発電所の早期再稼働に向けた取り組み④ 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する中でいただいた指摘等を踏まえ、2022年11月1日の審査会合で、あらため て策定した作業スケジュールを説明した。先行他社の審査実績を踏まえた効率的な説明順序を検討するととも に、プラントメーカーなど社外からの審査支援をいただくことで、残されている論点に対して2023年9月までに一通 りの説明を終わらせる予定である。 ：審査会合実施 2022年度 2023年度 5/13 5/27 8/
Slide 33: 電力小売販売ー燃料価格高騰を踏まえた対応
■電力小売販売ー燃料価格高騰を踏まえた対応 ◼ 燃料価格の急激な高騰により、高圧・特別高圧については現在、新規受付を停止しているが、 2023年4月から標準約款による供給開始を目指している。また、低圧は、8月分料金から燃料費調 整額が上限に到達しているが、自由料金について12月分料金より上限を廃止する。 ◼ 今後も燃料価格の動向を注視するとともに、経営基盤強化推進委員会を通じた経営効率化の深掘 りを実施した上で、上記の料金施策などを含む経営への影響を緩和するためのあらゆる対策について、 いかなる選択肢も排除せず幅広に検討している。 2022年度の 小売販売電力量に 燃調上限 現時点での対応の方
Slide 34: ７月29日第１四半期決算公表以降のトピック
■７月29日第１四半期決算公表以降のトピック 日付 取り組み内容 関連スライド 電気料金（低圧の自由料金プラン）における 2022年8月29日 P32 燃料費調整制度等の見直しについて 苫東厚真発電所4号機 AIを活用したボイラー燃焼調整 2022年9月14日 P34 最適化支援システムの開発・導入について 2022年9月28日 藻岩発電所リプレース工事の開始について P35 北海道大規模グリーン水素サプライチェーン 2022年10月27日 P39 構築調査事業について 留萌海域におけるブルーカーボン事業に向けた共同研究の 2022年11月9日 P36 実施について 33
Slide 35: AIを活用したボイラー燃焼調整最適化支援システムの開発・導入
■AIを活用したボイラー燃焼調整最適化支援システムの開発・導入 ◼ 当社は、苫東厚真発電所4号機において、AIによるボイラー燃焼調整※最適化支援システムを株 式会社IHIと共同開発し、運用を開始。 ◼ ボイラーの燃焼調整はこれまで個人の経験やノウハウを基に実施してきたが、DXの取り組みと してAIを活用し、日々変化するボイラーの燃焼状態を逐次最適な状態に調整することができる システムを実用化。 ◼ システム導入により、ボイラー効率の向上やボイラー関連機器の運転コスト低減が見込まれる。 ※ボイラー燃焼調整とは、各種運転データやボイラー内の火炎の状態から燃焼状態に偏りがある場合、ボイラー各部へ燃
Slide 36: 藻岩発電所リプレース工事の開始
■藻岩発電所リプレース工事の開始 ◼ 札幌市内中心部からも近い藻岩水力発電所は、運転を開始してから86年経過し老朽化が 進んでいることから、本工事により発電所建屋および水圧管路等を更新する。 ◼ 水力発電所の最大限の活用なども含め、再生可能エネルギーの導入拡大を進め、カーボン ニュートラルの実現に貢献していく。 老朽化した水力発電所を廃止にせずリプレースし、水力発電所を長期にわたって活用す ることで、ＣＯ₂排出量の削減を今後も継続。 また、発電効率の高い水車・発電機へ取替えることで、最大出力は12,600kWから 13,400kWへ増加し、発電電力量は年間約700万kWh増加する見込み
Slide 37: 留萌海域におけるブルーカーボン事業に向けた共同研究の実施について
■留萌海域におけるブルーカーボン事業に向けた共同研究の実施について ◼ 当社は、これまで培ってきた火力発電所の石炭灰利用技術を応用し、バイオマス燃焼灰を用いた低炭素藻礁※の 材料（基質）を開発。一般的なコンクリート製と比較して、製造過程のCO2排出量を抑制し、コンブの成長促進 にも資する成分を含む。 ◼ 留萌市と当社は共同で、留萌海域において、海草（藻）類の成長が促進される低炭素藻礁の実海域培養試験 を行い、海洋生態系によって吸収・貯留された炭素であるブルーカーボンの事業化に向けた研究を実施していく。 ◼ 本研究により、留萌海域の水産資源の回復や水産業の活性化といった、地域の課題解決も目指す。
Slide 38: 参考資料
■ 参 考 資 料 37
Slide 39: 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、北海道苫小牧市に、水を電気分解することで水素を製造する1MW級の 水素製造装置を導入することを決定。（2022年4月28日プレスリリース済み） ◼ 現在、建屋工事に着手したところであり、12月より主要設備の据付・試運転を行い、 来年３月に運用開始を予定。 １.導入概要 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 （１）補助事業名 令和３年度補正予算 再生可能エネルギー導入加速化に 着工 運開 向けた系統用蓄電池等導入支援事業 水素製造装置 製作 据付 試運転 （２）採択日 ２０２２年３月３１日 （３）導入設備 １M
Slide 40: 水素の利活用に向けた取り組み
■【参考】水素の利活用に向けた取り組み ◼ 北海道の豊富な再エネ電気から水素を製造し、その水素をさまざまな分野で利活用する 「水素サプライチェーン」を国や道、自治体、他企業などとも連携しながら、構築する。 ◼ 石狩湾新港における洋上風力発電を活用した水素サプライチェーンに関する調査 （2021年7月28日プレスリリース） ・事業実施期間：2021年度～2022年度 ・事業概要： 効率的な水素製造（地産）、石狩市・札幌市等での水素利活用（地消） ならびに北海道内外への水素輸送について、技術・経済・制度等の 課題を抽出し、社会実装を目指す ◼ 新千歳空港を中心とした地域における水素利活用モデル構築
Slide 41: 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 42: 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 41
Slide 43: 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 44: 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 45: 2050年カーボンニュートラルに向けて
■【参考】2050年カーボンニュートラルに向けて 44
Slide 46: 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。 45
Slide 47: 2050年カーボンニュートラルに向けて
■【参考】2050年カーボンニュートラルに向けて 46
Slide 48: 主な電源設備の新設、廃止の計画
■【参考】主な電源設備の新設、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／廃止 京極3号機（揚水式水力） 20 2001年9月 2031年度以降 工事中 新得（水力） 2.31 2019年4月 2022年6月 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 砂川3、4号機（石炭火力） △25（△12.5×2台） － 2027年3月 廃止 奈井江1、2号機（石炭火力） △35（△17.5×2台） － 2027年3月 音別1、2号機（石油火力） △
Slide 49: 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３ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 運転 砂川 ４ １２．５ ４０年４ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 運転 石 １ １７．５ ５４年４ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 休止 奈井江 炭 ２ １７．５ ５２年７ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 休止 １ ３５ ４１年１１ヵ月 Ｓｕｂ－Ｃ 運転 苫東厚真 ２ ６０ ３６年１１ヵ月 ＳＣ 運転 ４ ７０ ２０年３ヵ月 ＵＳＣ 運転 苫小牧 １ ２５ ４８年１０ヵ月 ― 運転 １ ３５ ４３年１０ヵ月 ― 運転 伊達 ２ ３５ ４２年６ヵ月 ― 運転 石 １ ３５ ３８年９
Slide 50: 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、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 （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 49
Slide 51: 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」 50
Slide 52: 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9月時点で80％を割り込んでいる。 ◼ 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9月時 点では80％近くまで回復してきている。 ■ 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% 80% 当社：79.6％ (2021/10～2022/9) 60% 当社：79.0％ (202
Slide 53: 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 54: 新たな託送料金制度（レベニューキャップ制度）①
■【参考】 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） ① ◼ 一般送配電事業者である北海道電力ネットワーク（株） は、2023年度からの新たな託送料金制 度の開始に向けて、今後５か年の事業計画を策定し、その実施に必要と見込まれる収入の見通し に関する書類を2022年7月に提出し、現在、審査を受けている。 ◼ 今回の事業収入は、再エネの拡大、高経年化に係る投資や電力の安定供給に必要な需給バランス の調整に係る費用の増加などにより、最大限の効率化等による費用減少を見込んでも、現在の料 金原価から106億円増加し、2,015億円となる見通し。 ◼ 今後、審査を経て収入上限（レベ
Slide 55: 新たな託送料金制度（レベニューキャップ制度）②
■【参考】 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） ② 出典：図は2021年11月15日 第10回料金制度専門会合資料より引用、一部修正 54
Slide 56: 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７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7月末時点の再生可能エネル 58 地熱 3 ギー導入量は約493万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 493 約273万kWであり、北海道エリアの 215 51 166 2021年度平均電力（約350万kW） （22年7月） の約８割に相当する。 地熱 9 接続済および申込済 243 241 94 167 合計 754 （22年7月） 0 100 200 300 400 500 600 700
Slide 57: 統合報告書「ほくでんグループレポート2022」
統合報告書「ほくでんグループレポート2022」 （2022年10月27日公表） URL: https://www.hepco.co.jp/corporate/ir/ir_lib/ir_lib-02.html 56
Slide 58: ＵＲＬ: https://www.hepco.co.jp/
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Hokkaido Electric Power Company — Q2 FY2022 Earnings Presentation on 6ix