Chubu Electric Power Company,incorporated · TSE:9502
Chubu Electric Power Company,incorporated — Q2 FY2015 Earnings Presentation
69 slides from Chubu Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, November 2015
Slide 1: 2015年度第2四半期 決算説明会資料
2015年度第２四半期 決算説明会資料 2015年 11月 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.
Slide 2: 目次
目 次 Ⅰ 2016年3月期 第2四半期決算概要 決算概要① ・・・・・・・・・・ 1 決算概要② ・・・・・・・・・・ 2 販売電力量 ・・・・・・・・・・ 3 発受電電力量 ・・・・・・・・・・ 4 2105年度 業績見通しの概要 ・・・・・・・・・・ 5 2105年度 個別業績見通し（対前期） ・・・・・・・・・・ 6 (参考)2015年度における燃料費と燃料費調整額の期ずれ影響のイメージ ・・・・・・・・・・ 7 株主還元方針 ・・・・・・・・・・ 8 Ⅱ 経営状況 火力発電設備の高効率化 ・・・・・・・・・・ 9 東京電力との包括的アライアンス①：新会社の共同設立について ・・・・・
Slide 3: Ⅰ 2016年3月期 第2四半期決算概要
Ⅰ 2016年3月期 第２四半期決算概要 （注） 資料内の「年度」表記は4月から翌年3月までの期間を指します。 資料内の 年度」表記は4月から翌年3月までの期間を指します。 （例：2016年3月期は「2015年度」と表記） 資料内の「２Q」表記は４月から９月までの期間を指します。 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.
Slide 4: 決算概要①
決算概要① 91 売上高は 2009年度第2四半期以来 6年ぶりの減収 売上高は、2009年度第2四半期以来、6年ぶりの減収 経常利益は、2014年度第2四半期に続き、２年連続の増益 2009年度第2四半期以来、6年ぶりの減収増益 ■連結 (億円，％) 2015/2Q 2014/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 14,818 15,260 △ 442 △ 2.9 営業利益 2,276 695 1,580 227.3 経常利益 2,104 384 1,719 446.8 親会社株主に帰属する四半期純利益 1,499 461 1,037 224.8 ■個別 (億円，％
Slide 5: 決算概要②
決算概要② 92 ＜連結経常利益＞ 電気事業において，燃料価格の低下に伴う燃料費および燃料費調整額の期ずれ差益や水力 発電量の増加に伴う火力燃料費の減少などにより 前年同期に比べ 1,719億円増加 発電量の増加に伴う火力燃料費の減少などにより，前年同期に比べ 1 719億円増加 【連結経常利益の変動要因】 【連結経常利益の変動要因】 （単位：億円） 2,400 その他 水力発電量の増 ５３６ １３３ 1,600 2 104 2,104 期ずれによる 影響 2015/2Q 経常利益 800 １ ０５０ １，０５０ 燃料価格の低下に伴う燃料費の減少 ＋１，７６０ 384 燃料費調整額の減少 （主
Slide 6: 販売電力量
販売電力量 93 ＜規制対象需要＞ ■電灯 検針期間の日数増はあるが、節電の影響などから前年同期並みの 153億kWh ■電力 検針期間の日数増はあるが、契約電力の減少などから1.1％減少の 27億kWh ＜自由化対象需要＞ ■業務用 前年同期並みの 110億kWh ■産業用 半導体の生産増はあるが、自動車関連の生産減などから前年同期並みの 320億kWh (億kWh，％) 2015/2Q 2014/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電灯 153 152 1 0.3 規制対象 電力 27 28 △1 △ 1.1 11 需要 計 180 180 0 0.1 業務用 110
Slide 7: 発受電電力量
発受電電力量 94 ■水力発電量 豊水（出水率201５/2Q：114.3% 201４/2Q：93.5%）により、 9億kWh増加 ■融通・他社受電量 再生可能エネルギーの買取量が増加したことなどにより 、20億kWh増加 ■火力発電量 上記の結果などにより、36億kWh減少 (億kWh，％) 2015/2Q 2014/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 水力 58 48 9 19.5 自 （出水率） (114.3) (93.5) (20.8) 火力 536 572 △ 36 △ 6.2 社 原子力 ― ― ― ― (設備利用率) （－） （－） （－） 新エネルギー 0 0
Slide 8: 2015年度 業績見通しの概要
2015年度 業績見通しの概要 105 ■連結 （億円） 2015年度予想 2015年度予想 増減 今回公表 7/31公表 (A) (B) (A)-(B) 売上高 28 900 28,900 28 600 28,600 300 営業利益 2,300 1,600 700 経常利益 2,000 1,300 700 親会社株主に帰属する当期純利益 親会社株 帰属する 期純利益 1,400 900 500 ■個別 （億円） 2015年度予想 2015年度予想 増減 今回公表 7/31公表 (A) (B) (A)-(B) (A) (B) 売上高 26,800 26,500 300 営業利益 2,200
Slide 9: 2015年度 個別業績見通し（対前期）
2015年度 個別業績見通し（対 前期） 106 (億円) 2015年度 2014年度 予想 実績 増減 (A) (B) (A)-(B) 売上高 26,800 28,990 △ 2,190 程度 営業利益 2,200 908 1,290 程度 経常利益 1,900 419 1,480 程度 当期純利益 1,350 273 1,080 程度 ■主要諸元 2015年度 2014年度 増減 予想 実績 (A) (B) (A)-(B) 販売電力量 (億kWh) 1,243程度 1,241 2程度 原油ＣＩＦ価格 (＄/ｂ) 57程度 90.4 △ 33程度 為替レート(ｲﾝﾀｰﾊﾞﾝｸ) (円/＄)
Slide 10: 2015年度における燃料費と燃料費調整額の期ずれ影響のイメージ
（参考）2015年度における燃料費と燃料費調整額の 7 期ずれ影響のイメージ 期ずれ影響のイメ ジ 〇７月公表（800億円） 〇今回公表（1,350億円） 平均燃料価格 平均燃料価格 （燃料費調整額の諸元） （燃料費調整額の諸元） 基準燃料価格 基 基準燃料価格 価格 差益 差益 （収支向上） （収支向上） 1,300億円 1,300億円 差損 （収支悪化） 差損 差益 △500億円 （収支悪化） （収支向上） △200億円 250億円 燃料調達価格 上期:1,200億円 燃料調達価格 H27/4 / 2015/4 H27/10 / 2015/10 H27/4 / 2015/4 H27/10
Slide 11: 株主還元方針
株主還元方針 8 ■配当金予想について 〇株主還元につきましては、電力の安全・安定的な供給に不可欠な設備の形成・運用のための 〇株主還元につきましては、電力の安全 安定的な供給に不可欠な設備の形成 運用のための 投資を継続的に進めつつ、財務状況などを勘案したうえで、安定配当に努めていくことを 基本といたしております。 〇2015年度は、燃料価格の急激な低下に伴う利益の向上を見込んでおりますが、配当金予想 につきましては、中長期的な財務状況や経営環境などを総合的に勘案し、1株につき年間 20円を予定しております。 ■配当の状況 1株当たり配当金 中間 期末 年間 2015年度 10円 10円 2
Slide 12: Ⅱ 経営状況
Ⅱ 経営状況 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.
Slide 13: 火力発電設備の高効率化
火力発電設備の高効率化 159 ■火力発電設備の開発 （年度） ■火力発電設備の開発計画の概要 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ・・・・・・ 2021 西名古屋火力発電所 武豊火力発電所 7 号系列 5号機 ▼'13/12月着工 ▼ 13/12月着工 ▼'17/9月運開 ▼ 17/9月運開 出力 237.6万kW 107.0万kW 西名古屋7号系列（7-1号） 118.8万kW ▼'18/3月運開 7-1号:2017年9月 西名古屋7号系列（7-2号） 118.8万kW (予定) 営業運転開始 7-2号:2018年3月 2022年3月(予定) (予定) ▼’１８年/
Slide 14: 東京電力との包括的アライアンス①：新会社の共同設立について
東京電力との包括的アライアンス①： 10 11 新会社の共同設立について 〇当社は、東京電力（株）と「燃料上流・調達から発電までのサプライチェーン全体に係る包括的 ジェラ アライアンス」を実施する新会社として 「(株)JERA」を2015年4月30日に設立した アライアンス」を実施する新会社として、「(株)JERA」を2015年4月30日に設立した。 〇今後は、(株)JERAの事業活動の展開を通じて、国際競争力のある電力・ガス等のエネルギー 供給を安定的に行い、両社グループの企業価値を向上させていく。 ■(株)JERAの概要 〇出資比率 当社50%、東京電力50% 〇目指す姿 燃料を自ら調達し
Slide 15: 東京電力との包括的アライアンス②：アライアンスの範囲
東京電力との包括的アライアンス②：アライアンスの範囲 11 ＜包括的アライアンスの範囲＞ 海外IPP・ ガス卸売・ ｴﾈﾙｷﾞｰｲﾝﾌﾗ LNG供給 火力発電 東京電力 （既存） 受入・貯蔵 4,200万kW 燃料調達 輸送 輸送・ 燃料上流 (LNG:2,500万ｔ) 4基地 (石炭:800万t) ﾄﾚｰﾃﾞｨﾝｸﾞ （LNG） 共同実施 事業参画拡大 調達規模拡大 輸送効率拡大 受入弾力性拡大 火力発電 最適化・ﾄﾚｰﾃﾞｨﾝｸﾞ (新設･ﾘﾌﾟﾚｰｽ) (2015年4月30日） 中部電力 燃料調達 受入・貯蔵 受入 貯蔵 輸送・ 燃料上流 (LNG:1,500万ｔ) 4基地 ﾄﾚｰﾃﾞｨ
Slide 16: 全面自由化に向けた販売戦略
全面自由化に向けた販売戦略 12 ○2016年4月の全面自由化に向け、「当社の電気をお使いいただいているお客さまへの新た ○2016年4月の全面自由化に向け 「当社の電気をお使いいただいているお客さまへの新た なサービス」、「首都圏エリアの事業拡大」、「家庭用等へのガス販売参入（ガス＆パ ワー）」を販売戦略の３本の柱として展開。これにより、域内での供給者変更リスク最小化 （お客さま維持）と新たな収益源の創出を目指す。 ■域内 「当社の電気をお使いいただいているお客さまへの新たなサービス」 お客さま維持 「新 価値 「地域 「お役立ち を 軸と ・「新しい価値」・「地域」・「お役立ち」を３つの軸
Slide 17: 中部地域以外での電力販売事業・発電事業の実施
中部地域以外での電力販売事業・発電事業の実施 6 45 13 〇当社は、将来の収益基盤を強化していくため、中部地域以外での電力販売事業・発電事業にも 積極的に取り組んでいる。 積極的に取り組んでいる 〇中部地域以外での電源の着実な確保と販売体制の強化を進めていくことで、中部地域以外での 販売拡大を進めているところ。 （年度） 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 鈴川ｴﾈﾙｷﾞｰｾﾝﾀｰ（石炭） 鈴川ｴﾈﾙｷ ｾﾝﾀ （石炭） ▼'13/9月設立 ▼ 13/9月設立 ▼'16/5月運開予定 ▼ 16/5月運開予定 電 取 10万kW（静岡県富
Slide 18: 浜岡原子力発電所①：安全性をより一層高める取り組み
浜岡原子力発電所①： 14 安全性をより一層高める取り組み 安全性をより 層高める取り組み ■安全性向上対策工事の工程について ・安全性向上対策の完工時期は、4号機は2016年9月頃、3号機は2017年9月頃となる 見通し。 ■適合性確認申請について ・4号機については、2014年2月14日に、新規制基準への適合性審査の申請を実施。 また、3号機については、2015年6月16日に、新規制基準 の適合性審査の申請を実施。 また、3号機については、2015年6月16日に、新規制基準への適合性審査の申請を実施。 ・5号機については、2011年に発生した主復水器細管損傷により海水が混入した設備の健全性
Slide 19: 浜岡原子力発電所②：新規制基準への適合性確認審査の進捗状況
浜岡原子力発電所②： 10 15 新規制基準への適合性確認審査の進捗状況について ○当社が提出した4号機の原子炉設置変更許可申請書等は、原子力規制委員会により、 地震 津波等に関する事項とプラントに関する事項に分けて審査されている 地震・津波等に関する事項とプラントに関する事項に分けて審査されている。 2015年１０月３１日現在 審査 地震・津波等に関する事項 プ プラントに関する事項 事項 審査会合 計１０回 計５０回 実施回数 数 合同 計２回 主要な 審査項目 ○地震、津波 ○設計基準事故対策 ○重大事故等対策 ○格納容器フィルタベント系について ○敷地周辺の活断層評価 ・短時間でのフィ
Slide 20: Ⅲ 参考データ：(1)決算・財務関連
Ⅲ 参考データ：(1)決算・財務関連 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.
Slide 21: 個別収支比較表①
個別収支比較表① 16 (億円，％) (億円 ％) 2015/2Q 2014/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電灯電力料 12,258 12,616 △ 357 △ 2.8 燃料費調整額の減 △710 再生可能エネルギー 発電促進賦課金の増 ＋401 販売電力料 販売電力料・ 332 637 △ 304 △ 47 47.8 8 託送収益等 地帯間販売電力料の減 △200 他社販売電力料の減 △123 再エネ特措法交付金 757 498 258 51.9 再生可能エネルギーの買取増 その他収益 126 132 △6 △ 4.7 電気事業営業収益 13,475
Slide 22: 個別収支比較表②
個別収支比較表② 17 (億円 ％ ) (億円，％ 2015/2Q 2014/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 人件費 件費 907 908 △1 △ 0.2 燃料費 4,057 6,311 △ 2,253 △ 35.7 火力燃料費 △2,253 （数量減 △380、燃料価格の低下△1,873） 原子力ﾊﾞｯｸｴﾝﾄﾞ費用 原子力ﾊ ｯｸｴﾝﾄ 費用 73 83 △9 △ 11.7 11 7 購入電力料・託送料等 1,699 1,491 208 14.0 再生可能エネルギーの買取増 修繕費 912 1 260 1,260 △ 348 △ 27.6 27 6
Slide 23: 個別収支比較表③
個別収支比較表③ 18 (億円，％ ) 2015/2Q 201４/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 営業利益 2,202 638 1,564 244.9 電気事業 ＋1,512 附帯事業 ＋7 51 営業外収益 73 70 3 4.7 営業外費用 250 401 △ 150 37.6 経 経常収益 13,925 14,449 △ 523 △ 3.6 常 経常費用 11,899 14,141 △ 2,242 △ 15.9 利 益 2,026 307 1,718 558.0 渇水準備金 75 △ 29 105 － 〔2015/2Q〕 特別利益 108 284 △
Slide 24: 連結収支比較表
連結収支比較表 19 (億円，％) 2015/2Q 2014/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電気事業 13 468 13,468 13 877 13,877 △ 409 △2 2.9 9 売 上 その他事業 1,350 1,383 △ 33 △ 2.4 高 14 818 14,818 15 260 15,260 △ 442 △ 2 2.9 9 営 電気事業 2,176 634 1,541 242.8 業 その他事業 他事業 100 60 39 64.8 利 益 2,276 695 1,580 227.3 経常利益 2,104 384 1,719 446.8 渇水準備金
Slide 25: セグメント情報
セグメント情報 20 (億円 ％) (億円，％) 2015/2Q 2014/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電気事業 13 468 13,468 13 877 13,877 △ 409 △2 2.9 9 その他事業 1,350 1,383 △ 33 △ 2.4 売 上 （エネルギー事業） (421) (540) (△ 119) (△22 0) (△22.0) 高 （その他） (928) (842) (85) (10.2) 14 818 14,818 15 260 15,260 △ 442 △ 2 2.9 9 電気事業 2,135 622 1,512 242.9 その他事
Slide 26: 連結財政状態の概要
連結財政状態の概要 9 21 ■資産 減価償却の進行などにより固定資産が減少したことや、短期投資などの流動資産が減少したこと から、2015年3月末に比べ1,418億円減少 ■負債 有利子負債の減少などにより、 2015年3月末に比べ2,818億円減少 2015年3月末に比べ2 818億円減少 ■純資産 親会社株主に帰属する四半期純利益などにより、2015年3月末に比べ1,399億円増加 (億円) 2015/9末 2015/3末 増減 (A) (B) (A-B) 総資産 総資 54,901 56,319 △ 1,418 負 債 38,426 41,244 △2,818 純資産 16,474 1
Slide 27: 連結キャッシュ・フロー比較表
連結キャッシュ・フロー比較表 22 ■営業活動によるキャッシュ・フロー 電気事業において、燃料費調整額の減少などにより電灯電力料収入が減少したものの、燃料価格の低下に 伴 燃料費支 伴う燃料費支出の減少などから、前年同期に比べ792億円増加 減少な 、前年同期 億 増 ■投資活動によるキャッシュ・フロー 固定資産の取得による支出が増加したことなどから、前年同期に比べ243億円増加 (億円) 2015/2Q 2014/2Q 増減 (A) (B) (A B) (A-B) 営業活動による 2,747 1,954 792 キャッシュ・フロー (a) 投資活動による △ 1,535 △ 1,291 △
Slide 28: 資金調達実績の推移および調達計画について
資金調達実績の推移および調達計画について 23 ■資金調達実績の推移および2015年度の資金調達計画について 資金調達実績 推移および2015年度 資金調達計画に いて 〇浜岡原子力発電所停止後3カ年で1兆5,000億円程度の長期資金を調達 〇2015年度の長期資金の調達計画は、2,000億円程度 ○なお、第2四半期末（9月末）までに、500億円程度調達済。 （億円） 2011年度調達実績 ８，２００ 調達計画２０００ 2012年度調達実績 ５，２6０ その他 ３００ 1500程度 2013年度調達実績 ２，１００ その他 2014年度調達実績 １，２００ 100程度 社債 ８００ 調達済 社
Slide 29: キャッシュフローの推移（個別）
キャッシュフローの推移（個別） 24 （億円） 8,000 営業CF 6,089 , 投資CF 5 634 5,634 6,000 5,486 5,569 5,236 5,222 FCF 4,241 4,432 4,026 4,201 4 000 4,000 4,260 3,338 3,767 2,700 2,144 2,768 1,813 2,000 2,374 2 290 2,290 1 460 1,460 1,912 1,894 1,832 1,428 1,426 901 943 0 △ 976 △ 705 △ 954 △ 1,272 △ 2,000 △ 1,802 △ 1,652 △
Slide 30: 電気事業営業費用構成の推移（個別）
電気事業営業費用構成の推移（個別） 25 ■電気事業営業費用構成の推移（個別） （億円） 30,000 27,097 26,382 (6%) 24,571 (7%) 25,000 22 973 22,973 (7%) 21,368 (9%) 20,373 (9%) 19,829 20,000 (49%) 18,613 (7%) 18,637 (12%) (50%) 17,395 (7%) (49%) (13%) (11%) (45%) 15,000 (41%) (40%) (34%) (36%) (30%) (29%) 人件費 (11%) 10,000 (10%) (9%) 燃料費 (9%)
Slide 31: 財務体質の推移・格付け
財務体質の推移・格付け 26 ■自己資本比率 自 資本 率 ■D／Eレシオ （倍） 35% 5 個別 連結 個別 連結 30% 4 26.1％（連結） 25% 23.5％（個別） 3 20% 2.6倍（個別） 15% 2 2.1倍（連結） 10% 1 5% 0% 0 ' 00 ' 0 1 ' 02 ' 0 3 ' 04 ' 0 5 ' 06 ' 0 7 ' 08 ' 0 9 '1 0 ' 1 1 '1 2 ' 1 3 '1 4 '0 0 ' 01 '0 2 '0 3 '0 4 '0 5 '0 6 '0 7 '0 8 '0 9 '1 0 '1 1 '1 2 '1 3 '1 4 （年度） （年度）
Slide 32: (2)経営関連
(2)経営関連 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.
Slide 33: 新規制基準①：新規制基準の概要
新規制基準①：新規制基準の概要 27 出所：原子力規制委員会資料（2013年7月） © 2015 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 34: 新規制基準②：40年規制への対応
新規制基準②： 40年規制への対応 28 ＜原子炉等規制法 第43条の3の32＞ 〇 発電用原子炉を運転できる期間を、運転開始から40年とし、その満了までに認可を 発電用原子炉を運転できる期間を 運転開始から40年とし その満了までに認可を 受けた場合には、1回に限り延長することを認める。 〇 延長期限の上限は20年を超えない期間を政令で定める。 ■当社原子力の状況 当社の原子力は、経年の少ないものが多いため、最も建設年次の古い浜岡3号機でも 経年40年を迎えるのは２０２７年であり、それまでに対応を検討していくこととなる。 ２０１5年１０月末 出力（万ｋＷ） 運転開始日 における経過年数 浜岡
Slide 35: 浜岡原子力発電所①：適合性確認審査のための申請について
浜岡原子力発電所①： 29 新規制基準への適合性確認審査のための申請について 〇 当社は、原子力規制委員会の新規制基準の施行に伴い、浜岡原子力発電所4号機の新規制基準 への適合性を確認する審査を受けるため、原子力規制委員会へ、原子炉設置変更許可申請書、 工事計画認可申請書および保安規定変更認可申請書を、2014年2月14日に提出。 事計 申請書および保安規定変 申請書を 年 提出 ○3号機については、原子炉設置変更許可申請書を、2015年6月16日に提出。 ■新規制基準適合性に係る審査・検査の進め方（イメージ） ①原子炉設置変更許可申請の審査（基本設計） 許 新規制基準において整理された設計基
Slide 36: 浜岡原子力発電所②：【設計基準対策】地震対策
浜岡原子力発電所②： 30 【設計基準対策】地震対策 〇内陸地殻内地震、プレート間地震および海洋プレート内地震について不確かさを考慮して地震動 評価 評価を実施し、発電所敷地の地盤増幅特性も考慮して基準地震動を策定。 、 所敷 幅特 準 震動 策 。 〇策定した基準地震動（Ss１：1,200ガル、Ss2：2,000ガル）を踏まえ地震対策を継続して実施。 基準地震動Ss1（1200ガル）を用いる主 な工事 基準地震動Ss２（2000ガル）を用いる主 な工事 敷地内斜面補強工事 顕著な増幅が見られない観測点 (3,4号機北側) 顕著な増幅が見られた観測点 （駿河湾の地震の到来方向のみ） 緊急時淡水
Slide 37: 浜岡原子力発電所③：【設計基準対策】津波対策
浜岡原子力発電所③： 31 【設計基準対策】津波対策 〇津波発生要因としてプレート間地震、海洋プレート内地震、海域の活断層による地殻内地震、海底地 〇津波発生要因としてプレ ト間地震、海洋プレ ト内地震、海域の活断層による地殻内地震、海底地 すべりについて調査・検討し、敷地に及ぼす影響が大きいと考えられる「南海トラフのプレート間 地震による津波」について不確かさを考慮して基準津波を策定。 〇この基準津波による防波壁前面の最大水位は、T.P.+21.1mとなった。 準津波 防波 最 、 。 〇これに対し、防波壁（天端高T.P.+22m）や取水槽他の溢水対策などの津波対策を実施することに より、発
Slide 38: 浜岡原子力発電所④：5号機 主復水器細管損傷による海水流入
浜岡原子力発電所④： 32 5号機 主復水器細管損傷による海水流入 経 緯 2011年5月14日、5号機の原子炉停止後、冷温停止に向け操作を実施中、蒸気冷却用の海水が流れる 2011年5月14日 5号機の原子炉停止後 冷温停止に向け操作を実施中 蒸気冷却用の海水が流れる 主復水器内の細管が一部損傷。主復水器に400トン、原子炉に5トンの海水が流入する事象が発生。 主な点検結果 【原子炉圧力容器】 内張り材の一部に腐食が確認され、研磨により腐食 深さの測定を行ったが、法令で定められている必要 厚さは保持しており、機能に影響はなかったと評価。 【その他の原子炉設備およびタービン設備】 一部の機器に
Slide 39: 浜岡原子力発電所⑤：防災対策強化について
浜岡原子力発電所⑤：防災対策強化について 33 ■当社の防災対策 〇 原子力施設の事故などによる放射性物質や放射線の異常な放出を防ぎ、万が一放出に至った場合にも、その影響を 抑制・緩和するため、防災体制や災害対応手順の整備、必要な物資などの確保に取り組んでいる。 ○ 体制の整備 ○ 対応手順の整備 ○ 物資などの確保 本店も含めた事故発生時の防災組織を整備 災害対応に必要な各 重大事故時に対応するための可搬型車 発電所の初動対応の更なる強化 手順書について整備 両や保管場所の確保 災害対応の長期化に備えた外部支援体制の整備 等 放射線測定器や食料など必要な物資を 防災訓練における ・防災訓練に
Slide 40: 浜岡原子力発電所⑥：理解獲得活動の取組みについて
浜岡原子力発電所⑥： 34 理解獲得活動の取組みについて 理解獲得活動の取組みに いて 〇浜岡原子力発電所では、安全性向上対策（ハード対策）や防災対策（ソフト対策）および理 解獲得活動を一体として着実に進めている。 〇当社は、リスクを含めた情報を、地域の皆さま、関係者の皆さまに分かり易く丁寧にお伝え するとともに、皆さまの不安や疑問に真摯に耳を傾け、丁寧にお応えする双方向のコミュニ ケーションに、これまで以上に力を入れて取り組んでいく。 ■主な理解活動の取組み内容（例） 発電所で実施している様々な安全性向上対策をご覧いただくために、見学会を実施。 見学会 2014年度は、行政関係者、企業関係者
Slide 41: 浜岡原子力発電所⑦：周辺状況について
浜岡原子力発電所⑦： 35 浜岡原子力発電所の周辺状況について ●静岡県および、御前崎市を始め、牧之原市・掛川市・菊川市 （以下４市と表記）と安全協定を結んでいる （山梨県） （長野県） （神奈川県） 静岡県 50Ｈｚ （愛知県） （東京電力供給エリア） 60Ｈｚ （当社供給エリア） 浜名湖 駿河湾 遠州灘 （旧御前崎町） ●4市周辺の5市2町（焼津市・藤枝市・島田市・袋井市・磐田市・ 吉 吉田町・森町）とは、浜岡原子力発電所の事故・故障等における 森 ）とは 浜岡原 力発電所 事故 故障等における 情報提供および意見交換を行うことを目的として浜岡原子力発電所 情勢連絡会を設置している © ©
Slide 42: 電力システム改革①：改革の工程
電力システム改革①：改革の工程 36 ■電力システム改革の工程 実施時期 改正電気事業法 【第 段階】 【第１段階】 2015年4月1日設立 2013年11月13日成立 広域的運営推進機関の設立 【第２段階】 2016年4月を目途に実施 2014年6月11日成立 電気の小売業への参入の全面自由化 【第３段階】 法的分離による送配電部門の中立性 2020年4月を目途に実施 2015年6月17日成立 の一層の確保、電気の小売料金の 全面自由化 〔出所〕経済産業省公表資料 ■小売自由化の推移 2000年3月～ 2000年3月～ 2004年4月～ 2004年4月～ 2005年4月～ 2005年4月～
Slide 43: （参考）ガス事業法の改正について
（参考）ガス事業法の改正について 37 ■ガス事業法の改正 ガ 事業法 改 実施時期 改正ガス事業法 ガス販売の全面自由化 2017年を目途に実施 2015年6月17日成立 東京ガス、大阪ガス、東邦ガスの 2022年4月を目途に実施 ３社を対象に「導管」を分離 ■ガス自由化の範囲拡大イメージ 1995年3月～ 1999年11月～ 2004年4月～ 2008年4月～ 2017年を目途 自由化部門 自由化部門 自由化部門 自由化部門 自由化部門 契約ガス使用量：2 0 0 万ｍ 3 以上 契約ガス使用量：1 0 0 万ｍ 3 以上 契約ガス使用量：5 0 万ｍ 3 以上 〔ガス販売量 4 5 %程
Slide 44: 電力システム改革②：スマートメーター
電力システム改革②：スマートメーター 38 15 ■スマートメーター導入計画 ○特高・高圧500kW以上で受電しているお客さまについては、すでにスマートメーターへの取替を完了。 ○高圧500kW未満で受電しているお客さまについては、2012年1月から設置を開始しており、2016年度までに 取替を完了する予定。 ○低圧で受電しているお客さまについては、2014年10月から2014年度末までに、一部地域において約12,500 台のスマートメーターを設置のうえ、通信機能およびシステムの検証を実施し2015年6月に完了。 2015年7月から全地域において設置を開始。なお、導入完了時期については2023
Slide 45: 需給①：今夏の電力需給実績
需給①：今夏の電力需給実績 39 ■今夏の需要実績 多くのお客さまによる節電のご協力。 →最大電力（一点最大電力）は2010年実績を220万kW下回り →最大電力（ 点最大電力）は2010年実績を220万kW下回り、2,489万kWとなった。 2 489万kWとなった 一点最大電力 差(A-B) 差の内訳 2015年8月(A) 2010年8月(B) 節電効果 △175万kW程度 2,489万kW 2,709万kW △220万kW 気象影響 49万kW程度 景気影響等 △94万kW程度 ■供給力 供給余力の範囲内で電力需給が厳しい他電力会社の要請を受けて 最大で71万kWの応援融通を実施 →
Slide 46: 需給②：今冬の電力需給見通し
需給②：今冬の電力需給見通し 40 ■最大電力（最大3日平均電力） 2014年度冬季実績値に、お客さまの節電や気象・景気影響等の差分を含み、2,257万kWと想定。 （節電効果は、昨冬の節電実績やアンケート調査等の結果に基づき65万kW程度と見込む。） ■供給力 2016年1月の当社の供給力を 2,482万kWと想定。 ⇒期間を通して、安定供給を確保できる見通し 2014年度冬季実績との差 節電効果の減少による増 10万kW程度 気象影響による減 △54万kW程度 景気影響等 △ 3万kW程度 供給予備力 225万kW 供給予備率 10.0％ △47万kW 2,304万kW 2,257万k
Slide 47: 需給③：全国の電力需給見通し（１月）
需給③：全国の電力需給見通し（１月） 41 (GW) 西日本 100 (4.95) 10.0% 80 7.3% 7.8% 7.5% 8.0% 北海道 6.0% 5.8% 5.9% 60 4.3% 6.0% 40 4.0% (1.40) (1.08) (0.84) (0.87) 20 (0.38) (0.38) 2.0% 0 0.0% 中部 関西 北陸 中国 四国 九州 西6社 (GW) 最大電力(一点最大) 供給力 東日本 ※（ ）は予備容量を記載 80 1 4 . 5% (4.15) 16.0% 予備率（右軸） 14.0% 東北 60 (2.36) 12.0% 10.0% 40 6.1% 8
Slide 48: 需給④：電力会社相互応援能力の強化
需給④：電力会社相互応援能力の強化 １ 42 ■ＦＣ（周波数変換設備）の増強 ・ 2020年度を目標に、現状120万kWから210万kWまで 北海道本州間連系線 増強する。（+90万kW） 北海道向 60万kW ・さらに、 さらに 2020年代後半を目標に、210万kWから 2020年代後半を目標に 210万kWから 東北向 60万kW 300万kWを目指す。（+90万kW） (2018年度を目標に30万kW増強) 東北東京間連系線 中部北陸間連系線 東北向 75万kW 北陸向 30万kW 東京向 425万kW 関西中国間連系線 （2027年度を目標に550万kW以上増強） 関西向 410万k
Slide 49: 需給⑤：電源設備構成・発電電力量構成
需給⑤：電源設備構成・発電電力量構成 43 38 ■電源設備構成 （GW） 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2010年度 12% 13% 41% 15% 19% 2011年度 12% 13% 41% 15% 19% 2012年度 11% 12% 43% 15% 19% 2013年度 11% 13% 45% 12% 19% 2014年度 【37ＧW】 11% 12% 46% 12% 19% 原子力 石炭 LNG 石油等 水力 新エネルギー 新エネルギ （※）他社受電を含む ■発電電力量構成 （TWh） 0 50 100 150 2010年度 15% 26% 46% 4% 8%
Slide 50: 需給⑥：大口電力の動向
需給⑥：大口電力の動向 9 44 〇半導体の生産増はあるが、自動車関連の生産減などから、対前年増加率△０.３％と 前年実績並みとなった。 ■大口電力産業別販売電力量 2015年度 【第2四半期】 対前年増加率（％） 販売電力量 構成率 （百万kWh) (%) 4月 5月 6月 7月 8月 9月 上期 紙 ・ パ ルプ △ 8.8 12.8 △ 0.6 △ 3.8 4.9 4.9 1.4 734 2.8 化 学 11.2 2.3 6.2 0.8 △ 0.8 △ 4.7 2.3 1,379 5.3 素 窯 業 ・ 土石 △ 8.1 △ 7.4 △ 8.2 △ 7.1 1.7 △ 2.1 △ 5.3
Slide 51: LNG設備増強計画
LNG設備増強計画 16 45 〇 安定的かつ柔軟なLNG調達を支える設備の強化 ⑤新たに敷設するガス導管 ①LNGタンク増設 &LNG受入桟橋増強 ②伊勢湾横断 新名古屋 ガスパイプライン敷設 川越 西名古屋 (緑実線 は東邦ガス（株）様分) ④三重・滋賀ライン敷設 知多第二 東邦ガス（株）様 ③LNG第二桟橋増強 四日市工場 知多地区ＬＮＧ基地 四日市 中部電力（株） 四日市ＬＮＧセンター ガスパイプライン（既設） LNG火力発電所 件 名 概 要 着工時期 完工時期 ① 川越ＬＮＧタンク増設 タンク容量18万ｍ３ 2基 2007年度 2012年度 桟 強 川越ＬＮＧ受入桟橋増強 20万ｍ
Slide 52: 燃料調達①：燃料調達見通し
燃料調達①：燃料調達見通し 46 ■燃料調達の見通し（ＬＮＧ） 〇浜岡原子力発電所停止以降、原子力発電量の減少分の多くをLNG火力で代替。 〇2015年度については 電力融通量を含む需要動向により ＬＮＧ所要量は変動するが 〇2015年度については、電力融通量を含む需要動向により、ＬＮＧ所要量は変動するが、 1,300万ｔ～1,400万ｔ程度になると見込んでおり、調達を進めている。 （参考）ＬＮＧの調達実績について （万t） 1 , 400 1 , 200 1 , 000 800 1,428 1,300～ 1,312 1,368 1,349 600 1,400 1 045 1,045 400
Slide 53: 燃料調達②：LNG契約の状況
燃料調達②：LNG契約の状況 47 ■LNG主要契約の状況 （千t/年） プロジェクト（引渡条件） 契約期間 契約量（概数） カタール１ (Ex-ship) 1997年～2021年 (約25年間) 4,000 オーストラリア延長 オ ストラリア延長 (Ex (Ex-ship) ship) 2009年～2016年 2009年 2016年 (約 7年間) 500 オーストラリア拡張 (Ex-ship) 2009年～2029年 (約20年間) 600 マレーシア (Ex-ship) 2011年～2031年 (約20年間) 最大 540 サハリンⅡ (Ex-ship) 2011年～2026年 (約15
Slide 54: 燃料調達③：LNG船定期傭船契約の概要
燃料調達③：LNG船定期傭船契約の概要 48 ■LNG船定期傭船契約の締結 〇主体的な輸送コストの管理による経済性の向上や輸送における柔軟性の確保を期待し、8隻のLNG 船定期傭船契約を締結。 ⇒2015年10月1日、船舶保有会社の株式をJERAへ承継。 １隻目（勢州丸） ２隻目（越州丸） ３隻目 ４隻目 対象プロジェクト 主に豪州（ゴーゴン、イクシス、ウィートストーン） 米国（フリーポート） 川崎汽船/ JERA/三菱商事/日本郵船が JERA/三菱商事/商船三井が 川崎汽船が 船主 東京センチュリーリースが 株式保有する海外法人 株式保有する海外法人 株式保有する海外法人 株式保有する海外
Slide 55: 燃料調達④：石炭トレーディングの推進
燃料調達④：石炭トレーディングの推進 49 ■石炭トレ ディング事業 ■石炭トレーディング事業 〇 当社とフランス電力会社(EDF)の子会社であるEDFT社は、それぞれ100%出資の子会社を日本に設立し、 共同で燃料トレーディング事業を2008年度開始 〇 2010年4月より 中電エネルギ トレ ディング社(CET社)が 当社石炭調達全量を 元的に管理 2010年4月より、中電エネルギートレーディング社(CET社)が、当社石炭調達全量を一元的に管理 〇 2012年4月より、新たにシンガポールに設立した当社子会社Chubu Energy Trading Singapore Pte Ltd (CE
Slide 56: 燃料調達⑤：エネルギー資源の権益取得
燃料調達⑤：エネルギー資源の権益取得 50 コルドバ・プロジェクト [上流権益の取得状況など] （シェールガス） イクシス・プロジェクト 生産数量:350万t/年（LNG換算） 生産数量 350万t/年（LNG換算） 権益取得比率:3.75%※1 （ＬＮＧ） 生産中 生産数量:890万t/年 権益取得比率:0 735% 権益取得比率:0.735% 2017年生産開始予定 フリーポートＬＮＧプロジェクト 液化設備:設備容量464万t/年×3系列 （最大４系列） 当社確保分:232万t/年 出資比率:25%※2 201８年液化加工開始予定 ⇒2013年５月 米国エネルギー省が日本 ゴーゴン・プロジ
Slide 57: 燃料調達⑥：燃料調達の状況（2014年度）
燃料調達⑥：燃料調達の状況（2014年度） 51 ﾛｼｱ 1.8 18 その他 3.2 ｶﾅﾀﾞ 3.3 ﾛｼｱ 4.7 （％） ｱﾌﾘｶ 10.5 ｵｰｽﾄﾗﾘｱ LNG 石炭 11.4 ｵｰｽﾄﾗﾘｱ ｵ ｽﾄﾗﾘｱ ｲﾝﾄ ﾈｼｱ ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ （1,348.5万t） ｶﾀｰﾙ 55.0 43.0 （1,055.2万t） 51.9 ｱｼ ｱ ｱｼﾞｱ 15.2 ﾍ ﾄﾅﾑ ﾍﾞﾄﾅﾑ 19.3 原油 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ （22.8万kl） 80.7 円グラフ中央の （ ）内は調達量 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Powe
Slide 58: 再生可能エネルギー①：固定価格買取制度
再生可能エネルギー①：固定価格買取制度 52 ■再生可能エネルギー固定買取価格制度の基本的な仕組み 供 給 購 入 電力 力 他社購入電力料 会社 電灯電力料 （再エネ買取費用相当） （再エネ発電促進賦課金） 2 01 4 年度実績 2 01 4 年度実績 再生可能 ９４６億円（燃料費等差引後） ７７９億円 エネルギーによる お客さま 発電事業者 20 1 4年度実績 2 01 4 年度実績 電気事業営業収益 電気事業営業費用 ９４６億円 ７７９億円 （再エネ特措法交付金） （再エネ特措法納付金） 【参考】 再生可能エネルギー発電促進賦課金単価 2014年5月～2015年4月 0.75円/kW
Slide 59: 再生可能エネルギー②：当社の取り組み
再生可能エネルギー②：当社の取り組み 15 53 ■当社の再生可能エネルギ 推進の具体的な取り組み ■当社の再生可能エネルギー推進の具体的な取り組み 具体的取り組み 出力(千kW) 運開時期 太 メガソーラーいいだ 1 2010年度 陽 自社開発 メガソーラーかわごえ（「メガソーラーたけとよ」より移設） 7.5 2017年度予定 光 メガソーラーしみず メガソ ラ しみず 8 2014年度 風 （1期）2009年度 自社開発 御前崎 22 力 （2期）2010年度 須砂渡 0.24 2010年度 徳山1号機 131.0 2015年度予定 徳山2号機 22.4 2014年度 阿多岐 0.19 2
Slide 60: 再生可能エネルギー③：導入実績
再生可能エネルギー③：再生可能エネルギーの導入実績 15 54 ■当社管内の再生可能エネルギー導入実績 ギ 導 [契約電力（太陽光・風力）] [契約件数（太陽光）] （千件） （万kW） 2010年度 2011年度 2012年度 2013年度 2014年度 400 契約件数 128 178 237 310 381 太陽光 風力 350 300 水力発電の開発地点 ◎ 当社の水力発電の設備量は532.0万kW（2014年度末時点）。 当社の水力発電の設備量は532 0万kW（2014年度末時点） ◎ さらに、以下の地点で開発を進める。 250 一般水力、 維持流量発電、（ ）は営業運転開始年度
Slide 61: 再生可能エネルギー④：接続申込み状況等について
再生可能エネルギー④：接続申込み状況等について 15 55 ■接続申込み状況等について 〇2015年８月末時点の再生可能エネルギー発電設備に関する既連系量および接続申込み量 の合計は、約923万kWとなった。 ⇒当社供給区域内において 再生可能 ネルギ の導入見通しが需要規模と比べて小さく ⇒当社供給区域内において、再生可能エネルギーの導入見通しが需要規模と比べて小さく、 現時点では接続可否の回答を保留する状況ではない。 (万kW) 1400 【参考】年間最小需要（12時台）：1,146万kW 1146 1200 1000 923 800 600 476 416 400 264 200 153
Slide 62: 販売戦略①：新サービス
販売戦略①： 56 6 当社の電気をお使いいただいているお客さまへの新サービス ○競合他社に負けない魅力的な商品・サービスを創出し、お客さまのニーズに対し、 安全・安定・安価なエネルギーサービスをはじめとして、価格以上の価値あるサービスを お届けすることで、お客さまの期待に応え信頼を獲得。 ■当社の電気をお使いいただいているお客さまへの新たなサービス ビジネス向け 家庭向け ○エネルギーコストの削減 ○新たな付加価値のサービスを提供 取組方針 ○ビジネスシーンでのサポート ○あらゆる生活の場面で「暮らしのコーディネーター」と ○新たな顧客獲得の手助け等 なる サービス開始 サービス開始 サ ビ
Slide 63: 販売戦略②：総合エネルギー企業の実現
販売戦略②：総合エネルギー企業の実現 6 57 ■ガス LNGおよびオンサイトエネルギ のご提供 ■ガス・LNGおよびオンサイトエネルギーのご提供 完全子会社化した(株)シーエナジーなどとともに、ビジネス向けにガス・LNGやオンサイトエネ ルギーなどを組み合わせたエネルギーサービスをグループ一体となってご提供し、お客さまの省エ ネ・省CO₂やコスト削減、信頼性の高いエネルギー供給システムの実現をサポート ■グループ会社と一体となったガス・ＬＮＧ販売 およびオンサイトエネルギーサービス ■ガス・ＬＮＧ販売数量の推移 （万t） 120 ﾀ ﾝｸﾛｰﾘｰによるLNG販売 ガス販売 100 80 66
Slide 64: 販売戦略③：都市ガス事業者向けの電力卸販売基本合意書
販売戦略③： 58 都市ガス事業者向けの電力卸販売に関する基本合意書の締結 ○当社、当社子会社であるダイヤモンドパワー株式会社（以下「ＤＰＣ」）およ び国際石油開発帝石株式会社（以下「ＩＮＰＥＸ」）との電力卸販売の共同実 施に向けた基本合意書を締結 基本合意書締結 ※１ 中部電力 INPEX※２ DPC ※１ 電力卸販売に関する３社契約（予定） 都市ガス事業者※３ お客さまへの電力販売 ※１ 電源調達、需給監視業務など ※２ 都市ガス事業者のニーズに対し、きめ細やかに対応する調整窓口 ※３ 小売電気事業者登録した上で、順次お客さまへ電力販売 © © 2015 2015 Chubu Chubu
Slide 65: 海外エネルギー事業
海外エネルギー事業 59 ■海外エネルギ 事業のへの取り組み ■海外エネルギー事業のへの取り組み 投資規模 持分出力※ 2015年度10月末時点 累計1,200億円程度 累計329万kW ※ 各プロジェクトの総出力に占める当社出資分 ■参画中のプロジェクト 総出力 当社出資 地域 プロジェクト 参画時期 運開時期 （千kＷ） 割合 米国 テナスカ ガス火力IP P 事業（5発電所） 4,780 約11%～約18% 2010年度 2001年～2004年 米国 キャロルカウンティ ガス火力IP P 事業 約700 20% 2015年度 2017年度(予定) 北米 カナダ ガス火力IP P 発電事業
Slide 66: 東京電力との包括的アライアンス①：事業ビジョン
東京電力との包括的アライアンス①：事業ビジョン 54 60 ○包括的アライアンスを梃子とすることで、ビジネス対象エリア・対象国を拡大 ○包括的アライアンスを梃子とすることで ビジネス対象 リア 対象国を拡大 し、収益機会を拡大。 ○それとともに、燃料上流・調達から輸送、発電に至るまでのバリューチェーン 全体を最適化することで 競争力の向上を図る 全体を最適化することで、競争力の向上を図る。 バリューチェーンの拡大 燃料 燃料事業 （燃料上流、輸送、トレーディング事業） 発電 発電事業 アジア、中東、北米 エネルギーインフラ事業 （対象国、対象エリアの拡大） 販売 販売事業（電力 ガス） 販売事
Slide 67: 東京電力との包括的アライアンス②：海外発電の拡大
東京電力との包括的アライアンス②： 61 55 海外発電の拡大～両社の海外IPP事業展開地域～ ○両社の海外IPP事業は得意とする地域が異なるため、補完関係が期待できる © 2015 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 68: 経営効率化の取り組み状況
経営効率化の取り組み状況 62 ○当社は、電気料金の認可原価に反映した効率化にとどまらず、１つ１つの業務や支出に対して ○当社は 電気料金の認可原価に反映した効率化にとどまらず １つ１つの業務や支出に対して さらなる効率化の取り組みを行っており、２０１５年度についても、前年度と同水準のコスト ダウンを達成する見込みである。 ○また 今後も 資機材 労務費用の上昇等の影響が見込まれるものの 安定供給 公衆保安を ○また、今後も、資機材、労務費用の上昇等の影響が見込まれるものの、安定供給・公衆保安を 確保したうえで、引き続きグループをあげて最大限の効率化に向けて取り組んでいく。 [2015年度実施
Slide 69: 当資料取扱上のご注意
１ 当資料取扱上のご注意 当資料に記載の将来の計画や見通し等は、現在入手可能な情報に基づき、計画のもとに なる前提、予想を含んだ内容を記載しております。 これらの将来の計画や見通し等は、潜在的なリスクや不確実性が含まれており、今後の 事業領域を取りまく経済状況 市場の動向等により 実際の結果とは異なる場合がござい 事業領域を取りまく経済状況、市場の動向等により、実際の結果とは異なる場合がござい ますので、ご承知おきいただきますようお願い申し上げます。 また、当資料の内容につきましては細心の注意を払っておりますが、掲載された情報の また、当資料の内容に きましては細心の注意を払 ておりますが、掲
Chubu Electric Power — Q2 FY2015 Earnings Presentation on 6ix