Chubu Electric Power Company,incorporated · TSE:9502
Chubu Electric Power Company,incorporated — Q2 FY2011 Earnings Presentation
66 slides from Chubu Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, November 2011
Slide 1: 2011年度第2四半期 決算説明会資料
2011年度第2四半期 決算説明会資料 2011年11月 © 2011 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 2: 目次
目 次 Ⅰ 2012年3月期 第2四半期決算概要 Ⅱ 浜岡原子力発電所停止後の経営状況 決算概要① ・・・・・・・・・・ 1 浜岡原子力発電所における ・・・・・・・・・・ 16 決算概要② ・・・・・・・・・・ 2 津波対策の進捗状況 販売電力量 ・・・・・・・・・・ 3 今夏の電力需給実績 ・・・・・・・・・・ 17 発受電電力量 ・・・・・・・・・・ 4 今冬の電力需給対策 ・・・・・・・・・・ 18 個別収支比較表① ・・・・・・・・・・ 5 燃料の追加調達 ・・・・・・・・・・ 19 個別収支比較表② ・・・・・・・・・・ 6 経営効率化の進展 ・・・・・・・・・・ 20 個別収支比
Slide 3: Ⅰ 2012年3月期 第2四半期決算概要
Ⅰ 2012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。 （例：2012年3月期は「2011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。 © 2011 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 4: 決算概要①
決算概要① 91 ■連結 連結 第 第2四半期決算（2000年度より開始）として 半期決算（ 年度 り開始） 初の経常損失および四半期純損失 初 経常損失お 半期純損失 (億円 ％) (億円，％) 2011/2Q 2010/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 11,592 , 11,575 , 16 0.1 営業損益 81 1,453 △ 1,371 △ 94.4 経常損益 △ 61 1,283 △ 1,345 - 四半期純損益 △ 190 742 △ 932 - (億円未満切り捨て) ■個別 1951年当社設立以来、第2四半期決算として 初の経常損失および四半期純
Slide 5: 決算概要②
決算概要② 92 ＜前年同期比較 前年 期 較 連結経常損益の主な変動要因＞ 連結経常損益 主な変動 ■収支向上要因 ・収入単価の上昇 ＋３３１億円 ■収支悪化要因 ・原子力発電量の減少 △８２０億円 ・燃料価格の上昇 △５５９億円 ・販売電力量の減少(燃料費差引後) △２５２億円 【連結経常損益の変動要因】 （単位：億円） 1,600 収入単価 1 400 1,400 の上昇 原子力 主要諸元 単位（$/b，円/$） 単位（$/b 円/$）＋164 発電量 原油ＣＩＦ +３５．５（７８．４→１１３．９） 1,200 ＋331 の減少 為替レート △９（８９→８０） 1,000 △820 80
Slide 6: 販売電力量
販売電力量 3 ＜規制対象需要＞ ■電灯 気温影響による空調設備の稼動減や、節電影響などから ５.６％減少し １６９億kWh ■電力 契約数の減少や気温影響による空調設備の稼動減などから ７.０％減少し ３３億kWh ＜自由化対象需要＞ ■業務用 気温影響による空調設備の稼動減や、節電影響などから ７.７％減少し １１４億kWh ■産業用他 東日本大震災の影響による自動車関連の生産減などから ２.１％減少し ３１６億kWh (億kWh，％) 2011/2Q 2010/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電灯 169 179 △ 10 △ 5.6 規制対象 需要 電力 33
Slide 7: 発受電電力量
発受電電力量 4 ■水力発電量 水力発電量 豊水（出水率 2011/2Q：１１４.２％、2010/2Q：１１１.５％）により、３億kWh増加 ） より 億 増加 ■原子力発電量 浜岡原子力発電所の運転停止の影響により ７３億kWh減少 ■火力発電量 上記に加え、他の電力会社からの受電量の減少などにより、５６億kWh増加 (億kWh，％) 2011/2Q 2010/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 水力 58 55 3 4.4 自 （出水率） (114 2) (114.2) (111 5) (111.5) (2 7) (2.7) 火力 529 473 56 11.9 社 原
Slide 8: 個別収支比較表①
個別収支比較表① 5 (億円，％) 2011/2Q 2010/2Q 増減 【主な増減要因】 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電灯電力料の減 △129 電灯電力料 10,375 10,504 △ 129 △ 1.2 販売電力量の減 △460 収 単価 上昇 収入単価の上昇 331 販売電力料 うち燃料費調整額 305 託送収益等 194 90 104 115.4 地帯間販売電力料の増 72 その他収益 114 123 △8 △ 6.9 電気事業営業収益 10 684 10,684 10 717 10,717 △ 33 △ 0.3 03 附帯事業営業収益 221 216 4 2.1 営
Slide 9: 個別収支比較表②
個別収支比較表② 6 (億円，％ ) 2011/2Q 2010/2Q 増減 【主な増減要因】 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 退職給与金 △141 人件費 1,014 1,139 △ 124 △ 10.9 （数理計算上の差異 △95） 燃料費 4,476 3,190 1,286 40.3 火力燃料費 1,324 , 原子力ﾊﾞｯｸｴﾝﾄﾞ費用 107 193 △ 86 △ 44.7 （数量増 765 単価増 559） 使用済燃料再処理等費 △56 購入電力料・託送料等 1,178 1,046 131 12.6 火力 148 修繕費 1,086 882 203 23.1 減価償却費
Slide 10: 個別収支比較表③
個別収支比較表③ 7 (億円，％ ) 2011/2Q 2010/2Q 増減 【主な増減要因】 ( ) (A) ( ) (B) ( (A-B) ) ( (A-B)/B )/ 営業損益 17 1,398 △ 1,380 △ 98.8 営業外収益 124 47 77 163 9 163.9 受取配当金 25 支払利息 173 193 △ 19 △ 10.3 その他費用 77 31 46 147.3 営業外費用 251 224 26 11.8 経常損益 △ 109 1,220 , △ 1,330 , － 渇水準備金 50 34 16 46.6 （2011/2Q）確定拠出年金 特別損失 172 86 8
Slide 11: 連結収支比較表
連結収支比較表 8 (億円 ％) (億円，％) 2011/2Q 2010/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電 営業収益（売上高） 10,676 10 676 10,708 10 708 △ 32 △ 0.3 03 気 事 営業費用 10,608 9,295 1,312 14.1 業 営業損益 67 1,412 △ 1,345 △ 95.2 そ の 営業収益（売上高） 915 867 48 5.6 他 営業費用 901 826 75 9.1 事 業 営業損益 14 40 △ 26 △ 65.0 合 営業収益（売上高） 11,592 11,575 16 0.1 営業費用 1
Slide 12: セグメント情報
セグメント情報 9 (億円) 2011/2Q 2010/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) 電気事業 外部売上高 10,676 10,708 △ 32 営業損益 ※ 30 1 363 △ 1,332 1,363 1 332 外部売上高 259 229 30 ガス・LNG販売数量の増加 中電附帯 158 131 27 子会社 101 98 3 エネルギー 事業 営業損益※ △ 10 12 △ 23 燃料価格の上昇に伴う仕入 中電附帯 △ 17 7 △ 24 金額の増加影響 子会社 6 5 1 （ｶﾞｽ販売量：万t） (34) (31) (2) 外部売上高 655 637 18
Slide 13: 連結財政状態の概要
連結財政状態の概要 10 (億円) 2011/9末 2011/3末 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A B) 総資産 55,180 53,319 1,860 ・現金及び預金の増 負 債 38,674 36,335 2,338 ・有利子負債の増 純資産 16,505 , 16,983 , △ 478 ・利益剰余金の減 (億円，％) 29 2 29.2 31 1 31.1 △1 1.9 9 自己資本比率 (27.4) (29.5) (△ 2.1) 27 959 27,959 24 951 24,951 3 008 3,008 有利子負債残高 (28,357) (25,099) (
Slide 14: 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 11 (億円) 2011/2Q 2010/2Q 増減 (A) (B) (A B) (A-B) 営業活動による キャッシュ・フロー 126 2,281 △ 2,155 投資活動による キャッシュ・フロー △ 1,306 △ 1,685 379 財務活動による キャッシュ・フロー 2,765 △ 971 3,737 フリー・キャッシュ・フロー フリ キャッシュ フ △1 1,179 179 596 △1 1,775 775 2011/9末 2011/3末 増減 (A) (B) (A-B) 現金及び現金同等物の 期末残高 2,798 , 1,212 , 1,585 ,
Slide 15: 2011年度 業績見通し概要①
2011年度 業績見通し概要① 12 10 （億円） ■連結 2011年度予想 年度 想 2011年度予想 年度 想 2011年度予想 年度 想 増減 増減 今回公表 10/4 公表 7/29 公表 対10/4公表 対7/29公表 (A) (B) (C) (A)-(B) (A)-(C) 売上高 24,200 24,200 24,400 － △ 200 営業損益 △ 1,300 △ 1,300 △ 1,700 － 400 経常損益 △ 1,550 △ 1,550 △ 1,950 － 400 当期純損益 △ 1,100 △ 1,150 △ 1,400 50 300 （億円） ■個別 2011年度予
Slide 16: 2011年度 業績見通し概要②
2011年度 業績見通し概要② 13 ＜10月4日公表値比較 表値 較 連結当期純損益の変動要因＞ 連結 期純損益 変動 ■収支向上要因 ・和解金受入 ＋５０億円（税引後） ＜7月29日公表値比較 連結経常損益の変動要因＞ ■収支向上要因 ・円高影響 ＋３３０億円 ・経営効率化 ＋２００億円 ＋５７０億円 ・その他 ＋４０億円 ■収支悪化要因 収支悪化要 ・他社からの受電減 他社から 受電減 △１７０億円 億 【連結経常損益の変動要因：7/29公表値比較】 （単位：億円） 0 ＋164 今回公表 △ 500 7/29 公表 経常損失 経常損失 △ 1,000 △1 950 △1,950 △1,
Slide 17: 2011年度 個別業績見通し(対前期)
2011年度 個別業績見通し(対 前期) 14 (億円) 2011年度 2010年度 【経常損益の主な変動要因】 （億円） 増減 予想（今回） 実績 販売電力量の減少 (A) (B) (A)-(B) （燃料費差引後） △ 290 売上高 22,600 21,782 820程度 （営業収益） 収入単価の上昇 ＋ 1,200 営業費用 24,050 20,204 3,850程度 燃料価格の上昇 燃 △ 1,860 , 営業損益 △ 1,450 1,578 △3,030程度 原子力発電量の減少 △ 1,600 経常損益 △ 1,700 1,310 △3,010程度 他社からの受電減 など △ 460
Slide 18: 株主還元方針
株主還元方針 15 2011年5月10日公表 電力の安定供給に不可欠な設備の形成・運用のための 電力 安定供給 不可欠な設備 形成 運用 投資を継続的に進めつつ、安定的に株主のみなさまの ご期待にお応えするため、 現行の配当水準（1株当たり年間60円）の維持に努めていく ことを基本とする © 2011 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 19: Ⅱ 浜岡原子力発電所停止後の経営状況
Ⅱ 浜岡原子力発電所停止後の経営状況 浜岡原子力発電所停止後 経営状況 © 2011 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 20: 浜岡原子力発電所における津波対策の進捗状況
浜岡原子力発電所における津波対策の進捗状況 16 ■津波対策(2011年7月22日公表)の進捗状況 浜岡原子力発電所の安全性をより一層高めるため、30項目の施策に取り組んで おり、災害対策用発電機を配備するなど、4項目が実施済み。 防波壁は、 9月22日に本体準備工事着手。 11月中旬に本体工事着手予定。 主な対策スケジュール 2011年度 2012年度 主な津波対策 4～6月 7～9月 10～12月 1～3月 4～6月 7～9月 10～12月 ▼4/5 着手 調査・準備工事 浸水防止 ▼9/22 / 着手 防波壁の設置等 対策① 本体準備工事 本体工事（基礎工事・壁工事） 浸水防止
Slide 21: 今夏の電力需給実績
今夏の電力需給実績 17 ■今夏の需要実績 多くのお客さまによる節電や操業調整へのご協力 需要の大きくなる7月下旬から9月上旬（8月中旬を除く）にかけての天候不順 ⇒最大電力は前年に比して低く推移 ＜月別最大3日平均電力（発電端）＞ （参考） 7月 8月 9月 一点最大電力（発電端） 2011年度 2,314万kW 2,502万kW 2,339万kW 年 月 （水） 2011年8月10日（水） 2,520万kW , 2010年度 2,638万kW 2,698万kW 2,656万kW 2010年8月24日（火） 2,709万kW ■節電影響 100万kW程度 最大3日平均電力 差(A-B)
Slide 22: 今冬の電力需給対策
今冬の電力需給対策 18 ■今冬の電力需給 今冬の供給予備率は、適正予備率（8～10%）を下回る7%程度となる見通し お客さまには、生活や生産活動に無理のない範囲での節電を依頼 ■供給力、供給予備率の見通し（2月） 2,628万kW △211万kW ・浜岡原子力全号機停止（△248） (予備率13.3%) ・武豊火力3号機起動（+37） 武豊火力3号機起動（+37） 供給力対策 157万kW※ 2,487万kW △87万kW (予備率7 2%) (予備率7.2%) 2,417万kW ・火力機の追加補修 (予備率4.2%) 2,319万kW 今冬の想定最大需要 2,330万kW (予備率0
Slide 23: 燃料の追加調達
燃料の追加調達 19 ■ＬＮＧおよび石油の追加調達状況について ＬＮＧ 石油 供給計画(2011年3月公表) 842万t 73万kl 年間受入量 ① 当年度受入必要量 ② 約1,300万ｔ 約 ,3 万 約170万kl 約 万 当年度追加必要量 ②－① 約460万ｔ 約100万kl 調達状況 確保の見通し 確保の見通し 燃料調達量の増加に伴い、桟橋やLNGタンクといった燃料受入設備の稼働 燃料調達量の増加に伴い 桟橋や タ クとい た燃料受入設備の稼働 状況が高まるため、支障なく受入が進むように万全を期していく。 © 2011 Chubu Electric Power Co., Inc.
Slide 24: 経営効率化の進展
経営効率化の進展 20 ■2011年度の経営効率化方針 ・電力の安定供給や公衆保安を確保した上で、工事の実施時期、範囲、工法等を見直し、 設備投資および修繕費を削減 ・経済的な燃料調達や運用により燃料費を削減するとともに、広報・販売活動や研究開発 システム開発等の内容・規模を見直すことなどにより、諸経費全般を削減 ■さらなる経営効率化の取り組み 7月29日公表値から、投資・費用の削減額を 300億円程度上積み (参考) 項目 今回見込み 7月29日公表 投資の削減 750億円程度 650億円程度 費用の削減(修繕費・燃料費・諸経費の削減) 550億円程度 350億円程度 経営効率化額 1,
Slide 25: 2011年度資金調達見通し
2011年度資金調達見通し 21 ■2011年度 資金調達状況および長期資金調達枠について び （億円） 5,500 その他借入 浜岡停止対応 （燃料費の増） 国際協力銀行 2,500 1,000億円 3,000 三幹事銀行 5,500 2 500億円 2,500億円 3,000 3,000 政策投資銀行 1,000億円 年度当初 浜岡停止後 調達状況 © 2011 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 26: 経済産業省への要請事項
経済産業省への要請事項 22 既にご対応およびご了解いただいた項目 既にご対応およびご了解 ただ た項目 1)浜岡原子力発電所の中長期対策における許認可申請等の手続き迅速化 2)電力需給バランスの確保に向けた支援 ・火力機の定期事業者検査時期のさらなる延長 3)追加費用負担に係る支援 ・日本政策投資銀行の危機対応融資制度に基づく貸付 ・国から格付機関、民間金融機関に対して、浜岡原子力発電所の停止期間が限定的であり、 国が最大限の支援をすることを説明 協議を進めている項目 1)追加費用負担に係る支援 ・金融機関からの借入に係る利子補給 ・浜岡原子力発電所の停止期間中における石油石炭税の減免 ・浜
Slide 27: Ⅲ 参考データ
Ⅲ 参考データ 浜岡原子力発電所における安全対策 ・・・・・・・・・・ 23 大口電力産業別販売電力量 ・・・・・・・・・・ 42 浜岡原子力発電所運転停止要請への対応① ・・・・・・・・・・ 24 今夏の電力需給対策( 覧) 今夏の電力需給対策(一覧) ・・・・・・・・・・ 43 浜岡原子力発電所運転停止要請への対応② ・・・・・・・・・・ 25 燃料調達の状況（2010年度） ・・・・・・・・・・ 44 浜岡原子力発電所運転停止要請への対応③ ・・・・・・・・・・ 26 LNG契約の状況 ・・・・・・・・・・ 45 浜岡原子力発電所における津波対策の概要 ・・・・・・・・・・ 27 石炭ト
Slide 28: 浜岡原子力発電所における安全対策
浜岡原子力発電所における安全対策 23 ■東北地方太平洋沖地震以前の取り組み 目標地震動（岩盤上で約1,000ガル）を設定し、3～5号機に対して耐震裕度向上工事を 行うなどの安全対策を実施 ■東北地方太平洋沖地震以降の経緯 3月11日 東北地方太平洋沖地震発生 3月30日 経済産業大臣からの緊急安全対策の指示 4月20日 原子力安全・保安院に対して ・「緊急安全対策」対応完了 ・防波壁の設置などの防護対策（中長期対策）を報告 5月6日 国は、4月20日の当社報告内容について適切と評価するも、 国は 4月20日の当社報告内容について適切と評価するも 浜岡原子力発電所の津波に対する防護対策の確実
Slide 29: 浜岡原子力発電所運転停止要請への対応①
浜岡原子力発電所運転停止要請への対応① 24 ■国による緊急安全対策の確認結果と浜岡原子力発電所の停止要請（2011年5月6日） 2011年4月20日に報告した当社の緊急安全対策について、経済産業大臣および 原子力安全・保安院より、適切に措置されているとの評価を受けた。 しかし、内閣総理大臣が浜岡原子力発電所の運転停止要請を表明するとともに、 か 内閣総理大臣が浜岡原子力発電所 運転停止要請を表明するととも 経済産業大臣より以下の要請文を受領した。 【浜岡原子力発電所の津波に対する防護対策の確実な実施とその間の運転停止について】 要請内容 停止要請の根拠 当社が2011年4月20日に報告し
Slide 30: 浜岡原子力発電所運転停止要請への対応②
浜岡原子力発電所運転停止要請への対応② 25 ■運転停止によるリスク ・現時点で見込める対策（長期計画停止機の運転再開、東京電力への応援 最大電力バランス 融通中止）を織り込んでも、2011年7月の供給予備率は2%程度と非常に 厳しい水準 電力量バランス ・浜岡原発停止分を全て自社火力で対応する場合、2011年度は約320万tの 燃料調達 LNGと約130万klの石油の追加調達が必要 ・浜岡原発停止分を全て自社火力で対応する場合、今後最大2～3年の間は 収支影響 相当厳しい収支状況にならざるを得ない 収支悪化 よる資金調達必要額 増加 ・収支悪化による資金調達必要額の増加 資金調達 ・収支構造
Slide 31: 浜岡原子力発電所運転停止要請への対応③
浜岡原子力発電所運転停止要請への対応③ 26 ■当社の対応 内閣総理大臣からの要請は事実上国の指示・命令と同義であり、重く受け止めた。 また、要請に反して運転継続した場合、浜岡原子力発電所の運営に不可欠な地域の 信頼を損ない、定期点検後の運転再開の見通しが立たず、事業運営に重大な影響を 及ぼす可能性がある。 さらに、当社が2～3年で計画している防波壁の設置などの対策の完了をもって速やかに さらに、当社が2 3年で計画している防波壁の設置などの対策の完了をもって速やかに 運転再開できること等について、経済産業大臣に対し確認することができた。 このため、以下のとおり対応することを決定した。
Slide 32: 浜岡原子力発電所における津波対策の概要
浜岡原子力発電所における津波対策の概要 27 ■浜岡原子力発電所における津波対策(2011年7月22日公表)の概要 「浸水防止対策」として、①防波壁の設置等による発電所敷地内浸水防止対策、②敷地 「浸水防止対策」として ①防波壁の設置等による発電所敷地内浸水防止対策 ②敷地 内浸水時における建屋内浸水防止対策を実施する。 福島第一原子力発電所で発生した「全交流電源喪失」および「海水冷却機能喪失」を仮 定しても、冷却機能を確保する対策として「緊急時対策の強化」を図る。 浸水防止対策① ：発電所敷地内浸水防止 浸水防止対策② ：建屋内浸水防止 防波壁（T.P.+18m）の設置等による発電所
Slide 33: 浸水防止対策①
浸水防止対策① 28 ■浸水防止対策①（発電所敷地内浸水防止）の概要 津波が発電所敷地内に直接浸入することを防ぐ「浸水対策」を図る。 津波による海水面上昇により 取水槽等の水位が上昇し そこから海水が溢れ 津波による海水面上昇により、取水槽等の水位が上昇し、そこから海水が溢れ ても問題ないよう、「溢水対策」も行う。 ＜浸水防止＞ ① 発電所敷地海側へ防波壁（天端高さT.P.+18m）の設置 ② 発電所敷地前面の砂丘堤防および東側西側盛土の嵩上げ ＜溢水対策＞ 原子炉建屋 ③ 海水取水ポンプエリアへの防水壁（高さ：1.5m）を設置 等 ① タービン建屋 ビ 建 防波壁 ③ 防水壁 津波によ
Slide 34: 浸水防止対策②
浸水防止対策② 29 ■浸水防止対策②（建屋内浸水防止）の概要 津波が防波壁を越え、敷地が浸水した場合を仮定 ・屋外設置の海水取水ポンプが水に浸かって停止し、海水を利用した原子炉施設 屋外設置の海水取水ポンプが水に浸かって停止し、海水を利用した原子炉施設 の冷却機能が失われる（海水冷却機能喪失）。 ・また、建屋内が大きく浸水するおそれがある。 →以上から、 (1)海水冷却機能の維持、(2)建屋内浸水防止、 (3)機器室内浸水防止 の対策を実施する。 原子炉 建屋内浸水防止 建屋 防波壁 タービン建屋 津波による水位上昇 非常用DG､電源室等 基準水位 T.P.0m 砂丘堤防 取水塔 変圧器
Slide 35: 緊急時対策の強化
緊急時対策の強化 30 ■緊急時対策の強化（冷却機能の確保）の概要 福島第一原子力発電所で発生した「全交流電源喪失」および「海水冷却機能喪 失」を仮定した場合にも 「冷却機能を確保」し 確実かつ安全に冷温停止に導く 失」を仮定した場合にも、「冷却機能を確保」し、確実かつ安全に冷温停止に導く ことができるよう、多重化・多様化の観点から対策を実施する。 緊急時対策の強化 確 仮定条件 注水機能確保 実 ・水源の多様化（水タンクの増設等） ◆既存の非常 ・高圧注水系(HPCS)の運転を可能とする か 用ディーゼル ための機器冷却の代替確保 など つ 発電機等の機 冷却機能 安 能喪失 確保の 除熱
Slide 36: 防波壁の設置工事
防波壁の設置工事 31 ■防波壁の設置計画 発電所敷地海側の砂丘堤防背面および側面の一部に高さT.P.+18m、総延長約1.6kmの 防波壁を設置し、その両端部はT.P.+18～20mの盛土をすることにより、 T.P.+20m以上の 地山に接続 → 敷地前面および側面からの津波の浸入を防止し、背面への回り込みによる被害も防ぐ 盛土の嵩上げ 盛土の嵩上げ T.P.+20m T.P.+18～20m 1号機 2号機 4号機 3号機 号機 5号機 防波壁：総延長1.6km 1,2号機 放水口 砂丘堤防 4号機 放水口 砂丘堤防の嵩上げ（2箇所）T.P.+12m 5号機 3号機 放水口 放水口 ■工事
Slide 37: 防波壁の構造
防波壁の構造 32 天端高さ ：T.P.18m ：T P 18m 浜岡原子力発電所前面の砂丘堤防高さ（T.P.+10～15m）に、福島第一原子力発電所での津波遡上 高（T.P.15m程度）も考慮し、防波壁の高さをT.P.18mとする。 基礎構造 ：地中壁（鉄筋コンクリ ：地中壁（鉄筋コンクリート造 ト造、岩盤部に根入れ） 岩盤部に根入れ） 壁部構造 ：Ｌ型よう壁（鋼材と鉄骨・鉄筋コンクリート複合構造） 防波壁イメ ジ 防波壁イメージ ▽T P 18 ▽T.P.+ 18m 防波壁断面図 10～12m 2m 2m 現 状 地中部 地中壁 7m T.P.+１８ｍ 岩盤に 1.5m 根入れ ◆壁
Slide 38: 浜岡原子力発電所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5号機 主復水器細管損傷による海水流入 33 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 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トンの海水が流入したと推定 原因と対策 原因 対策 ・エンドキャップの脱落を防止するため構造および ・主復水器に接続している再循環配管のエンドキャップ脱落に 主復水器に接続している再循環配管のエンドキャップ脱落に 溶接施 方法を見直 溶接施工方法を見直し 伴う噴流により、細管の一部が損傷したと推定 ・主復水器に接続しており、今回と同様の事象が 発生しうる箇所についても、
Slide 39: 安全性に関する総合評価（ストレステスト）
安全性に関する総合評価（ストレステスト） 34 ■安全性に関する総合評価（ストレステスト）の概要 一次評価 二次評価 対象 定期検査を完了し、起動準備が整った原子炉 全ての既設の発電用原子炉施設（建設中含む） ①地震 ①地震＋その他自然災害(台風、大雪等) ②津波 ②津波＋その他自然災害(台風、大雪等) ③地震と津波の重畳 ③地震と津波の重畳 評価 ④全交流電源喪失 ④全交流電源喪失 項目 ⑤最終的な熱の逃し場(最終ヒートシンク)の喪失 ⑤最終的な熱の逃し場(最終ヒ トシンク)の喪失 ⑤最終的な熱の逃し場(最終ヒートシンク)の喪失 ⑤最終的な熱の逃し場(最終ヒ トシンク)の喪失 ⑥アクシデント
Slide 40: 高効率LNG火力発電所の開発
高効率LNG火力発電所の開発 15 35 ■高効率LNG火力発電所開発 （年度） 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ▼'05/7月着工 新名古屋火力8号系列 160万kW 熱効率58.0％ ▲'08/4月～10月運開 ▼'07/3月着工 ▼1-1号'12/7月運開 上越火力1号系列 119万kW 熱効率58％以上 ▲1-2号'13/1月運開 2-1号'08/4月着工▼ ▼2-2号'10/2月着工 上越火力2号系列 119万kW 熱効率58％以上 （％） 2-1号'13/7月運開
Slide 41: LNG設備増強計画
LNG設備増強計画 3616 安定的かつ柔軟なLNG調達を支える設備の強化 ①LNGタンク増設 &LNG受入桟橋増強 増強 ②伊勢湾横断 新名古屋 ガスパイプライン敷設 川越 (緑点線 は東邦ガス（株）様分) ④三重・滋賀ライン敷設 知多第二 中部電力（株） 知多地区ＬＮＧ基地 四日市ＬＮＧセンター 四日市 知多 ③LNG第二桟橋増強 東邦ガス（株）様 四日市工場 （2009年度完工） 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㎥ 2基 2007年度 2012年度頃 川越LNG受入桟橋増強 20万㎥超級LNG
Slide 42: 火力発電設備等における災害対策①
火力発電設備等における災害対策① 37 １ ■東海 東南海 南海地震三連動予測に基づいた対策 ■東海・東南海・南海地震三連動予測に基づいた対策 内閣府中央防災会議より公表された三連動地震の地震動，津波の高さ等を踏まえ、火力発電設備等の 公衆保安確保や早期供給力確保のための耐震裕度向上対策などに取り組んでいる 中央防災会議における三連動想定地震動および津波想定 5m- 7 3-5m 6強 6弱 2-3m 5強 1-2m 5弱 0-1m 4 3以下 以下 三連動の津波の高さに対して、火力発電所の敷地高さを 当社火力発電所の所在地 検証するなどして保安上の問題がないことを確認 認可最大 番号 発
Slide 43: 火力発電設備等における災害対策②
火力発電設備等における災害対策② 38 １ ■火力発電設備における対策 保安確保対策 耐震裕度向上対策 全ての火力発電所を対象に 被災後の早期供給力確保のための電源やLNG基地に対する耐震裕度 保安を確保する対策を推進 向上対策を優先的に取り組む 迅速な復旧体制の強化 災害発生後の要員や資機材・ 予備品の確保など 早期供給力確保のための電源やLNG基地 （写真は左から、碧南火力発電所、川越火力発電所・LNG基地） ■その他設備の地震対策 水力発電設備 水 発電設備 流通設備 通信設備 ・三連動地震に対しても、ダム本体 ・拠点変電所（超高圧、一次、二次 ・拠点事業所間における無線などに の安全上
Slide 44: 電力会社相互応援能力の強化
電力会社相互応援能力の強化 39 １ ■東清水FC 30万kW 運用開始時期の前倒しに向けた取り組み 東北地方太平洋沖地震を踏まえた30万kW運用見直しスケジュールについて 2011年度 2012年度 2013年度 2014年度 2015年度以降 従来計画 10 万kW 30万kW 2年以上前倒し （2014/12） 見直し後 13.5万kW 30万kW （2011/5） 緊急対策として3.5万kW増加 現在、275kV送電線を建設中 暫定措置として 154kV送電線に接続 暫定措置として、154kV送電線に接続 154kV井川清水線 154kV岩渕分岐線 東京電力 供給・送電できる容量に限
Slide 45: 再生可能エネルギーの推進
再生可能エネルギーの推進 40 15 ■再生可能エネルギ 推進の具体的な取り組み ■再生可能エネルギー推進の具体的な取り組み CO2 削減効果※1 具体的取り組み 出力（千kW) 運開時期 （t-CO2/年） メガソーラーいいだ 1 400 2010年度 太 メガソーラーたけとよ 7.5 3,400 2011年度 陽 メガソーラーしみず 8 4,000 2014年度予定 光 太 陽 計 光 16.5 7,800 － 自社開発 御前崎（1期） 6 2009年度 御前崎（2期） 16 29,000 2010年度 自社開発小計 22 － ウインドパーク美里 16 2005年度 風 ウインドパーク笠取
Slide 46: CO2排出量の削減
CO2排出量の削減 41 ■CO2排出量削減に向けた具体的な取り組み内容 ・再生可能エネルギー発電の導入促進 主なCO2削減手段と効果 ・火力発電の熱効率向上 手 段 CO2 削減効果※ ・途上国におけるCO2削減プロジェクトへの参画 新名古屋火力発電所8号系列 約100万t-CO2 ／年 西名古屋火力発電所7号系列 約100万t-CO2 ／年 ・省エネルギーに対する意識啓発 上越火力発電所（1,2号系列） 約160万t-CO2 ／年 （エコライフの提唱） 碧南火力の木質バイオマス混焼 約20～30万t-CO2 ／年 メガソーラーたけとよ,いいだ,しみず 約 0.78万t-CO2 ／年 ・効
Slide 47: 大口電力産業別販売電力量
大口電力産業別販売電力量 4 42 （対前年増加率） 2010年度 年度 2011年 年 2010年度 年度 2010年度 年度 2011年度 年度 ( ) (％) 上期 10月 11月 12月 1月 2月 3月 下期 年度計 4月 5月 6月 7月 8月 9月 上期 構成率 ※ 鉄鋼 39.4 25.1 14.3 15.7 17.6 10.8 3.6 14.1 25.5 △ 3.2 △ 0.9 4.6 2.1 10.5 10.4 4.0 12.1 化学 4.2 7.3 6.8 △ 1.2 △ 0.2 0.7 2.5 2.7 3.4 2.2 12.1 12.7 2.9 0.9 △ 0.2 4.
Slide 48: 今夏の電力需給対策（一覧）
今夏の電力需給対策（一覧） 43 ■供給面の対策 供給面の対策 上積み 項目 内容 公表日 供給力 火力機の定期点検時期の変更および 新名古屋火力発電所7-2号（24.3万kW）の定期点検時期変更 6/28 工程短縮 川越火力発電所4-4号（24.3万kW）の定期点検時期変更 6/28 最大 四日市火力発電所3号機（22万kW）の定期点検時期変更 5/23 6/28 126万kW 川越火力発電所2号機（70万kW）の定期点検工程短縮 5/23 6/28 新名古屋火力発電所7-4号（24.3万kW）の定期点検時時期変更・工程短縮等 5/23 最大 当社から 電力融通 停止 当社からの電力融通の停
Slide 49: 燃料調達の状況（2010年度）
燃料調達の状況（2010年度） 44 ﾅｲｼﾞｪﾘｱ ﾅｲｼ ｪﾘｱ 2.8 28 ﾛｼｱ 2.4 ロシア 2.9 29 中国 0.5 05 ﾏﾚｰｼｱ 0.6 （％） ｵｰｽﾄﾗﾘｱ 11.0 LNG 石炭 ｶﾀｰﾙ ｵｰｽﾄﾗﾘｱ ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ （1,044.5万t） 52.2 51 9 51.9 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ 44 0 44.0 （1 119 8万t） （1,119.8万t） 31.0 ﾏﾚｰｼｱ 9.1 ｱｾﾞﾙﾊﾞｲｼﾞｬﾝ ﾆｼﾞｪｰﾙ 11.4 22.6 原油 ｲﾝﾄ ﾈｼｱ ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ ウラン精鉱 ｵｰｽﾄﾗﾘｱ ｵ ｽﾄﾗﾘｱ （58.0万kl） 49.0 （553s
Slide 50: LNG契約の状況
LNG契約の状況 45 ■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 (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-ship) (Ex ship) 2009年～2016年 2009年 2016年 (約 7年間) 500 現 オーストラリア拡張 (Ex-ship) 2009年～2029年 (約20年間) 600 行 マレーシア (Ex-ship) 2011年～2031年 (約20年間) 最大 540 契 サハリンⅡ (Ex-ship) 2011年～2026年 (約15年
Slide 51: 石炭トレーディングの推進
石炭トレーディングの推進 46 ■石炭トレ ディング事業 ■石炭トレーディング事業 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 、 燃 度 2010年4月より、中電エネルギートレーディング社が、当社石炭調達全量を一元的に管理 →取扱量増加による交渉力強化、運用の柔軟性が期待できる 業務提携契約 中部電力 EDFT社 石炭購入 売り主との交渉、 契約 調整を委託 石炭購入契約 100%出資 100%出資 組合契約 業務提携拡大 中電エネルギートレーディング社 EDFTジャパン社
Slide 52: エネルギー資源の権益取得
エネルギー資源の権益取得 47 プロジェクト名 プロジェクト・権益の概要 プロジェクト 権益の概要 参画内容・目的 参画内容 目的 ○主な権益保有者 ○参画内容 シェブロン、シェル、エクソンモービルなど 権益取得割合 0.417％ ゴーゴン ○プロジェクト地点 ○目的・効果 プ ジ クト プロジェクト オ ストラリア オーストラリア 燃料調達力の強化 ・燃料調達力の強化 ・売主との関係強化 ○プロジェクト生産能力 年間約1,500万tを予定 LNG ○主な権益保有者 ○参画内容 三菱商事 独立行政法人石油天然ガス・ 三菱商事、独立行政法人石油天然ガス・ 権益取得割合 7 7.5% 5% 金属鉱
Slide 53: 海外エネルギー事業の取り組み状況
海外エネルギー事業の取り組み状況 48 ■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※ 2011年9月末時点 累計 約900億円 累計 約322万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 網掛けは、2011年度に参画または権益を追加取得したプロジェクト 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 2004年～2013年 米国 既設IPP分散投資事業 50×5 5% 2004年度 (買収・売却期間) 米国 テナスカ ガス火力IPP事業（5発電所） 4,780 約11%～約18% 201
Slide 54: 販売戦略
販売戦略 496 ■電気の販売 ・電気の上手な使い方などの節電PRを行うなど、電力の安定供給に向けた取り組みを最優先 ・電気の安全性、使いやすさ、清潔さなどの点を評価して下さる方々に対し、電化機器やヒート ポンプの特徴をしっかりとお伝えしていく ■ビジネスのお客さまへのエネルギーソリューションの提案 電気に加えてガス・LNGやオンサイトエネルギーなどを組み合わせながら、お客さまの多様なニーズ に総合的にお応えするエネルギーソリューションサービスをグループ一体となって提供 に総合的にお応えする ネルギ ソリ ションサ をグル 体とな て提供 （万ｔ） ガス・LNG販売数量の実績 80 上越LNG
Slide 55: 電力事業を取り巻く状況①
電力事業を取り巻く状況① 50 ■エネルギー政策の検討スケジュール ギ 政策 検 ジ 論点 2012年度 （関係機関） 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 電力 電力制度改革 電力会社の 電力改革のシナリオを段階的に具体化 改革 需給対策 革新的エネルギー・ ▼11月初旬頃 環境戦略 当面の 具体化 (エネルギー・環境会議) 対策 年度末 ▼ ▼夏頃 エ 基本方針 戦略の選択肢 革新的エネルギー・環境戦略 ネ ル ▲12月末 ▼10/7 発足 ▼ ギ ー (コスト等検証委員会) コスト検討報告書 春以降、国民的議論の展開 ベ ス エネルギー基本計画 ▼12月 ▼春頃 ▼夏頃
Slide 56: 電力事業を取り巻く状況②
電力事業を取り巻く状況② 51 ■その他の外部環境の状況 2012年度 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 ・福島第一原子力 STEP2 中期的課題 発電所事故対応 ▲2012年12月末 月 冷冷温停止(目標) 停 標 ▼12月26日中間報告予定 2012年夏までに ・事故原因調査 事故調査・検証委員会 東京電力関連 最終報告予定 経営・財務評価委員会報告書提出 ▼10月3日 ▼総合特別事業計画（2012年春頃） ・特別事業計画 ▲緊急特別事業計画承認 (11月上旬目途) 電気料金制度 ・現行制度下で実施 運用の見直し ・運用の見直し すべきもの 年明け以降
Slide 57: 原子力損害賠償支援機構法
原子力損害賠償支援機構法 52 ■原子力損害賠償支援機構法の概要 損 賠償 援機構法 巨額の損害賠償が生じる可能性を踏まえ、原子力事業者が損害賠償の支払等に対応するため、 ①原子力事業者は「相互扶助」の考え方に基づき、それぞれ資金を拠出しあって備え、 ②必要な場合には政府が損害賠償の支払等に係る援助を行う 仕組みを構築する。→ 原子力損害賠償支援機構設立（2011年9月12日） 機構は、事故収束費用や電力の安定供給のための設備投資等についても融資等の資金援助を行う 被害者からの賠償相談窓口 被害者 被害事業者 被害者・被害事業者 の設置等賠償実施の円滑化 請 賠 相互扶助の仕組み 求 償
Slide 58: 料金改定(総括原価方式)の概要
料金改定(総括原価方式)の概要 53 ■総括原価方式とは ・能率的な経営のもと、電気の供給を行うために必要とされる適正な原価に適正な利潤を 加えたものが総括原価 ・将来の需要予測や供給計画に基づき、いわゆるフォワードルッキング方式により、 最大限の効率化努力を織り込んで算定 ・総括原価方式は、国の審議会における有識者の議論を経て採用されており、電気料金 総括原価方式 、国 審議会 おける有識者 議論を経 採用され おり、電気料金 の他、ガス料金、水道料金、鉄道料金等にも適用 ■電気料金の算定 前提計画に基づき 将来の合理的な期間（原価算定期間）を対象に「適正な原価」と 前提計画に基づき、将
Slide 59: 燃料費調整制度と火力燃料費について
燃料費調整制度と火力燃料費について 54 ＜火力燃料費の燃料費調整制度に対する影響概略図＞ 価格 毎月の燃料価格の変動を燃料費 当年度 調整制度により料金単価に反映 燃料価格 料金反映 基準価格 原子力停止に伴う (料金改定時) 数量の増加は燃料費 料金未反映 調整制度の対象外 火力燃料費 基準数量 当年度 年度 数量 数 (料金改定時) 消費数量 ＜料金反映の仕組み＞3ヶ月分の平均燃料価格を各月に反映 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 平均燃料価格 料金反映 平均燃料価格 料金反映 平均燃料価格 料金反映 © 2011 Chubu Electric Power Co.,
Slide 60: 再生可能エネルギーの固定価格買取制度
再生可能エネルギーの固定価格買取制度 55 ■再生可能エネルギ の固定価格買取制度 ■再生可能エネルギーの固定価格買取制度 2011年8月26日、「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」が成立。 2012年7月1日から施行。 買取対象 太陽光※、風力、水力、地熱、バイオマスを用いて発電された電気 ※住宅等での太陽光発電については、現在と同様に余剰電力の買取り 買取義務 買取価格・買取期間は、再生可能エネルギー源の種別、設置形態、規模等に応じて、関係大臣（農 水大臣、国交大臣、環境大臣、消費者担当大臣）に協議した上で、新しく設置される中立的な第三者 委員会（委員は
Slide 61: スマートメーター
スマートメーター 56 15 ■スマ トメ タ 導入を巡る国の議論動向 ■スマートメーター導入を巡る国の議論動向 「エネルギー基本計画」 「当面のエネルギー需給安定策（案）」 （2010年6月18日閣議決定） （2011年7月29日エネルギー環境会議決定） （2011年7月29日エネルギ 環境会議決定） 費用対効果等を十分考慮しつつ、 2020年代に原則全戸導入としていた目 2020年代の可能な限り早い時期に、 標を前倒し、今後5年以内に総需要の8 原則全ての需要家にスマ トメ 原則全ての需要家にスマートメー 割をスマートメーター化する。 ターの導入を目指す。 ■当社における主な取り組み ＜春
Slide 62: スマートグリッド
スマートグリッド 57 ■当社独自の取り組み ＜次世代住宅（スマートハウス）の実証試験 （2009年度～2011年度）＞ 再生可能エネルギーを最大限有効活用できる 再生可能エネルギ を最大限有効活用できる、次世代住宅の実証実験 次世代住宅の実証実験 ＜太陽光発電システムの発電特性評価試験 （2009年度～2011年度）＞ 太陽光発電の大量導入が電力系統に与える影響を把握するため、様々 陽光発電 導 電 系統 影響を把握す 、様 な太陽光発電パネルの発電特性を評価 ■国のプロジェクトに参画 ＜豊田市における「家庭・コミュニティ型」低炭素社会システム構築実証プロジェクト （HEMS 構築の実証）
Slide 63: 退職給付制度の改定について
退職給付制度の改定について 58 ■当社退職給付制度改定の概要（2011年4月から適用） 確定給付企業年金制度の一部を確定拠出年金制度へ移行する 退職一時金制度および確定給付型企業年金制度の支給額算定方式を「最終基本給比例方式」から 「ポイント制方式」へ変更する ポ ■退職給付制度改定による収支影響 最終基本給比例方式から 2010年度期末 確定拠出型年金の一部導入 ポイント制方式へ制度変更 年金資産 年金資産 年金資産 年金資産 3,114 3,114 3,638 3,638 退職給付債務 退職給付債務 退職給付債務 退職給付債務 4,937 年金資産の減 4,937 数理差異 81
Slide 64: フリーキャッシュフローの推移（個別）
フリーキャッシュフローの推移（個別） 59 （億円） 5,000 4 ,260 FCF 4 000 4,000 3,767 「減価償却費」－「設備投資」 「減価償却費」 「設備投資」 3,000 2 ,768 2 ,290 2 374 2,374 1 ,912 1 ,894 2,000 1 ,428 1 ,426 901 943 1,000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 （年度） （予想） ▲ 1,000 ▲ 2,000 ▲ 2 ,300 ▲ 3,000 © 2011 Chubu Electric P
Slide 65: 自己資本比率・Ｄ／Ｅレシオの推移
自己資本比率・Ｄ／Ｅレシオの推移 60 ■自己資本比率 ■D／Eレシオ （倍） 5 35% 個別 連結 個別 連結 30% 4 2011年度（予想） 25% 2010年度 1.7倍（連結） 31.1％（連結） 3 20% 15% 2 2011年度（予想） 2000年度 10% 27％程度（連結） 4.0倍（連結） 1 5% 2000年度 2010年度 17.9％（連結） 1.5倍（連結） 0% 0 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 2011 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 2011 （年度） （年度） © 2011 Ch
Slide 66: 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 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 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ますので ご 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
Chubu Electric Power Company — Q2 FY2011 Earnings Presentation on 6ix