64 slides from Chubu Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, May 2012
Slide 1: 2012年3月期 決算説明会資料
2012年3月期 決算説明会資料 2012年5月 © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 2: 目次
目 次 Ⅰ 2012年3月期 決算概要 Ⅱ 経営状況 決算概要① ・・・・・・・・・・ 1 浜岡原子力発電所における ・・・・・・・・・・ 14 決算概要② ・・・・・・・・・・ 2 津波対策の進捗状況 販売電力量 ・・・・・・・・・・ 3 浜岡原子力発電所における ・・・・・・・・・・ 15 津波対策工事費用増額について 発受電電力量 ・・・・・・・・・・ 4 震源モデル見直しについて ・・・・・・・・・・ 16 個別収支比較表① ・・・・・・・・・・ 5 （内閣府公表） 個別収支比較表② ・・・・・・・・・・ 6 2011年度 冬の電力需給実績 ・・・・・・・・・・ 17 個別収支比較表③
Slide 3: Ⅰ 2012年3月期 決算概要
Ⅰ 2012年3月期 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） © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 4: 決算概要①
決算概要① 91 連結 連結決算を開始した1994年度以降、初の営業損失および経常損失 ■連結 連結決算を開始した1994年度以降 初の営業損失および経常損失 2008年度以来、3年ぶり2度目の当期純損失 (億円，％) 2011年度 2010年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 24,492 23,308 1,183 5.1 営業損益 △ 376 1,742 △ 2,119 － 経常損益 △ 678 1,462 △ 2,141 － 当期純損益 当期純損 △ 921 845 △ 1,767 , － 1951年当社設立以来、初の営業損失。1979年度以来、32年ぶり2度目
Slide 5: 決算概要②
決算概要② 9 2 ＜前期比較 連結経常損益の主な変動要因＞ ・原子力発電量の減少 △１，４５６億円 ・燃料価格の上昇 燃料価格の上昇 △ ６０４億円 ・販売電力量の減少(燃料費差引後) △ ２６１億円 【連結経常損益の変動要因】 （単位：億円） 1,500 燃料費調整額の増加による電灯電力料の増加 ＋１，２２８ 燃料価格の上昇による燃料費の増加 △１ ８３２ △１，８３２ 1,000 2010年度 原子力発電量 主要諸元 単位($/b，円/$) の減少 原油CIF ＋２９.９(８４.２→１１４.１) 経常利益 為替ﾚｰﾄ △ ７ (８６→７９) 500 △１，４５６ 1,462 2011年度
Slide 6: 販売電力量
販売電力量 3 ＜規制対象需要＞ ■電灯 夏季の気温が前年に比べ低めに推移したことによる空調設備の稼動減や節電などから ３.７％減少し ３５９億kWh ■電力 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 契約数 減少 気温影響 る 調設備 稼動減な ５.０％減少し 減少 ６４億kWh 億 ＜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、節電などから ５.９％減少し ２２２億kWh ■産業用他 震災影響による自動車関連の生産減はあったものの 夏以降 震災による減産を取り 震災影響による自動車関連の生産減はあったものの、夏以降、震災による減産を取り 戻す動きがみられ
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年度：１１２．０％、2010年度：１０７．６％）により、５億kWh増加 年度 年度 ） より 億 増加 ■原子力発電量 浜岡原子力発電所全号機の運転停止の影響により １２７億kWh減少 ■火力発電量 上記に加え、融通・他社受電量の減少などもあり、１６４億kWh増加 (億kWh，％) 2011年度 年度 2010年度 年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 水力 93 88 5 5.9 自 （出水率） (112 0) (112.0) (107 6) (107.6) (4 4) (4.4) 火力 1,160 996
Slide 8: 個別収支比較表①
個別収支比較表① 5 (億円，％) 2011年度 2010年度 増減 【主な増減要因】 (A) (B) (A B) (A-B)/B (A-B) (A B)/B 電灯電力料 21,616 20,931 684 3.3 販売電力量の減 △481 燃料費調整額の増 1,228 販売電力料 託送収益等 652 207 444 214.7 地帯間販売電力料の増 358 そ 他収益 その他収益 217 223 △6 △ 2.7 27 電気事業営業収益 22,485 , 21,362 , 1,123 , 5.3 附帯事業営業収益 466 420 45 10.9 営業収益計 (売上高) 22,951 21,7
Slide 9: 個別収支比較表②
個別収支比較表② 6 (億円，％ ) 【主な増減要因】 2011年度 2010年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 退職給与金 △284 (数理計算上の差異 △191) 人件費 2,013 2,285 △ 271 △ 11.9 燃料費 10,409 6,784 3,624 53.4 火力燃料費 3,711 (数量増 1,879 単価増 1,832) 原子力ﾊﾞｯｸｴﾝﾄﾞ費用 191 313 △ 121 △ 38.9 使用済燃料再処理等費 △70 購入電力料・託送料等 2,181 2,179 2 0.1 修繕費 2,160 2,026 134 6.6 火力 222 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，％ (億円 ％) 2011年度 2010年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 【主な増減要因】 営業損益 △ 504 1,578 △ 2,083 - 営業外収益 198 161 37 23.1 受取配当金 28 支払利息 360 362 △1 △ 05 0.5 その他費用 107 67 40 59.3 営業外費用 467 429 38 89 8.9 経常損益 △ 774 1,310 △ 2,084 - 渇水準備金 83 24 58 240 3 240.3 （2011年度）浜岡5号機タービン 訴訟の受取和解金 90 特別利益 90 － 90 - （
Slide 11: 連結収支比較表
連結収支比較表 8 (億円， ) (億円，％) 2011年度 2010年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電 営業収益（売上高） 22,469 21,345 1,123 5.3 気 事 営業費用 22,886 19,703 3,182 16.2 業 営業損益 △ 417 1,641 △ 2,059 - そ の 営業収益（売上高） 2,023 1,963 60 3.1 他 営業費用 1,982 1,862 120 6.5 事 業 営業損益 41 100 △ 59 △ 59.2 合 営業収益（売上高） 24,492 23,308 1,183 5.1 営業費用 24 869 24
Slide 12: セグメント情報
セグメント情報 9 (億円) 2011年度 2010年度 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) 電気事業 気 外部売上高 22,469 21,345 1,123 営業損益 ※ △ 417 1 641 △ 2 1,641 2,059 059 外部売上高 549 467 82 ガスの販売数量の増加や収入 中電附帯 325 263 62 単価の上昇影響 子会社 223 204 19 エネルギー 事業 営業損益※ △ 11 25 △ 37 燃料価格の上昇に伴う仕入 中電附帯 △ 19 14 △ 34 単価の上昇影響 子会社 8 11 △2 （ｶﾞｽ販売量：万t） (67) (65) (2)
Slide 13: 連結財政状態の概要
連結財政状態の概要 10 (億円) 2011年度 2010年度 増減 主な増減要因 (A) (B) (A B) (A-B) 総資産 56,471 53,319 3,152 ・現金及び預金、短期投資の増 負 債 40,988 36,335 4,652 ・有利子負債の増 純資産 15 483 15,483 16 983 16,983 △ 1,500 1 500 ・配当支払い、当期純損失計上 配当支払い、当期純損失計上 (億円，％) 26 8 26.8 31 1 31.1 △ 4.3 43 自己資本比率 (25.0) (29.5) (△ 4.5) 29 658 29,658 24 951 24,95
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年度 2010年度 増減 (A) (B) (A B) (A-B) 営業活動による キャッシュ・フロー 1,768 4,497 △ 2,729 投資活動による キャッシュ・フロー △ 2,470 △ 3,360 889 財務活動による キャッシュ・フロー 4,220 △ 1,050 5,270 フリー・キャッシュ・フロー リ キャッシ △ 702 1,136 △ 1,839 2012/3末 2011/3末 増減 (A) (B) (A-B) 現金及び現金同等物の 期末残高 4,731 1,212 3,518 (億円未満切り捨て) © 2012
Slide 15: 2012年度 業績見通しについて
2012年度 業績見通しについて 12 10 原子力を取り巻く環境は 層の不透明さを増しており 原子力を取り巻く環境は一層の不透明さを増しており、 原子力発電所の運転再開時期について明確に見通すこ とは困難な状況であることや、全国的に厳しい需給状況 が予想されることから、一定の前提を置いて合理的に業 績を予想することが困難であるため 「未定 としておりま 績を予想することが困難であるため、「未定」としておりま す。 © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 16: 株主還元方針
株主還元方針 13 ■配当の状況（個別） 1株当たり配当金 第2四半期末 期末 年間 2011年度 30円 30円 60円 2012年度 30円 30円 60円 （予想） ■株主還元の基本方針（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 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（1株当たり年間60円）の配当水準の維持に努めていく ことを基本とする © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 17: Ⅱ 経営状況
Ⅱ 経営状況 © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 18: 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 14 ■津波対策(2011年7月22日公表)の進捗状況 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 ▼11/11 着手 本体工事（基礎工事・壁工事） 浸水防止 緊急時海水取水設備 ▼10/13着手 対策② (EWS)の設置 EWS設置工事 ガスタービン発電機の手配、高台設置など 緊急時 非常用交流電源装置 ▼11/21 着手 対策の (ガスタービン発電機)
Slide 19: 浜岡原子力発電所における津波対策工事費用増額について
浜岡原子力発電所における津波対策工事費用増額について 15 ■津波対策工事費用増額(2012年3月21日公表)の主な内容 詳細設計の進捗や2011年7月公表以降の東京電力（株）福島第一原発の事故などで得られた知見 を考慮した結果、工事費用は当初想定していた約1 000億円から約1 400億円に見直し。 を考慮した結果、工事費用は当初想定していた約1,000億円から約1,400億円に見直し。 工期については、引き続き2012年12月の工事完了を目標に工事を進める。 〇発電所敷地海側への防波壁の設置 〇建屋外壁の防水構造扉の信頼性強化 ⇒ 防波壁の基礎部構造の確定 ⇒ 二重化仕様の変更（ス
Slide 20: 震源モデルの見直しについて（内閣府公表）
震源モデルの見直しについて（内閣府公表） 16 ■公表（2012年3月31日）された内閣府の推計における御前崎市の震度および津波高 今回公表の震度分布・津波高は、「あらゆる可能性を考慮した最大クラスの巨大な地震・津波」を 推計したもの。 中央防災会議(2003) 今回公表内容 項目 （敷地周辺） （市町村別一覧表による御前崎市の値） 最大震度７（検討ケ スにより震度６強または 最大震度７（検討ケースにより震度６強または 震度（地表） 弱※1 ６弱 震度７となっている） 最大加速度 ３９５ガル※2 示されていない （岩盤） 最大２１．０ｍ（検討ケースにより７．８ｍから 津波高 ６～７ｍ ２１
Slide 21: 2011年度 冬の電力需給実績
2011年度 冬の電力需給実績 17 ■2011年度 冬の需給実績 節電影響はあるものの、気象影響（厳しい冷え込み）などから、最大3日平均電力は2010年度から 2万kW増加し 2 329万kW 2万kW増加し、2,329万kW 最大3日平均電力 差の内訳 差 自家用発電設備の 2012年2月 2011年1月 節電影響 発電量増加 気象影響等 2,329万kW 2,327万kW 2万kW △50万kW △13万kW ＋65万kW （参考）2011年度 夏の需給実績 気象影響（天候不順）や、節電影響および操業調整へのご協力などから、 最大3日平均電力は2010年 度から197万kW減少し、2
Slide 22: 2012年度 夏の電力需給見通し
2012年度 夏の電力需給見通し 18 ■2012年度 夏の最大電力 お客さまの節電意識の定着等を踏まえたうえで、2011年度から65万kW増加し、2,567万kWと想定 差分内訳 2012年度 2011年度 差 計画調整 計 整 計画 実績 節電影響 景気影響 気象補正 契約等 2,567万kW 2,502万kW ＋65万kW ＋40万kW △17万kW ＋30万kW ＋12万kW ((△100→△60)) ((△20→△37)) ■2012年度 ８月の供給力の推移 電力融通後の供給力2,775万kWは、最大電力2,567万kWに対し、供給予備率を8.1%確保できる見通し 法定期限を超え
Slide 23: 燃料の追加調達
燃料の追加調達 19 ■2011年度 ＬＮＧおよび石油の追加調達実績について 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 2011年度受入量実績 ② 1 312万ｔ 1,312万ｔ 149万kl 差②－① 470万ｔ 76万kl ■2012年度 調達見通し 所要量については、前提となる需要等が未確定であるため、見通しが難しい。 2012年度のLNG所要量については、仮に2011年度と同程度の約1,300万トンを 2012年度のLNG所要量については 仮に2011年度と同程度の約1 300万トンを 前提とすると、ほぼ確保できる見通し。 © 201
Slide 24: 資金調達状況について
資金調達状況について 20 ■2011年度 資金調達実績 （億円） その他借入 浜岡停止対応 国際協力銀行 （燃料費の増） 1,000億円 8,200程度 2,500 三幹事銀行 2,500億円 3,000 3,000 政策投資銀行 1 500億円 1,500億円 年度当初 浜岡停止後 調達実績 ■2012年度 ■ 01 年度 資金調達計画 2012年度は6,000億円程度の調達を計画。 © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 25: 経営効率化の取り組み
経営効率化の取り組み 21 ■2012年度 経営効率化の取り組み 2012年度ついても、引き続き、2011年度と同様の経営効率化に取り組み、 投資および費用の削減に努める （参考）2011年度 経営効率化の取り組み 2011年度は、浜岡原子力発電所の運転停止に伴い、大幅に燃料費が増加したことから、 最大限の経営効率化に取り組んだ。 [浜岡原子力発電所の運転停止による費用の増加] 項目 金額 燃料費の増加（LNGおよび石油火力により代替） 2,580億円 その他費用の増加（長期停止火力機立ち上げ費用等） 150億円 計 2,730億円 [経営効率化の取り組み] 項目 金額 投資の削減 7
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 〇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 長 〇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 〇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 ・金融機関からの借入に係る利子補給 協議を進めている項目 〇CO2排出量に関する配慮 ・CO2クレジット調達およびCO2排出係数の算定方法に関する特例措置 CO2クレジット調達およびCO
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 電源設備構成・発電電力量構成 ・・・・・・・・・・ 42 浜岡原子力発電所における津波対策の概要 ・・・・・・・・・・ 24 燃料調達の状況（2011年度） ・・・・・・・・・・ 43 浸水防止対策① ・・・・・・・・・・ 25 LNG契約の状況 ・・・・・・・・・・ 44 浸水防止対策② ・・・・・・・・・・ 26 石炭トレーディングの推進 ・・・・・・・・・・ 45 緊急時対策の強化 ・・・・・・・・・・ 27 エネルギ 資源の権益取得 エネルギー資源の権益取得 ・・・・・・・・・・ 46 防波壁の設置工事 ・・
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 24 ■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 30: 浸水防止対策①
浸水防止対策① 25 ■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 溢れて も問題ないよう、「溢水対策」も行う。 「浸水防止」としては、津波が発電所敷地内へ浸入すること自体を防止するため、 浸水防 」 、津波 発電所敷地内 浸入する 自体を防 する 、 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」として、 溢水対策」として、 ③ 海水取水ポンプエリアへの防水壁（高さ：1.5
Slide 31: 浸水防止対策②
浸水防止対策② 26 ■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の冷却 機能が失われる（海水冷却機能喪失）。 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。 → (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 （１）海水冷却機能の維持 （２）建屋内浸水防止 建 水防 ① 緊急時海水取水設備(EWS)の設置 ③ 建屋外壁の防水構造扉の信頼性強化 （原子炉機器冷却海水系（RCWS）の代替） ④ 建屋外壁の給排
Slide 32: 緊急時対策の強化
緊急時対策の強化 27 ■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 33: 防波壁の設置工事
防波壁の設置工事 28 ■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 【スケ
Slide 34: 防波壁設置工事の状況①
防波壁設置工事の状況① 29 基礎工事（鉄筋建て込み・コンクリート打設作業）が 115／218箇所完了(2012年3月末現在） 基礎部掘削作業が終了した場所から、順次地中壁の鉄筋建て込み作業・コンクリート打設作業を実施 地中部 岩盤部に 根入れ 鉄筋建て込み作業 （防波壁基礎部構造イメージ） コンクリート打設作業 © 2012 Chubu Electric Power Co., Inc. All rights reserved.
Slide 35: 防波壁設置工事の状況②
防波壁設置工事の状況② 30 壁部（床版・たて壁）の工場製作を実施中 防波壁の壁部を構成する床版およびたて壁を工場にて製作。 壁部は１５ピース（床版：５ピース、たて壁：１０ピース）を組み合わせて１ブロックとし、防波壁全体で １０９ブロックを製作。（放水路部および敷地西側端部は除く） 今後、１５ピースに分割した状態で発電所構内へ搬入し、基礎工事が完了した箇所から順次設置 地中部 地上部 岩盤部に 根入れ 壁工事（床版） 12m １ブロック 壁 事（た 壁） 壁工事（たて壁） 工場で仮組みした壁部（床版およびたて壁）の全景写真（１ブロック） 2012年2月28日撮影 （防波壁壁部構造イメージ）
Slide 36: 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 31 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 a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 塩分除去作業の進行状況 原子炉圧力容器 原子炉格納容器 低圧タービン 原子炉内は、設備へ影響を及ぼさない十分低 原子炉内は 設備へ影響を及ぼさない十分低 い値まで 塩化物イオン濃度が低下 タービン系については、塩分除去装置の設置工 主復水器 事を進めており、設置が完了する2012年5月頃 ：着色部は、塩分除去作業を今後実施する範
Slide 37: 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） 32 ■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) 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 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 ⑤最終的な熱の逃し場(
Slide 38: 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 33 ■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 ▼'05/7月着工 新名古屋火力8号系列 160万kW 熱効率58.0％ 熱効率 ▲'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 ▲ ▲2-
Slide 39: LNG設備増強計画
LNG設備増強計画 34 16 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 ３ ① 川越ＬＮＧタンク増設 タンク容量18万ｍ 2基 2007年度 2012年度（予定） ３ 川越ＬＮＧ受入桟橋増強 20
Slide 40: 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① １35 電気事業法で定める電気工作物の保安維持に則り、地震による設備被害が発生した場合 電気事業法で定める電気工作物の保安維持に則り 地震による設備被害が発生した場合 でも、発電所の構内に被害をおさめ、公衆保安を確保するように設計 南海トラフの巨大地震による震度分布（南海トラフの巨大地震モデル検討会より） 震 震度 震 ＜火力発電所一覧＞ 認可最大 番号 発電所 出力(万kW） 燃種 ① 碧 南410 石炭 ② 上越<建設中> <238> <LNG> ③ 新名古屋 305.8 LNG 当社火力発電所の所在地 ④ 川 越 480.2 LNG 〇名古屋 ⑤
Slide 41: 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② １36 ■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 ・大規模地震により主要設備 大規模地震により主要設備 被災後の早期供給力確保のため、供給力のベ スを支える電源やＬＮＧ 被災後の早期供給力確保のため、供給力のベースを支える電源やＬＮＧ に被害が発生した場合でも、 基地に対する耐震裕度向上対策に優先的に取り組む 公衆保安を確保するよう設計 迅速な復旧体制の強化 ・復旧に時間を要する主要設 備の耐震性向上 ・早期復旧を可能とする補修 供給力のベースを支える電源やLNG基地 計画の策定 （写真は左から、碧南火力発電所、川越火力発電所・LNG基地）
Slide 42: 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 １37 ■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 (2013/2) 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
Slide 43: 再生可能エネルギー推進に向けた取組み①
再生可能エネルギー推進に向けた取組み① 38 ■国の再生可能エネルギー推進に向けた取組み 太陽光発電の 再生可能エネルギーの 余剰電力買取制度 固定価格買取制度 （2009年11月1日施行） （2012年7月1日施行） ○太 陽 光 発電設備で発電された電力の ○太 陽 光 、 風 力 、 中 小 水 力 、 地 熱 、 買取対象 うち、自家消費分を除く余 剰 電 力 バ イ オ マ ス を用いて発電された電気の全 量 ※ ※住宅用の太陽光発電は引き続き余剰電力の買取 ○2011年度の場合 ○経済産業大臣は、調達価格等算定委員会の意見 ○経済産業大臣は 調達価格等算定委員会の意見 買取価格 住
Slide 44: 再生可能エネルギー推進に向けた取組み②
再生可能エネルギー推進に向けた取組み② 39 15 ■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 CO2 削減効果※1 具体的取り組み 出力（千kW) 運開時期 （t-CO2/年） 太 メガソーラーいいだ メガソ ラ いいだ 1 400 2010年度 陽 メガソーラーたけとよ 7.5 3,400 2011年度 光 メガソーラーしみず 8 4,000 2014年度予定 （1期）2009年度 自社開発 御前崎 22 29,000 （2期）2010年度 ウイ ドパ ク美里 ウインドパーク美里 16 2005年度 年度 風 （1期）2009年度 ウ
Slide 45: CO2排出量の削減
CO2排出量の削減 40 ■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 ・火力発電の熱効率向上 ・途上国におけるCO2削減プロジェクトへの参画 ・省エネルギーに対する意識啓発（エコライフの提唱） ・効率的にエネルギーを利用するための提案、技術開発 ■ 自社CO2削減目標（1996年設定） 京都議定書第1約束期間（2008年度～2012年度）5か年平均で、CO2排出原単位20％削減（1990年度比） ■CO 2排出量、CO 2排出原単位実績 1990年度 2008年度 2009年度 2010年度 2011年度 CO 2排出量 5,905 5,827 6,19
Slide 46: 2011年度の供給力対策（一覧）
2011年度の供給力対策（一覧） 41 ■夏の供給力対策 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 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
Slide 47: 電源設備構成・発電電力量構成
電源設備構成・発電電力量構成 42 ■電源設備構成 （ＧＷ） 0 10 20 30 40 ２０１０ 12% 13% 41% 15% 19% ２０１１ （年度） 12% 13% 41% 15% 19% 原子力 石炭 ＬＮＧ 石油等 水力 ※新 ネ ギ 発電設備は ※新エネルギー発電設備は１％未満 未満 ■発電電力量構成 （ＴＷｈ） 0 40 80 120 160 ２０１０ 15% 26% 46% 4% 8% 1% ２０１１ （年度） 2% 24% 58% 6% 9% 1% 原子力 石炭 ＬＮＧ 石油等 水力 新エネルギー ※2011年度の発電電力量構成は推定実績値 © 2012 Chubu El
Slide 48: 燃料調達の状況（2011年度）
燃料調達の状況（2011年度） 43 ｲｴﾒﾝ 1.4 ﾍﾟﾙｰ 1.1 （％） ﾏﾚｰｼｱ 2.3 その他 0.9 ロシア 4.4 ｱﾌﾘｶ ｱ ﾘ 5.4 ｵｰｽﾄﾗﾘｱ 8.3 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ LNG ｲﾝﾄ ﾈｼｱ ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ 石炭 ｵｰｽﾄﾗﾘｱ 8.4 ｶﾀｰﾙ ｶﾀ ﾙ （1,312.3万t） 63.5 41.6 （968.9万t） 54.0 ﾛｼｱ 8.7 その他 5.1 ﾏﾚｰｼｱ ｶｻﾞﾌｽﾀﾝ 12.0 16.7 ｶﾞﾎﾞﾝ 原油 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 12.5 ﾆｼﾞｪｰﾙ 34.3 （146.3万kl） 43.7 18.3 （
Slide 49: LNG契約の状況
LNG契約の状況 44 ■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 カタ ル (Ex (Ex-ship) ship) 1997年～2021年 1997年 2021年 (約25年間) 4,000 現 オーストラリア延長 (Ex-ship) 2009年～2016年 (約 7年間) 500 行 オーストラリア拡張 (Ex-ship) 2009年～2029年 (約20年間) 600 契 マレーシア (Ex-ship) 2011年～2031年 (約20年間) 最大 540 約 サハリンⅡ (Ex-ship) 2011年～2026年 年 年 (約15
Slide 50: 石炭トレーディングの推進
石炭トレーディングの推進 45 ■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 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 2010年4月より 中電 ネルギ トレ デ ング社(CET社)が 当社石炭調達全量を 元的に管理 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 (CETS社)がそ
Slide 51: エネルギー資源の権益取得
エネルギー資源の権益取得 46 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 52: 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 47 ■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年度末時点 累計900億円程度 累計324万kW ※ 各プロジェクトの総出力に占める当社出資分 各プロジ 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年度に参画したプロジェクト 総出力 当社出資 地域 プロジ クト 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） 4,78
Slide 53: 販売戦略
販売戦略 6 48 ■ご家庭のお客さまへの提案 省エネ性の高いエコキュートをはじめとするヒートポンプ機器に太陽光発電や電気自動車などもあわ せ、引き続き電気ならではの良さを提案 ■ビジネスのお客さまへの提案 多様化・高度化するニーズに対して、エネルギーの最適な組み合わせや運用方法など、電気・ガスそ れぞれの強みを活かしたエネルギ ソリュ ションサ ビスを提案 れぞれの強みを活かしたエネルギーソリューションサービスを提案 地域のガス事業者とともに敷設するパイプラインや新規ＬＮＧ出荷設備を活用しながら、ガス・ＬＮＧや オンサイトエネルギーなどを組み合わせた最適なエネルギーサービスを、グループ一体と
Slide 54: 電力事業を取り巻く状況①
電力事業を取り巻く状況① 49 ■エネルギー政策の検討スケジュール ギ 政策 検 ジ 論点 2011年度 2012年度 （関係機関） 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 電力システム改革 ▼12/27 (電力システム改革タスクフォース) 論点整理 (電力システム改革専門委員会) 電力改革のシナリオを段階的に具体化 革新的エネルギー・ 環境戦略 ▼11月1日 当面の 具体化 (エネルギー・環境会議) 対策 ▼12/21 ▼春頃 ▼夏頃 革新的エネルギー・ 基本方針 戦略の選択肢 環境戦略 ▼10/7 発足 12/19 ▼ (コスト等検証委員会) コスト検証報告書 春以降、国民的
Slide 55: 電力事業を取り巻く状況②
電力事業を取り巻く状況② 50 ■その他の外部環境の状況 2011年度 2012年度 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2 ・福島第一原子力 STEP2 中期的課題 発電所事故対応 ▲12/16 冷温停止宣言 ▼12/26 中間報告 7月末頃までに ・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 ▼10/3 ▼総合特別事業計画（2012年春頃） ・特別事業計画 ▲11/4 緊急特別事業計画承認 電気料金制度 ・現行制度下で実施 ▼3/21報告書とりまとめ ・運用の見直し すべきもの (経済産業省) (有識者
Slide 56: 電力システム改革に関するタスクフォース
電力システム改革に関するタスクフォース １51 ■電力システム改革にかかる論点整理（2011年12月27日公表） ① スマ スマートメーターやインターフェイスの整備を進め トメ タ やインタ フェイスの整備を進め、市場メカニズムを通じ 市場メカニズムを通じ 新たな需要抑制策 た需給調整機能を強化し、需給状況に応じた料金・サービスの導入 需要家の選択 ② 小口小売分野についても需要家が選択できる仕組み（自由化）の導入 ③ 発電分野の規制（卸規制）の見直しや、卸電力市場の活性化 供給の多様化 ④ 分散型エネルギーの活用拡大、系統接続・託送ルールの見直し 分散型エネルギーの活用拡大 系統接続・託送ル
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: 電気料金制度・運用の見直しに係る有識者会議の概要
電気料金制度・運用の見直しに係る有識者会議の概要 53 ■報告書の骨子(2012年3月21日公表） 火力発電所 新増設 改修時 競争 札を実施 ・火力発電所の新増設・改修時に競争入札を実施 競争の促進 ・電力会社に卸電力取引所からの調達を促す ・電力会社に送電網使用料の算定根拠開示を求める ・政府が電気料金の認可時などに外部専門家を活用 チェック機能の強化 ・政府による電力会社への値下げ命令発動も 家庭 企業向け料金の部門別収支を開示 ・家庭・企業向け料金の部門別収支を開示 ・原価算定期間を1年から3年に延長 価格決定を柔軟に ・原発長期停止など電源構成の変化による値上げ認可を簡易に 原発長期
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 © 2012 Chubu Electric Power Co.,
Slide 60: スマートメーター
スマートメーター 55 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 61: 退職給与金（個別）
退職給与金（個別） 56 ■数理計算上の差異 (億円） 費用処理額 増減 発生額 発生年度 特別損失 （△積立超過） 2010年度(A) 2011年度(B) 2012年度(C) (B)－(A) (C)－(B) 負担額（※） 2007年度 ６３８ ２１３ － － － △２１３ － 2008年度 ５２３ １７４ ２５ １４８ － △２５ △１４８ 2009年度 △２９３ △９７ △２４ △８５ △８５ １３ － 2010年度 １２０ － １８ ３４ ３４ ３４ － 2011年度 △３４ － － － △１１ － △１１ 合計 ２８９ １９ ９８ △６２ △１９１ △１６０ ※ 退職給付制度改定による
Slide 62: 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） 57 （億円） 5,000 4,260 FCF 4 000 4,000 3 767 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 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） ▲ 1,000 1 000 ▲ 954 ▲ 2,000 ▲ 3,000 © 2012 Chubu Electric Power C
Slide 63: 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 58 ■自己資本比率 ■D／Eレシオ （倍） 35% 5 個別 連結 個別 連結 30% 4 2011年度 25% 1.7倍（連結） 3 20% 2010年度 31.1％（連結） 15% 2 2000年度 年度 10% 4.0倍（連結） 2011年度 26.8％（連結） 1 5% 2000年度 2010年度 17.9％（連結） 1.5倍（連結） 0% 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Slide 64: 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