Chubu Electric Power Company,incorporated · TSE:9502
Chubu Electric Power Company,incorporated — FY2014 Earnings Presentation
68 slides from Chubu Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, May 2015
Slide 1: 2015年3月期 決算説明会資料
2015年3月期 決算説明会資料 2015年 5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 2015年3月期 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 2015年度 業績見通しの概要 ・・・・・・・・・・ 5 2015年度 連結業績見通し（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 浜岡原子力発電所①： 安全性向上対策の工程 ・・・・・・・・・・ 9 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
Slide 3: Ⅰ 2015年3月期 決算概要
Ⅰ 2015年3月期 決算概要 （注１） 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：2015年3月期は「2014年度」と表記） ） （注２） 2015年8月26日に、スライド４「発受電電力量」の揚水用 について 増減率を修正しております について、増減率を修正しております。 修正前：△28.0 修正後：△28.3 © © 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 ■連結 売上高（9.2%増）は、2010年度以降 5年連続の増収 2010年度以来 4年ぶりの営業利益、経常利益および当期純利益 (億 ％) (億円,％) 2014年度 2013年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 31,036 28,421 2,614 9.2 営業損益 1 071 1,071 △ 606 1 678 1,678 - 経常損益 602 △ 926 1,528 - 当期純損益 387 △ 653 1,041 - ■個別 個別 (億円,％) 2014年度 2013年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 28,99
Slide 5: 決算概要②
決算概要② 92 ＜前期比較 連結経常損益の主な変動要因＞ ■収支向上要因 ・値上げによる影響 １，２７０億円 年度燃料費調 額 ・2014年度燃料費調整額 ７６４億円 億 ■収支悪化要因 ・燃料価格の上昇 △４６５億円 ・販売電力量の減少 など △４１億円 【連結経常損益の変動要因】 （単位：億円） 1,200 燃料価格の 2014年度 上昇 販売電力量の 800 燃料費調整額 減少など △４６５ 400 ７６４ △４１ 602 2014年度 （主要諸元 単位(円/$，$/b)） 経常利益 0 為替ﾚｰﾄ ＋１０ (１００→１１０) 値上げによる 原 油 C I F △１９.２ (１１０.０
Slide 6: 販売電力量
販売電力量 9３ ＜規制対象需要＞ 規制対象 ■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冷房設備の稼動減や節電の 影響などから、前期に比べ ４.0%減少し 339億kWh ■電力 気温影響による冷房設備の稼動減などから 5.3%減少し 5 3%減少し 56億kWh ＜自由化対象需要＞ ■業務用 気温影響による冷房設備の稼動減などから 3.6%減少し 215億kWh ■産業用 年度前半の機械産業の生産増はあったが、素材型産業の生産減などから 0 7%減少し 631億kWh 0.7%減少し (億kWh，％) 2014年度 2013年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B
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2014年度：104.6% 2013年度：95.7%）により、 前期に比べ 9億kWh増加 ■融通・他社受電量 他社への販売取引量が増加したことなどにより 14億kWh減少 ■火力発電量 販売電力量の減少および上記の結果などにより 33億kWh減少 (億kWh，％) 2014年度 2013年度 増減 (A) (B) (A B) (A-B) (A B)/B (A-B)/B 水力 87 78 9 11.4 自 （出水率） (104.6) (95.7) (8.9) 火力 1,174 1,207 △ 33 △ 2.8 社 原子力 － － － － (設備利用
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 2014年度 増減 予想 実績 (A) (B) (A)-(B) 売上高 28,600 31,036 △ 2,440 程度 営業利益 1,600 1,071 530 程度 経常利益 1,300 602 700 程度 親会社株主に帰属する当期純利益 900 387 510 程度 ■個別 （億円） 2015年度 2014年度 増減 予想 実績 (A) (B) (A)-(B) 売上高 26,500 28,990 △ 2,490 程度 営業利益 1,500 908 590 程度 経常利益 1,200 419 780 程度 当期純利益
Slide 9: 2015年度 連結業績見通し（対 前期）
2015年度 連結業績見通し（対 前期） 106 ＜前期比較 連結経常利益の主な変動要因＞ ・燃料価格の低下 ６７０億円 ・その他 ２８億円 【連結経常利益の変動要因】 （単位：億円） 1,400 その他 1 200 1,200 28 ・販売電力量の増 1,000 燃料価格の低下 ・支払利息の減 ・法制度対応に伴うシステム 開発費の増 など 670 800 2015年度 経常利益 600 400 【期ずれ差益の拡大 100億円程度→800億円程度】 1,300 2014年度 ＣＩＦ価格低下 <原油ＣＩＦ △26程度(90.8→ 65程度)> ４，６８０億円 円安 <為替レート ＋10程度(11
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 ■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 燃料調達価格 平均燃料価格 （燃料費調整額の諸元） 差益 （収支向上） 1,300億円 差損 （収支悪化） △500億円 2014/10 2015/4 2015/10 © © 2015 2015 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.
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 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。 基本といたしております 〇2014年度は、電気料金の値上げを実施させていただくとともに、徹底した経営効率化に 取り組んだ結果 取り組んだ結果、一定程度の黒字を確保することができました。 定程度の黒字を確保することができました 期末配当金につきましては、今後も最大限の経営効率化に努めていくことを前提に、上記の 考え方に基づき、1株につき10円を予定しております。 〇
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: 浜岡原子力発電所①：安全性向上対策の工程
浜岡原子力発電所①： 9 安全性向上対策の工程 〇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。 〇3号機については，現在、適合性確認申請に向けた準備を進めている。 〇なお、 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 点検および健全性評価を進めるとともに、新規制基準への対応について、引き続き、検討を 進めていく。 2014年度 2015年度 2016年度 2017年度 津波対策 追加対策の設計等を反映 重大事故対策 追加対策の設計等を反映 ４号機 新規制基準を踏まえた 地震対策、竜巻対策、火災対策および重大
Slide 14: 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 10 新規制基準への適合性確認審査の進捗状況について 〇 2014年2月に4号機の新規制基準への適合性確認審査の申請を行い、プラント班と耐震班に 、 （ 、 ） 分かれて、計37回の審査会合と119回のヒアリング（プラント班90回、耐震班29回）が 実施された（4/30現在）。 ○ また、原子力規制委員会にて本年2月13日、浜岡原子力発電所の現地調査が初めて実施。 ■適合性審査の状況 ＜プラント班＞ ■重大事故等対策（炉心損傷防止等）の有効性評価の大部分や設計基準事故対策 （自然現象や火災等への対策）のうち、竜巻、火災対策、内部溢水対策等について、 審査会合での説明
Slide 15: 競争力の強化①：火力発電設備の高効率化
競争力の強化①：火力発電設備の高効率化 11 15 ■火力発電設備の開発 （年度） 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ▼'07/3月着工 ▼'12/7月運開 上越火力1号系列 (1-1号) 59.5万kW ▼'07/3月着工 ▼'13/1月運開 上越火力1号系列 (1-2号) 59.5万kW ▼'08/4月着工 ▼'13/7月運開 上越火力2号系列 (2-1号) 59.5万kW ▼'10/2月着工 ▼'14/5月運開 上越2号系列 (2-2号) 59.5万kW ▼'13/12月着工 ▼'1
Slide 16: 競争力の強化②：全面自由化に向けた販売戦略
競争力の強化②： 6 12 全面自由化に向けた販売戦略 販売戦 ○2016年4月の全面自由化に向け、「域内での供給者変更リスク最小化（お客さま維持）」と 「マーケット・事業領域の拡大による新たな収益源の創出」を目指した施策を展開する。 領 ■全面自由化に向けた販売施策 目的 領 域 取り組み ■取り組み方針：提案力の強化 ■具体的な取り組み内容 大口分野 ・お客さまニーズに合わせた電気・ガス・オンサイトエネルギーサービスの提供 （個別対応） ・多様化・高度化するお客さまのニーズに対応した「開発一体型ソリューション」等の展開 ・お客さまセグメントの再評価による販売効率向上 お 客 小口分野（マス
Slide 17: 競争力の強化③：中部地域以外での電力販売事業・発電事業の実施
競争力の強化③： 6 45 13 中部地域以外での電力販売事業・発電事業の実施 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 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、当社グループの企業価値を高めていく。 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 鈴川ｴﾈﾙｷﾞｰｾﾝﾀｰ（石炭） ▼'13/9月設立 ▼'16/5月運開予定 電 10万kW（静岡県富士市） 源 確 ▼'13/12月設立 '20年度運
Slide 18: 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： 14 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、消費
Slide 19: 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 15 ＜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 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① 916 (億円，％) 2014年度 2013年度 増減 主な増減理由 (A) (B) (A B) (A-B) (A B)/B (A-B)/B 販売電力量の減 △ 549 電灯電力料 25,639 23,795 1,844 7.8 値上げによる影響 ＋1,270 2014年度燃料費調整額 ＋ 764 販売電力料・ 再エネ発電促進賦課金 ＋ 388 1,149 1,022 126 12.4 託送収益等 地帯間販売電力料の減 △ 189 他社販売電力料の増 ＋ 295 再エネ特措法交付金 946 567 378 66 7 66.7 その他収益 273 234 38 16.3 電気事
Slide 22: 個別収支比較表②
個別収支比較表② 917 (億円，％ ) 2014年度 2013年度 増減 主な増減理由 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 人件費 1,691 1,810 △ 118 △ 6.5 給料手当 △110 数量減 △443 燃料費 13,164 13,141 22 0.2 燃料価格の上昇 ＋465 原子力ﾊﾞ ｸｴﾝﾄﾞ費用 原子力ﾊﾞｯｸｴﾝﾄﾞ費用 172 190 △ 17 △ 9.2 92 購入電力料・託送料等 2,962 2,567 394 15.4 再生可能エネルギーの買取増など 修繕費 2 396 2,396 2 022 2,022 374 18 5 18.5 流通設備の劣化更
Slide 23: 個別収支比較表③
個別収支比較表③ 918 (億円，％ ) 2014年度 2013年度 増減 主な増減理由 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 営業損益 908 △ 772 1,680 － 電気事業 ＋1,673 附帯事業 ＋ 6 営業外収益 140 203 △ 62 △ 30.9 営業外費用 629 473 156 33.0 経常収益 29,130 26,585 2,545 9.6 経 常 経常費用 28,711 27,627 1,083 3.9 損 益 419 △ 1,041 1,461 － 渇水準備金 52 △ 52 104 － 発電設備の不具合事象に関し受け入れた解決金等 (2014年度) 特別
Slide 24: 連結収支比較表
連結収支比較表 9 19 (億円，％) 2014年度 2013年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電気事業 27,992 25,603 2,388 9.3 売 上 その他事業 3,043 2,818 225 8.0 高 31,036 28,421 2,614 9.2 営 電気事業 958 △ 700 1,659 － 業 その他事業 112 94 18 19.9 損 益 1,071 △ 606 1,678 － 経常損益 602 △ 926 1,528 － 渇水準備金 52 △ 52 104 － 特別利益 284 67 217 323.4 法人税等 428 △ 168 597
Slide 25: セグメント情報
セグメント情報 9 20 (億円，％) 2014年度 2013年度 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電気事業 27,992 25,603 2,388 9.3 その他事業 3,043 2,818 225 8.0 売 上 （エネルギー事業） (1,073) (849) (224) (26.4) 高 （その他） (1,970) (1,968) (1) (0.1) 31,036 28,421 2,614 9.2 電気事業 911 △ 762 1,673 － その他事業 156 154 2 1.4 営 （エネルギー事業） (25) (3) (22) (581.5) 業 損 （その他）
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、短期投資の減少により 流動資産が減少したことから、総資産は、前期末に比べ 1,502億円減少 ■負債 有利子負債の減少などにより 負債合計は 前期末に比べ 2,205億円減少 有利子負債の減少などにより、負債合計は、前期末に比べ 2 205億円減少 ■純資産 当期純利益などにより、純資産合計は、前期末に比べ 703億円増加 2015/3末 2014/3末 増減 (A) (B) (A-B) 資 産 56 319 56,319 57 821 57,821 △1 502 △1,502 負 債 41,244 43
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 9 22 ■営業活動によるキャッシュ・フロー ■営業活動によるキ シ フロ 電気事業において、電気料金の値上げや燃料費調整額などにより電灯電力料収入が増加したことなどから、 前期に比べ2,731億円増加 ■投資活動によるキャッシュ フロ ■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減少したものの、当期において投融資による支出が回収による収入を上回った ことなどにより、前期に比べ161億円増加 この結果 フリー・キャッシュ・フローは この結果、フリ キャッシュ フロ は、前期に比べ2,569億円改善 前期に比べ2 569億円改善 2014年度 20
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 〇2014年度は、1,200億円の長期資金を調達 〇2015年度の長期資金の調達計画は、2,000億円程度 （億円） 2011年度調達実績 ８，２００ 2012年度調達実績 ５，２6０ その他 ３００ 2013年度調達実績 2015年度調達計画 ２，１００ ２，０００ 2014年度調達実績 社債 １，２００ ８００ DBJ100 《２０１1年度（実績）》
Slide 29: 為替と火力燃料価格の推移(2014年度)
為替と火力燃料価格の推移(2014年度) 24 〇世界的な原油の供給過剰（米国のシェールオイル供給増加などに起因）により、 2014年度の原油全日本通関CIF価格は、夏以降急激に下落している。 年 本 格 、 降 激 。 原油・LNG 石炭価格 為替レート 為替の推移 価格($/b) 通関CIF価格の推移 ($/t) (¥/$) 120 115 115 105 115 105 95 85 110 95 75 65 105 85 55 100 45 75 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月
Slide 30: 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） 25 （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 △1,035 △ 1,802 △ 1
Slide 31: 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） 26 ■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 32: 財務体質の推移・格付け
財務体質の推移・格付け 27 ■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 33: (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 34: 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 28 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 35: 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 29 ＜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3月末 出力（万ｋＷ） 運転開始日 における経過年数 浜岡３
Slide 36: 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： 30 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。 ■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） 要求事項 新規制基準において整理された設計基準への対応として、 基準地震動や基準津波の策定およびその対応、竜巻、 許 火山等への対応における基本設計を審査。 可 ■
Slide 37: 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： 31 【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。 〇策定した基準地震動を踏まえ地震対策等を継続して実施。 ■基準地震動 基 〇基準地震動Ss1※1（1200ガル） 〇基準地震動Ss2※1（2000ガル） ※１：各施設へのSs1もしくはSs2の適用については 近傍観測点における顕著な増幅の有無による。 ■主な対策 〇配管・電路類サポート改造工事 〇防波壁地盤改良工事 〇緊急時対策所の強化※2 等 ※2：設置済の既設棟に加え増築棟を設ける
Slide 38: 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： 32 【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 39: 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： 33 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 40: 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 34 ■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 41: 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： 35 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 見学会 施。2014年度は、行政関係者、企業関係者
Slide 42: 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： 36 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 （東京電力供給エリア） 東京 供給 （愛知県） 60Ｈｚ （当社供給エリア） 浜名湖 駿河湾 遠州灘 （旧相良町） （旧小笠町） （旧浜岡町） （旧大東町） （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
Slide 43: 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 37 ■電力システム改革の工程 実施時期 改正電気事業法 【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年通常国会にて審議中 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 （参考）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～ 20
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し通信機能およびシステムの検証を、2015 年6月まで実施。 2015年7月からは全地域において取替を開始する予定。なお、導入完了時期については20
Slide 45: 需給①：2014年度 冬季の電力需給実績
需給① ：2014年度 冬季の電力需給実績（発電端） 39 ■2014年度冬季の需要実績 〇多くのお客さまが節電の取り組みを継続 〇最大3日平均電力を12月に記録（なお12月に最大3日平均電力を記録したのは2005年度以降、9年ぶり） 最大3日平均電力 2014年度(12月) 2013年度(2月) 差(A-B) 差の内訳 (A) (B) 節電影響 △10万kW程度 2,304万kW 2,309万kW （節電効果△75万kW） （節電効果△65万kW） △5万kW 気象影響 24万kW程度 景気影響等 △19万kW程度 ■最大電力および平均気温 最大電力 最大電力 2014年度 2013年度 平
Slide 46: 需給②：2015年度 夏季の電力需給見通し
需給② ：2015年度 夏季の電力需給見通し(発電端）40 2015年4月16日 第10回電力需給検証小委員会への報告値 ■最大電力（最大3日平均電力） 〇今夏の節電効果を132万kW程度と見込み、2,475万kWと想定 （節電効果はアンケート調査に基づく) ■供給力 〇中部地域の安定供給に必要な供給力を確保したうえで、需給ひっ迫が見込まれる他電力会社の要請を 受けて実施する応援融通（40万kW程度）を反映し、2,712万kWを確保 2014年度 夏季実績との差 節電効果の減少による増 約23万kW(△155万kW→△132万kW) 気象影響による増 約63万kW 景気影響等による増 約5万k
Slide 47: 需給③：全国の電力需給見通し（8月）
需給③：全国の電力需給見通し（8月） 41 (GW) 西日本 100 1 2 . 1% 14.0% 12.0% 北海道 80 10 0% 10.0% 7.9% 60 6.4% 8.0% 4.9% 40 4.9% 6.0% 3.0% 3.0% (1.28) (0.89) 4.0% 20 (0.84) ((0.35)) (0.67) ((0.50)) 2.0% 0 0.0% (GW) (GW) 東日本 中部 関西 北陸 中国 四国 九州 西6社 最大電力(一点最大) 供給力 予備率（右軸） 80 1 1 . 0% 12.0% 9.7% ※需給バランスの厳しい関西及び九州電力管内は他電力（中部及び中
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 （地域間連系線等の強化に関するマスタープラン中間 報告書の概要より抜粋） ・ 2020年度を目標に、90万kW（210万kW 北海道本州間 まで）増強する。 連系線 北海道向 60万kW ・ それ以降、できるだけ早期に300万kWまで増強する。 東北向 60万kW (2018年度を目標に30万kW増強) 中部北陸間連系線 関西中国間連系線 北陸向 30万kW 東北東京間 関西向 400万kW 北陸関西間連系線 中部向 30万kW 連系線 中国向 270万kW 北陸向 130万kW 東北向 65万kW 関西向 160万
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 年度前半の機械産業の生産増はあったが、素材産業の生産減などから、対前年増加率 △0.5%と前年実績を下回った。 ■２０１４年度大口電力産業別販売電力量 対前年増加率（％） 【2014年度】 【2014年度】 販売電力量 構成率 （百万kWh) (%) 上期 10月 11月 12月 1月 2月 3月 下期 年度 紙 ・ パ ルプ △ 5.6 △ 14.4 △ 4.1 △ 6.2 △ 12.2 △ 8.6 △ 5.9 △ 8.7 △ 7.1 1,438 2.8 化 学 △ 4.5 △ 0.9 △ 0.3 △ 0.8 3.2 11.7 15.4 4.5 △ 0.
Slide 51: 需給⑦：供給計画の概要
需給⑦：供給計画の概要 4 45 2015年度電力供給計画 ■電力需要見通し 〇 販売電力量は2024年度で1,271億kWhと想定、年平均伸び率は0.1％（気温補正後） 〇 最大電力（最大３日平均電力、送電端）は2024年度で2,397万kWと想定、 最大電力（最大３ 平均電力 送電端）は2024年度 2 397万kWと想定 年平均伸び率は△0.0％（気温補正後） ⇒経済成長、節電 ⇒経済成長 節電・省エネ影響などの要因を総合的に勘案した結果 省エネ影響などの要因を総合的に勘案した結果、販売電力量 販売電力量・最大電力 最大電力 ともに足元と同水準と想定した。 (億kWh,万kW,％) 20
Slide 52: LNG設備増強計画
LNG設備増強計画 16 46 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 53: 燃料調達①：燃料調達見通し
燃料調達①：燃料調達見通し 47 ■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必要調達量は変動するが 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必要調達量は変動するが、 1,300万ｔ～1,400万ｔ程度と考えており、変動に応じた所要量確保に向け売主と交渉を実施している。 （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 1,40
Slide 54: 燃料調達②：LNG契約の状況
燃料調達②：LNG契約の状況 48 ■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 55: 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 49 ■4隻のLNG船定期傭船契約の締結 〇FOB契約の締結を踏まえ、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、４隻のLNG船定期傭船契約を締結。 １隻目（勢州丸） ２隻目（越州丸） ３隻目 ４隻目 川崎汽船/ 当社/三菱商事/日本郵船が 当社/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 株式保有する海外法人 傭船者 当社または当社子会社 竣工時期 2014年9月 2014年12月 未定 傭船期間 約15～20年間 対象プロジェ
Slide 56: 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 50 ■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 (CETS社)がその役割を継承 〇 2015年9月より、CETS社は日本郵船の子会社と共同で自社船を保有
Slide 57: 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 51 コルドバ・プロジェクト [上流権益の取得状況など] インテグラ・プロジェクト （シェールガス） （石炭） イクシス・プロジェクト 生産数量:330万t/年 生産数量:350万t/年（LNG換算） （ＬＮＧ） 権益取得比率:5.95% 権益取得比率:3.75%※1 生産数量:840万t/年 生産中 生産中 権益取得比率:0 735% 権益取得比率:0.735% 2016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440万t/年×3系列 （最大４系列） 当社確保分:220万t/年 保 出資比率:25%※2 201８年液化加工開始予定
Slide 58: 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） 52 ﾛｼｱ 1.8 18 その他 .2.2 ｶﾅﾀﾞ 3.3 ﾛｼｱ 4.7 （％） ｵｰｽﾄﾗﾘｱ ｵ ｽﾄﾗﾘｱ 11.4 ｱﾌﾘｶ LNG 石炭 11.5 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 2014 Chubu Chubu Electric Electric P
Slide 59: 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 53 ■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 60: 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 54 ■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 メガソーラーたけとよ 7.5 2011年度 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 22.4 2014年度 阿多岐 0.19 2015年度予定 新規開発 新串
Slide 61: 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 55 ■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 62: 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 56 ■接続申込み状況等について 〇2015年2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740万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 1200 966 1000 800 740 600 402 400 264 200 153 113
Slide 63: 販売戦略①：総合エネルギー企業の実現
販売戦略①：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②：海外エネルギー事業
販売戦略②：海外エネルギー事業 58 ■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※ 2014年度末時点 累計1,000億円程度 累計326万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IPP事業（5発電所） 4,780 約11%～約18% 2010年度 2001年～2004年 カナダ ガス火力IPP発電事業 875 50% 2009年度 2009年6月 北米 メキシコ ガス火力IPP事業（バジャドリド） 525 50
Slide 65: 電気料金値上げ認可の概要
電気料金値上げ認可の概要 59 9 〇 当社は、2013年10月29日に、規制部門のお客さまについては4.95%の値上げを申請、自由化部門のお客さまに 当社は、2013年10月29日に、規制部門のお客さまについては4 95%の値上げを申請、自由化部門のお客さまに ついては8.44%の値上げをお願いした。 〇 その後、国による審査・査定等を反映した結果、2014年5月1日より、規制部門のお客さまについては3.77%の 値上げをお願いする旨の認可を4月18日に経済産業大臣よりいただいた。 値上げをお願いする旨の認可を4月18日に経済産業大臣よりいただいた 〇 なお、自由化部門のお客さまについては、
Slide 66: 経営効率化の取り組み状況
経営効率化の取り組み状況 60 9 〇当社は電気料金の認可原価に反映した△1,915億円/年（3ヶ年平均）の効率化に、グループ 一丸となって取り組んでいる。その結果、2014年度は燃料費等において250億円程度の 深掘りを達成し、総額で2,150億円の効率化を行った。 〇2015年度以降も、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。 [経営効率化の取り組み状況] （億円） 2014年度 料金原価織込の 効率化額 主な内容 効率化実績 （2014～2016年度平均） ・上越火力発電所運転開
Slide 67: 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
Slide 68: 各プラントの審査状況
適合性確認審査のイメージ図 （手持ち） （参考）浜岡4号 申請書類物量 ■各プラントの審査状況（青：BWR 白：PWR） ■各プラントの審査状況（青：BWR、白：PWR） ・設置変更許可 約2,000ページ 東海第二，東通1号， 柏崎6,7号，島根2号， 伊方3号，大飯3,4号， ・工事計画認可 約8,000ページ 志賀2号，大間 女川2号，浜岡4号 玄海3,4号，泊1-3号 ・保安規定認可 約 100ページ ①原子炉設置変更許可申請の審査（要求事項） 使用前検査までに 原子炉施設の位置、構造及び設備につき災害の防止上支障が 地元了解が必要 あるか否か審査 許 ■具体的な審査の内容（例） 可