東電力ＨＤ - 2025年度第3四半期決算説明資料 ★★
icebreaker基本情報
- 会社コード: 95010
- 会社名: 東電力ＨＤ
- タイトル: 2025年度第3四半期決算説明資料
- 発表日時: 2026年01月29日 17:00
- PDF URL: https://www.release.tdnet.info/inbs/140120260129541101.pdf
- YahooFinance: https://finance.yahoo.co.jp/quote/9501.T
2025年度第３四半期 決算説明資料
東京電力ホールディングス株式会社
～将来見通しについて～
東京電力グループの事業運営に関する以下のプレゼンテーションの中には、「今後の見通し」として定義する報告が含まれております。それらの報告はこれまでの実績ではなく、本質的にリスクや不確実性を伴う将来に関する予想であり、実際の結果が「今後の見通し」にある予想結果と異なる場合が生じる可能性があります。
本資料に記載の数値は、端数処理の関係で合計等が一致しない場合がある
連結決算の概要
【2025年度第３四半期決算のポイント】
* 売上高 は、販売電力量が減少したことなどにより 減収
* 経常損益 は、販売電力量の減少による減収があったものの、燃料費等調整 制度の期ずれ影響が好転したことなどにより、 前年同期と同水準
* 四半期純損益 は、災害特別損失の計上などにより 減益
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 比較 増減 | 比率(％) | |
|---|---|---|---|---|
| 売上高 | 46,121 | 49,633 | △ 3,511 | 92.9 |
| 営業損益 | 2,584 | 3,110 | △ 526 | 83.1 |
| 経常損益 | 3,475 | 3,487 | △ 11 | 99.7 |
| 特別損益 | △ 9,762 | △ 647 | △ 9,114 | - |
| 親会社株主に帰属する四半期純損益 | △ 6,626 | 2,431 | △ 9,058 | - |
【2025年度業績予想】
* 2026年１月26日公表時から変更なし
（参考） 収支諸元表
| （単位：億kWh） | |
|---|---|
| 2025年4-12月 | |
| 総販売電力量 卸販売電力量 小売販売電力量 ※1 ※2 | 1,573 |
| 小売販売電力量 ※1 | 1,269 |
| 卸販売電力量 ※2 | 304 |
※1 ＥＰ連結（ＥＰ・PinT）とＰＧ（最終保障供給・島嶼）の合計
※2 ＥＰとＰＧ（地帯間含む）とＲＰ連結（ＲＰ・東京発電）の合計（間接オークション除き）
エリア需要（単位：億kWh）
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 比較 増減 | 比率（％） | |
|---|---|---|---|---|
| エリア需要 | 1,972 | 1,963 | ＋ 10 | 100.5 |
為替 /CIF
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 為替レート（インターバンク） | 148.7円/㌦ | 152.6円/㌦ | △3.9円/㌦ |
| 原油価格（全日本CIF） | 72.9㌦/バレル ※3 | 83.7㌦/バレル | △10.7㌦/バレル |
| 原子力設備利用率 | ー | ー | ー |
※3 2025年度の原油価格は2026年1月22日公表の速報値
セグメント別の概要
（単位：億円）
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 比較 増減 | 比率（％） | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 売上高 | 売上高 | 46,121 | 49,633 | △ 3,511 | 92.9 |
| 東京電力ホールディングス（ＨＤ） | 4,876 | 5,247 | △ 371 | 92.9 | |
| 東京電力フュエル＆パワー（ＦＰ） | 27 | 28 | △ 0 | 97.8 | |
| 東京電力パワーグリッド（ＰＧ） | 16,770 | 17,212 | △ 441 | 97.4 | |
| 東京電力エナジーパートナー（ＥＰ） | 36,784 | 40,628 | △ 3,843 | 90.5 | |
| 東京電力リニューアブルパワー（ＲＰ） | 1,517 | 1,655 | △ 137 | 91.7 | |
| 調整額 | △ 13,854 | △ 15,138 | ＋ 1,283 | - | |
| 期ずれ影響除き経常損益 | 経常損益 | 3,475 | 3,487 | △ 11 | 99.7 |
| 期ずれ影響 | 370 | △ 120 | ＋ 490 | - | |
| 期ずれ影響除き | 3,105 | 3,607 | △ 501 | 86.1 | |
| 東京電力ホールディングス（ＨＤ） | 1,194 | 1,312 | △ 117 | 91.1 | |
| 東京電力フュエル＆パワー（ＦＰ） | 899 | 507 | ＋ 392 | 177.4 | |
| 東京電力パワーグリッド（ＰＧ） | 120 | 160 | △ 40 | 75.0 | |
| 東京電力エナジーパートナー（ＥＰ） | 779 | 347 | ＋ 432 | 224.5 | |
| 東京電力リニューアブルパワー（ＲＰ） | 1,241 | 1,042 | ＋ 198 | 119.0 | |
| 調整額 | 1,386 | 1,546 | △ 160 | 89.7 | |
| 期ずれ影響 | 250 | △ 280 | ＋ 530 | - | |
| 期ずれ影響除き | 1,136 | 1,826 | △ 690 | 62.2 | |
| 東京電力ホールディングス（ＨＤ） | 459 | 515 | △ 56 | 89.1 | |
| 東京電力フュエル＆パワー（ＦＰ） | △ 1,705 | △ 1,437 | △ 268 | - |
セグメント別のポイント
- ＨＤ：受取配当金が増加した一方、卸電力販売の減少などにより 減益
連結特別損益
（単位：億円）
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 比 較 | |
|---|---|---|---|
| 特別利益 | - | - | - |
| 特別損失 | 9,762 | 647 | ＋ 9,114 |
| 災害特別損失 | 9,056 ※1 | - | ＋ 9,056 |
| 原子力損害賠償費 | 706 ※2 | 647 | ＋ 58 |
| 特別損益 | △ 9,762 | △ 647 | △ 9,114 |
※１ 東北地方太平洋沖地震により被災した資産の復旧等に要する見積り増
2025年7月23日に開催された原子力損害賠償・廃炉等支援機構の燃料デブリ取り出し工法評価小委員会において、燃料デブリ取り出しに係る準備作業のあり方が示されたことなどを踏まえた、新たに見込まれる取り出し準備の作業費用等
※２ 出荷制限指示等による損害、風評被害および間接損害等その他に係る見積額の算定期間延長による増加等
連結財政状態
- 総資産残高は、流動資産が減少した一方、固定資産の増加により 114億円増加
- 負債残高は、災害損失引当金の増加などにより 6,760億円増加
- 純資産残高は、親会社株主に帰属する四半期純損失の計上などにより 6,646億円減少
- 自己資本比率は、4.5ポイント悪化
| 2025年3月末 BS | 2025年12月末 BS | |
|---|---|---|
| 資産 | 14兆9,869億円 | 14兆9,984億円 |
| 負債 | 11兆2,008億円 | 11兆8,769億円 |
| 純資産 | 3兆7,861億円 | 3兆1,215億円 |
| 自己資本比率 | 25.1% | 20.6% |
負債の増 ＋6,760億円
・災害損失引当金 ＋8946億円
・有利子負債 ＋782億円
・未払金 △797億円
・買掛金 △898億円
・未払費用 △1487億円
純資産の減 △6,646億円
・その他の包括利益累計額 △28億円
・親会社株主に帰属する四半期純損失 △6626億円
資産の増 ＋114億円
・投資その他の資産 ＋1335億円
・固定資産仮勘定 ＋1267億円
・流動資産 △2935億円
（参考）HD前年同期 比較
経常損益
収支構造
（単位：億円）
- 収益は、配当収入や廃炉等負担金収益、経営サポート料や原子力の卸電力販売など。
- 費用は、主に原子力発電設備の修繕費や減価償却費、原子力損害賠償・廃炉等支援機構への一般負担金、特別負担金など。
経常損益 （単位：億円）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | 1,629 | 1,516 | ＋ 113 |
| 4-9月 | 1,423 | 1,388 | ＋ 34 |
| 4-12月 | 1,194 | 1,312 | △ 117 |
| 4-3月 | △ 507 |
（参考）FP前年 同期 比較
経常損益
（単位：億円）
- 主な損益は、JERAの需給収支などによる持分法投資損益。
期ずれ影響（ JERA 持分影響） （単位：億円）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | ＋ 220 | ＋ 100 | ＋ 120 |
| 4-9月 | ＋ 330 | ＋ 80 | ＋ 250 |
| 4-12月 | ＋ 120 | ＋ 160 | △ 40 |
| 4-3月 | ＋ 200 |
経常損益 （単位：億円）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | 394 | 387 | ＋ 6 |
| 4-9月 | 727 | 529 | ＋ 197 |
| 4-12月 | 899 | 507 | ＋ 392 |
| 4-3月 | 577 |
（参考）PG前年 同期 比較
経常損益
（単位：億円）
- 売上は、主に託送収益で、エリア需要によって変動。費用は、主に送配電設備の修繕費や減価償却費など。
経常損益 （単位：億円）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | 224 | 117 | ＋ 107 |
| 4-9月 | 939 | 813 | ＋ 125 |
| 4-12月 | 1,241 | 1,042 | ＋ 198 |
| 4-3月 | 549 |
エリア需要（単位：億kWh）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-12月 | 1,972 | 1,963 | ＋ 10 |
※ 託送収益はインバランス収益の影響を除いている
（参考）EP前年 同期 比較
経常損益
（単位：億円）
- 売上は、主に電気料収入で、販売電力量によって変動。費用は、主に購入電力料や接続供給託送料など。
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 電灯 | 408 | 412 | △ 5 |
| 電力 | 858 | 964 | △ 106 |
| 合計 | 1,266 | 1,376 | △ 111 |
| 競争要因△109、気温影響＋2、その他△4 | 競争要因△109、気温影響＋2、その他△4 | 競争要因△109、気温影響＋2、その他△4 | 競争要因△109、気温影響＋2、その他△4 |
小売販売電力量（ EP 連結）（単位：億kWh）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | ＋ 180 | △ 10 | ＋ 190 |
| 4-9月 | ＋ 170 | △ 390 | ＋ 560 |
| 4-12月 | ＋ 250 | △ 280 | ＋ 530 |
| 4-3月 | △ 180 |
ガス件数 （ＥＰ単体）
| 2025年12月末 | 2025年3月末 |
|---|---|
| 約149万件 | 約148万件 |
経常損益 （単位：億円）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | 306 | 214 | ＋ 91 |
| 4-9月 | 1,078 | 796 | ＋ 282 |
| 4-12月 | 1,386 | 1,546 | △ 160 |
| 4-3月 | 2,879 |
※ 販売影響と調達影響の差引を示している
（参考）RP前年 同期 比較
経常損益
（単位：億円）
- 売上は、主に水力・新エネルギーの卸電力販売。費用は、主に減価償却費や修繕費。
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-6月 | 235 | 201 | ＋ 34 |
| 4-9月 | 433 | 403 | ＋ 29 |
| 4-12月 | 459 | 515 | △ 56 |
| 4-3月 | 536 |
出水率（単位：％）
| 2025年度 | 2024年度 | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 4-12月 | 94.5 | 98.8 | △ 4.3 |
（参考） 期ずれ影響のイメージ
（単位：億円）
| 2023年4-12月 | 2024年4-12月 | 2025年4-12月 | |
|---|---|---|---|
| 経常損益 | 5,184 | 3,487 | 3,475 |
| 期ずれ除き | 3,524 | 3,607 | 3,105 |
| 差益/差損 | ＋1,660 | △120 | ＋370 |
2023/04 2023/12 2024/04 2024/12 2025/04 2025/12
（参考） 有利子負債残高推移
（億円）（年度末）
（参考） 設備投資額、減価償却費推移
（億円）
（参考） FCF 推移
➢ 2025年4-9月におけるFCFは2,458億円のマイナス
（億円）（年度）
4-9 月
2025年度業績予想
（単位：億円）
| 2025年度（予想） | 2024年度（実績） | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 売上高 | 64,620 | 68,103 | △ 3,480 |
| 営業損益 | 2,280 | 2,344 | △ 60 |
| 経常損益 | 2,770 | 2,544 | ＋ 230 |
| 特別損益 | △ 9,020 | △ 557 | △ 8,460 |
| 親会社株主に帰属する当期純損益 | △ 6,410 | 1,612 | △ 8,020 |
※ 特別負担金500億円を仮置きしております
※ 2026年1月26日に公表した内容から変更なし
（参考） 2025年度業績予想（主要諸元）
（単位：億kWh）
| 2025年度（予想） | 2024年度（実績） | 比較 増減 | 比率（％） | |
|---|---|---|---|---|
| 総販売電力量 | 2,165 | 2,286 | △ 121 | 94.7 |
| 小売販売電力量 | 1,720 | 1,872 | △ 152 | 91.9 |
| 卸販売電力量 | 445 | 414 | ＋ 31 | 107.5 |
| エリア需要 | 2,678 | 2,675 | ＋ 3 | 100.1 |
| 2025年度（予想） | 2024年度（実績） | 増減 | |
|---|---|---|---|
| 為替レート（インターバンク） | 148 円/㌦程度 | 152.6 円/㌦ | △ 5 円/㌦程度 |
| 原油価格（全日本CIF ） | 73㌦/バレル程度 | 82.4㌦/バレル | △ 9/バレル程度 |
| 原子力設備利用率 | 2％程度 | - | ＋ 2％程度 |
※ 2026年1月26日に公表した内容から変更なし
（参考） 2025 年度業績予想（セグメント別の概要）
（単位：億円）
| 2025年度（予想） | 2024年度（実績） | 増減 | ||
|---|---|---|---|---|
| 売上高 | 売上高 | 64,620 | 68,103 | △ 3,480 |
| 東京電力ホールディングス（ＨＤ） | 8,110 | 7,962 | ＋ 150 | |
| 東京電力フュエル＆パワー（ＦＰ） | 40 | 37 | ＋ 0 | |
| 東京電力パワーグリッド（ＰＧ） | 23,600 | 23,452 | ＋ 150 | |
| 東京電力エナジーパートナー（ＥＰ） | 50,370 | 55,598 | △ 5,230 | |
| 東京電力リニューアブルパワー（ＲＰ） | 1,970 | 2,121 | △ 150 | |
| 調整額 | △ 19,470 | △ 21,068 | ＋ 1,600 | |
| 期ずれ影響除き経常損益 | 経常損益 | 2,770 | 2,544 | ＋ 230 |
| 期ずれ影響 | 220 | 20 | ＋ 200 | |
| 期ずれ影響除き | 2,550 | 2,524 | ＋ 30 | |
| 東京電力ホールディングス（ＨＤ） | 700 | △ 507 | ＋ 1,210 | |
| 東京電力フュエル＆パワー（ＦＰ） | 900 | 577 | ＋ 320 | |
| 東京電力パワーグリッド（ＰＧ） | 150 | 200 | △ 50 | |
| 東京電力エナジーパートナー（ＥＰ） | 750 | 377 | ＋ 370 | |
| 東京電力リニューアブルパワー（ＲＰ） | 600 | 549 | ＋ 50 | |
| 調整額 | 1,610 | 2,879 | △ 1,270 | |
| 期ずれ影響 | 70 | △ 180 | ＋ 250 | |
| 期ずれ影響除き | 1,540 | 3,059 | △ 1,520 | |
| 東京電力ホールディングス（ＨＤ） | 340 | 536 | △ 200 | |
| 東京電力フュエル＆パワー（ＦＰ） | △ 1,380 | △ 1,490 | ＋ 110 |
（参考） 2025年度業績予想（セグメント別のポイント）
- ＨＤ：受取配当金の増加などにより増益
- ＦＰ：海外・再エネ発電事業利益増などにより増益
- ＰＧ：需給調整に係る費用の減少などにより増益
- ＥＰ：調達単価の増などにより減益
- ＲＰ：卸電力販売の減などにより減益
経常損益（参考）（期ずれ影響・期ずれ影響除き）
| 前期 | 当期 | 増益 | |
|---|---|---|---|
| 期ずれ影響除き | 2,544 | 2,770 | ＋230億円 |
| 期ずれ影響の好転 | +200 | ||
| HD | +110 | ||
| PG | +1,210 | ||
| RP | +50 | ||
| FP (期ずれ影響除き) | +370 | ||
| EP (期ずれ影響除き) | +320 | ||
| FP: △50 | |||
| EP: ＋250 |
※ 2026年1月26日に公表した内容から変更なし
補足資料
決算詳細データ
| 連結損益計算書 | 24 |
| 原賠・廃炉等支援機構資金交付金と原子力損害賠償費の状況 | 25 |
| 連結貸借対照表 | 26 |
| 主要諸元／為替レート・全日本CIF価格の推移 | 27 |
| 小売販売電力量／発電電力量の月別推移 | 28 |
| 公募債償還スケジュール | 29 |
| 柏崎刈羽原子力発電所の現状 | 31 |
| 特定重大事故等対処施設の工事工程等 | 32 |
| 福島第一原子力発電所の現状と今後の取り組み | 34 |
| ALPS処理水の放出実績と放出計画 | 35 |
| 中長期ロードマップ第5回改訂版の目標工程と進捗状況 | 36 |
| （参考）燃料デブリ取り出しに係る準備作業と費用計上 | 37 |
| （参考）燃料デブリ取り出しに係る支出想定額の見直し | 38 |
| （参考）福島責任貫徹のための必要資金の全体像 | 40 |
| （参考）福島責任貫徹のための資金確保状況 | 41 |
| 企業価値向上に向けた取り組み | 43 |
| 企業価値向上に向けた各社の主な取り組み① | 44 |
| 企業価値向上に向けた各社の主な取り組み② | 45 |
| 企業価値向上に向けた各社の主な取り組み③ | 46 |
| 資本コストや株価を意識した経営の実現に向けた対応（再掲） | 47 |
2025 年度第３四半期 決算 決算詳細データ
◆原子力損害賠償費
| ●個人に係るもの・検査費用、精神的苦痛、自主的避難、就労損害等 | 24,883 | 33 |
| ●法人・事業主に係るもの・営業損害、出荷制限指示等に伴う損害、風評被害、一括賠償等 | 36,150 | 632 |
| ●その他・財物価値の喪失又は減少等に伴う損害、住居確保損害、除染等費用等 | 74,963 | 40 |
| ●政府補償金受入額 | △ 1,889 | － |
| ●除染等費用に対応する資金交付金 | △ 51,184 | － |
| 合計 | 82,923 | 706 |
＜有利子負債残高＞ （単位：億円）
| 2025年12月末 | 2025年3月末 | 増 減 | |
|---|---|---|---|
| 社債 | 35,600 | 35,350 | 250 |
| 長期借入金 | 786 | 818 | △32 |
| 短期借入金 | 28,933 | 28,678 | 255 |
| CP | 560 | 250 | 310 |
| 合計 | 65,879 | 65,097 | 782 |
＜参考＞
| 2025年 4–12月 | 2024年 4–12月 | 増 減 | |
|---|---|---|---|
| ＲＯＡ（％） | 1.7 | 2.1 | △0.4 |
| ＲＯＥ（％） | △19.3 | 6.7 | △26.0 |
| ＥＰＳ（円） | △413.61 | 151.78 | △565.39 |
( 注 )ROA ：営業損益 / 平均総資産 ROE ：親会社株主に帰属する四半期純損益 / 平均自己資本
主要諸元 ( 実績 )
| 2025年4-12月 | 2024年4-12月 | 【参考】2024年度 | |
|---|---|---|---|
| 総販売電力量 (億kWh) | 1,573 | 1,690 | 2,286 |
| 小売販売電力量(億kWh) ※1 | 1,269 | 1,383 | 1,872 |
| 卸販売電力量(億k Wh) ※2 | 304 | 307 | 414 |
| ガス販売量( 万t ) | 170 | 175 | 256 |
| 為替レート( 円/ $ ) | 148.7 | 152.6 | 152.6 |
| 全日本通関原油CIF価格($/b) ※3 | 72.9 | 83.7 | 82.4 |
| 原子力設備利用率( % ) | - | - | - |
為替レートの推移 全日本 CIF 価格の推移
償還予定額（2025年12月末時点）
柏崎刈羽原子力発電所の現状
- 6号機において、原子炉を起動した状態での設備の健全性確認を2026年1月20日より実施
- 各作業を実施する際は事前の手順確認を徹底し、主要な作業の前には、技術評価会議を実施
- 1月22日、制御棒1本の操作監視系の警報発生事案の原因調査のため、計画的にプラントを停止する
ことを公表 - 起動対応中に不具合等を確認した場合、関係者が集まって議論する体制を組み、慎重に対応
＜ 6 号機における今後の工程について＞
* ①原子炉を起動し原子炉設備の健全性確認や、注水・冷却系設備の使用前事業者検査を実施
- 特定重大事故等対処施設（以下、「特重設」）は、発電所に対する「意図的な航空機衝突等による大規模な損壊」により、広範囲の設備が使用不能となる事態に備え、原子炉格納容器の破損を防止するためのバックアップ施設
- 特重設は設置期限が定められており、期限までに完成しない場合は運転停止が必要
- 6号機・7号機の特重設は、原子力規制委員会の審査進展により仕様の方向性が固まりつつあるため、工事完了予定時期を変更し、2025年2月に原子力規制委員会へ届出を行った
【 設置期限・工事完了予定時期 】
| 設置期限 | 工事完了予定時期※ | |
|---|---|---|
| 6号機 | 2029年9月 | 2031年9月 |
| 7号機 | 2025年10月 | 2029年8月 |
※ 現時点での目途
福島第一原子力発電所の現状と今後の取り組み
（図表省略：原子炉構造図、使用済燃料取り出し状況、燃料デブリ取り出しに向けた作業状況、ALPS処理水放出実績と計画）
主な目標工程
| 分野 | 内容 | 時期 | 現在までの進捗 |
|---|---|---|---|
| 汚染水対策 | 汚染水発生量※1を150m3/日程度に抑制 | 2020年内 | 達成 約140m3/日（2020年） |
| 汚染水対策 | 汚染水発生量※1を100m3/日以下に抑制 | 2025年内 | 達成 約80m3/日（2023年度） |
| 汚染水対策 | 滞留水処理 建屋内滞留水処理完了※2 | 2020年内※2 | 達成 |
| 汚染水対策 | 滞留水処理 原子炉建屋滞留水を2020年末の半分程度に低減 | 2022年度～2024年度 | 達成 |
| 燃料取り出し | 1～6号機燃料取り出しの完了 | 2031年内 | 3,4号機燃料取り出し完了 |
| 燃料取り出し | 1号機大型カバーの設置完了 | 2025年度内 | 達成 |
| 燃料取り出し | 1号機燃料取り出しの開始 | 2027年度～2028年度 | 1号機大型カバーの設置完了 |
| 燃料取り出し | 2号機燃料取り出しの開始 | 2024年度～2026年度 | 燃料取扱設備設置に向けた付帯工事中 |
| 燃料デブリ 取り出し | 初号機の燃料デブリ取り出しの開始（2号機から着手し、段階的に取り出し規模を拡大） | 2021年内 | 達成（2024年9月より開始） |
| 廃棄物対策 | 処理・処分の方策とその安全性に関する技術的な見通し | 2021年度頃 | 達成※4 |
| 廃棄物対策 | ガレキ等の屋外一時保管解消※3 | 2028年度内※3 | 保管管理計画に基づき実施中 |
※1 対策前の汚染水発生量は約540m3/日（2014年5月）
※2 1～3号機原子炉建屋、プロセス主建屋、高温焼却建屋を除く
※3 水処理二次廃棄物及び再利用・再使用対象を除く
※4 原子力損害賠償・廃炉等支援機構から公表された「東京電力ホールディングス(株)福島第一原子力発電所の廃炉のための技術戦略プラン2021」(2021年10月29日公表)において、「固体廃棄物の処理・処分方策とその安全性に関する技術的な見通し」が示されたことに伴い、達成を確認
（参考）燃料デブリ取り出しに係る準備作業と費用計上
- 燃料デブリ取り出し工法評価小委員会で、横/上アクセス連携を前提とした、準備作業のあり方が示されたことを踏まえ、新たに見込まれる取り出し準備費用等9,030億円を2025年度第１四半期決算で計上
【追加計上額の内容（１～３号機）】・・・9,030億円
➢原子炉内部等調査費用：原子炉圧力容器を中心とした原子炉内部等の調査
➢原子炉建屋線量低減費用：横アクセスに係る作業場所確保及び既設配管を利用した内部調査等に必要な線量低減範囲の拡大
➢干渉設備等の撤去費用：上アクセス用支持構造物等の新規構造物設置等に伴う干渉設備の撤去範囲拡大
【参考】「横/上アクセス連携」による燃料デブリ取り出し工法の概要
燃料デブリの回収ルート
➊原子炉建屋上部から格納容器にアクセスし、圧力容器内の燃料デブリを加工して格納容器底部に降ろす
➋横アクセスと連携し、連続回収によって取り出しを進める（横アクセス単独でも連続回収可能）
（参考）燃料デブリ取り出しに係る支出想定額の見直し
燃料デブリ取り出し工法評価小委員会で示された準備方針を踏まえ、新たに見込まれる取り出し準備費用等9,030億円を2025年度第１四半期決算で計上した結果は以下のとおり
| 試験的取り出し（2号機） | 段階的な取り出し規模の拡大（2号機） | 取り出し規模の更なる拡大（1～3号機） | 想定支出 | |
|---|---|---|---|---|
| 準備作業 | 建屋内環境改善、内部調査 | 建屋内環境改善、訓練・試運転 | 建屋内外環境改善・PCV水位低下・線量低減・干渉設備の撤去・原子炉内部調査 | 1兆3,700億円＋9,030億円（うち、追加計上） |
| 設備の設置 | 取り出し装置 | 燃料デブリ取り出し設備、安全システム、燃料デブリ一時保管設備、メンテナンス設備 | 燃料デブリ取り出し設備、安全システム、燃料デブリ保管施設、メンテナンス設備（3号機） | 1兆 200億円 |
| デブリ取り出し | 試験的取り出し | 段階的な取り出し規模拡大 | 想定困難 | 600億円 |
| 合計 | 2兆 4,500 億円 |
（参考）福島責任貫徹のための必要資金の全体像
- 2026年1月26日、第五次総合特別事業計画の申請が認定された
- 福島責任貫徹のための必要資金の見通しや、費用回収の役割分担に変更はない
【必要資金と回収方法】
| 廃炉 | 被災者賠償 | 除染 | 中間貯蔵施設 | |
|---|---|---|---|---|
| 金額（23.4兆円） | 8兆円 | 9.2兆円 | 9.2兆円 | 4兆円 |
| 回収方法 | 【東電】機構に積立 | 【電力会社】一般負担金特別負担金 | 【電力会社】一般負担金特別負担金 | 東電株式の売却益 |
年間 5,000 億円程度の資金捻出状況 (億円)
| 2017年度 | 2018年度 | 2019年度 | 2020年度 | 2021年度 | 2022年度 | 2023年度 | 2024年度 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ①廃炉等積立金 | 3,913 | 3,611 | 2,804 | 2,600 | 2,601 | 2,700 | 2,601 | 2,620 |
| ②特別負担金 | 700 | 500 | 500 | 500 | 400 | － | 2,300 | 700 |
| ③一般負担金 | 567 | 567 | 567 | 678 | 675 | 675 | 675 | 675 |
| 合計 | 5,180 | 4,678 | 3,871 | 3,778 | 3,677 | 3,376 | 5,577 | 3,996 |
企業価値向上に向けた取り組み
- データセンター・半導体工場の新増設の動きが活発となっており、電力需要に大きく影響する見通し
- 東電PGエリアでは、データセンターの新増設等に伴い最大需要電力が今後10年間で段階的に増加し、2035年度に約400万kWの増加、申込契約電力では2037年度頃までに約1,200万kWの増加が見込まれる
- また、2035年度の需要電力量は2,871億kWhとなり、2024～2035年度の平均増加率は1.0％となる見込み
＜ホールディングス（ HD) ＞
* 2025年10月13日第三管区海上保安本部と災害発生時に迅速かつ円滑に災害応急対策を実施することを目的とした相互協力に関する協定を締結。本協定に基づく相互協力により、災害時における停電の早期復旧等、被害の最小化を図る。
* 2025年10月11日山梨県並びに東電HDを含む技術開発参画企業10社は、サントリー天然水 南アルプス白州工場及びサントリー白州蒸留所の脱炭素化に向けた「カーボンニュートラル実現へ向けた大規模Ｐ２Ｇシステムによるエネルギー需要転換・利用技術開発」に係る実証として、グリーン水素の製造及び利用を開始。
* 2025年12月14日ESR Group Limitedと共同設立し、屋根置き太陽光発電事業を行っている特別目的事業体は、世界270以上のデータセンターを運営するEquinix (Singapore) Enterprises Pte. Ltd.と、10月30日にバーチャルＰＰＡを締結。
* 2025年12月17日ESR Group Limitedと共同設立し、屋根置き太陽光発電事業を行っている特別目的事業体は、永豊銀行（台湾）と約16億円（13.5百万シンガポールドル）の追加融資契約を12月4日に締結。今後、シンガポールで建設を予定している複数の屋根置き太陽光発電設備（総容量約20MW）が対象。
＜パワーグリッド（ PG) ＞
* 2025年10月11日東電PGが出資・参画するグリッドスカイウェイ（責）は、東北電力ネットワーク（株）ならびに電源開発送変電ネットワーク（株）の2社を組合員として迎え、全国の主要な送配電設備を保有する事業者が揃う15社連携体制を構築。今回の体制拡大により、北海道から沖縄に至る日本全国で、送電線上空を活用したドローン航路プラットフォームを統一仕様で展開できる体制が本格的に整った。
* 2025年10月18日（学）東京大学と、東京大学のグリーントランスフォーメーションの推進および持続可能な新たな社会モデルの構築に向け、情報通信（ビット）の特性を活用しながら、電力（ワット）の需給を最適化する、先駆的なワット・ビット最適化モデルの実現に向け協力。
* 2025年10月23日横浜市水道局と、一部の住宅等に水道スマートメーターを設置し、東電PGの通信ネットワークを活用した共同検針の実証を開始。今後、IoTルートを活用した共同検針サービスの実現に向けて、技術面および運用面の両面から検証を行うとともに、データの利活用についても推進し、社会全体のコスト低減に貢献する。
* 2025年11月20日中部電力パワーグリッド（株）と、効率的な資材輸送の実現を目的に柱上変圧器の共同輸送の本格的な運用を開始。引き続き、共同輸送可能な品目の拡大や更なる効率化施策を検討し、「物流2024年問題」の解決およびサステナブルな資機材調達を目指す。
* 2025年12月18日NTT都市開発(株）と、東京都千代田区にて「NTT日比谷タワー」の新築工事に着工（2031年10月末竣工予定）。
＜エナジーパートナー（ EP ）＞
* 2025年11月14日ご家庭のお客さま向けDRサービス「エコ・省エネチャレンジ 機器制御オプション」において、新たにダイキン工業（株）製、パナソニック（株）製、三菱電機（株）製のエコキュートを対象機器に追加。
* 2025年11月27日ご家庭のお客さま向けDRサービス「エコ・省エネチャレンジ 機器制御オプション」において、新たにシャープ（株）製の家庭用蓄電池を対象機器に追加。
* 2025年12月18日群馬県内の事業者向けに、群馬県の所有するFIT電源由来の非化石証書を活用した実質再生可能エネルギー電力プランとして、「グリーンベーシックプラン（群馬県産非化石証書）」を、2026年4月1日より販売開始。
＜リニューアブルパワー（ RP ）＞
* 2025年10月28日東電RPを代表企業とする5社のコンソーシアムは、湯西川ダム新水力発電所設置・運営事業の公募において、10月27日に国土交通省関東地方整備局鬼怒川ダム統合管理事務所より事業候補者として特定。
- 当社は、社会からの信頼回復と福島責任貫徹のため、経営リソースを最大限活用し、市場目線を意識しながら企業価値の最大化と、安定供給等の事業基盤の維持に取り組む。
- そのため、ROIC管理を導入し、本格運用に向けて、各事業領域の特性に応じた目標と具体的な施策および賠償・廃炉費用等の取り扱いを含む全体目標を検討中。
- まとまり次第お示しさせていただき、資本市場をはじめとしたステークホルダーとの積極的な対話を行ってまいりたい。
目指すべき具体的な目標値、対応方針がまとまり次第、速やかにお知らせいたします。
投資判断(AI生成)
投資評価: ★★
評価の理由：
東京電力ホールディングス（東電HD）の2025年度第3四半期決算は、売上高が前年同期比で92.9%に減少し、親会社株主に帰属する四半期純損益は90.6億円の赤字となりました。これは主に販売電力量の減少（小売販売電力量が91.8%減）によるものです。一方で、燃料費等調整制度の期ずれ影響が好転し、経常損益は前年同期とほぼ同水準を維持しています。
しかし、財務の健全性には深刻な懸念があります。特別損失として9,762億円を計上しており、その大半（9,056億円）は福島第一原発の災害特別損失（燃料デブリ取り出し準備費用の追加計上）によるものです。これにより、自己資本比率は25.1%から20.6%へと大幅に悪化しました。FCFも2025年4-9月期で2,458億円のマイナスとなっており、資金繰りへの懸念が残ります。
経営陣は、データセンター需要の増加による将来的な電力需要増を見込んでおり、企業価値向上に向けた取り組み（ROIC管理導入検討など）も示唆していますが、現在の業績は福島対応費用と電力販売量の減少に大きく左右されています。特に、柏崎刈羽原発の再稼働の不確実性（制御棒操作系の不具合による停止など）は、将来の収益基盤の安定性に大きなリスク要因です。
投資判断の根拠：
現状の財務状況は、巨額の特別損失計上により自己資本比率が大幅に悪化しており、財務の安定性に重大な懸念があります。また、収益の大部分を占める電力販売量が減少傾向にあり、将来の成長ドライバーが明確ではありません。柏崎刈羽原発の再稼働見通しが不透明であることも、事業リスクとして大きく残っています。これらの要因から、投資評価は平均以下と判断します。
重要なポイント：
1. 巨額の特別損失計上と自己資本比率の悪化: 燃料デブリ取り出し準備費用の追加計上により、自己資本比率が20.6%まで低下し、財務の安定性が損なわれている。
2. 販売電力量の減少: 小売販売電力量が前年同期比で91.8%減と大幅に減少し、売上高の減少に直結している。
3. 柏崎刈羽原発の再稼働の不確実性: 制御棒操作系の不具合による停止など、再稼働に向けたプロセスに遅延や不確実性が残っている。
4. FCFのマイナス: 2025年4-9月期でFCFがマイナスとなっており、資金繰りへの懸念がある。
会社への質問(AI生成)
燃料デブリ取り出し準備費用として9,030億円を追加計上しましたが、この費用は将来の燃料デブリ取り出し総支出想定額2.45兆円のうち、どのフェーズの費用に該当し、今回の計上により、今後の燃料デブリ取り出し総支出の見積もり全体に変更はありますか。
小売販売電力量が前年同期比で91.8%減少している主な要因（顧客離脱、需要減、その他）を具体的に示し、特に競争要因による影響額を詳細に説明してください。
柏崎刈羽原発6号機の制御棒操作系警報事象について、原因調査とプラント停止の具体的な影響（再稼働スケジュールへの影響度合い）を定量的に示してください。
売上倍増のための施策(AI生成)
| 施策名 | 成功率（％） | インパクト | 評価コメント |
|---|---|---|---|
| データセンター・半導体工場向け電力供給インフラの先行投資と供給保証 | 70 | S | データセンター需要の急増（今後10年で最大400万kW増）に対応するため、送配電網の増強と安定供給を確約する。供給能力の確保が最優先課題であり、需要家との長期契約を締結することで売上基盤を固める。 |
| 規制外電力販売（自由化市場）における高付加価値プランの展開 | 60 | A | 既存の小売販売量減少を補うため、再生可能エネルギー（再エネ）調達力を活かしたグリーン電力プランや、特定需要家向けのカスタマイズされた電力供給サービスを積極的に展開する。 |
| 卸電力市場における収益最大化戦略の強化 | 55 | A | 燃料費調整制度の期ずれ影響に依存せず、市場価格変動を的確に捉えるための需給予測・取引戦略を高度化し、卸電力販売の収益性を向上させる。 |
| 柏崎刈羽原発の早期再稼働と発電量最大化 | 40 | S | 規制対応の遅延がリスクだが、再稼働が実現すれば、燃料費の低いベースロード電源として収益構造を大きく改善し、売上・利益率向上に直結する。 |
最優先戦略(AI生成)
上記の施策の中で、東電HDが売上を倍増させるために最も優先すべき戦略は「データセンター・半導体工場向け電力供給インフラの先行投資と供給保証」です。
理由と詳細：
現在の東電HDの業績は、既存の小売販売電力量の減少に苦しんでいます。しかし、資料には「データセンター・半導体工場の新増設の動きが活発となっており、電力需要に大きく影響する見通し」と明記されており、今後10年間で最大400万kWの需要増加が見込まれています。これは、既存の需要減少を補って余りある、極めて大きな成長機会です。
この機会を捉えるためには、単に需要があるというだけでなく、需要家に対して「安定的に電力を供給できる」という確信を与えることが不可欠です。特にデータセンターや半導体工場は、電力の安定供給が事業継続の生命線であり、供給リスクのある事業者からは敬遠されます。東電PGエリアにおける送配電網の増強や変電所の新設・増強といったインフラ投資を先行させ、需要家に対して長期的な供給保証を確約する契約（PPAや長期供給契約）を締結することが、売上倍増の最も確実な柱となります。
この戦略は、既存事業の縮小を補い、高付加価値な需要家との強固な関係を築くことで、売上基盤を抜本的に強化します。成功率は70%と評価しましたが、これは規制当局の許認可や、巨額の先行投資を迅速に実行できるかどうかに依存するためです。しかし、この需要を取りこぼすと、競合他社（特に新電力）に市場シェアを奪われるリスクが高まるため、最優先で取り組むべき戦略です。
ITコンサルからの提案(AI生成)
データセンター・半導体工場向け電力供給インフラの先行投資と供給保証を成功させるため、ITコンサルタントとして以下の支援を提案します。
-
需要予測・インフラ投資計画の最適化支援:
目的：データセンターや半導体工場の立地計画と電力需要の変動をリアルタイムで把握し、送配電網の増強投資計画を最適化します。
期待される効果：投資のタイミングと規模を最適化し、過剰投資や供給遅延による機会損失を防ぎます。具体的には、AIを活用した需要予測モデルを構築し、各地域のインフラ整備の優先順位付けを支援します。 -
供給保証のためのデジタルツイン構築とシミュレーション:
目的：新規需要家への電力供給シミュレーションを仮想環境（デジタルツイン）で行い、供給リスクを事前に特定・解消します。
期待される効果：大規模な設備投資の前に、様々な負荷シナリオ下での系統安定性を検証できます。これにより、需要家への供給保証の信頼性を高め、契約締結を加速させます。 -
インフラ運用・保守の予知保全システム導入:
目的：先行投資した送配電設備や変電所の稼働状況を常時監視し、故障予兆を検知するシステムを導入します。
期待される効果：安定供給の信頼性を担保し、計画外の停止による供給リスクを最小化します。IoTセンサーデータを活用した予知保全により、保守コストの最適化も図ります。
