第２【事業の状況】

１【事業等のリスク】

　当第１四半期連結累計期間において、新たに発生した事業等のリスクはない。

　また、前事業年度の有価証券報告書に記載した事業等のリスクについての重要な変更は次のとおりである。

以下の見出しに付された項目番号は、前事業年度の有価証券報告書における「第一部 企業情報　第２ 事業の状況　２ 事業等のリスク」の項目番号に対応している。

⑭第四次総合特別事業計画（以下「総特」）に基づく経営改革

　総特の下、当社グループは、福島への責任を果たしていくため、賠償・廃炉の資金確保や企業価値の向上を目指して、生産性改革、再編・統合を含めた連携等の推進及び事業基盤の強化などの非連続の経営改革に取り組んでいくとともに、原子力発電所を運営する主体として、地域のみなさまをはじめ広く社会のみなさまからの信頼回復の取組を最優先事項として位置付け、経営層を含む組織全体で自己の弱点・課題を認識し、自律的に改善が進む組織に生まれ変わるため、抜本的な改革に取り組んでいくが、信頼回復が十分に進まず、経営改革が計画通りに進まない場合には、当社グループの業績、財政状態及び事業運営に影響を及ぼす可能性がある。

２【経営者による財政状態、経営成績及びキャッシュ・フローの状況の分析】

(1）財政状態及び経営成績の状況

　①財政状態

　当第１四半期連結会計期間の資産は、前連結会計年度末に比べ51億円減少し、12兆879億円となった。これは、電気事業固定資産が減少したことなどによるものである。

　当第１四半期連結会計期間の負債は、前連結会計年度末に比べ368億円減少し、８兆9,134億円となった。これは、未払費用などの流動負債が減少したことなどによるものである。

　当第１四半期連結会計期間の純資産は、前連結会計年度末に比べ316億円増加し、３兆1,744億円となった。これは、その他の包括利益累計額が増加したことなどによるものである。この結果、自己資本比率は26.1％と前連結会計年度末に比べ0.3ポイント上昇した。

②経営成績

　当第１四半期連結累計期間の売上高は、収益認識に関する会計基準（企業会計基準第29号 2020年３月31日）等の適用などにより、前年同四半期比26.9％減の9,800億円となり、経常利益は、東京電力グループの総販売電力量が、前年同四半期比2.3％増の524億ｋＷｈとなったものの、小売販売電力量が減少したことなどにより、前年同四半期比73.0％減の184億円となった。

　また、特別損失に、原子力損害賠償費206億円を計上したことなどから、親会社株主に帰属する四半期純損益は30億円の損失（前年同四半期は298億円の利益）となった。

　当第１四半期連結累計期間における各セグメントの業績（セグメント間取引消去前）は次のとおりである。

［ホールディングス］

売上高は、前年同四半期比9.3％減の1,172億円となり、経常利益は、基幹事業会社からの受取配当金の増加などにより、前年同四半期比59.3％増の1,267億円となった。

［フュエル＆パワー］

売上高は、前年同四半期比33.2％減の13億円となり、経常利益は、株式会社ＪＥＲＡにおいて、燃料費調整制度の期ずれ影響が悪化したものの、発電事業の収支が好転したことや、関係会社利益が増加したことにより、前年同四半期比225.1％増の301億円となった。

［パワーグリッド］

売上高は、前年同四半期比0.4％減の4,093億円となり、経常利益は、託送収益の減少や設備関係費の増加などにより、前年同四半期比15.0％減の346億円となった。

［エナジーパートナー］

売上高は、前年同四半期比32.6％減の8,084億円となり、経常損失は、小売販売電力量が競争激化や気温の影響で減少したことなどにより、前年同四半期比487億円減の374億円（前年同四半期は112億円の経常利益）となった。

［リニューアブルパワー］

売上高は、前年同四半期比2.8％増の410億円となり、経常利益は、固定資産税の増加などにより、前年同四半期比9.5％減の161億円となった。

　電力需要へのコロナ影響は、緊急事態宣言やまん延防止等重点措置はあったものの、前年同期と比較すると緩やかな回復傾向がみられた。

　当第１四半期連結累計期間の当社エリア電力需要は、前年同期比で３億kWh（0.4％）程度の増加となった。新型コロナウイルスの影響分を正確に特定することは難しいが、一定の仮定を置いた試算を行うと、前年同期比で15億kWh程度が新型コロナウイルス影響の反動増分と考えられる。

　当社小売販売電力量については、競争激化等により前年同期比で49億kWh（10.3％）程度の減少となった。新型コロナウイルスの影響分を正確に特定することは難しいが、一定の仮定を置いた試算を行うと、新型コロナウイルス影響の反動増は前年同期比で10億kWh程度と考えられる。

　長期的な構造変化も含めた、全体的な電力需要への影響について、楽観視することなく影響を注視しつつ、引き続き電力の安定供給維持に努める。

(2）経営方針・経営戦略等

　前事業年度の有価証券報告書に記載した経営方針・経営戦略等についての変更は以下のとおりである。

　当社グループを取り巻く経営環境は、省エネルギーの進展等による国内エネルギー需要の減少傾向が継続するとともに、小売事業において厳しい競争環境にあるなか、新型コロナウイルスの感染拡大に伴う経済活動の停滞の影響などにより、一層厳しくなっている。

　2021年７月に新たなグループ経営理念として「安心で快適なくらしのため エネルギーの未来を切り拓く」を策定し、福島への責任を果たすことを第一に、社員一人ひとりがお客さまのために変革を恐れず挑戦する新たな企業文化を確立し、信頼され、選ばれ続ける企業になることを目指す。

　また、総特に基づき、グループ一丸となって非連続の経営改革をやり遂げ、福島への責任を貫徹していく。さらに、社会的なご要請やお客さまからのご期待にお応えするための「カーボンニュートラル」や「防災」を軸とする諸施策を通じて、企業価値の向上を実現していく。

（https://www.meti.go.jp/press/2021/08/20210804004/20210804004-1.pdf）

(3）経営上の目標の達成状況を判断するための客観的な指標等

　前事業年度の有価証券報告書に記載した経営上の目標の達成状況を判断するための客観的な指標等についての変更は以下のとおりである。

　総特のとおり、賠償・廃炉に関して、当社グループ全体で年間約5,000億円程度の資金を確保する。加えて、除染費用相当の機構出資に伴う利益の実現に向けて、年間約4,500億円規模の利益創出も可能な収益基盤を目指す。

(4）事業上及び財務上の対処すべき課題

　当第１四半期連結累計期間において、新たに発生した課題はない。

　また、前事業年度の有価証券報告書に記載した課題のうち、見直しを行った項目は次のとおりである。

以下の見出しに付された項目番号は、前事業年度の有価証券報告書における「第一部 企業情報 第２ 事業の状況 １ 経営方針、経営環境及び対処すべき課題等 (3）経営環境及び対処すべき課題等」の項目番号に対応している。

　本項においては、将来に関する事項が含まれているが、当該事項は提出日現在において判断したものである。

　小売事業の競争激化や原子力発電所の長期停止に加え、自然災害の激甚化・広域化に伴う防災・電力レジリエンスの強化、再生可能エネルギーの大量導入等による電源の分散化、さらには世界的なカーボンニュートラルへの意識の高まり、ＥＳＧ投資の拡大に伴う地球温暖化対策への要請など、事業環境や社会的要請は大きく変化している。

　当社グループは一丸となって、福島第一原子力発電所の事故を決して風化させることなく、福島への責任を全うするため、「復興と廃炉の両立」を推進していく。

　また、カーボンニュートラルに対する内外の機運の高まりを新たなビジネスチャンスととらえ、当社の事業の軸足を大胆にカーボンニュートラルへシフトさせることで、厳しい事業環境にあっても、社会的なご要請やお客さまからのご期待にお応えするための「カーボンニュートラル」や「防災」を軸とする諸施策を通じて、収益力と企業価値の向上を実現していく。

　新型コロナウイルス感染拡大を受け、社員の出社前検温の徹底や地域をまたぐ往来の制限など、徹底した感染予防策を講じた。また、そうした経験を踏まえ、在宅勤務下でも社員が自律性を発揮し、多様な働き方を実現できるよう、危機管理の強化と社員の幸福度・仕事の生産性・お客さまの満足度の向上を同時に達成する新しいワークスタイルの確立に向けた取り組みを進めていく。

　2021年４月に国から示された「東京電力ホールディングス株式会社福島第一原子力発電所における多核種除去設備等処理水の処分に関する基本方針」を踏まえ、安全を最優先として海洋放出に向けた準備を進めるとともに、風評影響を最大限抑制する取り組みを主体的に行っていく。

　加えて、柏崎刈羽原子力発電所と福島第一原子力発電所で発生した一連の不適切な事案により、事業を進めるうえで最も大切な社会の皆さまからの信頼を大きく損なうことになった。当社としては、「福島第一原子力発電所事故の反省と教訓」という原点に今一度立ち返り、発電所の安全性や業務品質の向上に向け、全力をあげて取り組んでいく。

②優先的に対処すべき課題

［ホールディングス］

＜経済事業＞

ハ．原子力発電事業の取り組み

　柏崎刈羽原子力発電所では、地域の皆さまを始め、広く社会の皆さまに大変なご不安をおかけする一連の事案を発生させており、当社に対する信頼は大きく損なわれ、原子力発電を扱う資格に疑念を持たれかねない事態に至っている。

　これに対し、当社は、「福島第一原子力発電所事故の反省と教訓」という原点に今一度立ち返り、一連の事案の根本的な原因究明に取り組む。原因究明を踏まえつつ、「発電所の現場」はもちろん、「当社の組織・体質」に踏み込んで、抜本的な改革を断行するとともに、核セキュリティを始めとする現場力の強化に向けた「リソース投入」を躊躇なく進める。そのために、まずは、①本社・サイトの一体的な運営、②プロジェクトを完遂するための体制・システムの導入、③核物質防護の抜本強化のためリソースの拡充や質の向上、④人事配置・ローテーションの見直しや外部専門家の活用、⑤現場の活力向上・職場環境改善と、これらを支えるガバナンスの確立等の改革案について、具体的な検討を進めていく。そして、生まれ変わった当社の姿を行動と実績で示し、その上で、地元地域や社会の皆さまからの当社への信頼回復を大前提として再稼働を目指していく。

　また、福島第二原子力発電所の安全で着実な廃止措置、東通原子力発電所の建設再開、原子燃料サイクル事業の推進にも取り組み、社会からの信頼を得て、カーボンニュートラルにおける重要な役割を担っていくことを目指す。

（参考）

・カーボンニュートラルへの挑戦

　当社グループは、重要な経営課題として地球温暖化対策に取り組んできたが、世界的な潮流を捉え、カーボンニュートラルを軸としたビジネスモデルへの大胆な変革に乗り出す。

　当社グループは、「販売電力由来のCO₂排出量を2013年度比で2030年度に50%削減」、さらには「2050年におけるエネルギー供給由来のCO₂排出実質ゼロ」という目標を掲げて脱炭素社会の実現を牽引し、政府が掲げるカーボンニュートラルの目標に貢献していく。

(5）研究開発活動

　当第１四半期連結累計期間の研究開発費の総額は、3,139百万円である。

　なお、当第１四半期連結累計期間において、研究開発活動の状況に重要な変更はない。

(6）生産及び販売の実績

　当社グループは、原子力発電等を行う「ホールディングス」、火力発電等を行う「フュエル＆パワー」、送電・変電・配電による電力の供給等を行う「パワーグリッド」、電気の販売等を行う「エナジーパートナー」及び再生可能エネルギー発電等を行う「リニューアブルパワー」の５つのセグメントがコスト意識を高めるとともに自発的に収益拡大に取り組みつつ、一体となって電気事業を運営している。加えて、電気事業が連結会社の事業の大半を占めており、また、電気事業以外の製品・サービスは多種多様であり、受注生産形態をとらない製品も少なくないため、生産及び販売の実績については、電気事業のみを記載している。

　なお、電気事業については、販売電力量を四半期ごとに比較すると、冷暖房需要によって販売電力量が増加する第２四半期・第４四半期と比べて、第１四半期・第３四半期の販売電力量は相対的に低水準となる特徴がある。

①　発電実績

種別		2021年度第１四半期 （百万ｋＷｈ）	前年同四半期比 （％）
発 電 電 力 量	水力発電電力量	3,692	97.8
	火力発電電力量	34	99.2
	原子力発電電力量	－	－
	新エネルギー等発電電力量	19	122.4
発電電力量合計		3,745	97.9

　（注）１．上記発電実績には、連結子会社の一部を含んでいる。

２．2019年４月１日付けで㈱JERAが承継会社となり、東京電力フュエル＆パワー㈱の燃料受入・貯蔵・送ガス事業及び既存火力発電事業等を吸収分割により承継させた。これにより、火力発電電力量は東京電力パワーグリッド㈱の離島における発電電力量である。

②　販売実績

ａ　販売電力量

種別	2021年度第１四半期 （百万ｋＷｈ）	前年同四半期比 （％）
販売電力量	42,494	89.7

　（注）　上記販売電力量には、連結子会社の一部を含んでいる。

ｂ　電気料収入

種別	2021年度第１四半期 （百万円）	前年同四半期比 （％）
電気料収入	670,072	71.1

　（注）　連結子会社の一部を含んでいる。

ｃ　託送収入

種別	2021年度第１四半期 （百万円）	前年同四半期比 （％）
託送収益	338,440	98.5

　（注）　東京電力パワーグリッド株式会社におけるセグメント間取引消去前の託送収入である。

　　　③　託送供給料金

　東京電力パワーグリッド株式会社は、2020年７月28日、電気事業法第18条第１項に規定された「託送供給等約款」の変更に係る認可申請（電気事業法施行規則第45条の21の２及び第45条の21の５の規定による経済産業大臣からの通知ならびに原子力発電における使用済燃料の再処理等のための積立金の積立て及び管理に関する法律附則第３条第３項の規定による積立ての終了に基づく新たな料金を設定）を経済産業大臣に行い、2020年９月４日に経済産業大臣の認可を受け、2020年10月１日から実施している。なお、新型コロナウイルス感染症の影響を踏まえた経済・社会情勢に配慮し、現行託送料金からの引上げ相当分の適用期間の始期及び終期を１年間延期することとし、現行の料金は2020年10月１日から１年間据え置き、2021年10月１日から現行に比べ１kWhあたり＋0.03円の見直しをする。

　約款実施の日から2021年９月30日までの期間における主要託送供給料金は下記のとおりである。

託送供給料金表

（消費税等相当額を含む料金単価）

								単位		料金単価（円）
接続送電サービス	低圧	電灯定額接続送電サービス	電灯 料金		10Ｗまで			１灯　　　　１か月につき		35.54
					10Ｗ超過　20Ｗまで			〃		71.09
					20Ｗ　〃　40Ｗ　〃			〃		142.19
					40Ｗ　〃　60Ｗ　〃			〃		213.28
					60Ｗ　〃　100Ｗ 〃			〃		355.47
					100Ｗ 〃　100Ｗまでごとに			〃		355.47
			小型 機器 料金		50ＶＡまで			１機器　　　１か月につき		106.17
					50ＶＡ超過　100ＶＡまで			〃		212.34
					100ＶＡ 〃　100ＶＡまでごとに			〃		212.34
		電灯標準接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき		214.50
					ＳＢ・主開閉器契約			１ｋＶＡ　　１か月につき		143.00
					ＳＢ契約；５Ａの場合			１契約　　　１か月につき		71.50
					ＳＢ契約；１５Ａの場合			〃		214.50
			電力量料金					１ｋＷｈにつき		7.45
		電灯 時間帯別接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき		214.50
					ＳＢ・主開閉器契約			１ｋＶＡ　　１か月につき		143.00
					ＳＢ契約；５Ａの場合			１契約　　　１か月につき		71.50
					ＳＢ契約；１５Ａの場合			〃		214.50
			電力量料金			昼間時間		１ｋＷｈにつき		8.20
						夜間時間		〃		6.55
		電灯従量接続送電サービス						〃		10.97
		動力標準接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき		704.00
					主開閉器契約			〃		445.50
			電力量料金					１ｋＷｈにつき		5.17

								単位		料金単価（円）
接続送電 サービス	低圧	動力 時間帯別接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき		704.00
					主開閉器契約			〃		445.50
			電力量料金			昼間時間		１ｋＷｈにつき		5.69
						夜間時間		〃		4.57
		動力従量接続送電サービス						〃		16.71
	高圧	高圧標準 接続送電サービス		基本料金				１ｋＷ　　　１か月につき	555.50
				電力量料金				１ｋＷｈにつき	2.34
		高圧 時間帯別接続送電サービス		基本料金				１ｋＷ　　　１か月につき	555.50
				電力量料金			昼間時間	１ｋＷｈにつき	2.57
							夜間時間	〃	2.04
		高圧従量接続送電サービス						〃	11.45
		ピークシフト割引						１ｋＷ　　　１か月につき	471.90
	特別 高圧	特別 高圧標準接続送電サービス		基本料金				〃	379.50
				電力量料金				１ｋＷｈにつき	1.30
		特別高圧時間帯別接続送電サービス		基本料金				１ｋＷ　　　１か月につき	379.50
				電力量料金			昼間時間	１ｋＷｈにつき	1.39
							夜間時間	〃	1.17
		特別高圧従量接続送電サービス						〃	7.52
		ピークシフト割引						１ｋＷ　　　１か月につき	322.30
予備送電サービス	高圧	予備送電サービスＡ						〃	71.50
		予備送電サービスＢ						〃	88.00
	特別 高圧	予備送電サービスＡ						〃	66.00
		予備送電サービスＢ						〃	77.00
近接性 評価割引	受電電圧が標準電圧6,000V以下の場合							１ｋＷｈにつき	0.69
	受電電圧が標準電圧6,000Vをこえ140,000V以下の場合							〃	0.41
	受電電圧が標準電圧140,000Vをこえる場合							〃	0.21

（注）１．上記契約種別のほか、臨時接続送電サービス、発電量調整受電計画差対応電力、接続対象計画差対応電力、

需要抑制量調整受電計画差対応電力、給電指令時補給電力がある。

２．ＳＢとは、電流制限器またはその他適当な電流を制限する装置。

３．時間帯別接続送電サービスにおける「昼間時間」とは、毎日午前８時から午後10時までの時間をいい、「夜間時間」とは、「昼間時間」以外の時間をいう。ただし、日曜日、祝日（「国民の祝日に関する法律」に規定する休日）及び１月２日・３日、４月30日、５月１日・２日、12月30日・31日は、全日「夜間時間」扱いとする。

４．近接性評価割引とは、近接性評価地域に立地する発電場所における発電設備を維持し、及び運用する発電契約者から当該発電設備に係る電気を受電し、接続供給を利用する場合に行う割引をいう。

５．これまで近接性評価割引対象とされていた地域において、現に割引の適用を受けている電源についても、暫定的に、引き続き割引くこととし、受電電圧が標準電圧140,000Ｖをこえる場合の単価を適用する。

なお、2021年10月１日以降における主要託送供給料金は下記のとおりである。（2021年４月１日実施の託送供給等約款にて一部メニュー単価を誤って変更したため、2021年７月に当該部分の変更を取り消し）

託送供給料金表

（消費税等相当額を含む料金単価）

								単位	料金単価（円）
接続送電サービス	低圧	電灯定額接続送電サービス	電灯 料金		10Ｗまで			１灯　　　　１か月につき	35.67
					10Ｗ超過　20Ｗまで			〃	71.34
					20Ｗ　〃　40Ｗ　〃			〃	142.71
					40Ｗ　〃　60Ｗ　〃			〃	214.05
					60Ｗ　〃　100Ｗ 〃			〃	356.76
					100Ｗ 〃　100Ｗまでごとに			〃	356.76
			小型 機器 料金		50ＶＡまで			１機器　　　１か月につき	106.56
					50ＶＡ超過　100ＶＡまで			〃	213.11
					100ＶＡ 〃　100ＶＡまでごとに			〃	213.11
		電灯標準接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき	214.50
					ＳＢ・主開閉器契約			１ｋＶＡ　　１か月につき	143.00
					ＳＢ契約；５Ａの場合			１契約　　　１か月につき	71.50
					ＳＢ契約；１５Ａの場合			〃	214.50
			電力量料金					１ｋＷｈにつき	7.48
		電灯 時間帯別接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき	214.50
					ＳＢ・主開閉器契約			１ｋＶＡ　　１か月につき	143.00
					ＳＢ契約；５Ａの場合			１契約　　　１か月につき	71.50
					ＳＢ契約；１５Ａの場合			〃	214.50
			電力量料金			昼間時間		１ｋＷｈにつき	8.23
						夜間時間		〃	6.58
		電灯従量接続送電サービス						〃	11.00
		動力標準接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき	704.00
					主開閉器契約			〃	445.50
			電力量料金					１ｋＷｈにつき	5.20
		動力 時間帯別接続送電サービス	基本 料金		実量契約			１ｋＷ　　　１か月につき	704.00
					主開閉器契約			〃	445.50
			電力量料金			昼間時間		１ｋＷｈにつき	5.72
						夜間時間		〃	4.60
		動力従量接続送電サービス						〃	16.74

								単位	料金単価（円）
接続送電 サービス	高圧	高圧標準 接続送電サービス		基本料金				１ｋＷ　　　１か月につき	555.50
				電力量料金				１ｋＷｈにつき	2.37
		高圧 時間帯別接続送電サービス		基本料金				１ｋＷ　　　１か月につき	555.50
				電力量料金			昼間時間	１ｋＷｈにつき	2.60
							夜間時間	〃	2.07
		高圧従量接続送電サービス						〃	11.48
		ピークシフト割引						１ｋＷ　　　１か月につき	471.90
	特別 高圧	特別 高圧標準接続送電サービス		基本料金				〃	379.50
				電力量料金				１ｋＷｈにつき	1.33
		特別高圧時間帯別接続送電サービス		基本料金				１ｋＷ　　　１か月につき	379.50
				電力量料金			昼間時間	１ｋＷｈにつき	1.42
							夜間時間	〃	1.20
		特別高圧従量接続送電サービス						〃	7.55
		ピークシフト割引						１ｋＷ　　　１か月につき	322.30
予備送電サービス	高圧	予備送電サービスＡ						〃	71.50
		予備送電サービスＢ						〃	88.00
	特別 高圧	予備送電サービスＡ						〃	66.00
		予備送電サービスＢ						〃	77.00
近接性 評価割引	受電電圧が標準電圧6,000V以下の場合							１ｋＷｈにつき	0.69
	受電電圧が標準電圧6,000Vをこえ140,000V以下の場合							〃	0.41
	受電電圧が標準電圧140,000Vをこえる場合							〃	0.21

（注）１．上記契約種別のほか、臨時接続送電サービス、発電量調整受電計画差対応電力、接続対象計画差対応電力、

需要抑制量調整受電計画差対応電力、給電指令時補給電力がある。

２．ＳＢとは、電流制限器またはその他適当な電流を制限する装置。

３．時間帯別接続送電サービスにおける「昼間時間」とは、毎日午前８時から午後10時までの時間をいい、「夜間時間」とは、「昼間時間」以外の時間をいう。ただし、日曜日、祝日（「国民の祝日に関する法律」に規定する休日）及び１月２日・３日、４月30日、５月１日・２日、12月30日・31日は、全日「夜間時間」扱いとする。

４．近接性評価割引とは、近接性評価地域に立地する発電場所における発電設備を維持し、及び運用する発電契約者から当該発電設備に係る電気を受電し、接続供給を利用する場合に行う割引をいう。

５．これまで近接性評価割引対象とされていた地域において、現に割引の適用を受けている電源についても、暫定的に、引き続き割引くこととし、受電電圧が標準電圧140,000Ｖをこえる場合の単価を適用する。

(7）設備の状況

　前連結会計年度末において計画中であった主要な設備の新設、除却等について、当第１四半期連結累計期間に重要な変更はない。また、当第１四半期連結累計期間に新たに確定した主要な設備の新設、除却等の計画はない。

　なお、前連結会計年度末における設備の新設等の計画の当第１四半期連結累計期間の完了分はない。

３【経営上の重要な契約等】

　該当事項なし。