第２【事業の状況】

１【事業等のリスク】

　当第３四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。

　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。

①福島第一原子力発電所の廃炉

	影響度	特大	発現可能性	中-高
想定されるリスク内容	当社では、「東京電力HD（株）福島第一原子力発電所の廃止措置等に向けた中長期ロードマップ」に基づき安全・着実かつ計画的に廃炉作業を進めているが、これまでに経験のない燃料デブリの取り出しなど、技術的に不透明で未解明な課題があり、30～40年後の廃止措置が計画通りに進捗しない可能性がある。 　また、廃炉作業では、地域や社会の皆さまのご理解が必要であるが、情報発信の不十分さやヒューマンエラー、トラブルの発生により、地域や社会の皆さまからの信頼が得られず、着実な実施が困難となる可能性がある。 　ＡＬＰＳ処理水は、政府の基本方針を踏まえ処分する予定であるが、準備工事の遅延や、地域や社会の皆さまからのご理解が得られず、これを着実に実施できない可能性がある。 　これらの廃炉の取り組みが円滑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。
対応策	廃炉作業は世界でも前例のない取り組みであり、今後の進むべき大きな目標である中長期ロードマップなどをベースに、徐々に得られる新たな情報や知見を踏まえ「廃炉中長期実行プラン」を策定している。今後も１号機原子炉格納容器内部調査や２号機燃料デブリ試験的取り出しなどから、新たな情報や知見を一つひとつ集め、「廃炉中長期実行プラン」を柔軟に見直し、30～40年後の廃止措置終了に向け、計画的に対応を進めていく。 　また、体制面では廃炉推進カンパニー内に「廃炉情報・企画統括室」を設置し、地域や社会の皆さまのことを常に考え、迅速かつ透明性の高い情報発信を行うようにするとともに、保全方法の見直しやリスクの先取りをした対応を取ることにも取り組んでいる。 　ＡＬＰＳ処理水希釈放出設備などの工事については、安全を最優先に進め、その状況を関係者や社会の皆さまに適時お伝えすることに加えて、自治体の安全確認、国際原子力機関のレビューなどに真摯に対応し、客観性・透明性を確保することで、国内外から信頼いただけるよう取り組んでいく。また、風評影響を最大限抑制するための取り組みを強化・拡充し、地域の皆さま、関係する皆さまのご意見などを丁寧に伺い、適宜対策を講じていく。 　さらに、建屋屋根の補修や陸側遮水壁内側におけるフェーシングなど重層的な対策を講じ、汚染水の発生量の抑制を図っていく。

②電気の安定供給

	影響度	特大	発現可能性	中-高
想定されるリスク内容	大規模自然災害、設備事故、テロ・暴動などの妨害行為、燃料調達支障、感染症の発生などにより、長時間・大規模停電などが発生し、安定供給を確保できなくなる可能性がある。これらの場合、当社グループの業績及び財政状態は影響を受ける可能性があるとともに、社会的信用を低下させ、事業運営に影響を及ぼす可能性がある。
対応策	計画段階における供給力不足（予備率不足）に対しては、安定供給の維持に向け、今後も国や電力広域的運営推進機関とも連携しながら、引き続き、供給側の対策（kW公募など）ならびに需要側の対策（デマンドレスポンスなど）の需給両面の対策に取り組んでいく。 　日々の運用においては、週次で短期的な需給見通しの確認を行い、適切なタイミングで追加の供給力電源の稼働やデマンドレスポンスなどの発動ならびに情報発信を行っていく。 自然災害の激甚化・広域化については、電力レジリエンスの強化を軸に据え、内閣府中央防災会議などの被害想定をベースとした設備の補強を促進している。設備事故の未然防止の観点からは、計画的かつ効率的に経年設備の更新を進めることで安定供給の維持に取り組んでいる。テロ・暴動などの妨害行為へは、関係機関との平時からの緊密な連携により備えている。被害軽減の観点からは、複数の送電系統を連携する設備の多重化により、設備の故障時に停電範囲や停電時間を極小化する取り組みを進めるとともに、被災設備の早期復旧に向けては、デジタル技術の積極的活用や、分散型電源として蓄電池・電動車両なども活用した電力供給手段の多様化、復旧資機材の確保や当社グループ一体での災害対応体制の整備、各種ハザードを想定した社内訓練や海上・陸上自衛隊、さらには国・自治体・一般送配電事業者などの関係者との連携・協働の強化などを図っている。 　燃料調達については、ウクライナ情勢などに伴う世界的なLNG需要の拡大などによる燃料調達リスクに対しても、引き続き、株式会社ＪＥＲＡにおいて燃料ポートフォリオの柔軟性やJERA Global Marketsによる燃料トレーディングを活用し、可能な限り安定的かつ柔軟な燃料調達に努めていくとともに、当社としてモニタリングに努めていく。 　感染症対策については、引き続き基本的な感染対策の徹底やテレワーク・時差出勤の活用により社員の健康と安全を確保するとともに、感染症拡大に伴うエネルギー産業の構造変化、社会の動向を踏まえたビジネスモデルへの変化についても注視しながら必要な対応を適切に実施していく。

④販売電力量・販売価格

	影響度	特大	発現可能性	高
想定されるリスク内容	販売電力量は、夏季・冬季を中心とした天候や経済活動、生産活動の影響を直接的に受けることに加え、節電や省エネルギー、今後のカーボンニュートラルの進展などによる影響を受ける。また、販売価格は、燃料市場や卸電力取引所における取引動向、あるいは小売市場の競争状況による影響を受ける可能性がある。これらにより、当社グループの業績及び財政状態は影響を受ける可能性がある。
対応策	ウクライナ情勢などに伴う燃料価格・卸電力市場価格の高騰や電源調達構造の変化により費用が収入を上回る状況が続き当社グループの財務状態に影響を与えている。そのため、「特別高圧・高圧」のお客さまを対象に2023年４月以降に販売価格の見直しを実施する。また、「低圧」のお客さまを対象に2023年６月以降の規制料金の値上げについて経済産業大臣に申請するとともに、低圧自由料金についても同時期から値上げをさせていただく。販売価格の見直しにあたっては、徹底した経営効率化に取り組むとともに、節電プログラムの充実や、販売価格算定における原子力発電の再稼動の一部織り込みによる卸電力市場価格などの影響幅の圧縮なども実施し、お客さまのご負担を軽減しつつ、当社グループの財政状態の改善を図っていく。 ［家庭分野のお客さま］ 　太陽光発電、EV、エコキュートなどの電化設備のサブスク型サービスや、新しい電気料金プランをパッケージで提供することにより、環境に優しい電気をいつでも安心してご利用いただける姿を実現していく。 ［法人分野のお客さま］ 　電気の供給のみならず、お客さま設備まで入り込み、ユーティリティ設備全体のエネルギーサービスを展開していく。加えて、環境への配慮を強く意識されるお客さまに対しては、一層のカーボンニュートラル価値の提供に取り組んでいく。

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３四半期連結会計期間末の資産は、前連結会計年度末に比べ3,513億円増加し、13兆2,048億円となった。これは、売掛金が増加したことなどによるものである。

　当第３四半期連結会計期間末の負債は、前連結会計年度末に比べ8,545億円増加し、10兆4,858億円となった。これは、原子力損害賠償引当金が増加したことなどによるものである。

　当第３四半期連結会計期間末の純資産は、前連結会計年度末に比べ5,032億円減少し、２兆7,189億円となった。これは、親会社株主に帰属する四半期純損失を計上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20.4％と前連結会計年度末に比べ4.5ポイント低下した。

②経営成績

　当第３四半期連結累計期間の経常損失は、グループ全社を挙げた収支改善に努めたものの、株式会社ＪＥＲＡにおける燃料費調整制度の期ずれ影響が悪化したことや、燃料・卸電力市場価格の高騰などによる電気調達費用が増加したことなどにより、3,538億円（前年同四半期は722億円の経常利益）となった。

　また、特別利益に固定資産売却益627億円や関係会社株式売却益1,233億円を計上した一方、特別損失に原子力損害賠償費4,837億円を計上したことから、親会社株主に帰属する四半期純損益は6,509億円の損失（前年同四半期は98億円の利益）となった。

　当第３四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3.5％増の3,783億円となり、経常利益は、基幹事業会社からの受取配当金の減少などにより、前年同四半期比34.1％減の474億円となった。

［フュエル＆パワー］

売上高は、前年同四半期比24.5％減の29億円となり、経常損失は、株式会社ＪＥＲＡにおける燃料費調整制度の期ずれ影響が悪化したことなどにより、815億円（前年同四半期は93億円の損失）となった。

［パワーグリッド］

売上高は、前年同四半期比39.4％増の１兆8,626億円となり、経常利益は、燃料価格の高騰などによる電気調達費用が大幅に増加したことなどにより、前年同四半期比29.6％減の1,150億円となった。

［エナジーパートナー］

売上高は、前年同四半期比54.5％増の４兆4,667億円となり、経常損失は、燃料・卸電力市場価格の高騰などによる電気調達費用が大幅に増加したことなどにより、3,689億円（前年同四半期は423億円の損失）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7.2％増の1,256億円となり、経常利益は、卸電力販売が増加したことなどにより、前年同四半期比26.7％増の513億円となった。

(2) 経営方針・経営戦略等

　当第３四半期連結累計期間において、当社グループが定めている経営方針・経営戦略等について重要な変更はない。

(3) 事業上及び財務上の対処すべき課題

　当第３四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。

②優先的に対処すべき課題

［ホールディングス］

＜福島事業＞

ハ．ＡＬＰＳ処理水の扱い

　ＡＬＰＳ処理水の扱いについては、ＡＬＰＳ処理水希釈放出設備及び関連施設の基本設計等について、原子力規制委員会より「福島第一原子力発電所特定原子力施設に係る実施計画変更認可申請書」の許可をいただいた。

　引き続き、国際原子力機関のレビューなどに真摯に対応するとともに、関係者の皆さまの理解醸成に向けて、丁寧な説明を積み重ねていく。

　加えて、風評影響を受けうる産業の生産・加工・流通・消費の各段階への取り組みの強化・拡充等をすすめ、それらの対策を講じてもなお起こりうる風評被害への賠償については、関係する方々のご意見を丁寧にお伺いしながら、適切に対応していく。

＜経済事業＞

ニ．原子力発電事業の取り組み

　当社は、核物質防護の不適切な事案と安全対策工事の一部未完了の事案から、リスク認識の弱さ、現場実態把握の弱さ、組織として是正する力の弱さ、及び、組織間連携や当社と企業間の連携不足といった弱さを抽出した。抽出された弱さを解消するための取り組みとして、プロジェクトを完遂するための体制・システムの導入や核物質防護強化のためのリソースの拡充・質の向上を進めている。

　また、これらを足元から将来にわたって支えるとともに、本社と発電所が一体となり、地域や社会から信頼される組織や企業文化を醸成するために、柏崎刈羽原子力発電所に必要な本社機能の移転を進めている。具体的には2022年５月までに発電所の運営に必要となる機能と要員の柏崎市内への移転を完了しており、今後は発電所の状況変化に合わせて、2026年度までに職住環境を整備し、順次300名規模の社員を柏崎駅周辺、発電所構内に移転していく計画である。

　そのほか、発電所経営層と所員との対話や、さまざまな分野の専門知識を有する外部人財を積極的に採用するなどの取り組みを進めている。

　安定供給の継続に加え、カーボンニュートラルの実現に向けて、ゼロエミッション電源である原子力発電は重要な電源の一つと考えており、原子力事業者として信頼していただけるよう、原子力改革を継続し、信頼の回復に努めていく。

［エナジーパートナー］

ロ．燃料価格高騰を受けた対応

　当社グループは、お客さまに電力を安定的にお届けするよう取り組んでいるが、昨今の世界的な資源価格の高騰を背景とした事業環境下において、東京電力エナジーパートナー株式会社（以下「東電EP」という。）は、経営合理化では追いつかないほどの燃料・卸電力市場価格の高騰によって、費用が収入を上回っている状態となっており、財務体質が年々悪化している。

　こうした状況を踏まえ、東電EPの当面の財務基盤を立て直すことを目的として、当社を引受先とする2,000億円の増資を決議し、東電EPに対し2022年10月26日に払込を行った。また、東電EPにおいて、特に卸電力市場価格の影響が大きい「特別高圧・高圧」のお客さまを対象とした電気料金を2023年４月より見直すこととした。

　しかしながら、引き続き燃料・卸電力市場価格は高水準で推移する見通しであり、2023年３月期の東電EPの収支は、約5,050億円の経常赤字となる見通しである。これを踏まえ、改めて東電EPの財務基盤の立て直しが必要と判断し、当社を引受先とする3,000億円の追加増資を決議し、東電EPに対し2023年１月30日に払込を行った。

　こうした状況は、安定供給に支障をきたすことになりかねず、経営合理化などの経営努力だけでは克服が困難なことから、2023年１月23日、東電EPは、経済産業大臣へ「低圧」のお客さまを対象とした規制料金について2023年６月１日からの値上げを申請させていただいた。低圧自由料金についても、規制料金と同時期から値上げをさせていただく。

　一方、東電EPは2022年10月28日に閣議決定された「物価高克服・経済再生実現のための総合経済対策」に基づき、お客さまのご負担軽減を直接的に実現すべく、「電気・ガス価格激変緩和対策事業」（以下、「本事業」という。）に参加申請するとともに、特定小売供給約款における電気料金の特別措置の設定を経済産業大臣に申請した。東電EPは、本事業における電気・ガスの事業者として、2022年12月15日までに採択され、12月16日には経済産業大臣より、特定小売供給約款における電気料金の特別措置の認可を受けた。これに伴い、国からの補助金を受けながら、2023年１月使用(２月検針)分以降の電気・ガス料金において、国が定める値引き単価により、電気・ガスのご使用量に応じた値引きを行う。

　加えて、お客さまの電気料金のご負担を軽減する節電における取り組みとして、法人向けには、省エネ・節電を促進するプランの新設や空調設備の洗浄サポート等の支援を、家庭向けには、既に実施している「TEPCO省エネプログラム2022」の拡充として、前年同月の電気使用量と比較し、節電電力量に応じてポイントを進呈する取り組みや、ご家庭のエアコン洗浄を支援するキャンペーンも実施している。また、来年度（2023年度）からは、カーボンニュートラル社会の実現に資する機器等の導入支援を実施していく。

　以上の取り組み等により、お客さまに電力を安定的にお届けできるよう最大限努力していく。

(4) 研究開発活動

　当第３四半期連結累計期間の研究開発費の総額は、7,941百万円である。

　なお、当第３四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。

(5) 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		2022年度第３四半期累計 （百万ｋＷｈ）	前年同四半期比 （％）
発 電 電 力 量	水力発電電力量	9,990	92.9
	火力発電電力量	118	101.3
	原子力発電電力量	－	－
	新エネルギー等発電電力量	47	92.2
発電電力量合計		10,154	93.0

（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)　総販売電力量

種別		2022年度第３四半期 （百万ｋＷｈ）	前年同四半期比 （％）
	小売販売電力量	135,026	100.3
	卸販売電力量	41,914	124.3
総販売電力量		176,940	105.1

（注）　連結子会社の一部を含んでいる。

(b)　電気料収入

種別	2022年度第３四半期累計 （百万円）	前年同四半期比 （％）
電気料収入	3,349,290	147.9

（注）１．連結子会社の一部を含んでいる。

　　　２．電気料収入は小売販売電力量に相当する。

(c)　託送収入

種別	2022年度第３四半期累計 （百万円）	前年同四半期比 （％）
託送収益	1,207,833	111.4

　（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、2022年12月27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」の認可申請（電気事業法第17条の２第１項の規定により2022年12月23日に経済産業大臣から承認された2023～2027年度のレベニューキャップ制度第１規制期間における「託送供給等に係る収入の見通し」に基づく新たな料金を設定）を経済産業大臣に行い、2023年１月27日に経済産業大臣の認可を受け、2023年４月１日から実施する。

　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	37.51
				10Ｗ超過　20Ｗまで		〃	75.02
				20Ｗ　〃　40Ｗ　〃		〃	150.05
				40Ｗ　〃　60Ｗ　〃		〃	225.07
				60Ｗ　〃　100Ｗ 〃		〃	375.12
				100Ｗ 〃　100Ｗまでごとに		〃	375.12
			小型 機器 料金	50ＶＡまで		１機器　　　１か月につき	112.05
				50ＶＡ超過　100ＶＡまで		〃	224.08
				100ＶＡ 〃　100ＶＡまでごとに		〃	224.08
		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	230.67
				ＳＢ・主開閉器契約		１ｋＶＡ　　１か月につき	152.24
				ＳＢ契約；５Ａの場合		１契約　　　１か月につき	76.12
				ＳＢ契約；１５Ａの場合		〃	228.36
			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	230.67
				ＳＢ・主開閉器契約		１ｋＶＡ　　１か月につき	152.24
				ＳＢ契約；５Ａの場合		１契約　　　１か月につき	76.12
				ＳＢ契約；１５Ａの場合		〃	228.36
			電力量料金		昼間時間	１ｋＷｈにつき	7.90
					夜間時間	〃	7.14
		電灯従量接続送電サービス				〃	11.26
		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	731.97
				主開閉器契約		〃	461.14
			電力量料金			１ｋＷｈにつき	5.20

								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	731.97
					主開閉器契約			〃	461.14
			電力量料金			昼間時間		１ｋＷｈにつき	5.48
						夜間時間		〃	4.97
		動力従量接続送電サービス						〃	17.20
	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	653.87
				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	653.87
				電力量料金			昼間時間	１ｋＷｈにつき	2.50
							夜間時間	〃	2.26
		高圧従量接続送電サービス						〃	13.09
		ピークシフト割引						１ｋＷ　　　１か月につき	555.80
	特別 高圧	特別 高圧標準接続送電サービス		基本料金				〃	423.39
				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	423.39
				電力量料金			昼間時間	１ｋＷｈにつき	1.39
							夜間時間	〃	1.28
		特別高圧従量接続送電サービス						〃	8.27
		ピークシフト割引						１ｋＷ　　　１か月につき	359.89
予備送電サービス	高圧	予備送電サービスＡ						〃	87.62
		予備送電サービスＢ						〃	109.20
	特別 高圧	予備送電サービスＡ						〃	71.13
		予備送電サービスＢ						〃	86.37
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、電流制限器又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等を維持し、及び運用する発電契約者から当該発電設備等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。

５．2016年３月31日までに近接性評価割引対象とされていた地域において、受電電圧が標準電圧6,000Ｖ以上であり、かつ、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。

(6) 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３四半期連結累計期間に重要な変更はない。また、当第３四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主要な設備の新設等の計画の当第３四半期連結累計期間の完了分は、次のとおりである。

（送電設備）

会社名	件名	セグメントの 名称	種別	電圧（ｋＶ）	亘長(km)	着工	運転開始
東京電力パワーグリッド㈱	姉崎共火線新設	パワーグリッド	架空	275	１号線：0.5 ２号線：0.5	2021年６月	2022年５月 (１号線) 2022年６月 (２号線)
東京電力パワーグリッド㈱	西群馬幹線 東山梨（変）引込線新設	パワーグリッド	架空	500	１号線：0.1 ２号線：0.1	2022年６月	2022年11月 (１号線) 2022年10月 (２号線)

（変電設備）

会社名	件名	セグメントの 名称	最高電圧 （ｋＶ）	増加出力 （ＭＶＡ）	着工	運転開始
東京電力パワーグリッド㈱	新木更津変電所 変圧器増設	パワーグリッド	500	900	2020年８月	2022年５月 (８Ｂ) 2022年６月 (５Ｂ)
東京電力パワーグリッド㈱	南多摩変電所 変圧器増容量	パワーグリッド	275	100	2021年６月	2022年６月
東京電力パワーグリッド㈱	新栃木変電所 変圧器増設	パワーグリッド	500	750	2021年５月	2022年11月
東京電力パワーグリッド㈱	東山梨変電所 変圧器増設	パワーグリッド	500	750	2019年11月	2022年12月

（注）１.　新木更津変電所の変電設備の出力は4,800MVAとなった。

　　　２.　南多摩変電所の変電設備の出力は1,100MVAとなった。

３.　新栃木変電所の変電設備の出力は4,750MVAとなった。

４.　東山梨変電所の変電設備の出力は2,250MVAとなった。

３【経営上の重要な契約等】

　該当事項なし。