## 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】

文中における将来に関する事項は、有価証券報告書提出日（2022年６月29日）現在において当社グループが判断したものです。

(1) 経営の基本方針

当社グループは、「人々の求めるエネルギーを不断に提供し、日本と世界の持続可能な発展に貢献する」というミッション達成のため、2050年に向けて発電事業のカーボンニュートラル実現に挑んでいくこと、そのマイルストーンとしてCO2排出量を2025年度までに700万トン削減※１、2030年までに40％削減となる1,900万トン削減※１することを目標に掲げており、国内外でのCO2フリー電源※２開発の加速化、既存資産による新たな価値創造（アップサイクル）、新たな領域への挑戦の三つを組み合わせて、カーボンニュートラル実現に取り組む中で企業価値の向上を目指してまいります。また、電力安定供給とレジリエンス（強靭性）強化の要請に応えつつカーボンニュートラル実現に取り組んでいくために、それを支える強固な事業基盤の構築を図ってまいります。

当社グループは、サステイナブルな成長を実現し、その成果を全てのステークホルダーと共に分かち合い、持続可能な社会の発展に貢献してまいります。

※１ 当社グループ国内発電事業CO2排出量の2017～2019年度３ヵ年平均実績比

※２ 発電時にCO2を排出しない、水力や風力、太陽光などの再生可能エネルギー電源、並びに原子力電源

(2) 当社グループを取り巻く経営環境と対処すべき課題

わが国の電気事業は、日本政府による2050年カーボンニュートラル宣言、国際社会に向けた2030年度CO2削減目標の決定及び非効率石炭火力のフェードアウトなどの気候変動問題への対応と、2016年４月から開始された電力小売の全面自由化と卸規制の撤廃、2020年４月からの発送電分離や、新たな市場の創設（2020年の容量市場や2021年の需給調整市場等）などの電気事業制度改革の進展により、事業環境は大きく変化しております。また、世界的な脱炭素化の潮流の加速、エネルギー需給構造の分散化やデジタル化の進展に加え世界的なエネルギー資源の供給不安から資源価格が高騰し大きく変動するなど、エネルギー業界は大きな転換期を迎えています。

このような状況のなか、当社グループは、2021年２月に発表したJ-POWER "BLUE MISSION 2050"において、2050年に向けた国内発電事業のカーボンニュートラル実現と2030年の国内発電事業CO2排出量を40％削減する目標を掲げ、2021年４月にはこうした取組みの第一歩として新たな中期経営計画（2021～2023年度）を発表いたしました。

新中期経営計画に基づき、国内外でのCO2フリー電源開発の加速化、既存資産による新たな価値創造（アップサイクル）、新たな領域への挑戦の三つを組み合わせて、カーボンニュートラル実現に取り組むなかで企業価値の向上を目指します。

2022年５月に発表した「中期経営計画の取組み状況」では、2030年の国内発電事業CO2排出量40％削減の目標達成に向けて、中間地点である2025年度の国内発電事業CO2排出削減量（700万トン）を設定いたしました。具体的な経年化石炭火力の稼働抑制・廃止計画の策定など、2030年の目標達成に向けた経路を具体化してまいります。

電力安定供給やレジリエンス（強靭性）強化の要請に応えつつ、こうした取組みを進めていくために、それを支える強固な事業基盤の構築を図っていきます。収益力と資産効率の向上に注力するとともに、ESG※３経営を推進してサステイナブルな成長を実現し、その成果を全てのステークホルダーと共に分かち合い、持続可能な社会の発展に貢献してまいります。

※３ 環境（Environment）、社会（Social）、ガバナンス（Governance）の頭文字を組み合わせた用語

① CO2フリー電源の開発加速化

ａ．グローバルな再生可能エネルギーの開発加速化

当社グループは、水力発電・風力発電を中心に国内最大規模の設備出力を有する再生可能エネルギーのトップランナーであり、海外においても風力発電・太陽光発電等を中心に再生可能エネルギーの開発に取り組んでまいりました。今後は優先的な投資配分と人員増強により、国内及び海外における再生可能エネルギー開発をさらに加速してまいります。

2017年度以降に運転開始した再生可能エネルギーのプロジェクトは、イギリスのトライトン・ノール洋上風力発電プロジェクトや熊追発電所、タイの屋根上太陽光発電（ルーフトップソーラー）プロジェクトを加えて、37.6万kWとなりました。

また、国内においては、建設段階にある陸上風力発電（上ノ国第二、南愛媛第二、江差）、水力発電（新桂沢、おなばら）及び地熱発電（鬼首、安比）の各プロジェクトの着実な推進に加え、開発調査段階の地点の培養や新たな地点の発掘を進め、再生可能エネルギーの設備出力を拡大してまいります。また、再生可能エネルギーの主力電源化に向けた取り組みで注目されている洋上風力発電でも、事業化調査中の北九州市港湾区域（響灘洋上風力発電）に続くプロジェクトとして、一般海域での洋上風力開発案件への参画を目指してまいります。

海外においては、オーストラリアのケーツーハイドロ揚水発電プロジェクトを着実に推進しつつ、新たな大規模再生可能エネルギー開発案件への参画に向けた取り組みを加速してまいります。

ｂ．安全を大前提とした大間原子力計画の着実な推進

当社グループは、青森県下北郡大間町にて、ウラン・プルトニウム混合酸化物（MOX）燃料を使用する大間原子力発電所（出力138.3万kW、運転開始時期未定）の建設を進めております。

同発電所は、エネルギー安定供給を支えるベースロード電源であり、気候変動問題対応の社会的要請に応えるCO2フリー電源としての役割に加えて、フルMOX運転により原子燃料サイクルの中核を担います。特に、日本政府が「プルトニウム利用の基本的な考え方」（2018年７月原子力委員会決定）を示しプルトニウムの保有量減少を求める中、多くのプルトニウムの消費が可能な大間原子力発電所の重要性はより高まっています。

引き続き一層の安全性の向上を不断に追求するとともに、地域の皆様にご理解・ご信頼を頂けるように、より丁寧な情報発信・双方向コミュニケーションに努めながら、着実な推進を図ってまいります。

2014年12月、原子力発電所に係る新規制基準への適合性審査を受けるため、原子力規制委員会に対し、原子炉設置変更許可申請書及び工事計画認可申請書を提出いたしました。現在、当社グループは、原子力規制委員会の適合性審査に真摯かつ適切に対応しており、引き続き必要な安全対策などを着実に実施することで、早期の建設工事本格再開を目指してまいります。

ｃ．再生可能エネルギーの導入拡大への貢献

これからの再生可能エネルギーの大量導入に向けて、再生可能エネルギーの適地（北海道、東北、九州等）で発電された電気を消費地まで届けるための電力ネットワークの拡充が要請されています。当社グループでは、現在実施中の新佐久間周波数変換所と関連送電線の増強工事を着実に推進するとともに、洋上風力発電の普及に不可欠な高圧直流送電システムの構築・運用に関する調査にも取り組みました。これまで培った直流送電線・海底ケーブル等の幅広い技術と知見を活かして更なる事業機会を追求してまいります。

また、電力ネットワーク設備の高経年化や激甚化する自然災害へのレジリエンス強化にも取り組み、電力の安定供給にも引き続き貢献してまいります。

② 既存資産による新たな価値創造（アップサイクル）

新規設備を導入するだけではなく、既に保有する資産を高付加価値なものに再構築するなど新たな価値を創造（アップサイクル）することで、電力の安定供給を維持しつつ、経済合理性を持って早期に新技術を適用し、環境負荷の低減を実現してまいります。

ａ．再生可能エネルギー資産のアップサイクル

当社グループの70年にわたる再生可能エネルギー開発の中で蓄積してきた知見を活かし、水力発電・風力発電を中心に、再生可能エネルギー資産の価値最大化に取り組んでまいります。

今般、戦後の電力不足解消のために建設され、60年以上にわたって電力の安定供給に寄与してきた佐久間発電所を、次世代水力発電所にアップサイクルすることを決定いたしました（NEXUS佐久間プロジェクト）。既存のダムや水路は流用しながら水車・発電機等の主要電気設備や建屋等を最新技術により刷新することで、貴重な純国産の再生可能エネルギーを次世代にも引き継いでいくべく、2020年代後半の着工を目指して準備を進めてまいります。

これに加えて、水力発電においては、最新の水車・発電機の適用（足寄、尾上郷、長山）や小水力の開発（おなばら）により、豊富な水資源の最大限の活用と、それに伴う設備出力・発電電力量の増加に取り組んでまいります。また、激甚化する自然災害へのレジリエンス強化にも努めてまいります。

風力発電においては、設備の寿命を迎えた風車を最新の大型風車に建て替えることにより（苫前、島牧、さらきとまない、仁賀保）、好風況地点の最大限の活用、風車数減少による環境負荷の低減、発電電力量の増加を同時に実現してまいります。

ｂ．既設火力資産のアップサイクル

当社グループは、石炭ガス化技術（石炭から生成したガスをH2とCO2に変換する技術）とCO2分離・回収技術の組合せによるCO2フリーの水素発電の実現を目指して、これまで技術開発・実証試験に取り組んでまいりました。

松島地点は、オイルショック後のエネルギー源多様化の要請に応えた、わが国で初めての輸入石炭を燃料とする火力発電所です。運転開始以来40年が経過した同発電所に新技術の石炭ガス化設備を付加することにより、将来のCO2フリー水素発電の実現に向けた第一歩を踏み出します（GENESIS松島計画）。2021年９月より環境影響評価の手続を開始しており、既存の発電設備を活用することにより、電力安定供給を維持しつつ、経済合理性を持って早期に新技術の実用化を図ってまいります。

また、石炭火力発電によるCO2排出量を削減するため、バイオマス導入の取組みを拡大するとともに、適切なタイミング・規模でアンモニア混焼を導入すべく、燃料調達や輸送・貯蔵・受入・混焼の実施体制確立を目指していきます。

③ 新たな領域への挑戦

これからのカーボンニュートラルへの移行やデジタル技術をはじめとするイノベーションの進展により、社会・経済構造の大きな変革が想定されています。当社グループは、エネルギー利用の分散化、脱炭素化とデジタルトランスフォーメーションをキーワードに、新たな事業領域への拡大を目指してまいります。

水素社会の実現には大量かつ安定的な水素供給が必要となり、再生可能エネルギーに加えて、化石燃料からのCO2フリー水素製造が必要です。当社グループは、国内外でのCO2フリー水素の製造・供給及び発電利用の具体化を迅速かつ効率的に進めるべく、2021年９月に水素・CCS特命ラインを設置いたしました。化石燃料からのCO2フリー水素製造においては、日本国内での石炭ガス化技術の実用化の取組みに加えて、水素サプライチェーン構築の日豪共同の実証試験を完了しており、今後、商用化に向けて取り組んでまいります。また、再生可能エネルギーからのCO2フリー水素製造においても、国内外で複数のプロジェクトの組成又はプロジェクトへの参画を目指しており、CO2フリー水素製造の可能性を追求してまいります。

また、天候により出力が急激に変動する再生可能エネルギーの導入拡大のためには、出力変動を補う調整力の確保が重要となります。当社グループは、電力小売を通じ、保有する豊富な再生可能エネルギーを活用した需要家への環境価値提供に加え、需要家が保有する自家発電設備・生産設備や空調設備等のリソースを束ね、遠隔・統合制御することによる調整力の確保・活用など、新たな付加価値の創出にも取り組んでまいります。

加えて、これまで取組みを進めてきたスタートアップ企業とのネットワーク拡大を通じた新事業の創出においても、様々な分散型サービス提供の可能性を探求してまいります。

④ 事業基盤の強化

当社グループは、足許の新型コロナウイルス感染症やウクライナを巡る国際情勢の影響により経済情勢が不透明ななか、引き続き電力安定供給やレジリエンス強化の要請に応えつつ、カーボンニュートラル実現に取り組んでいくために、それを支える強固な事業基盤を構築してまいります。

ａ．ESG経営の推進

当社グループは、時代ごとの様々なエネルギーに関する社会課題の解決に事業を通して貢献してきました。「エネルギーと環境の共生」を基調に、2000年代初頭より気候変動問題への対応にもいち早く着手するなど、未来を見据えた持続的な成長を目指しております。

2021年４月からはESGの担当役員と総括部署を設置し、2021年８月には企業価値の向上に向け、当社グループにとって重要な社会的な課題（マテリアリティ）を特定いたしました。気候変動問題をはじめとする環境問題への対応、社会の良き一員としての事業活動やガバナンスの強化など、これまでの取り組みを更に強化してまいります。

ｂ．人財育成

世代を問わず学び続ける風土を醸成し、多様な人財の自律的な成長を支援することで、様々な経営課題に挑戦する人財を育成してまいります。柔軟な働き方の実現を通じて個人の多様なニーズに応えるとともに、職場の安全と従業員の健康を十分に確保することで、多様な人財が意欲的に活躍し、継続的なイノベーションを促進する人財育成・職場づくりに取り組んでまいります。

ｃ．収益力・資産効率の向上

デジタル化による業務プロセスの変革や設備保守の高度化等をはじめとして、これまでの発電コスト低減や管理間接部門経費の削減の取り組みを加速し、収益力の更なる向上を図ります。

また、既存資産に対しては、設備信頼性とバランスをとりつつ更新投資を抑制するとともに、適宜保有資産の見直し・入替えを図り、新規投資に対しては資産効率を踏まえて経営資源を配分することで、資産効率の向上を目指してまいります。

ｄ．海外における事業基盤の拡大

当社グループは半世紀以上にわたり、世界各地で電源の開発及び送変電設備等に関するコンサルティング事業を行ってきました。そして、国内事業と海外コンサルティング事業で培った経験・信用・ネットワークを活かして、2000年より本格的に海外での発電事業に参画し、2010年以降は主に火力電源の新規開発によって規模及び収益を拡大してまいりました。その結果、海外事業は、設備出力と利益貢献の両面において、当社グループの主力事業のひとつに成長しております。

当社グループがイギリス及びアメリカにおいて建設工事を進めてきた大型プロジェクト（トライトン・ノール洋上風力発電プロジェクト、ジャクソンガス火力発電所）は、それぞれ2022年４月と2022年５月に運転を開始いたしました。残る大型プロジェクトであるインドネシアのセントラルジャワ石炭火力発電所の建設工事も着実に遂行し、更なる収益基盤の強化を図ってまいります。また、アメリカ、オーストラリア及びアジアを重点地域とし、多様化する発電設備等の開発ニーズに応じて、再生可能エネルギーをはじめとした新規開発案件への参画を目指してまいります。

(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

当社グループは、経営上の目標の達成状況を判断するための客観的な経営指標として、以下を採用しております。

項目 | 経営目標
連結経常利益 | 2023年度 900億円 以上
連結自己資本比率 | 2023年度 30％ 以上
再生可能エネルギー開発（2017年度比） | 2025年度 150万kW 以上
国内発電事業CO2排出量（2017～2019年度３ヵ年平均実績比） | 2025年度 △700万トン 以上 2030年 　 △40％ 以上

（注）上記財務目標は、有価証券報告書提出日（2022年６月29日）現在において予測できる事情等を基礎とした当社グループの合理的な判断に基づくものであり、その達成を保証するものではありません。

### ２ 【事業等のリスク】

以下には、当社の財政状態、経営成績並びに現在及び将来の事業等に関してリスク要因となる可能性があると考えられる主な事項を記載しております。将来に関する事項は、有価証券報告書提出日現在（2022年６月29日）において当社が入手可能な情報等に基づいて判断したものです。また、投資家に対する積極的な情報開示の観点から、当社が必ずしも重要なリスクとは考えていない事項であっても、事業等のリスクを理解する上で投資家にとって参考となる情報は記載しております。また、以下の記述は、別段の意味に解される場合を除き、連結ベースでなされており、「当社」には当社並びに当社の連結子会社及び持分法適用会社（連結財務諸表の用語、様式及び作成方法に関する規則(昭和51年大蔵省令第28号)の定義に従います。）が含まれております。

(1) 気候変動問題について

当社は、LNG等他の化石燃料を使用する発電所と比較して、発電量当たりのCO2排出量が相対的に多い石炭火力発電所を多数有しておりますが、化石電源のゼロエミッション化を2050年に向けた目標として掲げ、その実現に向けて石炭火力の高効率化・低炭素化等に取り組んでおります。

また、CO2フリー電源である再生可能エネルギーの導入拡大、原子力発電の開発などにも取り組んでおります。さらに、2015年７月に当社を含む電気事業者により策定された「電気事業における低炭素社会実行計画」に基づき、電気事業全体での目標の達成に向けて最大限努力しております。

日本国内では、2030年のエネルギーミックスにおいて石炭火力発電が電力供給の一定比率を担うとされているものの、2050年のカーボンニュートラル実現を目指すという政府目標が示され、電力部門においては、再生可能エネルギーの最大限の導入や安全最優先で原子力政策を進めるとされている一方、非効率石炭火力のフェードアウトの検討も進められています。

また、カーボンニュートラル目標と安定供給の両立に資する電源を対象に、新規の設備投資に対して長期予見性を付与する仕組みの検討が進められております。

当社としてもこれらの動向を注視しつつ、カーボンニュートラル目標に貢献する電源の開発や、気候変動問題の解決に資する事業の運営に取り組んでまいります。

一方で、2030年度の温室効果ガスの削減目標を2013年度比46％とするという政府の方針も示される中、今後、気候変動問題への対応に関する新たな法的規制等が導入されること等により、事業計画・事業運営に大幅な変更や制約等が生じた場合には、当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(2) 電気事業制度改革の進展等による当社の料金収入等への影響について

2013年４月に閣議決定された「電力システムに関する改革方針」に基づく電気事業制度改革によって、当社を取り巻く事業環境は大きく変化しております。電気事業法改正により、2016年４月には電力小売参入が全面自由化されるとともに、卸電気事業者に関する規制（事業許可制や料金規制）が撤廃されました。また、2020年４月には当社及び旧一般電気事業者は送配電部門の法的分離を実施しました。今後さらに、旧一般電気事業者に対する電気小売料金規制（経過措置）の見直しが行われる予定です。

制度改革における電気事業類型の見直しに伴い、2016年４月より当社は改正前の電気事業法で規定されていた卸電気事業者から、発電事業及び送電事業を営む電気事業者となりました。発電事業に関する料金は、原価主義に基づく料金規制等が撤廃され、市場競争環境下で販売先との協議により決定されることになります。また、送電事業に関する料金は、健全な送配電ネットワーク維持のため引き続き規制分野として原価主義に基づく料金制度となっております（当社の電気料金については、「３ 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」を参照）。

当社の営業収益の大半は、国内における旧一般電気事業者への販売による料金収入であるため、当社は、市場競争が進んでいく発電事業分野で、持続的に当社の発電事業が価値を発揮できるような取組みを進めております。具体的には、旧一般電気事業者を主とする販売先との適切な料金協議や電力販売の多様化による収益基盤の安定化の取組みに加えて、発電設備の保守高度化による競争力の強化等の取組みも進めております。

しかしながら、かかる取組みにもかかわらず、今後の長期的な電力需要の推移、更なる市場競争の進展、販売先との協議、法的規制等によって事業計画・事業運営に大幅な変更等が生じ、又は予期せぬ設備トラブル等により発電コストに見合った収益を確保できない場合、当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(3) 大間原子力発電所建設計画について

大間原子力発電所計画は、1995年８月の原子力委員会決定によって、国及び電気事業者の支援の下、当社が責任を持って取り組むべきとされた全炉心でのMOX（ウラン・プルトニウム混合酸化物）燃料利用を目指した改良型沸騰水型軽水炉（フルMOX-ABWR）であり、軽水炉でのMOX燃料利用計画の柔軟性を広げるという政策的な位置付けを持つものとされております。このため、全炉心でのMOX燃料利用に関する技術開発部分について、「全炉心混合酸化物燃料原子炉施設技術開発費補助金交付要綱」に基づき、政府から補助金の交付を受けております。また、既に沖縄電力㈱を除く旧一般電気事業者９社と基本協定を締結しており、その中で旧一般電気事業者９社による適正原価等での全量受電が約されております。加えて、計画の現況についても旧一般電気事業者９社と定期的に確認しております。

大間原子力発電所計画は、全炉心でのMOX燃料利用の原子力発電所として、地元大間町、青森県の同意を得て、1999年８月に電源開発調整審議会により電源開発促進法で定める国の電源開発基本計画に組み入れられ、2008年４月には「核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」に基づく原子炉設置許可、５月には電気事業法に基づく工事計画認可（第１回）を経済産業大臣から受け、着工に至っております。この時点で予定していた建設費は4,690億円でした。その後、2011年３月に発生した東日本大震災直後より工事を休止しておりましたが、2012年10月より工事を再開しております。

当社は、2013年７月に施行された原子力発電所に係る新規制基準への適合性審査を受けるため、2014年12月16日に原子力規制委員会に対し、原子炉設置変更許可申請書及び工事計画認可申請書を提出しました。具体的な取組みは多岐にわたりますが、シビアアクシデントを防止するために、設計基準事故対策の強化及び地震・津波等への想定や対応策の強化を行うとともに、新規制基準において新設された重大事故等対策として、炉心損傷の防止及び格納容器の破損防止のための対策を行っております。さらに、航空機衝突等のテロ対策として、原子炉格納容器の破損による外部への放射性物質の異常な放出を抑制するため原子炉の減圧等の遠隔操作を可能とする特定重大事故等対処施設を設置することとしています。

事業者として適合性審査の進展に予断を持つことはできませんが、上記申請の中でとりまとめた追加の安全強化対策工事を、2022年後半に開始し、2027年後半に終了することを目指しております。

しかしながら、原子力事業を取り巻く状況の変化、原子力規制委員会の審査の状況、新規制基準への追加の対応等により、工程が延伸する可能性があります。これらの場合には、建設費の増加や関連費用が更に発生する可能性があります。なお、安全強化対策工事については、先行して適合性審査に合格した同型炉の安全強化対策の内容や規模も参考に更なる対策の実施を検討しており、2014年12月16日の上記申請書に記載した工事費見通し約1,300億円についても、それに伴う相応の増額を見込んでおります。加えて、原子力発電においては、国の原子力政策の見直しなど原子力事業を取り巻く状況の大幅な変化や更なる市場競争の進展、予期せぬ事態の発生等による計画変更等のリスク、また、運転開始後には、放射性物質の貯蔵と取扱いに関するリスク、他の発電設備と同様、自然災害、不測の事故等のリスクも存在します（「(7) 自然災害、疫病の流行等について」を参照）。

一方で、全炉心でMOX燃料の利用が可能な大間原子力発電所は、国がエネルギー基本計画において基本的方針としている原子燃料サイクルに大きく貢献できる発電所です。電気事業連合会から2020年12月にプルサーマル計画が、2022年２月にプルトニウム利用計画がそれぞれ公表されておりますが、2021年度末のプルサーマルの実施状況を踏まえれば、年間最大6.6tPutのプルトニウムを回収可能な六ヶ所再処理工場が安定的に稼働するためには、フルMOX運転時に年間約1.7tPutのプルトニウムを消費できる大間原子力発電所は必要不可欠と考えております。

当社は、これらの大間原子力の重要性を踏まえ、原子力規制委員会の適合性審査に真摯かつ適切に対応し、必要な安全対策等を着実に実施して全社を挙げて安全な発電所づくりに取り組むとともに、ここに記載した原子力発電事業の様々なリスクに対しても可能な限り対策を講じ、事業者として関係者とも協力しながら経済性を確認しつつ事業を推進していく所存ですが、仮にリスクが顕在化した場合、当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(4) 海外発電事業をはじめとする国内外での新たな事業への取組みについて

当社は、収益基盤の強化を目指して、海外発電事業をはじめとする国内外での新たな取組みを進めております。

具体的には、海外発電事業については、海外諸国でのコンサルティング事業の経験を活かしてIPP（独立系発電事業者）プロジェクトへの取組み等を進めております。

また、国内電気事業については、高効率石炭火力発電所等の新規開発や、風力・地熱・廃棄物等の再生可能エネルギーを利用した発電事業等に加えて、電力小売販売等にも取り組んでおります。

しかしながら、これらの事業は、状況の大幅な変化、需要や市場環境の変化、規制の変更等の予期せぬ事態の発生等により、当社が期待したほどの収益を生まない可能性があり、これらの事情により事業計画の変更、事業・建設の取り止め等があれば、これに伴う関連費用の発生、追加資金拠出等により、当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性もあります。また、これらの事業の中には第三者との合弁形態で運営されているものがあり、事業環境の変化に伴う合弁形態の見直しや、当社が少数持分保有者に留まる合弁形態のために経営統制等に関与できない事態等が生じた場合、合弁事業の結果が、必ずしも当社の業績に有益な貢献をもたらさない可能性があります。さらに、海外での事業については、為替リスクに加え当該国の政情不安等によるリスク（カントリーリスク）が存在します。

(5) 資金調達について

当社は、これまで発電所等への多額の設備投資を行っており、そのための設備資金を主として借入れ及び社債発行によって調達してきました。今後も、再生可能エネルギー発電設備や大間原子力発電所の新規開発をはじめとする国内外での新たな事業等への投資、既存の債務の償還等のための資金調達を必要とする見通しです。今後の資金調達にあたり、その時点における金融情勢、当社の信用状態又はその他の要因のために当社が必要資金を適時に適正な条件で調達することができなければ、当社の事業展開並びに財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(6) 石炭火力発電用燃料について

当社の石炭火力発電所は海外炭を主たる燃料としております。当社は、海外炭の調達にあたっては、供給の安定性と経済性を同時に追求するため、オーストラリア、インドネシア、北米などに調達地域を多様化しております。また、石炭の安定確保のために、一部の炭鉱においては権益を保有しております。なお、当社による海外炭の調達は、主として長期契約又は期間１年程度の契約により行われており、補完的にスポットでの購入も行っております。長期契約に基づく石炭の購入価格は、通常、１年に１回市場価格を踏まえて調整されます。

当社の燃料費は、海外炭の価格変動、輸送船舶の需給状況、燃料調達先の設備・操業トラブル等により影響を受けますが、主要な石炭火力発電所の電力料金の燃料費相当部分については、販売先との間で燃料調達に係る市況の変動を適宜反映することとしているため、当社の業績への影響は限定的です。ただし、石炭価格の急激な上昇等があった場合、これに伴う燃料費の上昇分を料金に反映させるまでにタイムラグがあるため、一時的に業績に悪影響を及ぼす可能性があります。また、石炭価格が大幅に下落し、当社が権益を保有している炭鉱の業績に影響が生じた場合、当社の財政状態及び経営成績にも悪影響を及ぼす可能性があります。

(7) 自然災害、疫病の流行等について

自然災害、人為的なミス、テロ、燃料供給の中断又はその他の不測の事態により、当社の発電設備若しくは送・変電設備等又はこれらの設備を運転制御する情報システム等に重大な事故等があった場合、当社の事業運営に支障を来たし、ひいては周辺環境に悪影響を及ぼす可能性があります。当社は、当社が事業を実施している国及び地域における重要なインフラストラクチャーである発電設備及び送・変電設備の事故等の防止、関係者の安全確保並びに周辺環境の保全のため、保安・防災体制の確立、事故・災害の予防対策及び応急・復旧対策並びに環境モニタリング等に全社をあげて取り組んでおります。

しかしながら、事故等のために当社の発電設備又は送・変電設備等が操業を停止した場合、さらには事故等のため周辺環境に悪影響を及ぼした場合には、当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

また、当社は発電設備又は送・変電設備等の維持・運営等にあたり、電力安定供給のための対策を実施していますが、疫病の流行その他の不測の事態により、設備の運営、建設・補修工事又は大規模な点検等に必要な人員、原材料及び資機材等の確保が困難となる場合には、当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(8) 法的規制について

当社事業の大半を占める電気事業については、電気事業法による規制を受けております。

2014年６月の電気事業法改正により、2016年４月以降、改正前の電気事業法で定められていた卸電気事業者に関する規制（事業許可制や料金規制）は撤廃されましたが、当社は、引き続き同法に規定される発電事業及び送電事業を営む電気事業者として、事業規制及び保安規制、並びにこれらの規制に伴う変更・中止命令及び送電事業については許可の取消しに関する規定の適用を受けております。この他、当社の事業運営は様々な法令の適用を受けております。このため、当社がこれらの法令・規制を遵守できなかった場合、又はこれらの法令・規制の改正があった場合には、当社の事業運営や財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

また、原子力事業者による相互扶助の考え方に基づいて、将来にわたって原子力損害賠償の支払等に対応できる支援組織を中心とした仕組みを構築することを目的とする「原子力損害賠償・廃炉等支援機構法」により、原子力事業者は、原子力損害賠償・廃炉等支援機構の業務に要する費用に充てるための負担金を納付することを義務付けられております。当社は、現在進めている大間原子力発電所計画について、同発電所が「原子力損害の賠償に関する法律」に定める原子炉の運転等を開始した後に、負担金を納付することとなりますが、かかる負担金の額によっては当社の財政状態及び経営成績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(9) 業務情報の管理

当社は、個人情報をはじめ機密を要する多くの重要な情報を保有しています。これらの情報については情報セキュリティ対策の推進、従業員教育等の実施により厳重に管理しておりますが、外部に流出した場合、当社のレピュテーションや業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

### ３ 【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) 経営成績等の状況の概要

### 当連結会計年度における当社グループ（当社、連結子会社及び持分法適用会社）の財政状態、経営成績及びキャッシュ・フロー（以下「経営成績等」という。）の状況の概要は次のとおりです。

① 財政状態及び経営成績の状況

当連結会計年度の収入面は、電気事業の火力発電所利用率の低下（当社個別：75％→67％）により火力の販売電力量は大幅に減少しましたが、電力販売価格が上昇したことや卸電力取引市場等から調達した電力の販売が増加したこと等により、売上高（営業収益）は前連結会計年度に対し19.3％増加の１兆846億円となりました。営業外収益は、持分法投資利益の増加等により、前連結会計年度に対し100.7％増加の225億円となり、経常収益は前連結会計年度に対し20.3％増加の１兆1,071億円となりました。

一方、費用面は、退職給付費用の減少はあったものの、電気事業の他社購入電源費や火力の燃料費及び定期点検等修繕費の増加等により、営業費用は前連結会計年度に対し20.0％増加の9,976億円となりました。営業外費用は為替差損の計上等により、前連結会計年度に対し30.5％増加の366億円となり、経常費用は前連結会計年度に対し20.3％増加の１兆342億円となりました。

この結果、経常利益は前連結会計年度に対し19.6％増加の728億円となりました。親会社株主に帰属する当期純利益は、法人税等の税金費用が減少したこと等により、前連結会計年度に対し212.4％増加の696億円となりました。

なお、「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。以下「収益認識会計基準」という。）等の適用による連結財務諸表への影響は軽微です。

セグメントごとの経営成績は、次のとおりです。

（電気事業）

電気事業の販売電力量は、水力は出水率が前連結会計年度を上回った（96％→99％）こと等により、前連結会計年度に対し4.3％増加の92億kWhとなりました。また、卸電力取引市場等から調達した電力の販売は、前連結会計年度に対し32.6％増加の163億kWhとなりました。火力については、設備トラブル等による発電所利用率の低下等により、前連結会計年度に対し8.0％減少の479億kWhとなり、電気事業全体では前連結会計年度並みの747億kWhとなりました。

売上高（電気事業営業収益）は、電力販売価格が上昇したことや卸電力取引市場等から調達した電力の販売が増加したこと等により、前連結会計年度に対し19.8％増加の8,788億円となりました。

セグメント利益は、火力発電所利用率の低下や電力取引価格の上昇による他社購入電源費及び火力の定期点検等修繕費の増加があったものの、退職給付費用の減少や前連結会計年度の持分法適用関連会社における損失の反動減等により、前連結会計年度に対し39.8％増加の266億円となりました。

（電力周辺関連事業）

売上高（その他事業営業収益）は、収益認識会計基準等の適用に伴い、連結子会社の海外炭輸入販売収入が3,024億円減少したこと等により、前連結会計年度に対し34.8％減少の2,439億円となりました。

セグメント利益は、豪州連結子会社の石炭販売収入において販売単価が上昇したこと等により、前連結会計年度に対し110.2％増加の258億円となりました。

なお、収益認識会計基準等の適用によるセグメント利益への影響はありません。

（海外事業）

海外事業の販売電力量は、前連結会計年度並みの110億kWhとなりました。

売上高（海外事業営業収益）は、燃料価格の上昇等により、前連結会計年度に対し5.1％増加の1,451億円となりました。

セグメント利益は、持分法投資利益の増加はあったものの、為替の影響等により、前連結会計年度に対し28.7％減少の220億円となりました。

（その他の事業）

売上高（その他事業営業収益）は、前連結会計年度に対し14.3％増加の210億円となりました。

セグメント利益は、前連結会計年度に対し17.6％増加の12億円となりました。

資産については、円安の影響に加え、インドネシアセントラルジャワ石炭火力発電所や米国ジャクソンガス火力発電所建設工事の進捗及び流動資産の増加等により、前連結会計年度末から2,242億円増加し３兆661億円となりました。

一方、負債については、前連結会計年度末から1,137億円増加し２兆1,020億円となりました。このうち、有利子負債額は前連結会計年度末から1,217億円増加し１兆7,864億円となりました。なお、有利子負債額のうち2,894億円は海外事業のノンリコースローン（責任財産限定特約付借入金）です。

また、純資産については、親会社株主に帰属する当期純利益の計上に加え、繰延ヘッジ損益や為替換算調整勘定の増加等により1,104億円増加し9,641億円となりました。

以上の結果、自己資本比率は前連結会計年度末の28.5％から29.9％となりました。

#### ② キャッシュ・フローの状況

（営業活動によるキャッシュ・フロー）

営業活動によるキャッシュ・フローは、法人税等の支払額の増加等により、前連結会計年度に対し395億円減少の1,283億円の収入となりました。

（投資活動によるキャッシュ・フロー）

投資活動によるキャッシュ・フローは、インドネシアセントラルジャワ石炭火力発電事業への投融資の増加等により、前連結会計年度に対し355億円増加の1,788億円の支出となりました

（財務活動によるキャッシュ・フロー）

財務活動によるキャッシュ・フローは、借入れによる収入は減少したものの、コマーシャル・ペーパーの発行による収入の増加や社債の償還による支出の減少等により、前連結会計年度に対し770億円増加の840億円の収入となりました。

以上の結果、当連結会計年度末の現金及び現金同等物は、前連結会計年度末に対し372億円増加の2,225億円となりました。

### ③ 生産、受注及び販売の実績

当社グループが実施する事業のうち、電気事業の受給実績、販売実績、資材の状況及び海外事業の販売実績について記載しております。

### ○ 電 気 事 業

#### ａ．受給実績

種別 | 当連結会計年度 (自2021年４月１日 至2022年３月31日) | 前年同期比(％)
発受電電力量(百万kWh) | 77,277 | 101.1
損失電力量等(百万kWh) | △1,933 | 148.2
内部取引(百万kWh) | △551 | 99.1
販売電力量(百万kWh) | 74,792 | 100.3

（注）発受電電力量は、水力・汽力・内燃力・風力発電電力量等の合計です。

#### ｂ．販売実績

① 販売実績

| 当連結会計年度 (自2021年４月１日 至2022年３月31日) | 前年同期比 (％)
電力量 (百万kWh) | 電力料・託送料 (百万円) | 電力量 | 電力料・託送料
発電事業・電力販売事業 | 74,792 | 822,946 | 100.3 | 122.7
送電事業 | ― | 48,776 | ― | 98.2
合計 | 74,792 | 871,722 | 100.3 | 121.0

（注）発電事業の販売電力量及び電力料は、水力・汽力・内燃力・風力等の合計です。

② 主要顧客別売上状況

| 前連結会計年度 （自2020年４月１日 至2021年３月31日） | 当連結会計年度 （自2021年４月１日 至2022年３月31日）
売上高(百万円) | 割合(％) | 売上高(百万円) | 割合(％)
(一社)日本卸電力取引所 | 225,754 | 30.9 | 230,835 | 26.3
中国電力㈱ | 95,498 | 13.1 | 128,877 | 14.7
東京電力エナジーパートナー㈱ | 68,540 | 9.4 | 80,398 | 9.2
関西電力㈱ | 51,496 | 7.0 | 78,442 | 9.0

（注）割合は電気事業営業収益に対する割合です。

ｃ．資材の状況

① 石炭、重油及び軽油の受払状況

(イ)　石　炭

| 期首残高(ｔ) | 受入量(ｔ) | 払出量(ｔ) | 棚卸修正(ｔ) | 期末残高(ｔ)
当連結会計年度 (自2021年４月１日 至2022年３月31日) | 1,136,472 | 17,662,443 | 17,740,070 | 111,000 | 1,169,845
前年同期比(％) | 66.1 | 94.4 | 91.8 | 309.1 | 102.9

(ロ)　重　油

| 期首残高(kl) | 受入量(kl) | 払出量(kl) | 棚卸修正(kl) | 期末残高(kl)
当連結会計年度 (自2021年４月１日 至2022年３月31日) | 26,893 | 36,852 | 39,124 | 561 | 25,182
前年同期比(％) | 109.2 | 96.5 | 108.9 | ― | 93.6

(ハ)　軽　油

| 期首残高(kl) | 受入量(kl) | 払出量(kl) | 棚卸修正(kl) | 期末残高(kl)
当連結会計年度 (自2021年４月１日 至2022年３月31日) | 10,363 | 28,115 | 28,153 | 204 | 10,529
前年同期比(％) | 89.3 | 102.3 | 97.7 | 216.7 | 101.6

○ 海 外 事 業

① 販売実績

| 前連結会計年度 (自2020年４月１日 至2021年３月31日) | 当連結会計年度 (自2021年４月１日 至2022年３月31日)
電力量(百万kWh) | 電力料(百万円) | 電力量(百万kWh) | 電力料(百万円)
ガス火力（コンバインドサイクル） | 11,097 | 136,737 | 11,061 | 143,355

（注）タイにおけるプロジェクトのうち、主要な販売実績について記載しております。

② 主要顧客別売上状況

| 前連結会計年度 （自2020年４月１日 至2021年３月31日） | 当連結会計年度 （自2021年４月１日 至2022年３月31日）
売上高(百万円) | 割合(％) | 売上高(百万円) | 割合(％)
タイ電力公社（EGAT） | 123,969 | 89.8 | 130,007 | 89.6

（注）割合は海外事業営業収益に対する割合です。

(2) 経営者の視点による経営成績等の状況に関する分析・検討内容

経営者の視点による当社グループの経営成績等の状況に関する認識及び分析・検討内容は次のとおりです。

なお、文中の将来に関する事項は、当連結会計年度末現在において判断したものです。

① 重要な会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定

当社の連結財務諸表は、わが国において一般に公正妥当と認められている会計基準に基づき作成しております。この連結財務諸表の作成に当たっては、当連結会計年度末における資産及び負債の報告数値並びに当連結会計年度における収益及び費用の報告数値に影響を与える見積りを行う必要があります。当該見積りについては、経営者は過去の実績や見積り時点で入手可能な情報等に基づく仮定を用いて合理的に判断しておりますが、見積り特有の不確実性があるため、実際の結果と異なる場合があります。

当社グループは、連結財務諸表の作成に当たって用いた会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定のうち、以下のものが重要であると考えております。

ａ．固定資産の減損

当社グループは、継続的に収支の把握を行っている管理会計上の区分を基本として資産をグルーピングしております。減損の兆候がある資産又は資産グループについて、当該資産及び資産グループから得られる割引前将来キャッシュ・フローの総額が帳簿価額を下回る場合には、帳簿価額を回収可能価額まで減額し、減損損失を認識します。

減損の兆候の判定並びに減損損失の認識及び測定に当たっては、過去の実績や入手可能な情報等を踏まえた合理的な見積り及び仮定に基づき検討しておりますが、経営環境、市況又は事業計画の変化により当該見積り及び仮定に変更が生じた場合、減損処理が必要となる可能性があります。

ｂ．有価証券の減損

当社グループは、時価のある有価証券について、時価が著しく下落したときは、回復する見込みがあると認められる場合を除き、当該時価を以て貸借対照表価額とし、評価差額を減損損失として認識します。また、時価のない有価証券について、当該会社の財政状態の悪化により実質価額が著しく下落したときは、回復可能性が十分な証拠によって裏付けられる場合を除き、相当の減額を行い、評価差額を減損損失として認識します。

回復可能性の検討に当たっては、過去の実績や入手可能な情報等を踏まえた合理的な見積り及び仮定に基づき検討しておりますが、経営環境、市況又は事業計画の変化により当該見積り及び仮定に変更が生じた場合、減損処理が必要となる可能性があります。

ｃ．退職給付費用及び債務

当社及び一部の国内子会社は、数理計算上で設定される前提条件（割引率、将来の退職金ポイント累計、退職率、死亡率、年金資産の長期期待運用収益率等）に基づき、従業員に係る退職給付費用及び債務を算出しておりますが、実際の算出結果が前提条件と異なる場合、特に株価等市況が大きく変化し年金資産の実運用収益率が影響を受けた場合又は割引率が低下した場合、数理計算上の差異が大きくなり、その償却により人件費が影響を受けます。

ｄ．繰延税金資産の回収可能性

当社グループは、繰延税金資産の回収可能性の判断に当たって、将来の課税所得を合理的に見積もっております。将来の課税所得の見積りに当たっては、合理的な要因に基づく業績予測等を前提としておりますが、経営環境の変化又は税制改正による法定実効税率の変更等が生じ、繰延税金資産の全部又は一部を将来回収できないと判断した場合、当該判断を行った期間に繰延税金資産を減額し費用を計上します。また、当該変更等により計上金額を上回る繰延税金資産を将来回収できると判断した場合、当該判断を行った期間に繰延税金資産を増額し収益を計上します。

② 当連結会計年度の経営成績等の状況に関する認識及び分析・検討内容

ａ．経営成績の分析

（イ）営業収益

営業収益は、前連結会計年度に対し1,754億円（19.3％）増加の１兆846億円となりました。

このうち電気事業営業収益は、電力販売価格が上昇したことや卸電力取引市場等から調達した電力の販売が増加したこと等により、前連結会計年度に対し1,451億円（19.8％）増加の8,764億円となりました。

海外事業営業収益は、連結子会社であるGulf JPが運営するガス火力において燃料価格が上昇したこと等により、前連結会計年度に対し70億円（5.1％）増加の1,451億円となりました。

また、その他事業営業収益は、前連結会計年度に対し233億円（58.7％）増加の630億円となりました。

（ロ）営業費用及び営業利益

営業費用は、前連結会計年度に対し1,662億円（20.0％）増加の9,976億円となりました。

電気事業営業費用は、退職給付費用の減少はあったものの、他社購入電源費や火力の燃料費及び定期点検等修繕費の増加等により、前連結会計年度に対し1,486億円（22.0％）増加の8,244億円となりました。

海外事業営業費用は、Gulf JPの燃料費の増加等により、前連結会計年度に対し91億円（8.4％）増加の1,182億円となりました。

また、その他事業営業費用は、前連結会計年度に対し84億円（18.3％）増加の548億円となりました。

この結果、営業利益は前連結会計年度に対し92億円（11.8％）増加の869億円となりました。

（ハ）営業外収益と費用及び当期経常利益

営業外収益は、持分法投資利益の増加等により、前連結会計年度に対し112億円（100.7％）増加の225億円となりました。なお、前連結会計年度の持分法投資利益は、日本卸電力取引所から調達した電力を小売電気事業者向けに販売している持分法適用関連会社において、電力取引価格高騰による損失を計上したこと等により大幅に減少しておりました。

営業外費用は、為替差損の計上等により、前連結会計年度に対し85億円（30.5％）増加の366億円となりました。為替差損は、主にGulf JPが保有するドル建て借入金の決算時における為替変動の評価により発生します。前連結会計年度はドルに対してバーツ高が進行しましたが、当連結会計年度はドルに対してバーツ安が進行したことから、為替差損が発生しました。

為替差損の計上により営業外費用は増加したものの、営業利益や持分法投資利益が増加したことにより、当期経常利益は前連結会計年度に対し119億円（19.6％）増加の728億円となりました。

（ニ）親会社株主に帰属する当期純利益

税金等調整前当期純利益は、前連結会計年度に対し81億円（12.6％）増加の728億円となりました。

法人税等合計は、当社個別決算での課税所得の減少に加え、連結子会社であった㈱J-POWERサプライアンドトレーディングの吸収合併に伴い承継した繰越欠損金について繰延税金資産及び法人税等調整額（益）を計上したこと等により、354億円減少しました。

また、非支配株主に帰属する当期純利益は、Gulf JPの為替差損の増加等により37億円（42.6％）減少の50億円となり、親会社株主に帰属する当期純利益は前連結会計年度に対し473億円（212.4％）増加の696億円となりました。

ｂ．経営成績に重要な影響を与える要因

○ 営業収益

（電気事業営業収益）

当社グループの電気事業営業収益は主に、当社グループの発電設備で発電した電力の販売による収入、卸電力取引市場等から調達した電力の販売による収入、並びに一般送配電事業者からの託送料収入により構成されます。当社の販売電力量は、小売電気事業者等の電力需給動向により影響を受けるため、当社の電力量料金に係る収入は間接的に小売電力需要の影響を受けます。

(イ) 発電設備容量

当社は、発電施設建設にあたり、長期的な電力需要の見通し、市場競争の進展度合い等の想定されうる将来の事業環境を前提に、当該発電施設の収益性を判断し、開発計画を策定しております。想定以上の事業環境の変化により当社が期待する収益性を確保できない可能性はありますが、基本的には発電設備容量の増加が販売電力量及び販売電力料の増加に結びつきます。

(ロ) 電力需要

日本の最終電力需要の見通しによっては、長期的に当社が建設・運転可能な発電所数が左右されることになり、間接的に当社収益に影響します。短期的には当社火力発電所の発電量の多寡を通じ、営業収益に影響します。また、電力需要は冷夏・暖冬等の天候によっても影響を受けます。

(ハ) 電気料金等

発電事業に関する料金は、小売電気事業者等への販売料金と卸電力取引市場への販売料金により構成されます。小売電気事業者等への販売料金は、電気事業法の改正に伴い、2016年４月より卸規制等が撤廃され、販売先との協議により決定しております。卸電力取引市場への販売料金は電力市場価格に基づくため、当該価格変動の影響を受けます。一方、送電事業に関する料金は、健全な送配電ネットワーク維持のため引き続き規制分野として原価主義を採用しており、送電事業で必要と想定される適正な原価に適正な利潤を加えて算定しております。

小売電気事業者等への販売料金及び送電事業に関する料金の詳細な条件は契約当事者間で協議の上、適宜改定を行っています。また、料金の構成としては、揚水を除く発電設備については、原則として基本料金と販売電力量に応じた従量料金としています。一方、揚水発電設備、送・変電設備については、原則として全額を基本料金としております。

なお、火力発電設備の従量料金の大半を占める燃料費相当部分については、海外炭の価格動向など市況の変動が大きいため、原則として販売先との間で燃料調達に係る市況の変動を適宜反映する仕組みを導入しております。

また、卸電力取引市場等から調達する電力についての販売料金は、販売先との契約により決定し、適宜改定を行っております。

（海外事業営業収益）

当社グループの海外事業営業収益の大半は、当社の連結子会社とタイ電力公社（EGAT）との長期電力販売契約に基づく販売電力料収入です。販売電力料収入には固定料金である基本料金収入と販売電力量に応じた電力量料金収入があります。当社の連結子会社の販売電力量は、販売先であるタイ電力公社の電力需給動向により影響を受けるため、当社の連結子会社の電力量料金に係る収入は間接的に電力需要の影響を受けます。

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○ 営業費用

（電気事業営業費用）

(イ) 減価償却費

重要な減価償却資産の減価償却の方法は、定額法によっております。今後、新たに大規模な設備が資産計上されると減価償却費も増加します。

(ロ) 燃料費

火力発電所の燃料に使用する石炭については、主として長期契約若しくは期間１年程度の契約により行っております。また、補完的にスポットでの調達も行っております。長期契約に基づく石炭の購入価格は、通常、１年に１回市場価格を踏まえて調整されます。当社の燃料費は、石炭の価格変動、輸送船舶の需給状況、燃料調達先の設備・操業トラブル等の影響を受けます。

(ハ) 人件費

従業員に係る退職給付費用及び債務は、数理計算上で設定される前提条件（割引率、将来の退職金ポイント累計、退職率、死亡率、年金資産の長期期待運用収益率等）に基づき算出されておりますが、実際の算出結果が前提条件と異なる場合、特に株価等市況が大きく変化し年金資産の実運用収益率が影響を受けた場合又は割引率が低下した場合、数理計算上の差異が大きくなり、その償却により人件費が影響を受けます。

(ニ) 修繕費

設備信頼性を維持するため計画的な補修を実施しておりますが、定期点検の内容、規模等により修繕費は変動します。

(ホ) 他社購入電源費

電力市場価格や販売先との契約に基づく販売電力量等により、卸電力取引市場等からの電力の調達に要する他社購入電源費は変動します。

（海外事業営業費用）

(イ) 燃料費

タイにおける火力発電に用いる燃料の天然ガスは、タイ石油公社（PTT）と長期燃料供給契約を締結し購入しております。当社の連結子会社の燃料費は、ガス価格の変動、タイ石油公社の設備・操業トラブル等の影響を受けます。

○ 営業外収益・費用

営業外費用には、支払利息のほか為替差損があり、金利及び為替の変動によって影響を受けます。

ｃ．キャッシュ・フローの状況の分析・検討内容並びに資本の財源及び資金の流動性に係る情報

(イ) キャッシュ・フローの状況の分析・検討内容

当連結会計年度のキャッシュ・フローの状況の分析・検討内容につきましては、「(1) 経営成績等の状況の概要 ②キャッシュ・フローの状況」に記載のとおりです。

(ロ) 資金需要の動向

当社グループの主な資金需要は、電気事業及び海外事業への設備投資並びに長期負債の借換資金です。当連結会計年度の電気事業に係る設備投資は、前連結会計年度より167億円減少の899億円、海外事業に係る設備投資は、前連結会計年度より209億円減少の393億円です。

(ハ) 資金調達の方法及び状況

当社グループの資金需要は設備投資と債務の借換に係るものが大半であるため、資金調達は長期資金で手当てすることを原則としています。

長期資金調達に際しては、低利かつ安定的な資金調達手段として普通社債の発行及び金融機関からの借入を行っており、当連結会計年度末の普通社債発行残高は7,264億円、借入残高は9,584億円となりました。

短期資金については、運転資金に加え、調達の即応性を高める観点から機動的なつなぎ資金調達を実施することとしており、これら短期の資金需要を満たすために2,000億円のコマーシャル・ペーパーの発行限度枠を設定しています。

なお、当連結会計年度末の有利子負債残高は、前連結会計年度末から1,217億円増加の１兆7,864億円となりました。

○ 長期有利子負債

当連結会計年度末の長期有利子負債は、社債7,064億円、長期借入金8,396億円です。なお、長期借入金のうち2,738億円はノンリコースローン（責任財産限定特約付借入金）です。

○ 短期有利子負債

当連結会計年度末の短期有利子負債は、１年以内に償還予定の社債200億円、１年以内に返済予定の長期借入金1,188億円及び短期借入金81億円です。なお、１年以内に返済予定の長期借入金のうち190億円はノンリコースローン（責任財産限定特約付借入金）です。

ｄ．目標とする経営指標の達成状況等

当社グループは、「１ 経営方針、経営環境及び対処すべき課題等 (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」に記載のとおり、2023年度に実現を目指す財務目標として「連結経常利益900億円以上」及び「連結自己資本比率30％以上」を設定しています。

当連結会計年度における連結経常利益は728億円、連結自己資本比率は29.9％となりました。

### ４ 【経営上の重要な契約等】

（主たる事業に係る契約等）

当社グループの主たる事業は発電事業及び送電事業です。発電事業では旧一般電気事業者10社や新電力といった小売電気事業者等に対して、各社との出力・電力量、料金等を定めた契約に基づき、当社が所有する発電設備で発電した電力又は卸電力取引市場等から調達した電力を供給しております。また、送電事業では子会社が所有する送・変電設備により、沖縄電力㈱を除く一般送配電事業者９社の電力託送を、各社との契約に基づき行っております。

なお、発電事業に関する料金は、電気事業法の改正に伴い、2016年４月より卸規制等が撤廃され、販売先との協議により決定しております。一方、送電事業に関する料金は、健全な送配電ネットワーク維持のため引き続き規制分野として原価主義を採用しており、送電事業で必要と想定される適正な原価に適正な利潤を加えて算定しております。

（当社の完全子会社の吸収合併に係る契約）

(1) 吸収合併の目的

当社グループではこれまで、主に当社が発電した電力の一部を日本卸電力取引所（以下「JEPX」という。）で販売するとともに、当社の100％子会社である㈱J-POWERサプライアンドトレーディング（以下「JPST社」という。）がJEPXから電力を調達して小売事業者向けに販売してまいりました。しかし、2021年１月のようなJEPXの価格急騰時には、当社のJEPXでの販売収益が急増するのに対して、JPST社はJEPXからの電力購入費用の急増により資金不足となり、当社からの資金支援なしでは事業継続が困難となります。

今般、当社が直接小売事業者向け販売を担うことにより、発電と販売機能の連携を強化し、機動性の向上やガバナンスの強化を図ることを目的として、2021年12月１日を効力発生日とし、JPST社を当社に吸収合併させる合併契約を締結しております。

(2) 吸収合併の方法

当社を存続会社とし、JPST社を消滅会社とする吸収合併としております。

(3) 吸収合併に係る割当の内容

本合併は、当社の完全子会社との吸収合併であるため、本合併による新株式の発行及び金銭等の割当はありません。

(4) 吸収合併に係る割当の内容の算定根拠

該当事項はありません。

(5) 吸収合併の期日

2021年12月１日

（注）本合併は、当社においては会社法第796条第２項に規定する簡易合併に該当し、JPST社においては同法第784条第１項に規定する略式合併に該当するため、いずれも吸収合併契約の承認に関する株主総会決議を経ずに行っております。

(6) 引継資産・負債の状況

当社は、以下の一切の資産、負債及び権利義務を吸収合併の期日において引継ぎました。

資産 | 金額（百万円） |  | 負債 | 金額（百万円）
流動資産 | 6,965 |  | 流動負債 | 7,727
固定資産 | 1,118 |  | 固定負債 | 0
資産合計 | 8,083 |  | 負債合計 | 7,728

(7) 吸収合併存続会社の概要

商号 | 電源開発株式会社
所在地 | 東京都中央区銀座六丁目15番１号
代表者の役職・氏名 | 代表取締役社長　社長執行役員　　渡部　肇史
事業内容 | 電気事業等
資本金 | 180,502百万円

### ５ 【研究開発活動】

当社グループにおける研究開発活動は、J-POWER "BLUE MISSION 2050"の実現のために進める「新たな価値の創出」と、これまで電気事業で培った知見を活かしつつ事業環境の変化に対応し、持続的に競争力強化を図るための「既存事業の強化」の２項目に重点を置いています。

当連結会計年度の研究開発費の総額は、85億円（うち電気事業85億円）です。

主な研究開発は、次のとおりです。

① 新たな価値の創出（酸素吹石炭ガス化複合発電（酸素吹IGCC）、水素製造、CO2回収・利用・貯留、グリーンオイル、バイオマス燃料など）

② 既存事業の強化（貯水池環境保全技術、衛星画像データ利用の遠隔監視、発電所保守運用の最適化・デジタル化、地熱地域におけるモニタリング、系統シミュレーション技術など）