Skip to content

2013年(第89期)事前質問&一括回答

<事前質問>

■事業報告

1) 事業報告の(2)「対処すべき課題」では、「原子力、火力、再生可能エネルギーなどの多様なエネルギーをバランスよく組み合わせていく必要があります」と 記されており、原子力と火力については引き続いてさまざまな言及がなされているが、再生可能エネルギーについてはまったく言及がない。再生可能エネルギー を軽視しているのではないか。

このことに関連して、しかるべき将来における当社の再生可能エネルギーの調達目標(自社発電+購入)を示してほしい。

2)事業報告の(2)「対処すべき課題」で、昨年度は、「徹底的な安全対策を施したうえで、原子力を引き続き重要な電源として活用することが不可欠であると考えております」と記されていたが、今年度は、「安全対策を徹底したうえで、原子力を引き続き重要な電源として活用することが不可欠であると考えております」と記されており、表現が微妙に変わっている。今年度の表記では、「当社が必要と考える安全対策を行えばよい」という意味にも理解できるが、そういうことなのか。

■発電コスト・営業費用

1)当社の当期の主要電源別の発電コストを聞きたい。なお、水力は一般水力と揚水に分けて示してほしい。

2)電力需要が増えれば、火力発電所の設備利用率はあがるはずであるが、昨年度よりも火力発電所の発電単価が高くなっている理由は主に何と何か。

3)火力発電所の発電単価上昇の原因のうち、為替相場の変動の影響は何%程度と考えているか。

4)為替相場の変動による輸入燃料価格の高騰に対するリスクヘッジとしては、具体的にどのような対策を講じているのか。また、当期の2013年1月から3月までの円安時期に、それがどの程度の効果をあげたのか明らかにされたい。

5)当社は記者会見などで、赤字の主な原因は、火力発電所の燃料費が嵩んだことと電力需要が減ったことをあげている。電力需要が増えれば、火力発電所の燃料消費量も増えるはずであるが、当社は、火力発電所を使えば使うほど赤字になるのか、それとも黒字になるのか。

6)燃料費調整制度による当社の現在の基準数量はいくらか。燃料種別であれば、それぞれについて明らかにされたい。

7)燃料費調整制度の対象とならなかった当期の数量はいくらか。燃料種別であれば、それぞれについて明らかにされたい。

8)前項の燃料費調整制度の対象とならなかった当期の数量に対しても、燃料調整費制度を適用したと仮定した場合、電気料金は1kWh当りいくら増えるのか。

9)前回の料金改訂が行われたのは何年何月か。

10) 原発の発電コストは、内部コスト(電力会社が負担するコスト)だけで火力発電のコストとほぼ同等、外部コスト(電力会社が負担していないコスト。その最大 のものが、過酷事故のコスト)を加えると、火力発電よりはるかに高く、風力発電はいうまでもなく、現状の太陽光発電よりも高くなるのではないかと、言われ ている。企業の社会的責任の完遂を標榜している当社として、原発の膨大な外部コストを無視することは許されないはずだ。そのことを踏まえて、

① 当社は、原発の外部コストはどれほどの大きさになると認識しているか。

② 当社は、外部コストを含めても原発は低コストの電源であると考えているのか。

③ コストの大きな部分が外部化されている原発は、自由な市場経済になじまないという意見がある。この意見をどう評価するか。

11)2012年度に当社が北陸電力志賀原発からの受電に対して支払った金額はいくらか。

12)この契約は年度ごとに締結されているのか。2013年度も同様の契約を北陸電力と結んでいるか。

13)2012年度に当社が日本原電敦賀原発からの受電に対して支払った金額はいくらか。

14)この契約は年度ごとに締結されているのか。2013年度も同様の契約を日本原電と結んでいるか。

■原子力損害賠償支援機構に納入する「一般負担金」について

1)当社の「一般負担金」は、11年度62.1億円のうち費用は1.1億円、国庫納付金は61億円である。12年度72.5億円のうち費用と国庫納付金はそれぞれいくらか。

2) 原子力損害賠償支援機構(以下、機構)は、国庫から受けた交付国債5兆円分を国庫へ納付しなければならない。機構は11年度、「一般負担金」815億円の うち15億円を費用、800億円を国庫納付したと公表している。12年度の「一般負担金」1008億円のうち費用と国庫納付金はいくらか。

3)「一般負担金」を規定する機構法38条の「業務に要する費用」とは、11年度で言えば機構の経費15億円の費用のことではないのか。それとも、「業務に要する費用」とは、「交付金」返済、資本注入のための「借入金」返済なども含むとの解釈なのか。

4)「交付金」返済、資本注入のための「借入金」返済は、「業務に要する費用」ではなく「業務に要する資金」ではないのか。その上で、「費用」に充てるのは一般負担金、「資金」に充てるのは資金援助を受けた東電の負担する「特別負担金」なのではないのか。

5)電力各社の負担する「一般負担金」と資金援助を受けた東電だけが負担する「特別負担金」の 違いは何か。

6)機構が「一般負担金」から国庫納付すると言うことは、「交付金」の負担、つまり東電の損害賠償金を当社が負担していることになるのではないのか。なぜ他社の損害賠償の負担を当社がしなければならないのか。

7)この「一般負担金」の解釈、運用は、原賠法4条の規定する「責任の集中」に反するのではないのか。

8)当社が東電の支払う損害賠償金の負担をする前に、まず東電のステークホルダーである金融機関、メーカー、ゼネコンなどが負担するべきではないのか。取締役会は、当社が東電の損害賠償金を分担・負担することに問題はないとしているのか。

9) 東電は、「再生への経営方針」(12.11.07公表)の中で、原子力損害賠償機構からの交付金5兆円は、「一般負担金」1630億円、「特別負担金」 500億円の計2130億円/年を23年間で返済する計画であると書いている。このことを取締役会は承知、承諾しているのか。承知、承諾しているとすれ ば、それは会社に対する背信行為ではないのか。そうでないと言うならば、その理由は何か。

10) 東電は損害賠償の対象を過少評価して損害賠償金を抑えてはいるが、今後東電の損害賠償金は、5兆円から10兆円、20兆円と増えていくのは当然のことであ る。このままでは損害賠償責任のない当社が莫大な東電の損害賠償金を負担することになる。取締役会は、これを容認するのか、その根拠は何か。

11)これらのことは当社への財産権への侵害なのではないのか。取締役会は、財産権の侵害に対して何故、抗議をしないのか。その理由は何か。

12)「一般負担金」は、将来の事故に対する共済あるいは保険だとの見方もある。「一般負担金」は「保険料」なのか。もし、そうだとすれば負担金とは言わずに、共済金あるいは保険料として将来の事故に対して積み立てるべきではないのか。

13)「一般負担金」を負担していれば、今後当社が東電のような100兆円とも200兆円ともいわれる賠償金が必要になるような原発事故を起こしても、機構から東電と同じように「資金援助」されるとの約束、契約あるいは保障されているのか。その根拠は何か。

14)また、将来の事故への保険だとすれば、過去の事故に対して保険料はあり得ない。過去の事故に対して支払う「後付」は、保険として成立しないのではないのか。

15)「一般負担金」は、電気事業会計規則の改正により経費処理されている。ということは、我々株主の損害のみならず、当社から電気を購入する消費者にも損害を与えることになるのではないのか。

16)取締役会は、他電力の損害賠償金を負担し、わが社へ損害を与えたとのことで株主代表訴訟、あるいは必要のない他社の損害賠償金を電気料金に算入されたとのことで電気料金不払い運動などをされたらどうするのか。

17)当社は、原発停止(固定費負担)等によるコスト増にも耐え、今の所値上げ申請はしていないが、この原子力損害賠償支援機構への一般負担金は今後長くツケとして残り、経営への負担となっていくのではないか。

また、一般負担金は、経費処理されるので電気料金に反映され最終的には消費者の負担となる。高い電気料金から顧客が逃げて行く可能性も考えておくべきではないか。

■電力需給

1)当期(2012年4月〜2013年3月)の火力発電所の発電電力量の内訳について、石炭火力、石油、LNGそれぞれについて送電端と発電端について明らかにされたい。

2)武豊火力発電所2号機の2012年度の稼働日数、及び発電電力量を明らかにされたい。

3)新名古屋火力発電所8号系列において、昨年ガスタービンに送り込む空気を冷やす装置を設置して出力低下を抑えることに成功したとのことであるが、その効果は何%程度であったのか。
また、その費用は1基あたりいくらか。

4) 当社の当期の随時調整契約はどれだけだったか。また、来期(2013年度)の随時調整契約はどれほどになるか。

5)計画調整契約についても当期実績(夏季休日契約、夏季操業調整契約、ピーク時調整契約、自家発調整契約それぞれ)及び来期(2013年)の見込み量を明らかにされたい。

6)昨年の新たな取組みとして、アグリゲーターを活用した需要抑制策を実施したとのことであるが、これにより実際に抑制可能であった電力量は何kWで、昨年の実績は何kWだったのか。また2013年度の見込みは何社で、抑制可能な電力量は何kWか。

7)昨年は「通告調整契約」として25万kWの協力を得たとのことであるが、実際に活用したのは何万kWだったのか。また今年もこの制度は活用するのか。今年の協力の見込みは何万kWと見ているのか。

8)総会資料のどこにも節電への取り組みが述べられていないようだが、21世紀の電気事業者の姿勢として欠けるところがあるのではないか。

9)節電を促進するために、使用量が増えるに従い料金単価が高くなる累進型料金制度を大幅に採用すべきではないか。

10)当社の2012年度の二酸化炭素総排出量、および、その1990年度比の増減はどれだけであったか。

11)当社の2012年度の二酸化炭素排出実績を、二酸化炭素排出削減に関するこれまでの当社の言明との関連でどのように評価しているか。

■タービントラブル

1) 上越火力1−1、1−2,2−1系列では、低圧タービン動翼の29段目でひび割れ欠損が見つかり、いずれも動翼を圧力プレートに変えて運転することになっ た。当初1−1号で折損した時に特定した原因は低速運転での共振であったが、その対応だけでは、問題を解決できなかったことになる。結局、ひび割れ、折損 の原因は何であったのか。設計変更が必要なのではないか。

2)低圧タービン動翼を圧力プレートにしたことで減少した発電電力量(1.8万kW×3基)に相当する逸失利益はいくらと見積もっているのか。

3)前項の逸失利益について、メーカーである日立へは損害賠償請求を行っているのか、或いは行う予定はあるか。

4)昨年11月〜12月、浜岡3、4号機についても低圧タービン翼取付部で多数のひび割れが発見された。報道では今年3月までに原因を特定するということであったが、その後の発表がない。原因究明と対策はどうなったのか。

5)今回の浜岡3、4号機で発見されたタービン翼取付部のひび割れ欠損について、他社でも同様のひび割れが見つかっていることから、設計の見直しが必要なのではないのか。

■ 浜岡原子力発電所

1) 浜岡原発には、シビアアクシデント対策としてフィルタベントを取り付けるとのことである。フィルタベントの性能は、粒子状放射性核種を最大1000分の1 に除去できるということであるが、気体状のヨウ素、希ガス、トリチウム等については全て環境に放出されるという理解でよいか。

2)環境中に放射能を放出する可能性があるという事実について、地元住民に対し了解を得ているのか。了解を得たとするならば、どのような方法でそれを確認したのか。

3)シビアアクシデントによる最大の放射能放出量を何ベクレルと評価しているのか。ガス状の放射性核種及び粒子状放射性核種に分けて明らかにされたい。また、フィルタベントを取り付けることにより、粒子状放射性核種は環境に最大何ベクレル放出されると計算しているのか。

4)粒子状放射性核種の放出量を最大1000分の1に減らせるという性能は、どのような温度、圧力の条件下でのものか。粒子状放射性核種の捕捉率は、条件によっては低下する場合があると考えられるが、その幅は何%程度と考えられるのか。

5)フィルタベントの粒子状放射性核種の捕捉率は、定期検査ごとに性能試験を行って合否判定を行うのか。それとも定期検査とは別に性能試験を行うのか。或いは、メーカーの仕様を信用して、実機での試験は行わないことになっているのか。

6) マークI型(改良型も含む)格納容器の欠陥は、容量が小さすぎることと、サプレッションチェンバーの設計が震動に弱い形状になっているということである。 サプレッションチェンバー中の水が地震の揺れと、蒸気の噴出等によってスロッシング、スウェリング、チャギング現象等を起こし、接続管、ベントヘッダー、 ダウンカマ等に水力学的動荷重が 過大にかかり損傷するということが考えられる。この部分の耐震安全性評価はどのように行われているのか。浜岡3,4号機の揺れの最大1000ガルの場合、 最もシビアなポイントにおいて応力の発生値はいくらになり、それは基準値の何パーセントになるのか。またその発生値の計算にはスロッシングの影響は考慮さ れているのか。

7)接続管やベントヘッダー、ダウンカマなどの経年劣化による強度の低下などにはどのように対処しているのか。例えば、溶接部のひび割れ検査はどのような頻度で行われているのか。

8)静岡県知事は、2013年1月4日の定例記者会見において、浜岡原子力発電所の再稼働の是非を問う県民投票条例の静岡県議会での議員提案の時期は、主として中部電力が発表する安全対策の実施と再稼働の行程表に沿って判断されるべきであるとの発言を行っています。

また、かねてから再稼働のための安全対策として

①  津波防潮堤の完成

②  オフサイトセンターの移設

③  5号機の海水流入の原因究明と腐食箇所の徹底した検査・修理を実施し、使用可能性を証明する

④  核廃棄物の処理方法の確立

等を挙げています。

さらに、現在、静岡県は「万一」の浜岡原発事故に備える広域避難計画作りとして、周辺11市町の全住民約96万人の避難先や避難方法をあらかじめ定める作 業を行っていますが、想定東海地震は直下型であることから、地盤の上下動による道路の大規模な破損による渋滞等で「避難方法もルートも想像がつかない」と いうのが、県担当者の偽らざる実感のようです。

こうした状況をふまえ当社には、

⑤  原発事故が起こった場合の住民避難に対して、電力会社として取り得る、あるいは取らなければならない対策

も求められてくるでしょう。

これら①〜⑤のすべての安全対策がいつ完了し、再稼働をいつから実施できるのか行程表を明らかにしてください。

特に、④に関しては、当社単独で解決できる問題ではなく、国の政策としても確立した方法は決まっていない状態ですが、核廃棄物の処理方法について、当社は現在どのように考えているのか明確にお聞かせください。

9)浜 岡原子力発電所の再稼働に対して、立地県及び周辺の自治体や住民から反対や根強い不安の声が挙がっている原因は、耐震・津波・電源確保・核廃棄物の処理な どのハード面の安全対策に関する疑いだけではなく、これまで当社を含む電力業界、政府、一部の学者・専門家が事故を隠したり、原子力発電所の安全神話を過 度に喧伝するなどの、いわゆるソフト面での疑いも強いことがあります。「電力会社や政府、学者・専門家の言うことは信用できない」という不信感を、自治体 や住民の多くが拭い得ないというのが現状です。

静 岡県知事、名古屋市長、牧之原市長をはじめ地元・周辺自治体の少なからぬ首長が再稼働に反対、もしくは、浜岡原発の再稼働の是非を問う県民投票条例の制 定・実施も視野において、住民・県民の意思を重視すると公言しています。静岡県民を対象にした各種の世論調査でも、「県民投票の実施を求める」との回答が 7割前後を占めています。従って、住民の圧倒的な賛同を得ることなくして再稼働があり得ないことは明らかです。

水 野明久社長は度々「浜岡原発を世界一安全な原発にし、できる限り早期の再稼働をめざす」と表明していますが、自治体や住民から文字通り「浜岡原発は世界一 安全な原発だ。不安や不信は払拭された」と認められ、再稼働に対する圧倒的な賛同を得るためには、ハード面での安全対策だけではなく、ソフト面での透明性 の確保・信頼性の向上を図る必要があると考えます。もし、ソフト面での改革に着手しなければ、ハード面での安全対策に巨費を投じても再稼働に対する自治体 や住民の賛同を得ることは到底できないでしょう。

そこで、地元・周辺の自治体や住民に対する透明性を確保し、信頼性を高めるためのソフト面での改革の一つとして

①  社外取締役として、浜岡原発再稼働に反対もしくは強い疑義を表明している自治体の首長、学識経験者、市民団体またはその推薦を受けた人を複数名選出する。

②  当社の原子力発電及び浜岡原発再稼働に関する取締役会での議論は、多数意見と共に少数意見も列記して、基本的にすべての内容を公開する。

この件に関する取締役会のご所見をお聞かせください。

10)当社が行った南海トラフ巨大地震の内閣府モデルに基づく地震動の評価において、対象となっているプラントが2号機から5号機の4基で、1号機が含まれていないのは何故か。

11)またこの地震動評価で、「現状の停止状態において、浜岡原子力発電所2〜5号機の耐震安全性が確保されていることを確認しました。」とあるが、「停止状態」とはどのような意味か。
運転中のプラントの耐震安全性については、既に検証したのか、まだしていないのか。

12)検証した結果、現状のままでは運転中のプラントの耐震安全性は確保されていないことが明らかになったのではないか。そうであれば、そのようにハッキリと説明資料に明記すべきであるが、そうしないのはなぜか。

13) 今回の南海トラフ巨大地震の内閣府モデルから敷地内の揺れとして公表した2〜4号機の最大1000ガル、地盤の増幅を考慮した5号機の1900ガルという 加速度は、2006年改訂耐震設計審査指針に基づき、600ガルから800ガルに引き上げた基準地震動Ssとどのような関係になるのか。

14) 浜岡3、4号機については、国の原子力安全・保安院と原子力安全委員会において4年以上にわたりバックチェック審査が行われ、現在、結論を見ないまま止 まっている。当社は、新たに3、4号機で1000ガル、5号機で1900ガルの基準地震動Ssを策定し、耐震安全性評価報告書を原子力規制委員会に提出し 直すことになるのか。

■芦浜地点

1) 芦浜原発計画は37年間にわたる地元の強い反対により、当社は2000年に断念した。

しかし、地元では芦浜用地が当社所有となっていることに対し、核関連施設が建設されるのではとの不安の声が多数存在する。地元住民の不安を払拭し、37年間にわたり住民を分断し苦悩の歴史を押し付けたことを反省するためにも 芦浜の用地を地元に安く売却すべきである。白紙撤回以降の株主総会では「芦浜原発予定地は現時点で売却する考えはない」との回答が続いているが、いつ決断するのか?

2)当社は赤字転落となっているが、芦浜は具体的な活用方法の無いまま13年も経過し、固定資産税や管理費など余分な経費がかかっている。いつまでこの状態を続けるのか?

3)2008年の株主総会で芦浜にはアカウミガメやハマナツメ以外にも保護上重要な野生生物が確認されていることを認識していると回答があったが、当社が認識している芦浜における保護上重要な野生生物とは何と何か?

4)当社が実施しているとされる定期的な巡視,山林の間伐,つる切り,下草刈りなど,山林管理の作業員は、芦浜に生息する保護上重要な動植物の保護に関して、どこに何があるのか周知されているか?

5)山林管理の作業は昨年何回されたのか?その作業の評価はされているのか?費用は年間いくらかかっているのか?

6)当社は1994年4月に、公有地である堤防より海側のハマナツメ62本を無断で採取し移植実験を行ったが、現在どうなっているのか?データは取得されているのか?

以上

(注)複数の株主からの質問をテーマ毎に並べているので、語尾が統一されていません。)

============================================

<会社側一括回答>

「事業報告の『対処すべき課題』の記載内容」についてでございますが.

再生可能エネルギーは,純国産エネルギーであり,エネルギーセキュリティの向上に資するとともに.地球環境にも優しいエネルギーであることから.当社は平 成42年にその発電比率を10から15%程度まで高める目標を掲げており、経済性や供給安定性の確保に対する課題を克服しつつ,目標の達成に最大限の努力 をしてまいります。

「原子力発電所の安全対策」については,前期のものから一部表現を見直した箇所もございますが,安全対策に関する当社の考えに変わりはありません。

 次に「発電コスト」についてでございますが.

平成24年度の当社の営業費用における送電端の電源別発電単価は,1kWhあたり,水力は5円97銭,火力は12円4銭,新エネルギー等は25円70銭となっております。

この電源別の単価には.支払利息および一般管理費等は算入しておりません。

原子力については,浜岡原子力発電所か停止しており.発生電力か無いため単価の算出ができません。

なお,電気事業会計規則では,一般水力と揚水に係る費用はいずれも水力発電費に整理することとされており,これに基づき,当社は一般水力と揚水を分けた整理は行っておりません。

火力発電単価については,平成24年度の電力需要は,平成23年度に比べて減少しましたか,渇水や浜岡原子力発電所の停止影昏等により火力発電電力量は増加しており,火力全体の設備利用率も上昇しております。

しかしながら.平成24年度の火力の送電端の発電単価は,円安等により燃料価格が上昇したことなどから,平成23年度の11円35銭から69銭上昇し,12円4銭となっております。

なお,火力発電単価の上昇要因のうち、円安による影響は,46銭でございます。

当社は為替の変動を含めた燃料価格の上昇に対し,火力発電機の効率運用や,為替予約などを実施し,平成24年度においては,燃料価格の高騰による収支影響を概ね吸収することができました。

しかしながら,浜岡原子力発電所の運転停止により,不足する電力を補うための火力発電量の増加とともに燃料費も増加していることから,厳しい収支状況となっております。

販売電力量および火力発電量の増加による収支影響については,燃料価格や需給動向次第であるため,一概に申しあげることはできません。

なお,販売電力量が増加すれば,収入は増加しますか,浜岡原子力発電所の運転停止による火力燃料費の増加影響が大きいため,現在の収支状況が大きく改善するものではありません。

早成20年4月に改定した現行の料金制度において,燃料費調整制度に織り込まれている,当社火力発電における主な燃料消費数量は,石炭が989万ト ン,LNGが978万トン,石油が61万キロリットルであります。平成24年度に同制度に織り込むことができなかった燃料消費量は,総消費量の2から3割 程度ですが,販売電力量等の前提が異なるため燃料種別にお示しすることはできません。

また、燃料費調整制度にすべての燃料消費数量を織り込んだ場合の・電気料金については,仮定の話であり,ご説明は差し控えさせていただきます。

原子力発電のコストについては,平成23年12月,国の「コスト等検証委員会」において,1kWhあたりの発電コストが8.9円以上になるとの試算結果が 報告されました。この試算には,1kWhあたり,政策経費1.1円,事故リスクヘの対応費用0.5円以上が含まれております。

この試算結果を踏まえると,原子力発電コストは,事故コスト等を含めても、石炭やLNGの発電コストと同程度になると考えております。

次に.「他社との受給契約」につきましては、

当社は,北陸電力との間で,年度ごとに電力受給契約を締結しており,志賀原子力発電所2号機からの受電電力を当社の供給力として活用しております。志賀原 子力発電所2号機は、現在停止中であるものの,発電所の運営・維持管理に必要な費用を支払うこととしており,平成25年度についても電力受給契約を締結し ております。金額等の詳細につきましては,相手方もあることから,ご説明は差し控えさせていただきます。

また.日本原子力発電との間でも,年度ごとに電力受給契約を締結しております。

当社は,同社の敦賀発電所からの受電電力を当社の供給力として活用しており,同発電所を自社発電所と同等の扱いとしております。

当社が平成24年度に支払った受給料金は,発電所の維持管理に必要不可欠な最低限の費用325億円でございます。平成25年度の受給料金についても、発電 所の維持管理に必要不可欠な最低限の費用に限定して負担することとし,日本原子力発電に人件費の削減などの経営効率化を求めた結果,平成24年度の受給料 金を下回る水準としております。

次に「原子力損害賠償支援機構」につきましては、

原子力事業に係る巨額の損害賠償が生じる可能性を踏まえ,原子力事業者による相互扶助の考えに基づき,将来にわたって原子力損害賠償の支払い等に対応するために設立されたものであります。

「一般負担金」は,原子力損害賠償支援機構法において、原子炉の運転等を行りている全原子力事業者か,主務大臣が認可した年度総額および各事業者の負担金 率に基づき,年度ごとに,機構に対し負担金を納付しなけれぱならないものと規定されており,当社も,当該規定に基づき,一定の負担を行っております。

当社が一般負担金を負担していることを理由として,電気料金を支払われないお客さまがいらっしゃった場合には,他のお客さまとの公平の観点も踏まえ,法令および電気需給契約に基づき,適切に料金を回収してまいります。

一方,「特別負担金」は、原子力損害賠償支援機構法において,原子炉の運転等を行っている原子力事業者のうち,本機構より資金援助を受けた事業者に対し,事業年度ごと追加的に負担させると規定されており,当社は特別負担金の負担を行っておりません。

なお.平成24年度の一般負担金総額および当社収納額における費用と国庫納付金の金額や法令の解釈などについては,当社からご説明すべき事項ではないと考えております。

次に「電力の供給と有要」についてでございますが

.平成24年度の発電電力量に占める,火力発電の燃料別の発電電力量構成比率は他社からの受電分も含め, 発電端で,石炭火力が25%,LNG火力が64%< 石油火力が2%となりました。送電端の内訳については,当社では把握しておりません。また武豊火力発電所2号機の稼働日数は,22日でございます。

なお,個別の発電所の発電実績を開示することは,電力供給に係る競争上の不利益を招くおそれがありますので,ご説明は差し控えさせていただきます。

「新名古屋火力発電所8号系列に設置した吸気冷却装置の効果」については,ガスタービン4台に設置したことにより,1万6千kW・約1.2%の出力向上が図られました。同装置の設置費用については,契約に係わる事項であるため,ご説明は差し控えさせていただきます。

「随時調整契約」については,平成24年度,平成25年度ともに契約数は約200件,調整力は約70万kWとなっております。

「計面調整契約」については,平成24年度は夏季休日契約が約19万kW, 夏季操業調整契約が約17万kW, ピーク時間調整契約が約9万kW,自家発調整契約が約16万kW, 合計で約61万kWとなQております。

平成25年度は,夏季休日契約が約18万kW, 夏季操業調整契約が約21万kW,ピーク時間調整契約が約8万kW,合計で約47万kWのご契約をいただいております。

なお自家発調整契約については今夏は安定供給の目安となる8%の予備率を確保できる見込みであるため,締結する予定はございません。

アグリゲーターの活用については,平成24年度において試験的に需要抑制を依頼した結果,約2干kwの需要抑制効果が得られました。

平成25年度は,安定供給の目安となる8%の予備率を確保できる見込みであるため、活用する予定はございません。

「通告調整契約」については,平成24年度の契約数は約50件,調整力は約25万kWございましたが,実際に活用した実績はございません。

平成25年度は,契約を締結する予定はございません。

「節電」につきましては.当社ホームページやテレビCMなどを通じて,お客さまの生活や健康,あるいは生産や営業活動への影響を極力回避した無理のない範囲でのご協力をお順いさせていただいております。

また,今後の料金メニューについては,お客さまのニーズや,省エネ・節電の観点も踏まえ,検討してまいりたいと考えております。

なお,当社においては,各事業所の空調温度管理を徹底し、照明やエレベーター運転を間引くなど,年間を通じて節電施策に取り組んでおります。

平成24年度の「C02排出実績」につきましては,

現在集計中でございますが,約6,500万トン,1990年度対比で約40%増加と見込んでおります。

当社は,2008年度から2012年度までの5ヵ年平均の1kWhあたりのCO2排出量を1990年度実績から20%削減する目標を定め,取り組んでまいりましたが、浜岡原子力発電所の運転停止の影響により目標達成は困難な状況です。

次に,「上越火力発電所における蒸気タービントラブルの原因」についてでございますが.

現在,蒸気タービン動翼の折損に至った原因を調査している段階であり,本格的な復旧見通しは申しあげられません。引き続き原因究明を行い,恒久的な対策を実施してまいります。

逸失利益については,現時点で算定することはできません。

損害賠償については,事実関係に基づき、法令および契約内容に照らして適正に対処してまいります。

次に.「浜岡原子力発電所3・4号機における低圧タービントラブル」につきましては、

車 軸および勤翼に「ひぴ」や「割れ」が生じていることを確認しており,これらは,応力腐食割れや振動による高サイクル疲労割れが原因であると推定しておりま す。その対策として,切削(せっさく)による「ひび」の除去を行い,圧カブレートの設置などによる復旧を行うことといたしましたが、4号機の車軸の一部に ついては,圧力プレートの設置などによる復旧か困難であることから取り替えを行うことといたしました。車軸の「ひぴ」については,20年以上運転したこと による劣化事象であり,設計・施工に問題かあったとは考えておりません。

なお,これらについては6月21日に公表しております。

次に「浜岡原子力発電所」についてでございますが,

フィルタべントについては,粒子状放射性核種の捕捉率は,シビアアクシデント時の使用条件においても1000分の1以上を確保できるよう設計しております。

その性能について,記録確認および立会試験等により確認を進めてまいります。

フィルタベントの検査については、欧州での十分な実績かあり,この実績を踏まえて対処してまいります。

ヨウ素および希ガスは,粒子状の放射性物質であるセシウムなどと比べて半減期が短いことから.短時間で放射能の強さが減少します。また,トリチウムは,エネルギーの小さなペーク線しか放出せず,体内に蓄積することもありません。

3・4号機について内開府の公表結果を踏まえて本年4月に公表した約1,000ガルの地震動と,当社が自主的に実施した耐震裕度向上工事の際に設定した約 1,000ガルの目標地震動とは,施設に与える影響の大きさが同程度であり.3・4号機における耐震安全性は確保されていると考えております。

ちなみに、耐震裕度向上工事を実施した際の目標地震動約1000ガルによる耐震安全性評価では,応力は,ベント管のベントヘッダーとの接合郎において,評価基準値の十数バーセントとなっております。

なお,この応力に比べ,サプレッションプール水の地震時のスロッシングによる応力は小さいと考えられることから,地震時のスロッシングの影響を考慮しておりません。

また,ベント管,ベントヘッダーおよびダウンカマは,防食塗装が施されており,通常運転中は窒素雰囲気にあることから,経年劣化による強度低下の可能性は小さくなっております。

なお,定期検査において外観点検を行い,有意な腐食がないことを確認しております。

防波壁を含む津波対策工事については,平成26年度末に完了することを目標に実施し.工事の進捗状況については,適切に地元をはじめ社会のみなさまにお知らせしております。

オフサイトセンターの移設については,当社が実施するものではありませんので,当社はご説明すべき立場にございません。

5号機の海水流入事象については.流入した海水の処理が概ね終了し,機器の分解点検や当時原子炉に装荷していた燃料の点検を実施しているところであり,平成26年9月には調査を完了する予定です。

エネルギー資源の乏しいわが国においては,使用済燃料は,再処理して回収したウランやプルトニウムを有効利用することが重要と考えており,現在試運転の最 終段階にある日本原燃六ケ所再処理工場において,再処理することとなります。再処理によって発生する高レベル放射性廃棄物の最終処分については,原子力発 電環境整備機構が,地層処分の候補地の選定に向け公募を実施しているところです。

原子力災害発生時の住民避難については,国の原子力防災対策指針に基づき,静岡県が地域防災計画の修正および広域避難計画の作成を行っているところであり、当社は,必要な連携を図ってまいります。

再稼働時期については,現在申しあげる段階にございませんか,すみやかに新規制基準に適合させ,国の安全審査を受けるべく,手続きを進めてまいりたいと考えております。

当社は浜岡原子力発電所を「世界一安全な原子力発電所」とすることを目指して,安全対策を徹底するとともに,丁寧に説明することで,地元をはじめ社会のみなさまの安心につながるよう全力で取り組んでまいります。

現在の基準地震勤Ssは,原子力安全委員会が策定した耐震設計審査指針に従って,これまでの最大クラスとされている想定東海地震等に基づいて設定しております。

一方、当社が本年4月に公表した地震動は.「あらゆる可能性を考慮した最大クラスの南海トラフの巨大地震」である内閣府モデルを踏まえ,駿河湾の地震における増幅を受け実施してきた調査分析結果を反映して評価したものです。

当社は今後,内閣府の検討状況や新規制基準を踏まえ,浜岡原子力発電所で想定すべき基準地震動Ssおよび耐震安全性評価について,適切に検討してまいります。

なお,1号機については,すべての燃料の搬出が完了し,敷地周辺に対して著しい放射線影響を与えることはありません。

また,施設への影響評価における現状の「停止状態」とは.原子炉の運転を停止し,使用済燃料を原子炉内または燃料プールに貯蔵している状態をいい,2から 5号機については,原子炉建屋,基礎地盤、燃料ラック等の、安全性確保に必要な施設の耐震性が確保されていることを確認しております。

運転時の施設の安全性については,今後評価を進めてまいります。

次に.「社外取締役」につきましては.

ステークホルダーから信頼される経営を行い,人格,識見,経験はもちろん,経営諸課題を解決するに十分な能力を有し,さらには経営の監督という役割を十分担っていただける方にお願いしております。

取締役会の議事の経過の要領およびその結果については,適切に議事録に記載しておりますが.機微な内容も含まれており,当社としては公開することは考えておりません.

最後に「芦浜の土地」につきましては.

当時の計画地の大半を取得し,一団の土地となりていることから,具体的な活用方法について、土地の特性や収益性などから検討しております。土地の売却や寄付を含め,芦浜の土地を処分することは,現時点では考えておりません。

また,芦浜の生態系などの自然環境保全については,専門家の意見をお聞きするなど十分に配慮しており,定期的な巡視,山林の間伐・つる切り・下草刈りなど山林の管理を適切に行りておりますが,その費用などの詳細につきましては,ご説明は差し控えさせていただきます。

広告
%d人のブロガーが「いいね」をつけました。