2001年(第77期)株主総会

会社一括回答(2001.06.27)

2001年の株主提案
2001年の事前質問項目

株主TOPへもどる

 副社長の下川でございます。

 株主さまから、117問と多数のご質問を項戴しておりますので、項目毎にとりまとめて、私からご説明をさせていただきます。

 ■まず、「電源開発と電源構成」についてでございますが、電気事業者としては、今後確実な増加が見込まれる電力需要に対して、長期的な視点から、エネルギーセキュリティや環境保全に配慮しつつ、適切な供給力をバランス良く確保する必要があります。

 特に、原子力発電については、我が国にとってエネルギーの安定供給と地球温暖化防止のために不可欠であり、その経済性は、放射性廃棄物処理・処分等の関連費用を含めても、他の発電方式に比べ遜色ありません。今後とも増大する電力需要をまかなうべ−ス電源の中核として、引き続き立地促進に最大限の努力を傾注してまいります。

 また、石炭火力発電は、燃料である石炭が、石油やLNGに比べ資源量が豊富であり、埋蔵地域のかたよりもないため、エネルギーセキュリティおよび経済性に優れております。

 総じて、石炭は電力として使用するのが最も効果的ですので、地球環境問題等も考慮しながら進めてまいります。

 石炭火力の設備増強実績ですが、平成3年度から5年度にかけて、碧南火力1号機から3号機、合わせて210万kWを新設いたしました。

 現在、平成13年度から14年度の運転開始を目指して、碧南火力4・5号機、合わせて200万kWの増設を進めております。今後10年間の石炭火力の建設計画については以上であります。

 ■「発電コスト」についてですが、平成12年度の営業費用における送電端の電源別発電単価は、1kWh当たり、水力が7円71銭、火力が7円95銭、原子力が6円13銭となっております。

 ちなみに、この電源別の単価には、支払利息、一般管理費等は算入しておりません。また、水力発電は一括してとらえており、一般・揚水別には、整理しておりません。

 なお、平成12年度の他竜力からの電力購入の実績は、84億kWh、812億円であります。

 次に、「地球環境問題への取り組み」についてでございますが、平成2年度から平成12年度の間に、当社の電力需要が23%増加しているにもかかわらず、CO2総排出量は7%の増加に押さえることができました。これは、この間、1kWh当たりのCO2排出量を13%削減することにより達成したものですが、引き続き、電気事業大の目標…平成22年度における1kWh当たりのCO2排出量を、平成2年度に比べ20%削減するというものです…、達成に向けて努力を続けてまいります。

 また、「環境税等」につきましては、エネルギー消費抑制の効果や国民経済に与える影響等について、国レベルで十分な調査研究を行い、その上で国民のコンセンサスを得る必要があると考えております。

 ■次に、「新エネルギー」についてでございますが、太陽光や風力などの自然エネルギー発電については、余剰電力購入制度を通じて、導入の促進にできる限りの協力をさせていただいております。また、当社事業場へこれらの発電システムを導入し、信頼性の確認やコストダウン方策について検討を行っております。

 こうした自然エネルギー発電は、技術的には既に実用段階にあるとも言えますが、経済性、安定性、量の確保の面で課題があり、今後、費用と効果を確認しつつ研究開発を進めてまいりたいと考えております。

 ご承知のように、昨年10月、環境に優しい自然エネルギー発電の普及を支援したいというお客さま意識の高まりを背景に、「中部グリーン電力基金」制度が発足いたしました。当社としては、新聞広告やTVコマーシャルなどを通じ積極的にお客様の基金への参加を呼びかけております。

 今後とも、こうした様々な取り組みを通じて、自然エネルギー発電の普及促進に貢献してまいりたいと考えております。

「燃料電池」につきましては、発電に伴う排熱を利用できれば高い総合効率が期待できますので、資源の有効利用の観点から、当社も積極的に研究開発を進めております。

 電源としての将来性については、‥・燃料電池の評価には、電気とともに熱を有効に利用できるか否かが重要なポイントになるのですが・‥、一年を通じて一定の熱需要がある地域は限られているという我が国固有の事情とか、機器の信頼性等まだ克服すべき課題が多く、至近年に既存の電源に替わるのは難しいのではないかと思われます。

 むろん、実用化に向けて、さらに進んだ調査・研究を行いたいと考えております。

 ■次に、「デイマンド・サイド・マネジメント、DSM」についてでございますが、当社といたしましては、従来から、その重要性を認識し、高効率機器の推奨、季節別時間帯別料金制度や蓄熱割引制度の導入など、我が国の実状にあった様々なDSM、すなわち供給力を需要面から補完する施策を講じてきており、今後ともその拡充に努めてまいりたいと思っております。

 「オール電化住宅」についてですが、オール電化住宅は、深夜に稼働し負荷平準化に資する電気温水器や、クッキングヒーター等のエネルギー効率の高い機器を備えた住宅であり、エネルギーの効率利用に資するものであると考えております。

 一般的に、住宅の気密性・断熱性は高まる傾向にあり、室内での燃焼がなくエネルギー効率の高い電気機器を備えたオール電化住宅は、環境面でも優れた、エネルギーを有効に利用できる住宅であると考えております。

 ■次に、「徳山・杉原水力発電所」についてでございますが、当地点は、エネルギー資源の少ない我が国において、純国産である水力エネルギーを開発できる数少ない地点の一つでありまして、電源としての寿命、エネルギーセキュリティー、環境特性、経済性を総合的に勘案すると、必要かつ有効な電源であると考えております。

 徳山発電所は、混合揚水式発電所でありまして、杉原発電所を含めた両発電所は、ピーク電源としての最大電力と、発生電力量の両面から寄与いたします。

 徳山発電所の電気は、電源開発株式会社から当社が全量買い取り、受給料金は発電所が運転開始するまでに、双方協議の上、適正に決めることになっています。

 なお、当社の平成12年度の一般電気事業者以外からの電力購入の実績は、電力量で102億kWh、金額で985億円となっております。

 個別の契約内容につきましては、相手方もあることであり、回答は差し控えさせていただきます。

 杉原発電所は、平成13年度供給計画において、従来通り平成20年度の運転開始としております。

 杉原ダム周辺の猛禽類につきましては、現在、引き続き調査中でありまして、調査結果をとりまとめた上で、学識経験者の指導を頂きながら、適切に対処してまいりたいと考えております。

 ■次に、「浜岡原子力発電所」についてでございますが、 建設中の浜岡5号機の建設費用は、3,766億円となっております。

「浜岡原子力発電所の定期点検」についてですが、定期点検への取り組みについては、常に安全最優先の考えに立ち、従来と同等の点検内容で行っており、品質管理レベルを落とすというようなことは全くありません。

 従来の作業実績を踏まえた上で、時間単位の工程管理、予備機入れ替え方式の採用などにより、無理のない作業工程で実施し、業務効率化を実現しております。なお、定期点検の効率化は以前より実施しておりますが、この間の運転実績は良好で、安全性は十分確保されております。

「プラントを停止する際の原子炉の冷却」につきましては、原子炉施設保安規定に定める制限の範囲内で実施しており、局所クーラーを設置するなど、労働環境に配慮するよう努めております。

「窒素パージ」につきましては、従来から定期点検時の前日よりあしかけ2日をかけて行っており、現在のやり方も変わっておりません。なお、「被ばく線量」は定期点検を効率化するわけですから、従来対比で増えるということはありません。当社は、今後も安全を最優先して定期点検の効率化に取り組んでまいります。                           、
 現在の4基体制において、定期点検時には約2,900名、運転中には約2,200名の方が働いており、3基体制当時に比べそれぞれ300〜400名程度増加しております。今後とも年間を通して業務量の均平化に努めてまいります。

 「当社の関係会社の社員が、4号機放射線管理区域外の海水取水設備点検作業中に亡くなられたこと」につきましては、医師の診断では、心筋梗塞が原因と聞いております。

 この作業は、従来の作業実績を踏まえ、十分な事前準備を行い、無理のない作業工程で実施しており、当人は定期的に休日も取得していたと聞いております。

 なお、法令に基づく定期的な健康診断は的確に実施されており、その結果、異常はなかったと聞いております。
「原子力損害補償」につきましては、わが国の原子力発電所では、原子力災害が発生し、発電所周辺の方々に被害を及ぼすようなことはないと考えておりますが、当社におきましても、万一の事故に備えて「原子力損害の賠償に関する法律」に基づく原子力損害賠償制度により、万全の補償体制を講じております。

 ■次に、「プルサーマル」についてでございますが、「プルサーマル」はウラン資源の有効利用を図る観点から、原子力開発が始まった昭和30年代から検討されてきたものでありまして、エネルギー資源に乏しい我が国にとって、将来にわたるエネルギー源を確保する上で、欠かせないものであると認識しております。また、将来のプルトニウム本格利用時代に備えて、産業基盤を整備することにも寄与いたします。

 こうした観点から、当社といたしましても、適切な規模のプルサーマルは必要であると考え、2000年代のできるだけ早い時期に浜岡の1基で実施したいと考えております。

 現在、どの原子炉で行うのかも含め、具体的な計画を検討中でして、計画が固まりましたら、地元へ十分ご説明をし、ご理解をいただきながら、進めてまいりたいと考えております。

 「東京竜力と関西電力のプルサーマル計画が遅れていること」は承知しておりますが、プルサーマルの必要性、安全性について、地元の方々のご理解が十分得られなかったためであると認識しております。しかしながら、東京電力においては、既に発電所に燃料が到着済みであり、現在具体的な計画を検討中の当社との物理的な時間差は大きいと考えております。

「プルサーマルを実施した場合の発電コスト」ですが、具体的な計画を検討中であり、数値は持ち合わせておりませんが、原子力発電コスト全体で評価すれば、MOX燃料導入による影響は、1%程度にすぎず、直ちに原子力発電の経済性を損なうものではありません。

 MOX燃料の割合、いわゆる「炉心装荷率」につきましては、原子力安全委員会原子炉安全基準専門部会が平成7年5月にまとめた報告書「発電用軽水型原子炉施設に用いられる混合酸化物燃料について」において「MOX燃料の炉心装荷率が3分の1程度の範囲で、MOX燃料装荷炉心は従来のウラン燃料炉心と同様の設計が可能」との報告がなされております。なお、この報告書は公開されており、参考文献は、報告書内に記載されております。

 このように、燃料を適切に配置することにより、_ウラン燃料炉心の場合と同様に原子炉を安全に停止することが可能で、当社も、MOX燃料の炉心装荷率については、3分の1程度の範囲で具体的な計画を検討中であります。

 このように、MOX燃料装荷炉心については、ウラン燃料炉心と同等の設計が可能であり、安全性が低下することはありません。また、東海地震に対しても十分な耐震設計がなされております。

 「海外におけるプルサーマルの実績」は、1960年代以降、累積2,200体以上、49基の軽水炉で利用実績があります。フランス、ドイツ、スイス等において1980年代後半から順次利用が拡大し、現在34基の軽水炉において実用規模で縦続的に使用中であります。日本でも2基の軽水炉で少数体利用を実施しておりました。

 利用実績のある49基について確認できる範囲内では、「MOX燃料炉心装荷率実績の最高値」は約37%、「平均値」は約21%であり、「炉心装荷率が30%を上回ったもの」は9基です。

 また、浜岡原子力発電所と同じ「沸騰水型原子炉における実績」は、累積476体、13基あり、このうち現在、ドイツの2基、インドの2基がプルサーマルを実施しております。

 沸騰水型原子炉の13基について確認できる範囲内では、炉心装荷率で約38%まで許認可を取得している商業炉もございますが、「実績の最高値」は約17%、「平均値」は約10%であります。

 このような海外での実績も踏まえ、原子力安全委員会原子炉安全基準専門部会の報告書で、「MOX燃料の使用についてはこれまでに相当の実績があり、安全上の課題も特に見当たらず、MOX燃料を使用する上で基本的な技術は確立されていると判断している」とされており、プルサーマルには十分な実績があると考えております。

 現在、「当社と日本原燃との再処理契約数量」は約930トンですが、年度毎の再処理量については決まっておりませんので、ご質問の「向こう 30年間で取り出されるプルトニウム量」について、正確な値は、お答えできません。しかしながら、日本原燃の再処理工場の年間再処理量は800トンであり、そのうち「当社の使用済燃料から回収されるプルトニウム」は、大間発電所への譲渡分約0.2トン程度を考慮すれば、年間約0.6トン程度見込まれます。

 仮に、浜岡1号機から4号機の全ての号機に、炉心装荷率3分の1までMOX燃料を装荷した場合、「年間のプルトニウム利用量」は約2トンでありますので、十分使いきれることになります。

 なお、「使用済燃料に約1%含まれるプルトニウム」は、再処理によって全量回収され、MOX燃料として再利用されます。

 また、「使用済燃料に約96%含まれるウラン」は、再処理によって全量回収され、回収ウラン濃縮してリサイクルすることが基本方針であり、具体的な利用計画を現在検討中であります。

 「MOX燃料の安全性」につきましては、原子力安全委員会原子炉安全基準専門部会の報告書で、「ウラン燃料の燃焼度を超えない範囲で、MOX燃料はウラン燃料と同様の照射挙動を示すことが確認されており、ウラン燃料と同様の設計が可能」とされております。

 当社も、この範囲内で現在具体的な計画を検討しておりまして、ウラン燃料と同等の安全性が確保できると考えております。

「MOX燃料使用中のペレット等の温度」ですが、公開文献の設計例によりますと、「ペレット中心温度の最大値」は、ウラン燃料で約1,590℃であるのに対し、MOX燃料では約1,660℃であります。

 また、「被覆管外面最高温度」は、ウラン燃料とMOX燃料で変わることなく、ともに約310℃程度であります。
「MOX燃料の加工先」ですが、イギリスのBNFL社、ベルギーのベルゴニュークリア社、フランスのCOGEMA社のいずれも候補の一つと考えており、現在、具体的な計画を検討中であります。    

 加工先の選定にあたり、品質管理体制などを十分確認するのはもちろん、実際の製造段階においても、厳格な品質管理が実施されていることを確認して進めます。

 なお、「MOX燃料ペレットの検査データの公開」については、製造メーカーのノウハウもあることから、公開可能な範囲を含めて検討してまいります。

 「MOX燃料の海上輸送」について、一部の沿岸諸国が懸念を表明していることは承知しておりますが、国際輸送では、国際海事機関、国際原子力機関の基準および国内法令を満たしており、十分な安全対策を実施しております。

 また、実際の輸送に際しては、事業者として、関心を有する沿岸諸国には、国と協力し、安全性の説明等、一層の理解獲得に努めてまいる所存でございます。

 当社を含む電力9社並びに日本原子力発電株式会社は、平成12年11月に日本国内でのMOX燃料加工の事業化を決定いたしました。「MOX燃料加工事業の概要」につきましては、青森県六ヶ所村での立地を前提に、事業主体を日本原燃株式会社にお願いしておりますが、具体的な設計等はこれからであり、「日本原燃株式会社への出資等」につきましても、現時点では決まっておりません。

 「使用済MOX燃料」についてでございますが、「その再処理」は、昨年11月に決定した「原子力の研究、開発及び利用に関する長期計画」において、「六ヶ所再処理工場に続く再処理工場は、高燃
焼度燃料や軽水炉使用済MOX燃料の再処理も行える施設とし、2010年頃から検討することが適当」とされており、再処理するまでの間は発電所内で適切に貯蔵・管理することとしております。なお、現在の技術でも、使用済ウラン燃料と混合処理をすることで再処理は可能でありますが、「現在建設中の六ヶ所再処理工場」は、使用済ウラン燃料用の再処理工揚であるため、使用済MOX燃料の再処理については検討しておりません。

 ■次に、「使用済燃料の再処理」についてでございますが、 「当社が海外に再処理を委託した使用済燃料」は、総量で約537トンであります。

 また、「海外との再処理契約で回収されたプルトニウム」は、平成13年3月末現在で、約3.2トン保有しております。
 「六ヶ所再処理工場の使用済燃料貯蔵施設」に増設計画があるとは聞いておりません。

 当社が、本年2月に実施いたしました、「六ヶ所再処理工場への燃料搬出」は、同工場の操業計画に沿った使用済燃料取得計画に従い実施したものでございます。

 「海外再処理により返還される高レベル放射性廃棄物ガラス固化体のうち当社分の返還本数」は、全体の約1割と見込んでおりますふ「本数の算定」について、これまでは、再処理およびガラス固化体の製造実績が少なかったため、仕様値から算出しておりましたが、平成11年末までにフランスのCOGEMA社において、全ての再処理が完了し、ガラス固化体の製造実績が得られ、再度算出した結果、本数が減少することとなりました。

 なお、フランスのCOGEMA社における「ガラス固化体1体当たりの使用済燃料の量」は、仕様値から約1.3トンと算出しておりましたが、ガラス固化体の製造実績から、約2トンとなります。一方、イギリスのBNFL社におけるガラス固化体1体当たりの使用済燃料の量は、沸騰水型原子炉の場合、仕様値に基づき約2.1トンと算出しております。

 また、返還高レベル放射性廃棄物の海上輸送につきましては、MOX燃料の海上輸送のところでご説明したとおりでございます。

 ■次に、「高レベル放射性廃棄物」についてでございますが、「その処分費用」は、「特定放射性廃棄物の最終処分に関する法律」および経済産業省令に基づき、原子力発電環境整備機構に納付しております。

 したがいまして、原子力発電環境整備機構との間で「基本契約」はございません。
 「平成12年度に当社が原子力発電環境整備機構に納付した高レベル放射性廃棄物の最終処分のための費用」は、約82億5,700万円であり、1月31日と3月1日の2回に分けて納付しております。

 「拠出金額」は、経済産業省令で定めたガラス固化体1体当たりの処分単価3,591万7,000円に、平成12年1月1日から12月31日までの間の原子力発電所の運転に伴って生じた使用済燃料の再処理後に生ずるガラス固化体の量を乗じた額でございます。なお、同期間の発電電力量は、1〜4号機合計で約252億9,000万kWh、これに伴って生じた使用済燃料の再処理後に生ずるガラス固化体の量は、約86本でございます。

 また、過去分については、平成11年12月31日までの1〜4号機合計の発電電力量約3,458億kWhに伴って生じた使用済燃料の再処理後に生ずるガラス固化体の量約1,080本の15分の1にガラス固化体1体当たりの処分単価を乗じた額を15年間にわたり毎年納付するものであります。

 「1kWh当たりの処分費用」は、過去に発生した分が約0.07円、今後発生する分は約0.13円と試算しております。
 なお、「拠出金」は、計算書類附属明細書の「特定放射性廃棄物処分費」として整理しております。

 「高レベル放射性廃棄物の輸送」については、既にフランスからの返還実績があり、安全に輸送できますので、現在、輸送方法や安全な輸送容器の開発は行っておりません。

 「国内の高レベル放射性庚棄物の貯蔵施設から最終処分場までの輸送費」は、処分場が決まっていない現段階では、見積もっておりませんが、海外からの返還輸送よりは安くなると考えております。また、「輸送費用の確保方法」については、現段階では未定でありますが、適切に費用計上することになると考えております。                      

「高レベル放射性廃棄物地層処分の広報活動」につきましては、
 当社は、原子燃料サイクルの必要性をご理解していただく一つの方法として、東濃地科学センターへの見学を行っており、平成12年度は、146名をご案内いたしました。

 見学会に際しては、社員が必ず引率しておりますが、見学にあたっての案内や留意すべき事項は、東濃地科学センターの指示に従っております。

 なお、東濃地科学センターの見学には、チラシによる募集は行っておりません。

 また、「高レベル放射性廃棄物地層処分に関する広報費用」については、原子力広報全般の中で理解活動を行っておりますので、高レベル放射性廃棄物地層処分だけを切り離した費用の算出はできません。

 「その原子力広報の費用」につきましては、「一般管理費」の「普及開発関係費」で整理しております。

 「自治体への訪問」につきましては、原子力発電環境整備機構が、高レベル放射性廃棄物地層処分に関する広報活動の一環として実施したことは、承知しております。

 当社としましても、平成12年9月に閣議決定された「特定放射性廃棄物の最終処分に関する基本方針」に従って、高レベル放射性廃棄物の発生者として、原子力発電環境整備機靖および国と連携しながら、みなさまのご理解を深める広報活動を行っていくことにしております。

 「原子力発電環境整備機構に対する人的支援」としては、現在、技術部へ1名、業務部へ1名の合計2名を出向させており、さらに、7月1日より、この2名に加えまして技術部に1名、業務部に1名を出向させる予定でございます。

 なお、原子力発電環境整備機構は、現在、東京に事務所があるのみで、現場などを視察できる施設は所有しておりません。

■次に、「芦浜地点」についてでございますが、 芦浜の土地、山林については、適切な保全および管理を行っており、保有している土地については、有効な活用方法を検討しているところであります。

 なお、新規立地点につきましては、現在、管内に限らず調査・検討を行っておりますが、具体的な地点については、決まっておりません。

 海山町におきましては、現在、町議会等の地元の動向を見守っているところであり、当社は発屯所の設置を目的とした立地活動は行っておりません。

 最後に、「電力自由化への対応と事業体制のあり方」についてですが、昨年3月21日に施行された改正電気事業法に基づく現在の電力供給システムは、エネルギーセキュリティや環境保全などの公益的課題と効率化の両立を目指して設計されたものでありまして、「我が国に最もふさわしい電力供給シ
ステムで、技術的にもフイージブルなものである」と考えております。

 当社といたしましては、従来どおり、発送配電一貫の事業形態の下で供給責任を果たしつつ、さらなる効率化を図っていくことが適当と考えております。

 以上をもちまして、ご説明を終わります。

以 上

 ▲脱原発株主の事前質問項目
 ▼もどる