第80期(2004年) 定期株主総会 事前質問

<事前質問>

→会社側一括回答

第80期中部電力株主総会 事前質問書

 中部電力(株)社長
  川口文夫殿

2004年6月21日
脱原発中電株主と一緒にやろう会
世話人 早川しょう子
  

 ●電力需給・経営政策・自然エネルギー

1. 将来の電源としては、地域に密着した小規模分散型電源が自然エネルギーや各種廃熱の利用、コジェネ、災害への抵抗力、高圧送電の電磁波障害の解消、送電ロスの軽減、地元合意の容易さ、分権社会との調和などの点で優れている。当社としてもこれまでの大規模・遠距離電源に極度に依存した電源構造を早急に改善していくべきであると思うが、どうか。

2. 当社が進めているDSM(ディマンドサイドマネジメント)は、電力需要平準化を目的とするものであるが、電力需要縮減を目的とするより積極的なDSMに乗り出す意思はあるか。

3. 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いただきたい。

4. 当社は2001年から2011年の間に石炭火力発電を410万KW増強する計画である。二酸化炭素をほとんど排出しないという理由で原発を推進しながら、主要電源のなかでは二酸化炭素をもっとも多量に排出する石炭火力をこのように大増強することは不条理ではないか。

5. 当社の2003年度の二酸化炭素総排出量は1990年度に比べて何%増加または減少したか。

6. 日本政府は2010年前後までに1990年比で6%の温暖化効果ガスの排出削減を国際公約している。当社のこの期間における二酸化炭素総排出量はどけだれ削減される見通しか。

7. 当社に自然エネルギーの開発利用についての長期計画はあるか。もしなければ、早急に策定する考えはあるか。

8. 当社および東京電力の原発がすべて停止したことは記憶に新しいが、この事実は、原発がまだ工学的安定性に欠けた電源であることを示している。また原発の社会的受容度は低下の一途をたどっている。そのような電源をベース電源と位置づけることは、根本的に誤っていると考えるが、当社の見解を聞きたい。

9. 「原子力損害賠償法」第3条では、「異常に巨大な天災地変」による原発事故については事業者の賠償責任が免除されている。当社は、予想されている東海地震はこの「異常に巨大な天災地変」になる可能性があると考えているか。あるいは、絶対にありえないと考えているか。(毎年おなじ質問をしているが、明確な回答がない。)

10. われわれは、電力需要の伸びは見込めないという判断のもとにこれまで種々の提案を行ってきた。当社は、電力需要は中長期的に着実な増加が見込まれるという理由で、われわれの提案に一貫して反対してきた。ところが本年度になって、当社もついに電力需要の伸びは、将来にわたり鈍化することを認めざるをえなくなった。電力需要予測を誤ったことの原因はどこにあると認識しているか。

11. 当期において、珠洲原発、木曾中央水力発電の計画中止、川浦水力発電所建設の工事中断などが相ついだ。これらはこれまでの過大な需要予測の結果であるが、それにより、立地現地住民・自治体に長年にわたり多大の迷惑をかけ、当社自体にとっても投下資金がまったくむだになり、株主にたいして大きな損失を与えることになった。この経営責任をどうするつもりか。

12. 珠洲原発計画、木曾中央水力発電計画および川浦水力発電所建設事業にこれまでに投入された資金はどれだけか。概算でよいから示していただきたい。

13. 新聞報道(朝日新聞、04年6月8日朝刊)によれば、当社は近い将来において新エネルギー利用特別措置法による新エネルギー利用義務量を自力で達成できなくなるとのことである。この義務量は、欧米諸国の場合に比べて10分の1程度であること、自然エネルギーだけでなくゴミ発電も算入されることなど、世界的にきわめてゆるやかなものであり、日本の自然エネルギー推進の熱意のなさの象徴として、世界的に嘲笑の対象になっている代物である。その義務量でさえも達成できないというのは、情けないの一語に尽きる。こんなことをやっていて、「環境保全に積極的に取り組む」などと広言するのは厚顔無恥というべきである。株主としても恥ずかしい。今からただちに自然エネルギー利用に全力を傾注し、すべての年度で義務量を超過達成することを、この場で約束してもらいたい。

 ●再処理・プルサーマル

1. 当社は2000年代初頭にプルサーマルを実施する予定であると公表してきたが、2004年6現在プルサーマル実施予定年は何年か。

2. 浜岡原発で使用するMOX燃料の加工委託先はすでに決めているか。もし既に決めているとしたら、それはどこか。

3. その会社に加工委託を決めた理由は何か。

4. 地元同意を申し入れる前には決めておかなくてはならないはずであるが、まだ決めていないとすれば、どの時点で決めるのか。

5. プルサーマルを実施するのは、2000年代はじめに浜岡原発の1機で、と昨年の株主総会では答えている。2機以上で実施する計画はないと考えてよいか。

6. また、装荷しようとしているのは何号機か。3号機又は4号機で正しいか。

7. MOX燃料集合体が、初装荷から使用済み燃料として取り出されるまでの期間は、運転サイクルとしては平均何回か。

8. 初装荷で3分の1をMOX燃料集合体に取り替える予定か。

9. 初装荷で入れる燃料集合体の数とそれに含まれるプルトニウム量は何トンになるのか。3号機又は4号機のケースで答えられたい。

10. 国の計画でもプルサーマルは2010年までに全国の16〜18基で行うとしか発表されていない。実的にまだ1基もプルサーマルが行われていないことを考えると、計画通りにいくとは思えないが、もしそうであったとしても、これは3基に1基の割合であり、5号機までしかない当社の原発では平均しても1基ということになる。 一昨年及び昨年の株主総会で「1号から4号までの炉心3分の1に装荷すれば、大間原発への譲渡分もあわせて年間約2トンのプルトニウムを利用できる」と答弁し、現実的にはありもしない仮定を公表したのは、どのような意図からか。

11. 浜岡原発の1機でプルサーマルを実施した場合、最初の10年間で何トンのプルトニウムを消費できるのか。運転サイクル、定期点検期間、燃料集合体の取替え体数などの具体的根拠を述べた上で明らかにされたい。

12. 当社と日本原燃との再処理契約数量は約930トンだが、それによって最終的に取り出されるプルトニウム量は、全プルトニウム、核分裂性プルトニウムそれぞれ何トンか。

13. 2002年の株主総会で「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。」との答弁があった。大間原発の営業運転開始は、計画でも2012年以降であり、敷地内中心部に未買収地が残っているため、さらに遅れる可能性もある。2007年予定の再処理工場の稼働開始時から需要が生じることはない。しかも、既に英仏、東海村の再処理工場から抽出済みのプルトニウム4トン近くが未消化のままで残っている。このままのスケジュールで再処理工場を稼働させることは、余剰プルトニウムは減らないどころか、さらに増やし続けることになるのではないか。

14. 日本原燃の再処理工場は、40年間100%の稼働率で操業できるとは取締役も考えていないのか。

 ●原子力発電コスト

1. 2001年の株主総会では、『「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。』と答弁している。電気事業分科会やこの小委員会でのコスト計算では、第二再処理工場が全く考慮されておらず、今月から始まった新しい原子力長期計画策定の議論の中では計画の白紙も含めて検討されることが報道されている。第二再処理工場の建設がなくなる可能性は十分にありえる。単なる仮定の話とかたづけることはできないはずである。もしそうなった場合、使用済みMOX燃料はどこに保管され、どこにどのような形で最終処分されるのか。

2. 当社の再処理契約量は約930トン。当社を含めた全電力会社の契約料も1万トン分程度である。 一方、総合資源エネルギー調査会の電気事業分科会及び小委員会では、再処理工場が40年間100%の稼働率で運転され、3.2万トンの使用済み燃料を再処理することを前提としてコスト計算がなされている。まだ契約もしていない再処理量を前提としたコスト計算は、信頼性がないうえ、このような形で将来再処理するか否かの経営方針を縛られることをどう考えているか。

3. 再処理工場の稼働率によって、再処理コストは全く変わってくる。既に引当金として積み立ててきた金額に将来不足が生じることは確実である。また、バックエンドコストについても、未だ法案も国会に提出されていない段階のクリアランスレベルを導入し、廃棄物の処分コストを低く見積もったり、高レベル放射性廃棄物の処分費用も地質条件を有利に仮定して計算している等、全体的に安くなるように見積もっているため、実際の処分時には不足する可能性が極めて大きい。もしそうなった場合、不足分はどのような形で補填するのか。核燃料再処理引当金などとともに原発の後処理費用は、新たに設置される資金管理のための独立法人が管理運用することになっているが、当社はその法人に対し、後から不足を補填する義務を負うのか。

4. 1981年に再処理引当金を設けた段階で、すでに再処理をすればするほどコストがかかることは明かであった。その時に、再処理しないという選択を当社がしていれば、今頃になって原発の後処理コストを国民に広く負担してもらうための制度を国に要請しなくても済んだはずである。なぜ、そのような判断に至らなかったのか、理由を具体的に教えてほしい。

5. 青森県六ヶ所村のMOX燃料加工工場の建設が計画されているが、これに関する日本原燃(株)への増資額はいくらか。

6. 日本原燃(株)再処理施設建設費分担金は、何年から何年まで支払い、それぞれの年にいくらを拠出したか。また合計額はいくらだったのか。

 ●大間原発

1. 大間原子力発電所の燃料用に提供するプルトニウムについては既に電源開発(株)と契約は結んでいるのか。結んでいるとしたら、その量はいくらで、何年までの契約か。また、金額はいくらか。

2. 大間原発は、MOX燃料を100%装荷することを前提に建設が計画されている炉であり、当社はその14.75%(20.4万kW)の電力を電源開発(株)から購入することになっている。この買電価格はkWhあたりいくらか。

3. 日本原電の敦賀原発からの買電価格は、kWhあたりいくらか。

 ●海外再処理など

1. 当社がフランスCOGEMA社と結んだ再処理契約は最終的に何トン分か。

2. まだCOGEMA社から日本に返還されていないガラス固化体本数は何本か。

3. 当社が英国BNFL社と結んだ再処理契約は最終的に何トン分か。

4. 当期末までに未処理分はあるか。あるとすれば何トンか

5. BNFL社から日本に返還される予定のガラス固化体本数は何本か。

6. 当社が核燃料サイクル開発機構の再処理工場で再処理する使用済み燃料は最終的に何トンであり、現在までに何トンが処理を完了しているか。

 ●回収ウラン

1. ここ数年、株主総会で回収ウランの利用計画を質問しているが、毎回「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、回収ウランは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。」との答弁しかなされない。いつまでたっても利用計画を決まらない理由を具体的に説明せよ。

2. 回収ウランの利用計画が具体的にないのに、プルサーマルによって使用済み燃料を90%以上リサイクルできると宣伝することは、誇大広告だと思うがどうか。

3. すでに再処理した使用済み燃料からは、500トン近い回収ウランが分離されていると思われる。この内、燃料として再利用された回収ウランは何パーセントか。

4. 回収ウラン1トンあたりの評価額は、いくらか。また、固定資産の中のどの費目に計上されているのか。加工中等核燃料として計上されているのか。

5. 回収ウランの保管料は1トンあたり年間いくらか。個別の契約の金額で答えなくてもいいので平均値で答えよ。

6. 当社が今期末までに所有している回収ウランの量を明らかにされたい。

7. 劣化ウランのように、所有権を他社に譲った回収ウランはあるか。

 ●原子力発電施設解体引当金

1. 原子力発電施設解体引当金の引当額は、1号機から4号機までそれぞれいくらであるか。今期末の額で答えよ。

2. 引当額は、発電実績に応じて計上されるとのことだが、1号機のようにトラブル続きで稼働月数が短い原発については、最終的な引当額が不足することはないのか。

3. 来年の法案提出に向けて、産業資源エネルギー調査会の小委員会では、原子力施設におけるクリアランス制度の整備についてのパブリックコメントの募集が始まっているが、このクリアランスレベル導入により、廃棄物処理において低減されるコストは現状の何%程度と見積もっているのか。また、体積では何%減となるのか。

 ●高レベル放射性廃棄物処分費用について

1. 2003年4月〜2004年3月までに(財)原子力環境整備促進・資金管理センターに支払った高レベル放射性廃棄物処分費用は39億6100万円で正しいか。

2. このうち2003年度に発生したガラス固化体分は何本と換算し、いくら支払ったのか。

3. 2000以前のガラス固化体発生分については、何本と換算し、いくら支払ったのか。

4. 高レベル放射性廃棄物貯蔵保管料金ついて、2003年度に支払った額はいくらで、何本分に相当するか。

5. 高レベル放射性廃棄物の最終処分のために、資金の拠出以外に発生責任者として当社が行っている具体的とり組みは何か。.

 ●発電所の計画中止による損失額

1. 関西電力は今期決算で、建設を断念した珠洲原発に投資した約100億円のうち、回収不能な建設準備費約80億円を雑損失として計上している。当社が珠洲原発計画対して今までに投資した額とその内訳を誠実に公表されたい。

2. その内、計画断念に伴う損失額はいくらか。

3. 損失として計上していない費用は、具体的には何に投資されたものか。

4. 珠洲市の地域振興基金に対し、当社はいくらを拠出する予定であるか。まだ決まっていなければ、おおよその額でもいいので公表されたい。

5. その拠出金は、会計上どのような費目で処理されるのか。

6. 同じく、芦浜原発計画の中止決定までにこの計画に投資した額と内訳を公表されたい。

7. その内計画断念に伴う損失額はいくらであったのか。

8. それは何年度に損失として計上されたのか。

9. 同じく木曽中央発電所の計画中止にともない、回収不能となった投資額はいくらであるか。

10. 木曽中央発電所については、株主からも計画を早期に断念せよとの意見が何度も出されていたが、なぜ今年になるまで決断できなかったのか。コストについての問題点は、既に何度も株主総会での質問状などで問いただしてきた通りであり、誰が見ても明らかであった。計画中止の経営判断の遅れは、取締役会の責任であると考えるが、どうか。

 ●浜岡原発について

1. 定検後、起動して調整運転中電気出力100%に達してから、営業運転開始までに発電した電力は、どこで誰が消費しているのか。

2. 営業運転と調整運転の違いは、具体的には何か。

3. 浜岡5号機の試運転中に発電した電力は、どこでだれが消費しているのか。

4. 営業運転と試運転の違いは、具体的には何か。

5. 浜岡1号機〜5号機までのサプレッション・チェンバーの容量はそれぞれ幾らか。

6. 浜岡1号機〜5号機までのサプレッッション・チェンバーに常時溜められている水の量はそれぞれ何立方メートルか。

7. サプレッション・チェンバー(或いは格納容器)に耐圧ベントを取り付けた時期は、それぞれ何年の第何回定検か。また、その位置と形状を図面で説明されたい。

8. 原発の立地している地盤が軟らかければ地震の揺れは増幅される。浜岡一帯は相良層とよばれる砂岩と泥岩からなる地層で、地質工学的には「軟岩」である。当社は「強固な岩盤」を掘り下げ・・・と説明しているが、それが本当なら岩盤の硬度を表す数値を示されたい。

 ●核燃料サイクル開発機構

1. 当社の職員は、核燃料サイクル開発機構に今年度現在、出向しているか。出向しているとしたら何人で、どんな職種から出向し、どこの事業所の、どの部署で仕事をしているか。

2. 当社は2003年度、核燃料サイクル開発機構の東濃ウラン鉱山見学について、何人案内したか、各営業所ごとに人数を示されたい。

3. 2003年度の当社から原環機構への出向について、出向者の人数、当社での職種、原環機構での担当部署を明かにされたい

 ●芦浜について

1. 芦浜原発用地の将来計画を明らかにされたい。

2. 2001年の芦浜原発計画撤回後、3年を経過したが芦浜の土地活用計画は決定したのか?

3. 現在、芦浜地区の管理は、当社のグループ会社であるM中部グリーナリがおこなっていると考える。現場作業者のみで、その都度の事故他適切管理業務ができていないと考えるが、未だに常時現場に、M中部グリーナリの責任者を配置してないのは何故か?

4. 芦浜地区は環境省の指定する希少野生動植物種が多種生存し、それらの種は、個々独立して生存しているわけではない。芦浜地区総体が貴重な種の生存に欠かせないものと考える。2003年(平成15年)「三重県自然環境条例」が改正され、その条例に則って、2004年ハマナツメが「三重県指定希少野生動植物」に指定された。しかしながら、この10数年のハマナツメ群落及び芦浜池への土砂流入は見るのに耐えない状況である。本谷の谷は土砂で埋まり、群落内に土砂伐採された木が流入し、ハマナツメの生態を脅かしている。この原因は、当社の芦浜地区内の作業道建設、伐採及びその野積みによるものと考える。三重県の条例が制定された今、過去の総会の答弁である「生態系等の自然環境保全につきましては,広く専門の方々のご意見をお聞きしながら十分配慮しております。」では、当社の社会的責任は果たせないと考えるが如か。

 ● 再処理について

1. 現在、再処理事業に対する批判は、1年前には予想だにしなかったほど大きくなったと思うが、経営陣の判断はいかがか。

2. どのような方面からの批判があるか。主な批判者、およびその批判は主としてどの部分にあるか、それぞれ丁寧に総会で紹介されよ。

3. こうした批判は、経営に大きくかかわる課題であるので、株主に対して適正に情報が知らされるべきであると思うが、経営陣の考えはいかがか。一般論ではなく、「再処理事業」に絞って解答を求む。

4. 原子力産業をめぐっては、その責任の大きさゆえに責任の所在について問えば、技術的リスク、事故のリスクから経済的リスクに至るまで、国は必ず、「第1義的には事業者に責任がある」と繰り返してきた。わが社は、これに対して異議はないか。

5. 一方でわが社は、常に「再処理事業は国家的プロジェクト(国策)である」といい、経営上の大きな判断であるにもかかわらず、まるで自主性が見られない。この認識は、今日現在も、経営陣として変わりないか。

6. 東京電力は、プルサーマルの実施をめぐっては、地元福島、新潟両県との関係が悪化したため、独自に撤回を表明し、国の要請にこたえず、電気事業者との足並みも乱す結果となった。この例は、その気になれば、独自路線が可能であることを証明している。この例について、当社経営陣は東電の方針をどのように評価しているか。

7. 過去にも新型転換炉の開発中止を巡って同様の例が存在した。このときは、電気事業者は一丸となって統一行動をとった。現在の時点でこの例を振り返るとき、わが社の経営陣はどのような評価を下しているのか。

8. 私たちは、株主総会においてこそ、このような重要な経営方針について議論したいと思う。私企業である限り、まず持って経営陣の判断であり株主の判断であって、国の意向で舵取りをするものではないはずである。「第1義的には事業者に責任がある」とされているのであるから、国はわが社の判断を尊重しなければならないはずである。

9. 再処理路線を立ち止まって見直すという最大のチャンスが到来している現在、わが社が率先して虚心坦懐、困難な見直し作業に手をつけるべきであろう。この要請に対する経営陣の回答を求む。従来の総会での回答のように、「国策であるから従う」ではない、現状を踏まえた、株主が納得できる回答を考えよ。

 ●徳山・杉原ダムについての事前質問

 5月31日、当社は杉原ダムの中止を発表した。1996年6月の株主総会から、毎年杉原ダム・発電所計画を中止すべきである旨の質問を続けてきたが、当社経営陣の回答は、概ね次のようなものであった。
『当地点は,純国産である水力エネルギーを開発できる限られた地点であり,エネルギーセキュリティ,経済性,環境負荷特性,運転特性等を総合的に勘案しますと,必要かつ有効な電源と考えております。
 徳山発電所の電気は,電源開発株式会社より当社が全量受電することとしております。
 受給料金につきましては,今後,適正な水準となるよう電源開発株式会杜と協議してまいります。』(2003年株主総会での回答)

 また2002年株主総会での回答では
『杉原発電所は,平成14年度供給計画では,従来どおり平成20年度の運転開始としております。』
となっていたのが、2003年の回答では
『現時点では,平成26年度運転開始の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すると考えています。』
と変化したがその理由は明らかにされていない(要するに以前の需要予測が過大であったということに他ならない、当社株主に以前から指摘を受け続けて来たにもかかわらず)。

 そして2003年6月7日に中日新聞が大々的に「徳山ダム さらに1000億円超 事業費が大幅増加」と報じた直後の株主総会において、取締役会は『「徳山・杉原水力発電所」につきましては,水資源開発公団からは,徳山ダムの建設費について,新聞報道にあったような内容は一切聞かされておりません。』と平然と回答している。
 年々の徳山ダム建設事業費を積み上げてみれば、04年度には事業実施計画の事業費2540億円を突破し、徳山ダム完成させるとすれば確実に事業費大幅増加となることは明らかであった(公表されている中部地整資料でも1997年単価で約300億円増加する旨が述べられている)。にもかかわらず「一切聞かされておりません」などと回答すること自体、商法254条第3項(善管注意義務)、同254条の3(忠実義務)に背くものであると考える。このことに留意し、取締役会としての責任を十分自覚された上で、以下の質問にお答え願いたい。

1. 2002年には「2008年度運転開始」としてたものが、2003年には「2014年度運転開始」となった理由を明らかにされたい。

2. 杉原ダム中止の理由について、「需要予測やエネルギー効率(の悪さ)の問題ではなく、最低水位が下がる(底水容量が減る)ことで技術的に揚水発電が不可能になったから」と説明している(04.06.01)が、最低水位が4m下がるだけで「技術的に不可能になる」ことの意味を、株主に分かるように説明されい。

3. 『徳山発電所の電気は,電源開発株式会社より当社が全量受電することとしております。受給料金につきましては,今後,適正な水準となるよう電源開発株式会杜と協議してまいります。』とのところ、5月31日に、電源開発(株)は、徳山ダム発電所の最大出力を40万kWから15万3000kWに削減し」、かつ+12億円の負担増を受け入れると発表している。

ア.『当地点は,純国産である水力エネルギーを開発できる限られた地点であり,エネルギーセキュリティ,経済性,環境負荷特性,運転特性等を総合的に勘案しますと,必要かつ有効な電源と考えております』とのこれまでの回答によれば、杉原ダムによる発電の中止とともに徳山ダムによる発電も大幅に減ることは由々しい事態である、ということになるが、一向にそのような危機感は伝わらない。『必要かつ有効な電源』がかくも大幅に減れば、将来計画に多大な悪影響があると考えるのが普通であるが、担当者にはそのような危機意識は全く感じられない(04.06.01)。『必要かつ有効な電源』との回答が虚偽であったのではないかと不審に感じられる。このことにつき、株主に分かるように説明されたい。

イ.電源開発(株)は+12億円の負担増の上に最大出力において62%も削減することとなった。電源開発(株)の側からすれば当社により高い価格で売らなければ引き合わないことになるはずだが、当社担当者は「買電価格が上がるわけではない」と言い、その理由は「企業秘密」として答えない。 当社は民間企業であるとともに、地域の一般住民からすれば相変わらず独占的に電気を供給する公的性格の強い企業である。コスト計算の枠組みさえ示さないのは、企業として必要最低限の秘密保持を越えた隠蔽体質に他ならない。取締役会の責任で「適正な水準の価格」とはいかなるものか、その枠組みを明らかにされたい。

ウ.当社にとって「適正な水準」は電源開発(株)にとっては、赤字覚悟の不当廉売にしかならない。当社は電源開発(株)の株主であり、また電源開発(株)は民営化されたとはいえ、本質的な株主は依然国民・納税者である。 これらのことに鑑み、改めて適正な水準の価格とはいかなる事柄を指すのか、明らかにされたい。

4. 杉原ダム発電所・徳山ダム発電所に関しては、当社は電源開発(株)とともに「地元」に多大な金銭的貢献をしてきた。

ア.その金額を内容とともに全て明らかにされたい。

イ.「地元」に支払った以外にも、杉原ダム・発電所計画に係る出費があったと思われるが、その金額を内容とともに全て明らかにされたい。

ウ.杉原ダム・発電所中止の理由が、国交省による徳山ダム見直しによって「ダム最低水位が下がる(底水容量が減る)ことで技術的に揚水発電が不可能になったから」であるなら、当社が負担したア.及びイ.の金員に関して、国土交通省又は水資源機構に損害賠償を請求すべきだと考えるが、いかがか。

 ●木曽中央水力発電所計画について

1. 木曽中央水力発電所計画は中止となったが、大桑村の阿寺橋橋梁整備の当社負担分(21億6千万円のうちの56.4%)は、計画中止後も負担するのか。

2. 大桑村が要求している行政経費1億4〜5千万円は支払うのか。

3. 当社の電源開発計画の見通しが不備であったことは証明された。これによる金銭的ムダ、自然破壊、地元の混乱は多大であったが、これを無くすための再発防止策はあるのか。

 ●奧美濃揚水発電所、川浦ダムについて

1. 根尾村上大須のダム管理用道路の入り口には、立入禁止と書いた看板ゲートとフェンスがあるため川浦の上ダム予定地には立ち入ることはできない。2001年にかけて、上ダム予定地では大きな工事が行われたはずであるが、上大須ゲート付近にも川浦にも、工事を示す標識は立っていない。何が行われているのか知らせることをなぜしないのか。

2. 川浦の西ヶ洞では、ダムを造るとき伐採した樹木の集積場造成工事が行われていた。この、伐採木集積場は板取村広報によると、造成面積3.3ha 掘削土量37,000立米(ダンプ約5,300台分の土量)という大掛かりな工事で、H12/11〜H14/9の期間になっていた。西ヶ洞谷の入り口(川浦本谷との出合)には、横断幕がH13年夏からH14年秋まで掲げられ、その場所へ通じるトンネルの入り口付近にはバリケードが置かれて、「全面通行止」「立入禁止」「工事中」の看板があって、立ち入ることはできなかった。 現在は4つの許可標識が立っているが、上に述べた作業の許可標識は、ここに見当らない。工事許可標識は、「工事現場に立て」て「一般人に知らせる」役割があるのではないか。

3. 銚子の滝トンネルの入り口では、バリケードが設置され立ち入ることはできない。この奥では、やはり工事が行われているが、「落石注意」の立看のほかには何の標識もない。工事の許可標識をなぜ掲げないのか。作業現場に許可標識は掲げてあるのか。

4. 上ダム予定地は立入禁止のゲートから約10kmも先である。伐採木集積場は急峻な山の中腹にあり、立入禁止のトンネルを通らねば一般人は近づくこともできない。立入禁止の手前に詳しい工事内容や許可標識を立て、一般市民に何が行われているのか知らせるべきではないか。当社のこのような措置は非常識ではないか。

5. 「銚子の滝トンネル」と「遊歩道」の許可標識では、作業内容の(目的)欄は「林道の改良」となっている。あの工事は、観光目的の遊歩道を造ることと聞いていたが「林道の改良」であるのか。

6. また、初めにあった林道から分かれて新しいトンネルを掘ることが、その林道の「改良工事」であるのか。

7. 「ドウの天井遊歩道」は「上部工事用道路」の付属工事として行われたのか。

8. 「ドウの天井遊歩道」の工事許可はあるのか(回答の無い場合は「上部工事用道路」の工事許可だけで、無関係な遊歩道を造ったと判断せざるを得ない)。

9. 銚子の滝遊歩道についても、林道の拡幅改良工事の付属工事として行われているのではないか(回答の無い場合は「林道の拡幅改良工事」の工事許可だけで、無関係な遊歩道を造ったと判断せざるを得ない)。

10. 奥美濃発電所建設の際には川浦ダム遊歩道・コウチ谷遊歩道、川浦発電所に関係してドウの天井遊歩道を、当社は作ったが、その目的は何か。

11. これまで遊歩道を歩いた人は何人くらいいるのか当社は知っているか。

12. 当社は川浦に銚子の滝遊歩道というのを作ろうとしているが、その目的は何か。どのくらいの人が利用すると予測しているのか。

13. 遊歩道は崩れやすい場所であるが、毎年補修しているのか、そのまま放置してあるのか。補修しているなら、その経費はいくらか。

14. 板取村広報によれば、5月13日に中部電力と村当局が「川浦遊歩道」の現地調査を行ったとなっている。「川浦遊歩道」とは「銚子の滝遊歩道」と同じなのか否か。「原生林を含む貴重な山地」と当社もいう川浦の自然保護を、どう考えているのか。この地方の自然を熟知し環境保護にも熱心に取り組んでいる貴社は、川浦の自然保護にその見識を示すべきではないのか。

15. 川浦ダム下流部に放水の警報装置や警告板が設置されていないのは違法でないのか。

16. トンネルの水でワサビを栽培しているが、利益は得られているのか

17. トンネルでキノコを栽培しているようだが、利益は得られているのか。

18. トンネルからは大量の水が流れ出ているが、その水質はどうか。利用計画はあるのか。

 ●追加質問

1. FTTH(ファイバー・トゥ・ザ・ホーム)事業は採算がとれるのか。値下げ競争に巻きこまれ赤字のたれ流しではないか。平成16年3月末までの投資額、平成16年3月末までの収支額、単年度黒字の見とおし、塁損解消の目処を明らかにされたい。

2. 撤退したPHS事業の収支、事業開始から撤退までの収益、費用、利益または損益のそれぞれ総合計をあきらかにされたい。

3. 芦浜原子力発電所、珠洲原子力発電所に関わる計画から撤退までの一切の費用の総額、ならびに主な項目とその支出額をそれぞれあきらかにされたい。当社に与えた損失に対する経営責任はどうとるのか。

4. 長期金利、短期金利がいずれも現在より1パーセント上昇すると、有利子負債の利息は年間でどれだけ増えるか。

5. 消費者が家庭でガス発電を選択すると、原子力発電の後始末の費用は負担しなくてよいのか。

6. オール電化住宅において調理、給湯など熱源として電気を使うことは、都市ガス等を使うことに比べエネルギー効率は優れるのか。それとも劣るのか。

 ● さらに追加の質問

1. 核燃料サイクル・プルサーマルの有効性について

これまで国、電力会社はサイクル確立によるプルトニウム利用によってウラン資源が50〜60倍に有効利用できると言ってきた。しかし、5月24日朝日新聞によればIAEAの03年度報告にサイクル確率=再処理によるプルトニウム利用によって伸びる推定残存年数は、270年〜300年に30年(約10%)であるという。(1回再処理の場合)

a 50〜60倍という数字はどういう過程からだされたものか。

b 現実の運転面に即してどちらが正しいのか(U235,U238の天然賦存率などからの説明ではダメ)

c IAEAの報告内容がもし運転の現実に即したものであれば、核燃料サイクルは全く無意味である、如何。

2. 劣化ウランについて

 湾岸戦争、米英軍のイラク侵攻戦争に於ける劣化ウラン弾の使用、その放射能(線)によると思われる影響の甚大さは、私の想像をはるかに超えている。本当に予想もしなかった深さ広さである。(米英兵士を含めて)その根本の理由は金属ウラン(弾)の微細素粒子化(多分ほとんど気化にも近い)にあるだろうし、そもそもウラン弾の大量使用、それによる空気中ウラン蒸気の高さそのものの問題であろうし、何より今度の事実で想像されるのは浮遊粒子(パーティクル)化したウランによる内部被曝(生体濃縮を通した)による被曝の影響の大きさということであろう。その点で原発の安全評価がすべて外部被曝による評価であることは、今回、内部被曝と考えられるその影響の大きさを考えるとき、決定的誤りと断じてもよいと考える。(ウランが主としてアルファ崩壊核種――その際のガンマー線発生もあろうが――であることから考えて影響の主因が地中に撃ち込まれたウラン弾による外部被曝とは考えにくい)、そして日本政府は、アメリカ政府当局者が劣化ウラン弾の使用をマスコミで表明しているにもかかわらず、なお公式にアメリカの劣化ウラン使用を認めていない。

a.伝えられる放射能の影響によると考えられる様々な人間(生物)への影響(米軍兵士の湾岸症候群を含めて)について内部被曝の寄与の重大性について考えるところを述べて欲しい。

b・劣化ウラン発生者としてIAEA等国際機関にイラク国内の劣化ウラン弾の影響調査について要望すべきではないか(その場合日本政府の上記態度が問題となりうるが、既にアメリカは、マスコミ等で発表しているのでクリアできるはず)

c.上記のような、都合が悪いことは目をつむるという政府の態度はウランを大量に扱う電力業界としても、不都合であろう。電事連を通じて政府に働きかけるべく電事連を動かす考えはないか。そうすべきではないか。

d.これまで中電が使用した、また濃縮した六フッ化ウラン製造までに発生した劣化ウラン全てについて、その影響と共に、所有者、管理者、委託者(名前はどうあれ)、存在場所を示して欲しい。(ティルアッセイ『廃棄』濃度)0.25%、4%濃縮でウラン燃料の7.134倍の劣化ウランが出ている)また、再処理で発生した減損ウラン(これも最近は劣化ウランと称しウラン弾に使用)についても上記内容について教えて欲しい。(項目dは会場で答えなくてもよいです。総会後文書で、受け取りに行きます)

e.当社に関連する減損ウランを含む総劣化ウラン量はいくらか。またアメリカ、イギリス軍によってイラクで中電の劣化ウランが使用された可能性はないか。(つまり使用されることはあり得ないか)それはどうしてそう言えるか。

f.中電としてイラクの実情を調査するつもりはないか。

3. 1号炉事故に関連して

 1号炉事故に関する中電の最終報告に関して、事故原因評価の中心部分について誤りを指摘し、中電は何ら応答反論し得てない。
 非凝縮ガスの蓄積場所については最終報告書で蓄積を否定していた水平配管について、蓄積を認め、報告書の誤りを認めた。
 下向き管についても一定濃度―――それは東電での8件の計装管内水素燃焼に示されるように、燃焼=爆発に必要な濃度に達する―――の蓄積があることを既に報告書で認めている。
 着火については、推定実験そのものが間違っている(非凝縮ガスと高温蒸気の接触はなかった)また仮に接触があったとしても追試実験で行った実験内容は実機状態を推定した状態とあまりにも違っている。あるいはドイツのブルンスビュッテル炉の同様の爆発や東電の同様爆発から、着火原因の可能性を複数考えることは無理はない。さらにドイツ炉についてその非凝縮ガス、蓄積のメカニズムを推定するとき、その蓄積過程が圧力容器ヘッドスプレイは配管の止まり弁からの蒸気漏れによるものとする推定が成り立つとすれば(大いにあると思うが)浜岡5号炉も同様の危険をかかえていることになる。

a.1号炉事故原因、対策等を示した最終報告者は誤りだらけであり、しかも中心部分が誤っている。撤回すべきであるが、どうか。

b.5号炉の危険性は明らかである。1号炉事故の新たな報告書提出まで運転中止、又は、5号炉ベッドスプレイ管構造の変更をすべきではないか。

c.国や中電は自分たちの主張の正しいことを示すべき情報(=文書)の提出を拒んでいる。(ドイツ炉の1次系配管詳細図等)しかも提出しない理由は妥当ではない。改めるべきであるが、どうか。

d.aの前にも、報告書再検討委員会(仮)を設置するつもりはないか。そうすべきではないか。

以上

会社側一括回答

 副社長の山内でございます。
 株主さまから,3通150問と多数のご質問を頂戴しておりますので,項目毎に取りまとめて,私からご説明させていただきます。

 「電源構成」につきましては,地球環境問題等を勘案しつつ,安価で安定した電気をお届けするため,バランスのとれた電源構成を目指してまいります。
 石炭は,石油やLNGに比べて,資源量が豊富であり,埋蔵地域の偏りもないため,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ので,高効率発電プラントや石炭ガス化複合発電の技術開発に取り組むなどして,今後とも石炭火力発電の利用を進めてまいります。

 原子力発電につきましては,エネルギーセキュリティ確保や地球温暖化対策の観点から特に優れており,今後とも電力需要をまかなうベース電源として,欠かすことのできない重要な電源であります。
 原子力比率の少ない当社としましては,引き続き原子力開発に取り組んでまいります。

 「発電コスト」につきましては,平成15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5円12銭,火力が7円19銭,原子力が6円84銭となっております。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。
 なお,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。

 「電源開発」につきましては,毎年度の供給計画策定において,日本電力調査委員会の見通しなどをもとに電力需要を策定し,それにもとづいて,電源開発計画を見直しており,その都度的確な対応を図っております。
 近年の電力需要は,これまで経験したことがない長期にわたる低迷を続けており,今後の見通しについても厳しい見方をせざるを得ません。
 また,電力自由化の拡大等,電気事業を取り巻く経営環境が激変しております。
 これらの状況を踏まえ,珠洲原子力発電所計画を凍結,木曽中央水力発電所計画を中止いたしました。

 「珠洲原子力発電所計画」につきましては,主な投資額は,土地の買収代であります。損失処理をした費用は,土地の取得に伴って要した諸経費等であり,損失処理をしていない費用は,土地の買収代等であります。
 金額につきましては,細部にわたる事項でありますので,説明は差し控えさせていただきます。
 地域振興協力については,現在珠洲市と協議中であります。

「木曽中央水力発電所」につきましては,主な投資額は,調査工事に要した費用であります。
 金額につきましては,細部にわたる事項でありますので,説明は差し控えさせていただきます。
 また,阿寺橋橋梁整備につきましては,大桑村との協定にもとづき,応分の費用負担をすることとなっておりますが,今後の取扱いにつきましては,現在,村と協議中であります。
 なお,大桑村の人件費等の経費の取扱いにつきましても,村と協議中であります。

 「川浦水力発電所」につきましては,主な投資額は,調査工事に要した費用であります。
 金額につきましては,細部にわたる事項でありますので,説明は差し控えさせていただきます。
 工事の実施に際しては,事前に必要な許認可を得ており,工事内容は,板取村および地元の代表者の方々に「保安対策連絡会議」の場においてご説明しております。
 工事許可標識は,作業区域近傍に設置することとなっており,場所によっては,一般の方からは標識が見えないこともあります。
 なお,立入禁止は,一般の方々の安全確保や工事の保安対策の観点から行っているものであります。
 許可標識の作業内容について,「銚子滝トンネル」は「林道の改良」を,「銚子滝遊歩道」は「森林管理・遊歩道の開設および使用」を目的としております。また,「ドウの天井遊歩道」をはじめとする各遊歩道については,発電所建設における補償工事として実施しており,完成後は村等に移管しているため,その後の状況については,当社は関知しておりません。
 なお,当社は,自然環境保全は大変重要であるとの認識のもと,その保全に万全を期して工事等を実施しております。
 トンネル湧水の水質については定期的に測定し問題がないことを確認しております。
 また,ワサビやキノコ栽培は,トンネル湧水の有効活用方法を検討するために試験的に行ったものであります。

 「奥美濃水力発電所の川浦ダム」につきましては,放流方式等を考慮すると,下流への注意喚起は不要と考えておりますが,河川管理者から承認を受け,ダム地点のみに放流警報装置を設置しております。

 「徳山・杉原水力発電所」につきましては,国土交通省から揖斐川水系の治水安全度増強への協力要請を受け,当社と電源開発株式会社は,発電計画に関して技術面,需給面,経済性を総合的に判断した結果,徳山発電所の計画を変更し,杉原発電所を中止することを決定いたしました。
 技術面では,この度のダム計画の変更により,ダムの最低水位が現行より4m低下することとなるため,従来の発電計画では最低水位付近での発電運転時に振動が発生し,運転の継続ができなくなります。このため,発電方式を変更する必要が生じたものであります。
 需給面については,昨年3月に,電力需要の伸び悩みや電力小売り自由化の拡大等,経営環境の変化に対応するため,運転開始時期を平成20年度から平成26年度に繰延べる旨を地元に申し入れております。この度の発電計画変更にあたっても,平成26年度において電力需給上問題がないことを確認しております。
 経済性については,今回の国交省の提案は発電負担額を若干の増額にとどめる内容であり,最も経済的となる計画にいたしました。なお,個別の発電所の具体的な経済性については,電力自由化がすすむ中不利益となるおそれがあるため,説明は控えさせていただきます。
 さらに,発電計画変更については,徳山発電所が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限られた地点であることや,エネルギーセキュリティ,環境特性等についても考慮して,総合的に判断したものであります。
 また,当社といたしましては,徳山ダム事業に協力していくことは当地域を事業基盤とする公益事業者として重要であると考えております。
 次に,徳山発電所の電力受給料金につきましては,今後,適正な料金となるように電源開発株式会社と協議を行う予定であります。
 これまでの徳山・杉原発電所に係る具体的な支出につきましては,個別契約に係わる内容であり,相手方もあるため,説明は控えさせていただきます。
 また,発電所計画の変更は,国土交通省からの要請を受け,あくまで当社および電源開発株式会社において総合的に判断した結果であることから,杉原ダム・発電所の中止に関して,国土交通省または水資源機構に対し損害賠償を請求することは難しいと考えております。

 「環境保全の取り組み」につきまして,当社は,最も重要な経営課題の一つとして位置づけ,積極的に推進しております。
 特に,地球温暖化対策について,政府は,「京都議定書」における温室効果ガスの排出削減目標を達成するため,日本全体で平成2年の排出量レベルより6.0%削減しようとしております。このうち,電気事業に関わるエネルギー起源のC02排出削減目標は,平成2年と同じレベルとなっております。
 当社を含む電力業界は,平成8年に電気事業連合会において自主行動計画を策定し,平成22年度における1kWh当たりのC02排出量を,平成2年度と比較して20%程度低減するという高く・厳しい目標を掲げております。
 当社としても,今後とも引き続きこの目標達成に向けて取り組んでいきます。なお,当社における平成15年度のC02排出量は,平成2年度に比べ,24%増加しました。これは,電力需要の増加に加え,C02を排出しない浜岡原子力発電所が停止したことが主な要因です。

 「自然エネルギーを含む分散型電源」につきましては,当社は,未利用エネルギーの有効活用や地球温暖化問題への対応から,事業場に設置するとともに,お客さまからの余剰電力の購入制度を設けて広くご活用いただくなど,普及促進に努めております。
 しかし,現状では,自然エネルギーは,経済性・供給の安定性および量的な確保の面などの課題があり,また,コジェネの導入にあたっては,エネルギーの効率的活用の面から,熱と電気の需要のバランスがとれていることが条件となるため,供給力の確保にあたっては,既存電源との併用が必要であります。
 したがいまして,お客さまに安価で安定した電気をお届けするため,原子力をはじめとする各種電源も引き続き開発していくことが重要と考えております。
 「電気事業者による新エネルギー等の利用に関する特別措置法」にもとづく新エネルギーの導入については,義務量の達成に向けて最大限の努力をしてまいります。

 「ディマンド・サイド・マネジメント」につきましては,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ます。
 「オール電化住宅」につきましては,住宅の気密性や断熱性が高まる傾向にある中,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,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。しかし,お客さまの建物構造や家族構成など多種多様の要因が存在するため,オール電化住宅と電気ガス併用住宅の効率性を一概に比較するのは困難であります。

 「FTTH事業」につきましては,平成15年度までの設備投資額は72億円,累積の電気通信事業営業損失は42億円となっております。 なお,事業開始後5年程度で単年度黒字を達成し,10年程度で累積損失を解消させたいと考えております。
 激しい競争環境のもとでの厳しい事業の遂行となりますが,将来,様々な発展性が期待できる事業でございますので,リスクを十分見極めながら事業を進めております。
 また,CTCのPHS事業につきましては,複数あるCTCサービスの中の一サービスであり,他のサービスと交換設備や伝送路を共用しておりますので,厳密な意味でのPHS事業単独収支はありません。

 
「プルサーマル」につきましては,エネルギー資源に乏しい我が国にとって,将来の長期的なエネルギー源を確保するうえで,欠かせないものであります。
 このため,当社といたしましても,2010年度までのできるだけ早い時期に,浜岡の1基で装荷を実現したいと考え,それに向け,燃料設計や装荷する号機など,具体的な計画について検討しております。プルサーマル計画につきましては,まずは地元にご説明し,ご理解をいただきながら,進めてまいりたいと存じます。
 なお,プルサーマルをめぐる東京電力の件については,他社のことですので,説明は差し控えさせていただきます。
 MOX燃料の加工委託先についても現在検討中ですが,委託先の選定に当たっては,品質管理体制などを十分に確認したうえで行う予定です。
 リサイクルした場合のウランの利用効率については,軽水炉でプルトニウムを利用する場合には,理想的な条件のもとでは,リサイクルを行わない場合に比べて5割程度向上いたします。
 さらに,高速増殖炉を使用する核燃料サイクルの場合は,理論上,ウランの利用効率が100倍以上に向上いたします。
 これらについては,平成15年8月の原子力委員会の「核燃料サイクルについて」という報告書に記載されており,当該報告書は原子力委員会のホームページに掲載されております。数値の根拠などにつきましては,細部にわたる内容になりますので,この場ではご容赦願います。

 第77,78期の定時株主総会において,「浜岡原子力発電所の4基すべてに炉心装荷率3分の1までMOX燃料を装荷した場合に利用可能なプルトニウム量」についてご説明しておりますが,これは,ご質問内容がそのような前提となっていたことによるものです。

 プルトニウムの装荷量については,具体的な計画は検討中ですが,仮に110万kW級の原子炉へ炉心装荷率3分の1までMOX燃料を装荷したとしますと,当該原子炉1基で年間約0.4トンの核分裂性プルトニウムを装荷できることになります。

 日本原燃との再処理契約により取り出されるプルトニウムについては,全プルトニウム量は約7.4トンで,このうちの約7割が核分裂性プルトニウムとなっております。

 わが国のプルサーマル計画は,まず海外での再処理により回収されるプルトニウムを利用し,その後,国内再処理工場で回収されるプルトニウムも利用する予定で,その実施にあたっては,プルトニウムの需給状況を見ながら柔軟に行っていくこととしております。
 当社は,日本原燃の再処理工場が円滑に建設・操業できるよう,支援してまいります。

 「大間原子力発電所」につきましては,電源開発株式会社に対する同発電所の燃料用プルトニウムの提供や買電価格については,今後,同社と具体的な調整を行っていく予定となっております。なお,日本原子力発電の敦賀原子力発電所からの具体的な買電価格については,相手方のあることでございますので,回答は差し控えさせていただきます。

 当社の「再処理契約」につきましては,フランスCOGEMA社との再処理契約では,契約数量は約374トン・ウラン,今後同社から返還されるガラス固化体は約60本と想定しております。
 また,イギリスBNFL社との再処理契約では,契約数量は約163トン・ウラン,平成15年度末時点の再処理未完了分は約54トン・ウランで,同社から返還されるガラス固化体は約70本と想定しております。
 さらに,核燃料サイクル開発機構との再処理契約については,契約数量は約100トン・ウランで,このうち再処理完了分は約81トン・ウランとなっております。

 「再処理事業」につきましては,アジアをはじめとする諸外国におけるエネルギー需要の増大,資源の少ない島国というわが国の地理的・資源的条件,さらに原子燃料サイクルは供給安定性や環境適合性という原子力の特性を一層向上させること等の観点から,国内で原子燃料サイクルを確立する必要があります。また,昨年10月に閣議決定された「エネルギー基本計画」におきましても,原子燃料サイクルの推進がわが国の基本政策となっております。
 原子燃料サイクル技術が確立するまでには長期間を要しますが,将来に向けて,今から着実に開発を進めることが必要です。原子力発電コストに占める再処理の割合は1割程度と小さく,他電源との収益性の比較において,その経済性は遜色ありません。
 当社としても,安全の確保を最優先に,原子燃料サイクルを積極的に推進することとしております。

 六ヶ所再処理工場に続く国内再処理工場の建設については,現行の原子力長期計画では,六ヶ所再処理工場の建設,運転実績,今後の研究開発や中間貯蔵の進展状況,高速増殖炉の実用化の見通しなどを総合的に勘案し,2010年頃から検討を開始する予定となっております。

 「回収ウラン」については,わが国では,再処理により回収したウランは,再濃縮などしてリサイクルすることを基本方針としており,当社も,この基本方針にもとづき,回収ウランの具体的な利用計画について検討しております。
 当社におきましては,これまでに燃料として再利用したり,他社に所有権を譲渡した回収ウランはなく,平成15年度末時点で所有している回収ウランの数量は約500トン・ウランとなっております。
 その保管料については,契約上のことで相手方もあることから,説明は差し控えさせていただきます。

 また・回収ウランの評価額については,固定資産の加工中等核燃料として整理しておりますが,その算定諸元となる精鉱代および濃縮代は契約上のことですので,具体的金額については差し控えさせていただきます。

 「劣化ウラン」については,当社との濃縮契約によって発生した劣化ウランは,濃縮事業者にその所有権があり,当該事業者が鉄製容器に充填のうえ,各国の規制にもとづき濃縮工場内に適切に保管されていると理解しております。劣化ウランの数量につきましては,契約上のことで相手方もあることから,説明は差し控えさせていただきます。
 また,当社は,海外の濃縮事業者から,当社との濃縮契約によって発生した劣化ウランを軍事目的のために使用していない旨の説明を得ております。

 「バックエンド費用」につきましては,試算の前提となる想定スケジュールや費用見積もりの範囲について,原子力長期計画等に定める基本方針と整合はとれており,数十年以上先の実施となるものなどについても,先行事例や現在の知見にもとづく一定の技術的想定に合理性があると,電気事業分科会・コスト等検討小委員会において認められております。
 この費用負担については,原子力発電の受益者であるお客さまに,ご負担いただくものと考えております。なお,過去の発電に伴うバックエンド費用のうち,電気料金に算入されていなかった費用については,託送料金の仕組みを利用し,一般電気事業者および特定規模電気事業者のお客さまにご負担いただく方向で,電気事業分科会の中間報告案が示されたところであります。

 「日本源燃が青森県六ヶ所村に建設を計画しているMOX燃料加工工場」につきましては,同社からこれに関する増資要請は受けておりません。同社に対する再処理施設建設費分担金の支払い期間や金額については,契約上のことで相手方もあることから,説明は差し控えさせていただきます。

 「原子力発電施設解体引当金」につきましては,浜岡原子力発電所全体の当期引当額は約2億円,引当残高は約800億円となっております。また,引当額は,今後の稼働年数や発電実績により変動いたしますので,1号機の最終的な引当額については,説明を差し控えさせていただきます。

 なお,クリアランスレベルの制度化につきましては,原子力安全委員会の報告によると,110万kW級の沸騰水型原子炉では,総解体廃棄物量約55万トンのうち約3万トンが,その対象になるとされております。
 「高レベル放射性廃棄物処分費用」につきましては,平成15年度に原子力発電環境整備機構に支払った高レベル放射性廃棄物処分費用は,39億6,100万円となっております。
 この内訳については,平成15年の発電電力量に相当するガラス固化体分が,約43本と換算し約15億円,平成11年までの発電電力量の15分の1に相当するガラス固化体分が,約72本と換算し約25億円となっております。
 また,高レベル放射性廃棄物貯蔵保管料金については,契約上のことで相手方もあることから,説明は差し控えさせていただきます。
 なお,高レベル放射性廃棄物の最終処分については,関連法令や国が定めた基本方針等に従い,安全・確実に実施されるよう,実施主体への人的・技術的支援,立地支援などにも取り組んでおります。

 「平成15年度における核燃料サイクル開発機構の東濃地科学センターの見学」につきましては,飯田支店が43名の見学者をご案内いたしました。

 「核燃料サイクル開発機構」につきましては,原子力部門から2人出向しており,企画部と秘書課で勤務しております。
 また,
「原子力発電環境整備機構」につきましては,事務部門から2人,原子力部門から2人,土木部門から1人の計5人が出向しており,立地広報部で2人,業務部で2人,技術部で1人が勤務しております。

 「浜岡1号機の配管破断事故」につきましては,ガスの蓄積や着火のメカニズムについて,試験装置により確認いたしました。類似の事故の再発を防止するためには,水素を蓄積させないことが根本対策であり,国からも妥当であるとの評価を受けております。したがいまして,本件について,再検討が必要であるとは考えておりません。

 また,5号機のヘッドスプレイ管内については,蒸気が凝縮するような系統構成になっていないことから,管構造の変更を行う必要はありません。

 浜岡原子力発電所の安全性に関する情報につきましては,核物質防護に関する情報,個人情報,財産権に関する情報等を除き,報道発表やホームヘージヘの情報掲載,資料閲覧コーナーの設置等により,迅速かつ適切に開示しております。

 「浜岡原子力発電所の耐震性」につきましては,浜岡原子力発電所の基礎地盤である相良層は軟着に分類されます。当社では,この相良層を適切に評価したうえで,考えられる最大の地震に対しても十分な支持力を有していることを確認しており,このことは国の安全審査においても確認されております。
 例えば,浜岡5号機につきましては,原子炉建屋基礎地盤の最大地震時荷重約110トン・パー・平方メートルに対して,2,100トン・パー・平方メートルの極限支持力を有していることを岩盤試験によって確認しております。

 「原子力損害賠償法第3条の解釈」につきましては,「異常に巨大な天災地変」とは,『日本の歴史上あまり例の見られない大地震,大噴火,大風水災等をいい,例えば,関東大震災は巨大であっても異常に巨大なものとはいえず,これを相当程度上回るもの』とされています。
 いずれにいたしましても,浜岡原子力発電所は,「マグニチュード8.0の想定東海地震を上回るマグニチュード8.4の安政東海地震」さらに「マグニチュード8.5の限界地震」を考慮して耐震設計を実施しておりますので,想定東海地震が発生した場合でも,原子力災害が発生することはないと考えております。

 「試運転」とは,電気事業法にもとづき実施する使用前検査に合格する前に運転することをいい,「調整運転」とは,定期検査終了前に運転することをいいます。
 試運転中および調整運転中に発生した電力については,お客さまにお使いいただいております。

 「浜岡1号機から5号機までのサプレッション・チェンバー」につきましては,プール水量は,1号機が約1,900立方メートル,2号機が約3,000立方メートル,3・4号機が約3,800立方メートル,5号機が約3,600立方メートルとなっており,空間部の容量は,1号機が約2,800立方メートル,2号機が約3,300立方メートル,3・4号機が約5,300立方メートル,5号機が約6,000立方メートルとなっております。

 耐圧ベントの取付時期は,1号機が平成12年第18回定検,2号機が平成11年第17回定検,3号機が平成13年第11回定検,4号機が平成12年第5回定検,5号機は建設時となっております。
 また,耐圧ベントの取付位置と形状については,サプレッション・チェンバーと排気筒の間に,弁と配管を取り付けております。

 「芦浜地点」につきましては,主な投資額は,土地の買収代等であります。また,調査・測量費等について平成11年度に損失処理をいたしました。
 金額については,説明は差し控えさせていただきます。
 芦浜地点について,当時の三重県知事の計画白紙意向表明を重く受け止め,計画を断念したものであり,経営判断としては適切であったものと考えております。
 現在,用地の具体的な活用方法は検討しておりますが,管理については,中部グリーナリに委託をしており,中部グリーナリが現場に責任者を配置し,適切な管理業務を行っております。
 また,生態系等の自然環境保全については,広く専門の方々のご意見をお聞きする等十分配慮しております。このように適切に管理しており,社会的責任を果たしていると考えております。

 金利が1%変動した場合における支払利息への影響につきましては,平成16年度では,約45億円となっております。
 
ペイオフ解禁後の預金の保全につきましては,金融機関からの借入金と,預金との相殺を基本にしております。
 
減損会計の適用につきましては,平成16年度中間決算からの早期適用に向け準備を進めており,その額は,変動する可能性はございますが,現時点では300億円弱となる見込みとなっております。

「コンプライアンス」につきましては,平成14年12月に社長を議長とする「コンプライアンス推進会議」を設置し,その推進に取り組んでおります。
 内部監査を担当する経営考査室では,これまでも,当社の事業運営全般におけるコンプライアンスの遵守状況をチェックしてまいりましたが,今後も継続的に実施し,コンプライアンス経営の趣旨の徹底に努めてまいります。

 お客さまからのご意見・ご要望につきましては,お近くの当社営業所窓口で承り,迅速に対応させていただいております。また,当社ホームページにも電子メール専用のお問い合わせ窓口を開設いたしております。
 必要な情報についてはホームページなどにより適時適切に開示しており,今後も積極的な情報公開に努めてまいります。

 「退任慰労金の個別金額の開示」につきましては,取締役および監査役の総額を開示させていただくことが,株主のみなさまにとって大切であると考えておりますのでご理解願います。

 議決権行使の取扱いにつきましては,当社は,法令にもとづき適切に行っております。

 「招集通知」に英文を添付するなどの配慮については,今後,株主さまからのご要望などを総合的に勘案しながら検討してまいります。

 「個別の議案に関する議決権数等の表示」につきましては,議長の権限と責任において,事務局にて集計しておりますので,ご了承願います。

 以上をもちまして,ご説明を終わります。