第81期(2005年) 定期株主総会 事前質問

<事前質問>

→会社側一括回答

中部電力株式会社 第81期株主総会 事前質問書

中部電力株式会社
代表取締役社長 川口文夫殿

脱原発中電株主といっしょにやろう会  
  世話人:               
竹内泰平、田中良明、中川徹、早川彰子

■ 経営政策(太田前会長・中国古陶磁問題など)

1
 太田宏次前会長事件について。昨年の総会の時点で取締役会ではこの問題は認識されていたにもかかわらず、総会では「当社では、取締役会に対する業務執行状況の報告等にもとづき、各取締役に対する監督は十分に行われていると考えております。加えて、社外監査役を含めた監査役による監査も適切になされているところであります」という取締役会意見が述べられている。この虚偽の意見陳述についての取締役会の責任を明らかにせよ。

2
 当社が太田宏次氏にたいし退職慰労金を支払う可能性はあるのか。

3
 問題の中国古陶磁の有効な活用法はあるのか。

4
 購入額5億8千4百万円全額を当社の損失とみなすのが相当ではないのか。

5
 太田前会長の中国古陶磁問題は、内容が不透明。株主その他、公益企業として社会への説明責任ということに関して、株主あるいは社会が事件を考える材料が何ら提供されていない。我々は聞かされるのみだ。

6
 売上高が79期以降伸び悩み、元の水準に戻らない理由は、何と認識しているか。

7
 子法人の純利益が低下している。どの事業で利益が低下したのか事業毎の営業成績とその理由を示してほしい。

8
 1株当たり当期純利益が減少している理由は何か。

9
 損益計算書の原子力発電費が昨年、一昨年と比べ倍増しているのはなぜか。

10
 取締役候補者に通産省の出身である水谷四郎氏が入っているが、社会的批判よりまさるメリットは何か。

11
 株主提案に対して取締役会の意見で、「取締役会は本義案に反対いたします」と必ず太字で書かれている。このようなことは他電力では廃止の動きが広がっている。恥ずかしくないか。

■ 電力自由化対策

1
当社は2003年7月にトヨタ自動車など大口顧客向け営業マンを一気に5倍の500人に増員しましたが、それに見合うだけの費用対効果がありましたか。

2
営業マンを増やした上に、大口顧客の流出を止めるために交渉して電気料金を下げているため、人件費が増えるのに営業収益は減るという、まったく後ろ向きの気の滅入る経営に陥っています。顧客の願っている最大のサービスは、基本料金等の電気料金の値下げです。家電の大型店よろしく、どこよりも電気料金を安くしますと宣言して、営業マンを減らすなど、発電・送電・変電以外の間接経費を減らすことが得策ではありませんか。

3
電力の自由化に伴い、総括原価方式という、いわばお上公認の高い年貢に相当する電気料金を徴収できなくなった以上、当社はもはや殿様ではありません。実
入りが少なくなれば大盤振る舞いもできません。実際、現在の設備投資は過去最大の1993年度の2割程度に減りました。殿様でなくなればただの商人。餅は餅屋。電力会社の電気がどこよりも安くて当たり前でしょう。それができないのなら、殿様商売と世間から笑われるでしょう。万博、中部国際空港や海陽中等教育学校など寄付の奉加帳に名を連ねることは金輪際やめませんか。当社の存在理由は、どこよりも安い電気を安定供給することにあります。それで十二分に社会的貢献をしていると主張できます。

 

■PHS事業・FTTH事業

1
(1) (PHS事業)
 中部テレコミュニケーション(CTC)の2005年3月期単独決算では、90億円の特別損失を計上しましたが、このうちPHS事業の廃止に伴う減損損失はいくらですか。
(2) また、PHS事業の創業から廃止まで累積損益はいくらですか。事業の廃止に伴う減損損失が確定したので億単位の累積損益が計算できるはずである。もしそれができないとすればとんでもない丼勘定で経営しているためですか。昨年の事前質問に対しては、他のサービスと交換設備や伝送路を共用しているので厳密な意味でのPHS事業の単独収支はないとの回答でしたが、共用している設備についてはその費用を、それぞれの売上によって比例配分するなり、適当な方法で累積の損益を概算してください。

2
(1) (FTTH事業)
 「FTTH事業」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42億円ですが、平成16年度末までの設備投資額と累積の電気通信事業営業損失はそれぞれいくらですか。
(2) 当社は光ファイバーを使ったインターネット接続事業を本体から分離、来年1月1日をメドに子会社の中部テレコミュニケーション(CTC)に移管すると発表したが、そのとき設備をいくらで売却するのか、その売却に伴う損益はいくらですか。
(3) CTCは統合を機に名古屋市内だけで展開してきた個人向けの光ネット事業を一気に中部地区全体に広げると言いますが、結局はPHS事業のように100億円近い赤字を出して撤退する羽目になるのではありませんか。当社の累損を解消した上で利益を計上できるのか、その収益の見通しをお尋ねします。
(4)  インターネット接続事業は本家本元のNTT西日本をはじめ、複数の業者がやっていることです。いまさら天下の中部電力またはその子会社が手を出すことではありません。中部電力があとから市場に参入しながら早々に退散するに違いないと、お客は睨んでいるので、安心して「コミュファ」を使うことができないのではないですか。

■ オール電化住宅

1
 当社は、調理、給湯など熱源として電気を使わせることにずいぶん経費をかけています。広告を流し、電化住宅専用ローンを提供し、本店内に「Eライフ相談室」を設け、また営業所にオール電化専門の営業員を配置しています。しかもオール電化住宅には電気代を安くしています。膨大な経費をかけていながら電気を値引きして売っているので、当社は、オール電化住宅事業を推進すればするほど、損が立つのではないですか。そこで平成16年度における、オール電化住宅事業の営業費用の総額とそれに伴う電灯電力料収入の総額をそれぞれ示して、この事業の損益を明らかにして下さい。

2
 多くの家庭で調理、給湯など熱源はガスで十分間に合っています。ガスの熱効率は高く、調理器具、給湯設備は大量に普及しているのでその価格は経済的です。また普通に注意すれば火災の心配はありません。よって住宅のオール電化はその必要性も経済性も乏しいのではありませんか。当社の高品質の電気を熱源に使うという、電力マンの誇りを奪うようなオール電化住宅事業はやめませんか。

■ 電力需給・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。毎年、分けて公表してほしいと要求しているのだから、今年はきちんと回答を準備されたい

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
 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。このうち、電気事業については増減なしとされている。ところが、当社の2003年度の二酸化炭素総排出量は1990年度に比べて24%増加している。2004年度はどうであったか。また、この実績を、政府目標との関連でどう評価しているか。

6
 当社の二酸化炭素排出量は、1990年比で20%以上も増大している。これは、工学的安定性に欠ける原発に依存した計画であったこと、およびその裏で石炭火力を大増設したことが大きな理由である。この計画はすでに破綻したのではないか。

7
 海水温度が上昇すれば、海水中に溶けている二酸化炭素が大気中に放出される。浜岡原発にかかわって、当社はこの問題について調査、検討を行っているか。行ったのであれば、その結果を明らかにせよ。行っていないのなら、行わない理由を明らかにせよ。

8
 当社は、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達成するためにいかなる取り組みを行っているか。

9
 またこの義務量達成についていかなる見通しを持っているか。

■ 杉原ダム

 昨年5月31日、当社は杉原ダムの中止を発表した。1996年6月から、2003年まで、毎年の株主総会で「杉原ダム・発電所計画を中止すべきである」旨の質問があったが、当社経営陣はそれにの回答は、『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)というもので、全く上記の質問を顧慮しようとして来なかった。
 そして中止の理由を「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」としている(04.06.01)。長い間の経営判断の誤りを糊塗するための「理由」にすぎないとしか受け取れない。
1  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たい。(同じ質問を昨年の総会で行ったが説明らしき説明はなかった)
2  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。その金額を内容とともに全て明らかにされたい。
 「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。
3  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。(同じ質問を昨年の総会で行ったが、「1」の説明がなかったがゆえに国交省等に損害賠償請求をしない理由も鮮明にされなかった)
4  杉原ダム・発電所計画はもっと早期に「中止」決断をすべきであった。歴代の取締役・現取締役の責任をいかに考えているか、明らかにされたい。

■ 徳山ダムでの発電の全量受電について

 電源開発株式会社は、当初「最大出力40万KW」としていた徳山ダム・発電所計画を04年に「15万3000KW」と大幅に減少させた。しかもダム負担金は「+12億円」も増したのである。
 電源開発(株)は、事業費増額以前より、「コスト的にはぎりぎり」と言い続けてきた。+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、当社に大幅に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。株主としては不安でたまらない。

1
 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。(同じ質問を昨年の総会で行ったが、回答にならないものしか示されていない)

2
 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。(同じ質問を昨年の総会で行ったが、回答にならないものしか示されていない)

 同じ質問を毎年しなければならないような取締役(経営陣)の怠慢が、太田前会長のワンマン的「不祥事」を招いたのである。現取締役(経営陣)は、襟を正して、誠実かつ真摯に回答されたい。
 
■ 川浦発電所・揚水発電所

1  川浦発電所の運転開始時期は延期を繰り返し、現在H27年以降とされている。工事の遅れは、無用な建設費の増加を生む。経営環境はますます厳しくなると予想されるので、計画撤回の決断は早く行った方が損失も少なく、地元のためにもよいと考えるがどうか。
2  昨年の「発電所建設用のトンネルの抜き水の利用は考えられないか」という質問に対し、「抜き水は、汚水でない。検査している。」との回答があった。抜き水は、良質であり大量に出ているのであるから、当社としては、そのまま川に流すのではなく、飲料水等として地元活性化のために利用することを検討してはどうか。
3  「銚子の滝遊歩道」の工事を、中電は旧村との約束として続けている。
板取杉原集落から10km余の山奥に、自動ドア付きの休憩所を建設した。当社として、どのようなビジョンをもってこの「銚子の滝遊歩道」を地元に提供しているのか。
4  川浦で行われている岐阜県による砂防工事は、川浦の砂防えん堤の上に溜まった土砂を、上流の河原へ捨てるようになっている。土砂の捨て場がないからであるが、当社の発電所工事関係の土捨て場などを利用すれば土砂を上流へ捨てるという愚をおかさずに済む。他に土砂の捨て場が見つかるまで、当社の関係の土捨て場や広場を貸すということを地元岐阜県へ持ちかけてはどうか。
5  純揚水発電所には蓄電の機能だけしかないので、大容量のNAS電池等でも代替することが可能である。しかもNAS電池の方がコンパクトで汎用性があり、コスト的にも見合うと思われるが、今から計画を変更する余地はないのか。

■ 浜岡原子力発電所(減肉問題)

1
 浜岡原子力発電所1〜5号機の初起動から2005年3月31日現在での総運転時間(並列〜解列)は、それぞれ何時間となっているか。

2
 今年2月16日に公表された3号機グランド蒸気排気管のエルボ部の配管金属材料はなにか。

3
 今年2月16日に公表された3号機グランド蒸気排気管のエルボ部の配管肉厚は、直管部、エルボ部それぞれ何ミリか。

4
 3号機の第13回定期検査にて取り替えたというグランドスチームコンバータ加熱蒸気排水管の金属材料は何か。

5
 3号機の第13回定期検査にて取り替えたというグランドスチームコンバータ加熱蒸気排水管のエルボ部は、建設当初の肉厚は何ミリであったか。6  3号機の第13回定期検査にて取り替えたというグランドスチームコンバータ加熱蒸気排水管の減肉箇所の今回の測定肉厚は何ミリか。また余寿命は何年と予測したか。

6
 3号機第13回定期検査にて取り替えたという原子炉給水ポンプ駆動タービン排水管の金属材料は何か。

7
 3号機第13回定期検査にて取り替えたという原子炉給水ポンプ駆動タービン排水管のオリフィス下流直管部の建設当初の肉厚は何ミリであったか。

8
 3号機第13回定期検査にて取り替えたという原子炉給水ポンプ駆動タービン排水管のオリフィス下流直管部の減肉箇所の今回の測定肉厚は何ミリか。また、余寿命は何年と予測したか。

9
 浜岡1〜4号機までの過去の配管肉厚検査結果の中(既に取り替えた部分も含めて)で、減肉率が最も大きかった事例ついて、減肉発生箇所とその減肉率を「炭素鋼」、「低合金綱」、「ステンレス鋼」それぞれについて明らかにされたい。(3つの箇所と数値)

10
 技術基準を満たしているか否かに関わらず、配管を交換するに至る減肉が生じた箇所は、1〜4号機それぞれ過去何カ所あったか。(号機ごとの総数)

11
 東北電力女川原発2号機では、高圧給水加熱器ベント配管オリフィス下流で、1サイクル(約1.1年)で6.5ミリもの減肉が発生している。
 当社の浜岡1〜4号機における、高圧及び低圧給水加熱器ベント配管オリフィス下流で生じた減肉のうち、最も減肉率の高かった事例を号機ごとにそれぞれ公表されたい。(4つの数値)

12
 「高圧及び低圧給水加熱器ベント配管」における測定個所(測定ポイントではなく、偏流発生箇所)の数を、1〜4号機それぞれ明らかにされたい。(号機ごとの総数)

13
 東北電力では、給水加熱器ベント配管オリフィス下流について、配管材料にかかわらず定期検査ごとに肉厚測定を行っている。当社では、第8回定検で4号機の低圧給水加熱器ベント配管に減肉が見つかり、配管を取り替えることになったが、当該部の肉厚測定は、自他プラントの第8回定検で初めて行ったとのことである。抽気系配管に減肉が生じやすいことは、1、2号機の炭素鋼配管を低合金綱配管に交換したことからも明らかなのであるから、このような測定頻度では、減肉傾向を知って予防保全を実行するには低すぎると考えるがどうか。

14
 1988年1月に発見された浜岡2号機の高圧注入系蒸気ドレン配管の減肉貫通孔について、この配管の貫通部(直管部ではなく、エルボ部分)の内径及び外径は何ミリか。

15
1988年に貫通孔を生じた2号機の高圧注入系蒸気ドレン配管などのような、50A以下の小口径配管の肉厚検査について、ソケット溶接部の肉厚検査は、例えばエルボ部等当該部を正確に測定することが可能か。

16
 当社のホームページの浜岡原発に関する広報において、タイトルが「配管肉厚点検結果について」「配管肉厚点検状況について」などのように「肉厚点検」という言葉が使われているにもかかわらず、配管口径や系統図は記載されていながら、「肉厚」に関する具体的な情報が一切記載されないのは何故か。他社では、肉厚をはじめ配管の鳥瞰図等、より詳細な情報を提供していることを考えると、当社の広報姿勢は不自然である。理由を説明されたい。

17
 浜岡1号機は第15回定検(96〜97年)において、低圧第3給水過熱器取替工事を行っているが、これを取り替えた理由は何か。

18
 浜岡2号機は第17回定検(99〜2000年)において、第2給水加熱器取替工事を行っているが、これを取り替えた理由は何か。

19
 浜岡2号機で第17回定検にて行った格納容器内放射線低減工事について、工事の概要について説明されたい。

■ 浜岡原発(シュラウド)

1  浜岡1,2号機のシュラウド交換について:切り出し工事時期、新シュラウドの設置溶接工事の実施時期など、それぞれ工期について具体的に説明されたい。
2  2号機の現シュラウドの材質は炭素の含有量の少ないSUS304L材であり、見つかったひび割れの数も、新しい3号機のSUS316L材のシュラウドよりも少ない。2号機のシュラウドを交換するにもかかわらず、2号機よりひび割れの多い3号機のシュラウドを交換しないのはなぜか。
3  2号機のシュラウドサポート部(H9下側、H101外側)のひび割れは、高経年化に関する技術評価のための炉内点検で見つかったものだが、既に見つかったひび割れの頻度を考慮すると、3、4号機についてもシュラウドサポート部に、より深刻なひび割れが生じている可能性がある。4号機(3号も一部)のH8〜H12の溶接線を点検しないのは何故か。
4 3号機は第13回定検において、シュラウドの周方向のひび割れ対策として、タイロッドでの補強が行われている。しかし、シュラウドサポートレグ及び縦の溶接線に対しては、全く効果がない。この部分については、今後もひび割れの有無やひびの進展状況の追跡調査を行う予定なのか。
5  当社は浜岡原発のシュラウドについて、2001年に保安院から点検指示が出る以前から、計画的にひび割れの目視点検を行ってきた。1号機は少なくとも93年の第13回定検から、2号機は94年第13回定検から、3号機は97年第8回から、4号機は94年第1回から行っているはずであるが、号機によって稼働年数が異なるにもかかわらず、ここ3年で、全周に断続的に生じたものも含めて次々とひび割れが見つかっているのは、どのような理由からと考えるか。
 2002年以前には1度もひび割れを発見することができなかったのは、何故だと考えるか。
6  浜岡1号機では、第18回定検(2000〜2001年)において、シュラウドサポートリングH7a溶接線内側近傍に応力緩和策としてピーニングを行っているが、第19回定検(02年〜)にひび割れが見つかっている。
 なぜ、応力緩和策を施したにもかかわらず、全周にわたり、平均深さ約14ミリ、最大深さ約21ミリものひび割れが生じたのか。
7  1号機のH7a内側のひび割れが、前年のピーニング施工時の点検において発見されなかったのは何故か。
 或いは、このひび割れは、1年間で突如として21ミリもの深さに発達したひび割れなのか。
8 1,2号機のシュラウド交換は、労働者の被曝量を増大させることになる。日本のBWRの炉あたりの労働者被曝は主要国の中でも特に多いと国際的にも批判されているが、当社は被曝低減のための改善を行っているか。もし行っているとすれば、それはどのようなものか。

■ 浜岡原発(その他)

1
 1,2号機の高経年化対策として行う制御棒駆動機構ハウジング(スタブチューブ?)と中性子束モニタハウジングの溶接部の応力緩和策は、ハウジング全数について行うものか。一定の範囲のもの(例えば下鏡外側)に限って行うものか。

2
 浜岡1号機〜5号機までの高圧注入(HPCI)タービン蒸気配管の内径は、それぞれ、何ミリか。

3
 今年6月8日の発表による1,2号機共用排気筒の立て替えについて;今回の排気筒のひび割れは、建設当時、風による共振現象を予測できなかったことが原因である。これは、高速増殖炉もんじゅの熱電対の損傷と同様「設計ミス」であったと言える。
 しかも、今年の耐震裕度向上工事で損傷部分の補修作業に取りかかるまで、風による共振現象で応力が集中することについての認識が当社には無かったと思われるが、これは正しいか。
 それとも、この現象については、今年より以前に知っていたのか。もしそうだとしたら、いつの時点でそれを認識したのか。

4
 6月9日付朝日新聞では、「73年に建てられ、その後、基準が改められた時には、問題ないと判断して補修しなかった。」と報道されているが、この当時、問題ないという結論に至った根拠を明らかにされたい。

5
 3,4号機、或いは5号機の排気筒の設計は、この共振現象を克服する設計となっているのか。浜岡に特有だと思われる強風の問題は、後に改訂されたという設計基準で対処できているのか。耐震裕度向上工事の目的は、地震動に対する対策となっており、風による共振を考慮したものとは言われていないので、3〜5号機について、1、2号機と具体的にどのような構造上の違いがあるのか教えてほしい。

■ 浜岡原子力発電所と東海地震

1 (1)

1  浜岡原発の目下の最大の危機は東海・東南海・南海地震等、連続して発生する可能性が高いとされる巨大地震の襲来である。これに関連して ;

 予見としての(つまり将来に向かっての)「安全」とは、経験を科学的見地から分析して、知見(原理と知識)に高め、危険要素を抽出してそれに対処する、つまり「予測安全」以外ではありえない。どうか。
 その見地に立つならば、当社がしばしば端的に「安全です」と言ってきたその言い方は、不適切ではないか。 元地震予知連絡会の会長が、静岡新聞紙上に地震は来るたびに、知らなかったことを知らされ、また、新しく分からないことを提起してくれた。新しく思い知らされることの連続であった。科学的な立場に立てば「浜岡原発は安全」とは言えない筈だという意味のことを言っている。実に素直に腑におちる行論だ。当社の表現は不適切ではないか。又、今後、違った表現に変えるつもりはないか。

(2)

 ここ1年位、浜岡原発の耐震安全性に関して、いくつかの内部告発があり、その一部は後で当社は追認し、又一部は否定している。内容によりけりだが、例えば骨材詐称、安全計算の差しかえ等は、社を代表する担当取締役(代表取締役○○)が見解の発表をすべきである。(耐震補強の発表は社長が行っているのに)どうか。(見解の内容について、責任の所在、意識を明確にするため。)

 また、安全計算の差しかえ発表が虚偽なら会社に対する名誉毀損である。法的対抗と言わないまでも、発表者が当時どういう地位にあり、どのような職務を遂行し、かくかくしかじかで、当人が発言するようなことはありえないと具体的に反論すべきである、(だからこそ代表取締役○○でなければならぬ)当社の対応は法令遵守もトレーサビリティもそのかけらもない。如何。

2
 昨年10月の新潟県中越地震は、本震以外にもマグニチュード6を越える余震が少なくとも4回は観測された。浜岡原発が直面する東海地震、東海・東南海地震においては、本震がマグニチュード8クラスとなることからも、これ以上の激しい余震が続くものと思われる。
 余震による強振動の継続は、浜岡原発の耐震設計でどこまで考慮されているか。されているとすれば、どのような方法でどのような余震を想定して影響を考慮したのか説明してほしい。

3
 新潟県中越地震のマグニチュード6.8の本震では、震源に近い川口町での1722ガルを始め小千谷市、山古志村、十日町市、入広瀬村、栃尾市などで1000ガル(3成分合成)を超える加速度が観測されている。
 東海地震に備えて当社が行う耐震裕度向上工事では、浜岡原発を1000ガルまで耐えられるようにすると言っているが、いくら岩盤に固定されていたとしても、M8クラスの直下型地震で、震源深さも10数キロである可能性も否定できない東海地震に対しては、1000ガル程度では不十分なのではないか。

4
 想定東海地震の注意情報が出されると、浜岡原子力発電所の運転を停止しますか、それとも継続しますか。

5
 想定東海地震の予知情報(警戒宣言)が発令されると、浜岡原子力発電所の運転を停止しますか、それとも継続しますか。もし停止する場合、すべての原子炉を完全に停止するまでの所要時間はどれくらいですか。

6
 当社は過去、平成14年9月20日から平成15年1月21日まで、浜岡原子力発電所のすべて原子炉を止めました。現在、もし5号機までのすべての原子炉を止めても、当社は、電力の供給に支障が生じないだけの、代替の発電設備および燃料を保有していますか。
7 (1)

 以下の新聞記事に関連して質問します。
「中部電力は28日、東海地震の想定震源域にある浜岡原子力発電所(静岡県御前崎市)で耐震性を高める工事を今春以降に始めると発表した。現行でも地下20メートルの岩盤で600ガルの地震加速度に耐えられるが、工事後は約1000ガルまで耐震性を向上。中央防災会議による東海地震の想定地震動に対し2〜3倍の揺れにも耐えられるという。
 同日記者会見した川口文夫社長は「地域住民に一層安心していただくための取り組み」と強調した。対象は1ム5号機すべてで費用はそれぞれ数10億〜100百億円以上とみられる。国の原子力安全委員会は2001年7月、原子炉施設の耐震指針見直しに着手したが結論は出ていない。中部電によると、現行でもマグニチュード(M)8・5級の地震が発生しても耐震性に問題はないという。」(日本経済新聞 朝刊、平成17年1月29日付)

 現行でもマグニチュード(M)8・5級の地震が発生しても耐震性に問題はない、とのことですが、この地震による地下20メートルの岩盤で地震加速度が600ガル以下であるということですか。もしそうならば、その主張を裏付ける専門家とその論文を示してください。

(2)  工事後は約1000ガルまで耐震性を向上できるということですが、原子力発電所という巨大かつ複雑な構造物が追加工事によって補強ができるのか、大変疑問です。新築に比べて補強の方が、その構造計算は難しいでしょう。ゼネコン等に発注すれば適当に積算するでしょうが、当社にはその積算が正しいことを保証できる人材がいますか。
(3)  「地域住民に一層安心していただくための取り組み」というのであれば、浜岡原子力発電所を廃止することが一番の安心です。東海地震の想定震源域に原子力発電所を建ててしまったことがそもそも大間違いです。太田宏次前会長の間違いを正した、川口文夫社長であればこそ、廃止するという英断ができると思いますが、いかがですか。
(4)  浜岡原子力発電所の発電設備から勘案して順調に運転できたとしても、これが貢献する当期利益の割合は、年間の発電電力量で比例配分すると200億円程度でしょう。一方、大地震の頻度は約100年間に一度、大地震により原子力発電所が大事故を起こして、その損失が2兆円を超えるならば、浜岡原子力発電所は得になりません。しかも、この計算では利益の上限はありますが、損失の上限は実際、大地震が起きてみなければわかりません。ところで損失2兆円は過大でしょうか。例えば、放射性物質による汚染のために20万世帯が避難しなければならない場合、1世帯当たりの土地と家屋の値段を1000万円として、その全額を保障すればそれだけで2兆円になります。当社の、東海地区で一番、賢明なる取締役および従業員の方々がちょっと計算すれば、浜岡原子力発電所が割に合わないことは即座にわかることでしょう。当社は想定東海大地震による浜岡原子力発電所の大事故の経済的損失を、最大いくらと計算していますか。
8 (a)

05年1月29日の朝日新聞によれば、全浜岡原発について耐震補強工事を行うという。

 1基数十億円から数百億円とあるが、1〜5号それぞれいくらか。

(b)  当社はここ数年来、自由化動向の中で、コスト削減、競争力強化をはかってきた。そうした中で「安全の底上げ」として多分1千億円を越える耐震補強を行う。個人住宅の場合はであれば気持ち的な安らぎのコストとして誰何言うこともない。安全の底上げということばとかける費用の額がすんなりと呑み込めぬ。
なぜ安全の底上げを必要と考えたのか。
(c)  なぜ運転開始したばかりの5号炉の補強が必要なのか、現在の耐震指針の欠陥を示すものではないのか。
(d)  最近の鳥取県西部地震(M7.3)で未確認の断層が動き、新潟県中部地震で2000ガルを越える地震が観測される等、指針の不適さを示す事実が続出している。このような事実を考える時、指針の問題について考えるということはないのか。
又、上の耐震補強は、以上の事実に関連あるのではないか。(とすれば、「安全の底上げ」などではない。危険への対応そのものだ)
 また、それらに関係ないとしたら、なぜ無視できるのか。
(e)  地震に伴う津波の重大性は言うまでもない。現状の浜岡全原発の津波対応の内容は、最近の津波知見から考えて問題ではないか。(6月23日の朝日新聞では、日本・千島海溝地震で最大津波22mという。この場合浜岡全面の浜丘は軽く越えられ、沈砂池は津波に運ばれた砂で一気に埋まり、或いは埋砂により取水不能)

9
 浜岡原発敷地全面にある砂丘は、地震によって一部液状化する可能性があることが当社のホームページでも述べられている。この液状化を防ぐ工事を行わないのはなぜか。一部なら液状化しても問題ないと考えるとするならば、何パーセント以上液状化すると問題があると考えているのか。

10
 当社は、1990年〜91年ごろ浜岡原発3号機貯水層から1,2号機までにおいて岩盤の中を掘ってつなぐ地盤補強工事を行っているが、その補強工事の概要と工事によって得られた効果を具体的に公表されたい。

11
 浜岡1号機から5号機までの貯水槽(沈砂池)の底部の高さ(東京湾平均潮位を基準とする)は、それぞれT.Pマイナス何センチメートルか。

12
 浜岡1号機から5号機の非常用海水取水ポンプの最下端部の高さ(東京湾平均潮位を基準とする)は、それぞれT.P.マイナス何センチメートルか。

13
 浜岡1号機から5号機の貯水槽(沈砂池)について、砂やゴミ、土砂の侵入を防ぐための砂防施設やプールの囲いはあるのか。あるとしたらどのような形状でどのような高さのものか。

14
 浜岡1号機〜5号機までの原子炉機器冷却水熱交換器の基数はそれぞれ何基であり、それぞれの最大除熱能力は何kcal/hか。また、その能力は、海水との温度差を何度と仮定した時の値か。

15

(タービン機器冷却水熱交換器)

 タービン機器冷却水熱交換器に海水を供給するポンプの名称を、通常時と非常時について、それぞれ教えてほしい。

16
 浜岡1号機〜5号機までのタービン機器冷却水熱交換器の除熱量は、通常の運転中それぞれ何kcal/hか。

17
 浜岡1号機〜5号機までのタービン機器冷却水熱交換器が通常運転中に必要とする海水量は、1秒あたり何立方mか。

18
 タービン機器冷却水熱交換器に海水を送るポンプは、タービントリップをした場合、完全に停止するのはおよそ何分後か。或いは、何度に温度が下がった時か。

■ 水素爆発事故

1

 浜岡1号炉の2001年11月の水素爆発事故についてたずねる。
 事故以降、当社と我々市民グループは、現在に至るまで事故の内容、原因等に関し、当社の最終報告をめぐって話しあいが続いている。その事に関連して;

 当社は、この話し合いでマスコミの参加、取材を拒否している。不当、不条理であり、許されぬことである。態度を改めるべきである。

2
 話し合いの過程で、最終報告書の奥の誤りが明らかになっている。つまり多くの原因不明を残し、従って安全対策が行われているとは言えないということだ。
報告書の再提出をすべきである。如何。

3
 話し合いの過程で市民側が指摘した危惧が連続して起きている。(レベルスイッチの水素爆発)さらに別の箇所、例えば高圧注入系やヘッドスプレイ系(5号炉)での爆発の可能性を既に指摘しているところである。そのことについて、問題点の検討のため、当該部の配管図の提出を求めたのに対して、提出を拒否した。不当である。理由を尋ねる。

4
 高圧注入系配管の爆裂により高圧注入系が使用不能に陥った際の安全評価について、単一故障の評価として不作動も評価しているという回答がある。
 しかし、この例の場合、単一故障の適用に当たって上の説明は誤りである。つまり、配管爆裂事故に伴って、高圧注入系が使えなくなったのだから、(つまり故障ではない)安全評価として機器の確率的故障としての単一機器の前提は、高圧注入系不作動は含まれない。高圧注入系は不作動の可能性にさらされていない。従って単一故障とは高圧注入系以外の安全系の故障である。如何。

■ 原子力保険

1
 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。)

2
 当社は、予想される東海地震でいかなる事態が発生しても原子力損害賠償法第3条による賠償責任免除の申し立てはしないと確言できるか。

3
 原子力施設賠償責任保険について、過去10年間に支払った保険料の金額を、年度別、号機別にそれぞれ公開されたい。(保険契約を結ぶ相手は原子力保険プール一箇所なので、経営上の秘密は存在せず、公開に支障はないはず。)

4
 原子力財産保険について、過去10年間に支払った保険料の金額を、年度別、1〜4号機別にそれぞれ公開されたい。

5
 原子力財産保険の保険金の支払い限度額は現在いくらか。

6
 原子力財産保険により、過去に保険金が支払われた事例は、号機毎にそれぞれ何件か。

7
 原子力財産保険により、過去に支払われた保険金の額が一番大きなものは、どの号機のどういった損傷に対してか。また、その額はいくらか。

■ 再処理・プルトニウム

1
 2003年8月5日原子力委員会は、
「プルトニウムの利用目的を明確に示すため、原子力委員会は、以下の基本的考え方を満たす措置を実施することが必要であると考える。」として「電気事業者は、プルトニウムの所有者、所有量及び利用目的を記載した利用計画を毎年度プルトニウムを分離する前に公表することとする。利用目的は、利用量、利用場所、利用開始時期及び利用に要する期間の目途を含むものとする。」と定めています。
(1)  この措置は、具体的にどのように規定された(される)のですか。その内容を示してください。
(2)  公表とはいかなる方法によるものとされるのですか。
(3)  それは何時どこの機関で定められた(もしくは、定める)のですか。
(4)  当社は、どのような利用計画を、何時ごろ提出する予定ですか。

2
 海外抽出・保管中のプルトニウムを消費しきらないうちに国内抽出プルトニウムを消費することは可能ですか。
 もしくは国内抽出プルトニウムを優先的に使用することは可能ですか。

3
 国内でのMOX燃料工場の稼動はいつですか。

4
 国内抽出のプルトニウムを海外でMOX燃料に加工することは可能ですか。

5
 仏コジェマ社での再処理により生じた高レベル放射性廃棄物廃棄物ガラス固化体のうち、まだ返還されていないものは何本残っているか。

6
 仏コジェマ社での再処理により生じた回収ウランの返還予定はいつ頃か。

7
 また、コジェマ社からの回収ウランはどのような形状で返還され、国内ではどこに保管することになっているのか。

8
 英BNFL社との再処理契約で、まだ処理(プルトニウム抽出)の終わっていないものはあるか。あるとすれば何tUか。

9
 英BNFL社での再処理で、高レベル放射性廃棄物のガラス固化が終わっていないものはあるか。あるとすればガラス固化体およそ何本分か。

10
 英BNFL社との再処理契約で、2005年3月末までに抽出した総プルトニウムの量は何kgか。その内核分裂性プルトニウムは何kgか。

11
 英BNFL社での再処理により生じた高レベル放射性廃棄物ガラス固化体の返還開始時期は何時か。

12
 英BNFL社での再処理により生じた回収ウランの返還予定は何時か。

13
 また、BNFL社からの回収ウランはどのような形で返還され、国内ではどこに保管することになっているのか。

14
 核燃料サイクル開発機構(以下、核燃機構という)との再処理契約について、2005年3月末までで完了している処理量は何tUで、まだ完了していない分は何tUか。

15
 核燃機構東海再処理工場で2005年3月末までに発生した当社所有の回収ウランの量は何tUか。

16
 2005年3月末現在で当社が所有する回収ウランの総量は何tUか。

17
 2005年3月末現在で当社が所有する回収ウランの資産計上額は、「加工中等核燃料」の費目の内の何円となっているか。

18
 当社の回収ウランの利用計画を明らかにされたい。
また、毎年この質問をしているが、利用計画の決定が遅れた(ている)のは、どのような理由からか。

19
 六ヶ所再処理工場で発生する当社の回収ウランは、どこでどのような形で保管することになっているのか。

20
 六ヶ所再処理工場で発生する当社の回収ウランの保管料は、tUあたり何円程度と見積もっているか。

21
 当社の浜岡原発でのプルサーマルの実施時期は、何年と予定しているか。

22
 浜岡原発のプルサーマルを最初に行うのは、何号機で、何体のMOX燃料を装荷する予定か。

23
 最初のプルサーマルに使うMOX燃料の加工を委託する会社は決めているか。いるとすればどの会社か。

24
 原子力長期計画で2010年頃から検討するとされている第二再処理工場は、まだ建設が決まったわけではない。建設されない場合もあり得る。建設されない場合は、使用済みMOX燃料の再処理はどこで行うのか。

25
 六ヶ所再処理工場のアクティブ試験期間中に、当社の使用済み燃料は何tU使用されることになっているか。

26
 六ヶ所再処理工場のアクティブ試験期間中に抽出される当社分のプルトニウムは、どの会社で燃料加工され、いつ原発に装荷されるのか。

27
 日本原燃(株)との再処理について、再処理前払い金で支払った額は2005年3月末現在で総額何円か。

28
 当社が日本原燃(株)に対して行っている債務保証額は2005年3月末現在で何円か。

29
 当社が日本原燃(株)六ヶ所再処理工場のために支出した建設分担金の総額は2005年3月末現在で何円か。

■ 中間貯蔵施設

1
 当社は、浜岡原発の使用済み燃料の中間貯蔵施設を将来建設する予定、或いは計画はあるか。

■ 劣化ウラン弾

 91年の湾岸戦争、そして2003年の米・イラク戦争に於いて使用された劣化ウラン弾の使用に伴う、湾岸戦争症候群の中に放射線障害と考えられるものもあり、又米・イラク戦争後の明らかなイラク人の放射sね障害は、内部被曝のすさまじさ、とりわけ(もしかしたら)パーティクル状の放射能による内部被曝の危険性の甚大さを示しているとも考えられる。又、劣化ウランが再処理由来のものである場合、他の多くの核分裂生成物が混入していることの結果かもしれない。そこで;

1
 当社が把握している情報の限りで、今回の事態に関連して放射線の毒性評価について当社の評価はいかがか。

2
 また上の視点から、どのような情報収集に務めたか。

3
 他の電力に働きかけ、又国、ICRPに働きかけ新しい評価基準作成への必要性を感じているか。

4
 劣化ウランの大部分を発生させた電力事業者の重大な責任を問いたい。
 そこで、濃縮・再処理、その他核燃料サイクルを通して発生した当社核燃料分発生の劣化ウランは何tか。

5
   (4)の劣化ウランについて(濃縮過程、再処理過程に分け)発生後の劣化ウランの帰属、管理者は誰になっているか。
また帰属管理者が誰であろうと、発生者としての当社は、その管理現況について常に最新の情報を把握しているべきであると考える。そのような情報収集は、契約条文化されているのか。

6
 当社ウラン燃料精製、又は再処理過程の劣化ウランはどこどこにどのような形状で保管されているのか。

7
 そもそも当社由来の劣化ウランは、劣化ウラン弾他に“利用”されていないか。(勿論、当社発生相当分としてちゃんと管理されていて、流用されていないかという意味)

8
 再処理由来の回収ウランの精密な組成。

■芦浜・珠洲について

1
 2001年の芦浜原発計画撤回後4年を経過したが、昨年も芦浜の土地活用計画は決定してはいない。いつ決定するのか?

2
 現在、芦浜地区の管理は、当社のグループ会社である(株)中部グリーナリが雇った現場作業者のみで管理作業を行っているが、その仕事内容はどのように把握しているのか?

3
 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、芦浜地区内の作業道建設、意味のない伐採及びその伐採木の野積みによるものと考える。生態系を脅かす作業を放置するのか?

4
 そもそもこれまで行った作業や現在行われている作業の必要性はあるのか。
 必要性があるのであれば、実際に視察して判断したのか。

5
 経費の節減は緊急の課題である。人員と作業日数の削減はしないのか。

6
 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」といつも当社は答弁するが、事実は全く異なっている。このままでは当社の社会的責任は果たせないと考えるが如か。

7
 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が、当社の見解を述べられたい。

8
 芦浜はアカウミガメの産卵場所となっている。保護をする意志はあるか。

9
 計画を撤回した芦浜原発元予定地及び珠洲原発元予定地の今後の土地活用方法を明らかにされたい。

 ■提出者:株主 東井

 今年3月23日に公表された地震調査研究推進本部の「全国を概観した地震動予測地図」によれば、浜岡地点周辺では、3〜5号炉の設計地震動54カインの2.5倍に迫る最大地震動の発生が少なくとも3〜6%の確率で、工学的基盤面で想定されています。この結果は、わが社の原子炉が、高い確率で設計用限界地震を超える地震動に襲われる危険性を明示したものといえます。
 この予測値は、現在の地震学、地震工学、地質学の最新の知見を駆使して試算されたものであり、今日の地震動予測の集大成といっていいものと思われます。
 とうぜん、わが社においてもこの結果を活用してすでにサイト内の地震動予測を実施されたものと思います。公表された工学的基盤での結果を活用してサイト内のより詳細な地震動を試算することはたやすいことだからです。
しかし残念ながらその結果はいまだ公表されていません。ずばり伺います。
問1  1〜5号機炉心部の地震動の最大速度はいかほどになりましたか。試算を行った対象すべてを明らかにし、すでにその結果の得られている値について、それぞれ詳しくお答えください。最大加速度も試算されたものがあれば明らかにしてください。
問2  なんら試算を行っていないのであれば、その理由を、総会当日株主の皆さんによく分るようにご説明ください。今後の試算予定はいかがですか。
問3  わが社として試算を行っていない場合には、現時点では推進本部の試算結果をもって、浜岡サイトの数値とみなすほかありません。この値を代替措置として回答ください。

以上。

会社側一括回答

 「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,二酸化炭素の排出抑制に努め,今後とも石炭火力発電の利用を進めてまいります。

 「発電コスト」につきましては,平成16年度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4円75銭,火力は6円91銭,原子力は浜岡原子力発電所1・2号機の定期点検期間の延長などにより発電所の利用率が低水準であったことや,同発電所5号機の運転開始に伴う減価償却費の増加があったことから,10円32銭となっております。
この電源別の単価には,支払利息,一般管理費などは算入しておりません。
 なお,水力発電については,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。

 「川浦水力発電所」につきましては,電力需要の変化に応じて電気を効率よく安定供給するためには,ベース・ミドル・ピーク電源をバランスよく開発することが重要であることから,将来の重要なピーク電源と位置づけております。当地点は,平成7年11月に国の電源開発基本計画に組み入れられており,将来の需給見通しを踏まえ,必要な時期に運転を開始できるよう,今後も関係地域のみなさまのご理解をいただきながら開発を進めてまいりたいと考えております。
 トンネル湧水の地元活性化のための利用については,地元が判断されることと考えております。銚子の滝遊歩道については,旧板取村から開発基本同意を得るために開設を約束したもので,地元が観光地として振興するには必要な施設と考えております。なお,遊歩道に設置されている休憩所は,旧板取村が必要と判断し建設したものです。
 国や県による砂防工事で発生する残土については,当社が手配した土捨場などに受け入れる余裕はございません。
 揚水発電所の代替としてのNAS電池の導入については,NAS電池は,揚水発電に比べ,大規模な電源設備として導入するには経済性が劣っております。

 「杉原ダム・発電所」につきましては,必要な電源と考えておりましたが,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,徳山発電所の開発主体である電源開発株式会社とともに,技術面,需給面,経済性について総合的に検討した結果,治水政策への協力も考慮して,徳山発電所の計画を変更し,杉原発電所を中止することとしたものであり,判断時期は適切であったと考えております。
 技術面では,徳山ダム計画の変更により,徳山ダムの最低水位が現行より4メートル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,運転が継続できなくなります。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。
 徳山発電所の受給料金については,現時点では決まっておりません。今後,電源開発株式会社と協議を行ってまいります。

 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,契約上のことであり,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,発電所計画の変更は,国土交通省からの提案を受け,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。

 「CO2排出量の削減」につきましては,政府が策定した京都議定書目標達成計画では,電気事業に関わりのあるエネルギー起源のCO2削減目標は,平成2年度に比ベプラス0.6%であります。
 当社は,平成22年度における1kWhあたりのCO2排出量を,平成2年度に比べ20%削減することとしております。
 この目標達成のために,原子力発電の利用率向上,火力発電の熱効率の維持向上,京都メカニズムの活用など,引き続き最大限の努力をしてまいります。
 なお,当社における平成16年度のCO2排出量は,平成2年度に比べ,23%増加いたしました。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の停止が主な原因です。

 「浜岡原子力発電所の温排水に起因するCO2の排出」につきましては,調査,検討は実施しておりませんが,温排水により海水温度が上昇する範囲は発電所近傍に限られているため,温排水に起因するCO2の排出はほとんどありません。

 「分散型電源」につきましては,需要地近傍に設置可能であるなどの特長がある一方,環境面や設置スペース上の制約,系統運用面などの解決すべき課題もあります。
 したがいまして,分散型電源と大規模電源は,お互いの特長を生かして補完し合うことによって,より効率的な電力供給システムが構築できていくものと考えております。

 「新エネルギー等の利用目標量の達成に向けた取り組み」につきましては,従来から太陽光・風力などの余剰電力の購入や中部グリーン電力基金などを通じて,積極的に自然エネルギーの普及促進に取り組んでおります。
 さらに,事業用風力発電の開発・導入に向け,管内の複数の地点において,開発可能性調査を実施しております。
 加えて,利用目標量の達成に向け,自ら発電する方法,電気とクレジットを一体として購入する方法,クレジットのみ購入する方法を効果的に組み合わせて,努力してまいります。

 「ディマンド・サイド・マネジメント」につきましては,供給責任を担う当社として,供給力の確保に加え,需要面からの取り組みも重要であるとの観点から,従来より,高効率機器の推奨,季節別時間帯別料金制度など,わ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積極的に努めてまいります。

 「大口顧客向けの販売体制」につきましては,昨年4月に,自由化の範囲が高圧500kW以上のお客さままで拡大されましたが,大多数のお客さまに引き続き当社をご選択いただいております。
 これは,料金面に加え,お客さまごとに専任の担当者を配置し,お客さま二一ズにお応えするきめ細かなサービスをご提供してきた営業活動の成果であると考えております。

 「電気料金」につきましては,お客さまの料金に対する関心は非常に高いものと認識しており,今後も経営の効率化をさらに推し進め,競争力のある料金水準を確保できるよう努めてまいります。

 「オール電化」につきましては,安全性,安心感,清潔性など,大変ご好評をいただき普及が進みつつあります。
 オール電化をご採用いただくお客さまが増加すると,負荷平準化が促進され,電気の供給に要するコストが低減します。これを踏まえ,オール電化のお客さまの料金を設定しております。
 また,電気機器はガス機器に勝るとも劣らない利便性を備えており,多くのお客さまの支持を獲得しているところです。
 当社は,今後も電気を効率的にご利用いただく活動を推進し,多くのお客さまの二一ズに応えてまいります。

 「FTTH事業」につきましては,平成16年度までの設備投資額は91億円,累積の電気通信事業営業損失は72億円となっております。
 また,FTTH事業を中部テレコミュニケーションに移管することとしておりますが,FTTHサービスは市場の拡大時期にあり,またIP電話や放送等を組み合わせた新たな付加サービス市場も創出されつつあります。さらに,投資回収には長期間を要するものの,解約率が低く長期間の契約継続が見込まれ,相対的に投資回収リスクが小さくなるという特性を持っております。
 このような状況のもと,中部テレコミュニケーションにおいて,既設設備の有効活用および従来から行っている法人向け通信事業とのシナジーを図ることにより,当社グループとして,より積極的に情報通信事業を展開できると考えており,数年後には,単年度収支の黒字化が見込めるものと考えております。
 なお,FTTH事業の,設備を含む事業価値については,今後第三者機関による価値算定結果にもとづき決定することとしております。

 「中部テレコミュニケーションのPHS事業」につきましては,複数あるサービスの中の1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事業単独収支はございません。
 このように,中部テレコミュニケーションは設備を複数サービスで共用しているため,親会社としては,1つ1つのサービスの収支状況を把握するよりも,中部テレコミュニケーション全体の収支状況,各サービスのキャッシュフローを1つの基準として判断することが適当であると考えております。
 中部テレコミュニケーションの事業承継後のPHS事業に関するキャッシュフローは,黒字を維持しておりました。
 なお,中部テレコミュニケーションにおけるPHS事業の廃止に伴う減損損失は,72億円であります。

 「珠洲の土地」につきましては,元地権者をはじめご希望の方への売却をすすめております。

 「芦浜の土地」につきましては,現在,具体的な活用方法について検討中でございますが,中部グリーナリに委託して,適切な管理を行っております。
 また,専門家のご意見をお聞きしながら生態系等の自然環境保全にも十分配慮しております。

 「寄付」につきましては,当社は,寄付などを通して地域社会の発展に寄与することは,企業市民としての責務であると考えております。
 寄付の対象は,内容の公共性,活動目的の社会的貢献度,地域社会への寄与度などを基準として選定しております。

 「売上高」につきましては,当社は,電力自由化が進展する中で,競争時代を勝ち抜く企業体質を確立すべく,全社を挙げて経営の効率化に努めてまいりました。平成14年9月と本年1月には,これまで取り組んできた効率化やコストダウンの成果を広くお客さまに還元するため,また,価格競争力を高め,お客さまに選択していただくために,電気料金の引き下げを行いました。
 その結果,売上高は伸び悩んでおりますが,経常利益は安定的に確保しております。
 引き続き経営の効率化を推進し,株主さま,お客さまのご満足が得られるよう努力してまいります。

 「原子力発電費」につきましては,増加理由は,主として,浜岡原子力発電所5号機の竣工や試運転に伴い,減価償却費を計上したことによるものです。

 「1株当たり当期純利益」につきましては,減少理由は,個別・連結ともに,「固定資産の減損に係る会計基準」を適用し,特別損失を計上したことなどにより,当期純利益が減少したことによるものです。

「子会杜の純利益」につきましては,減少理由は,主として,連結子法人で特別損失を計上したことによるものです。
 なお,特別損失を計上した主な連結子法人は情報通信事業を営む中部テレコミュニケーションであります。

 「取締役候補者」につきましては,水谷四郎氏は,通商産業省で活躍された経験を活かし,適切に経営の意思決定に参画するとともに,関連事業推進本部長として的確に業務執行をしており,取締役候補者としてふさわしい方であると考えております。

 「招集ご通知」につきましては,関係諸法令に則り,適正に作成しておりますので,記載方法については,当社にお任せいただきたいと存じます。

 「中国古陶磁購入間題」につきましては,昨年の株主総会の時点では,社内で調査を行っている段階であり,事実関係を十分に把握できておりませんでした。
 太田氏に対する請求額は,購入額の5億8千4百万円から,専門家による鑑定額を控除し,約4億4千4百万円といたしました。
 太田氏への退任慰労金の支払いについては,現時点では決まっておりません。
 中国古陶磁の有効な活用方法については,今後検討してまいりますが,現時点では展示の予定はございません。
 なお,中国古陶磁購入問題については,株主のみなさまにお送りしました挨拶状や報道発表などを通じ,節目節目に,問題の状況や会社の対応についてお知らせしてまいりました。
 今後も,適切にお知らせしてまいりたいと考えております。

 「浜岡原子力発電所における減肉対応」につきましては,1号機の第15回定期点検および2号機の第17回定期点検において,減肉等の対策および予防保全のため,それぞれ低圧第3給水加熱器,第2給水加熱器の取替工事を行いました。

 最近では,3号機の第13回定期点検において,減肉等の対策および予防保全のため,原子炉給水ポンプ駆動タービングランド蒸気排気管のエルボ部,グランドスチームコンバータ加熱蒸気排水管のエルボ部および原子炉給水ポンプ駆動タービン排水管のオリフィス下流直管部の取替を行いましたが,これらの金属材料はいずれも低合金鋼でございます。
 また,4号機の第8回定期点検において,低圧第1給水加熱器のベント配管エルボ部3箇所の取替を実施しております。

 「浜岡原子力発電所における配管肉厚の点検」につきましては,減肉に関する知見や浜岡原子力発電所および他の原子力発電所における減肉事例などにもとづき,「減肉管理手引」を策定しており,それにもとづき配管の肉厚測定等を実施しております。

 具体的には,定期的に点検対象部位の肉厚測定を実施し,その結果から評価を行い,減肉傾向が認められた場合には,頻度を上げて肉厚測定を実施したり,範囲を拡大して肉厚測定を実施したりしております。
 減肉が厳しい箇所については,減肉しにくい配管材料への取替や設備対策を実施するなど,適切な対応を図っております。

 なお,小口径のソケット構造のエルボ部など超音波による肉厚測定が困難な部位については,放射線透過試験を実施しております。

 配管の口径,点検箇所数,肉厚測定値およびその評価結果については,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。
 配管肉厚点検結果に関するホームヘージヘの情報掲載については,点検結果だけでなく,配管減肉の原因およびその対策なども掲載し,みなさまに広くお知らせしております。

「浜岡原子力発電所の総運転時間」につきましては,本年3月末現在で,1号機が15万2,308時間,2号機が16万4,620時間,3号機が12万3,852時間,4号機が8万5,876時間,5号機が5,913時間となっております。

「炉心シュラウド等の炉内構造物のひび割れ」につきましては,今後の安定運転の確保,ひび割れの継続監視に伴う各定期点検の長期化回避のため,ひび割れの発生している機器の補修を行うことといたしました。

 1・2号機は,ひび割れの発生している各機器を個別に補修する方法に比べ作業がしやすいことから,炉心シュラウドの取替を含む補修を実施することといたしました。この炉心シュラウドの取替については,今回の定期点検中に実施する耐震裕度向上工事などとあわせて具体的な工程を検討するとともに,作業者の被ばく低減対策も検討してまいります。

 また,この炉心シュラウドの取替工事に同調して,制御棒駆動機構ハウジングおよび中性子束モニタハウジングの全数について,溶接部の応力緩和策を実施する予定でございます。

 3号機については,ひび割れの確認されているシュラウドおよびシュラウドサポートを個別に補修することとし,このうちシュラウドについては,タイロッドと呼ばれる長尺の支柱を用いた補修を実施いたしました。同機のシュラウドサポートについては,今回の定期点検において,1・2号機と同じ金属を使用している周方向溶接線の点検を実施いたしました。
 なお,今回点検していない同機の周方向溶接線および4号機の周方向溶接線については,ひび割れが確認された金属に比べ,耐SCC性が強い金属を使用しておりますが,維持規格にもとづき計画的に点検してまいります。

 1号機の第18回定期点検において実施した,シュラウドサポートリングH7a溶接線内側近傍のピーニングについては,施工前の点検において,検査員が筋状の模様を確認しておりましたが,微細であったため,その時点ではひび割れと判断いたしませんでした。しかしながら,現在の点検では,このような微細な筋状模様を確認した場合は,ひび割れの徴候の可能性があるとして,詳細な点検を実施しております。

 また,改めてピーニング施工前の点検ビデオを再確認しましたところ,ほぼ同位置に筋状の模様が認められたことから,ピーニング施工前から存在していたひび割れと推定しております。

 なお,ひび割れの検出事例が増加しているのは,最新の知見の反映や点検箇所数が増加したことなどによるものと考えております。

 2号機の第17回定期点検における格納容器内放射線低減工事については,原子炉再循環系配管および原子炉冷却材浄化系配管のうち,構造的にクラッドの滞留しやすい箇所等の取替および撤去を実施いたしました。

 「回収ウラン」につきましては,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,当社においても,この基本方針にもとづき,核燃料サイクル開発機構東海再処理工場における回収ウランのうち,約40トン・ウランを試験的に濃縮し,これを浜岡原子力発電所で使用するための準備を進めております。

 また,本年3月末現在で当社が所有する回収ウランは,約560トン・ウランであり,そ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。

 なお,回収ウランを濃縮した際の重量組成は,ウラン234が約0.05%,ウラン235が約3.1%,ウラン236が約0.6%,ウラン238が約96.2%となっております。

 国内の再処理契約については,本年3月末現在の核燃料サイクル開発機構における再処理完了数量は約81トン・ウラン,当社所有の回収ウランは約78トン・ウランとなっており,同機構における今後の再処理予定数量は約18トン・ウランとなっております。
 また,日本源燃の六ヶ所再処理工場で発生する回収ウランについては,同工場でウラン酸化物として保管することとなっておりますが,その保管料については,契約上のことであり,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。

 海外の再処理契約については,今後返還される当社分のガラス固化体は,フランスCOGEMA社から約40本,イギリスBNFL社から約70本と想定しておりますが,BNFL杜のガラス固化体の返還開始時期については,現在,関係各所と調整中ですので,説明は差し控えさせていただきます。

 両社における再処理で得られた回収ウランについては,海外での転換,濃縮を中心に,具体的な利用方策を検討しております。

 なお,BNFL社における当社分の再処理はすでに完了しており,本年3月末現在の当社保有の総プルトニウム量は915キログラム,このうち核分裂性プルトニウムは639キログラムとなっております。

 「劣化ウラン」につきましては,天然ウランよりも放射能強度が弱く,体内に入ってもほとんどが排泄される性質のもので,国際原子力機関によれば,劣化ウランによる被ばくとガン等の健康影響との関連性を示すものはないとされております。
 また,世界保健機関,国際放射線防護委員会および国連環境計画などの報告書においても,劣化ウランの放射線による健康影響は小さいとの見解が示されております。したがって,劣化ウランの放射線により健康影響が起きるリスクはかなり低く,新しい評価基準の必要性はないと考えております。

 当社の濃縮契約によって発生した劣化ウランについては,濃縮事業者に所有権があり,当該濃縮事業者が鉄製容器に充填し,各国の規制にもとづいて濃縮工場内に適切に保管していると理解しております。劣化ウランの数量については,契約上のことであり,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,濃縮事業者からは,当社との濃縮契約によって発生する劣化ウランは,軍事目的のために使用していない旨の説明を受けております。

 「当社のプルサーマル計画」につきましては,すでに公表しているとおり,2010年度までのできるだけ早い時期に,浜岡原子力発電所の原子炉1基で実施することを目指しておりますが,MOX燃料を装荷する号機や量などの具体的な計画については,現在検討中です。

 MOX燃料の加工委託先についても現在検討中ですが,当社の使用済燃料の再処理を委託したイギリスとフランスの燃料加工メーカーが,候補に挙がっております。

 プルトニウムの利用計画については,当社は,プルトニウム利用の透明性確保のため,原子力委員会で決定された「我が国におけるプルトニウム利用の基本的な考え方について」にもとづき,六ヶ所再処理工場で使用済燃料からプルトニウムを分離する前に,回収されたプルトニウムの所有者,所有量,利用目的を記載したプルトニウムの利用計画を公表する予定ですが,公表方法については,まだ決定しておりません。

 なお,プルトニウムの利用にあたっては,国内での抽出状況を見ながら,海外・国内のプルトニウムを柔軟に利用していく予定でございます。

 六ヶ所再処理工場のアクティブ試験における,電力会社別の使用済燃料の再処理量については,日本原燃において検討中ですが,六ヶ所再処理工場で回収されるプルトニウムについては,現在,事業許可申請中の国内MOX燃料工場で加工する予定でございます。

 この国内MOX燃料工場は,2012年4月に操業開始予定と聞いており,現行の「原子力の研究,開発及び利用に関する長期計画」では,国内で回収されたプルトニウムは,国内で加工することが合理的であるとされております。

 使用済みMOX燃料の再処理については,昨年11月に原子力委員会・新計画策定会議において取りまとめられた「核燃料サイクル政策についての中間取り纏め」において,六ヶ所再処理工場の処理能力を超えて発生する使用済燃料の処理の方策については,六ヶ所再処理工場の運転実績や再処理に関する研究開発の進捗状況等を踏まえ,2010年頃から検討を開始するとされており,その中で,あわせて検討されるものと考えております。

 なお,現在のところ,浜岡原子力発電所の使用済燃料の貯蔵スペースには,比較的余裕があり,中間貯蔵施設については,具体的な建設計画はありませんが,長期的には必要になると考えられますので,今後検討してまいります。

 当社が日本原燃に対して行っている債務保証額は,本年3月末現在で1,560億円となっております。

 同社に支払った再処理前払金および六ヶ所再処理工場のために支出した建設分担金の額については,いずれも契約上のことであり,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。

 「浜岡原子力発電所の排気筒」につきましては,1・2号機の共用排気筒は,設計当時の基準に従い,風との共振による疲労について適切に評価しており,設計ミスではございません。

 また,基準改定の際には,風との共振による荷重について,改定の前後で比較を行い,排気筒全体の評価としては問題ないと判断いたしました。

 局部への応力集中については,今回のひび割れの原因調査において,応力の詳細評価を実施した結果,局部的に疲労割れが起こり得ることが判明しましたが,設計当時の解析技術では,今回のような詳細な評価はできませんでした。
 なお,局部的な疲労割れは,急激に進展するものではないため,定期的な点検により対処することができます。

 3・4・5号機の排気筒については,適切な開口補強を実施したり,開口部そのものをなくすことにより,応力の集中を防ぎ,風との共振による疲労割れが起こらないよう配慮した構造となっております。

 「浜岡原子力発電所の耐震性」につきましては,当社は,同発電所が,マグニチュード8.・4の安政東海地震やマグニチュード8.0の想定東海地震を上回る,この地域の限界的な規模であるマグニチュード8.5の地震を考慮し,これに余裕をもたせた岩盤での最大600ガルの地震動に対しても,安全上特に重要な設備の機能を維持できることを確認しております。
 この地震動の設定については,国へ提出した3号機以降の原子炉設置変更許可申請書に記載されており,その妥当性については,国の安全審査において,理学・工学各分野の専門家の意見を踏まえ,厳正な審査により確認されております。
 なお,申請書および国の安全審査結果をまとめた審査書は,いずれも公開されており,審査書には,審査に携わった専門家の氏名も記載されております。
 耐震安全性に関する当社見解等の公表にあたっては,その内容等により発表方法などを判断し,誠意をもってご説明させていただいております。

 余震に対する安全性については,原子力発電所で考慮する地震動の波形は,実際のものではなく,人工的な波形を用いており,地震の規模を示すマグニチュードが大きくなるほど,強い揺れが続く時間も長くなるようになっております。浜岡原子力発電所では,強い揺れが続く時間については,この地域の限界的な規模であるマグニチュード8.5に応じた長さとしております。
 余震の規模は,本震より小さいことから,余震が数回起こった場合も,同発電所の安全性は確保できます。

 地震調査研究推進本部から公表された「全国を概観した地震動予測地図」には,2種類ございます。ご指摘の「確率論的地震動予測地図」による最大速度の値は,単純なモデルにもとづく簡便な手法により評価されたものであり,その工学的基盤は,浜岡原子力発電所の地震動を定義している岩盤と異なることから,同発電所の地震動と直接比較することはできません。
 もう一方の「震源断層を特定した地震動予測地図」では,精級なモデルにもとづく詳細な手法により地震動を評価した事例が紹介されていますが,想定東海地震については,中央防災会議が,これに相当する詳細な手法により地震動を計算しているため,地震調査研究推進本部においては,改めて評価しておりません。
 当社は,中央防災会議が詳細な手法により計算した地震動を用いて,浜岡原子力発電所の耐震安全性が確保されることを確認し,国に報告しております。

 「耐震裕度向上工事」につきましては,浜岡原子力発電所は,想定東海地震はもとよりこの地域の限界的な地震に対する耐震安全性を確保していることを確認しておりますが,このたび耐震上の余裕をさらに向上させるための工事を自主的に実施することといたしました。

 昨年の新潟県中越地震では,1,000ガル以上の加速度が観測されておりますが,これは地表面での値であり,地中の岩盤では,これほど大きな揺れは観測されておりませんので,発電用原子炉施設に関する耐震設計審査指針についても,問題ないと考えております。
 浜岡原子力発電所の重要な設備は,堅固な岩盤に支持されており,耐震裕度向上工事の目標地震動は,この岩盤で約1,000ガルの地震動として設定したものでありますので,新潟県中越地震において観測された地表面での加速度と直接比較すべきものではございません。

 耐震裕度向上工事の目標地震動については,中央防災会議が計算した想定東海地震の最大395ガルの地震動と比べて,約2,3倍の値となっていることから,当社としては十分であると考えております。

なお,構造物の構造計算は,国や学会等により定められた規格や基準にもとづき実施されますので,耐震裕度向上工事後の浜岡原子力発電所の構造計算についても,当社の技術者が,これらの規格や基準と照合し,その内容を確認することは可能でございます。

 耐震裕度向上工事の具体的な工事費用は,まだ決まっておりません。

 想定東海地震の注意情報や警戒宣言への対応としては,注意情報が発表された場合は,電力の安定供給が可能な範囲で段階的な停止などの準備的措置を講ずることとし,警戒宣言が発令された場合は,電力不足が生じないよう,電力の需給状況を勘案しながら運転を停止することとしております。
 原子炉の停止時間については,1基あたり3時間半から6時間程度とプラントにより異なるほか,需給状況を勘案しながら停止することから,一概には申しあげられません。

 なお,今年度においては,電力需要が最も大きくなる夏季の運転計画に,浜岡原子力発電所3・4・5号機の運転を織り込んでいることから,仮にこれら3基がすべて停止した場合は,供給力の不足や,代替電源となる火力発電所の燃料不足が生じる懸念がございます。

 「浜岡原子力発電所の津波等に対する安全性」につきましては,中央防災会議によると,同発電所敷地前面付近の海岸における津波の高さの最大値は,標高6,7メートル程度となります。一方,敷地前面には,標高10から15メートルで,幅が60から80メートルの砂丘があることなどから,同発電所の津波等に対する安全性は十分に確保されております。

 また,この砂丘の海側の裾野の一部については,地震により液状化する可能性が認められますが,砂丘全体としては,地震に対しても安定性を確保しており,現状の標高がほぼ維持できるため,同発電所の安全性は確保されております。

 「浜岡原子力発電所における海水の取り込み」につきましては,3号機の建設時に,1・2号機の原子炉機器冷却系配管と3号機の取水槽を,トンネルにより接続しておりますが,これは,経年により1・2号機の取水槽等の詳細点検が必要となった場合に,海水を抜いて点検できる状態にするために実施したものであります。

 また,同発電所の取水塔の呑口は,水深の中ほどに設けてあるため,砂やゴミが流入しにくい設計となっておりますが,これらが流入した場合は,取水槽において沈降・堆積させたり,スクリーン等によって除去しております。

 1から5号機の沈砂池底部の高さは,1・2号機が標高マイナス10.5メートル,3・4号機がマイナス13.9メートル,5号機がマイナス17メートルとなっております。

 また,非常用海水取水ポンプの最下端部の高さは,1号機が標高マイナス7.9メートル,2号機がマイナス8.3メートル,3・4号機がマイナス9メートル,5号機がマイナス10.3メートルとなっております。

 1から5号機の原子炉機器冷却水熱交換器は,1・2号機が4台,3・4号機の区分1・2がともに3台で,区分3が2台,5号機が区分1・2・3いずれも2台となっております。
 また,それぞれの号機の伝熱容量は,単位は,1台あたり1時間あたりのギガカロリーで,1号機が約6.7,2号機が約12.3,3号機の区分1・2が約15.6,区分3が約4.0,4号機の区分1・2が約14,区分3が約3.3,5号機の区分1・2が約15,区分3が約13となっており,いずれも海水温度は摂氏30度と仮定しております。

 1から5号機のタービン機器冷却水熱交換器に海水を供給するポンプは,通常時・非常時ともにタービン機器冷却海水ブースタポンプであり,タービントリップしたとしても,停止することはございません。
 また,各号機には当該熱交換器が2台あり,その除熱量は,単位は,1台あたり1時間あたりのギガカロリーで,1号機が約3.3,2号機が約5.3,3号機が約8.8,4号機が約12,5号機が約17となっております。
 さらに,当該熱交換器に海水を供給している各号機の海水ブースタポンプ2台の定格容量は,単位は,1台あたり1時間あたりの立方メートルで,1号機が約1,000,2号機が約1,500,3号機が約2,800,4号機が約3,300,5号機が約3,800となっております。

 「原子力損害賠償法第3条」につきましては,東海地震が「異常に巨大な天災地変」に該当するかどうかは,地震発生後に政府が判断するものであり,当社が賠償責任免除の申立てをするものではないと認識しております。

 「原子力施設賠償責任保険」および「原子力財産保険」につきましては,原子力財産保険により保険金が支払われた実績は,1・2・3号機で各1件,その他2件の合計5件で,このうち最も保険金額が大きかったものは,1号機の余熱除去系配管破断事故でございます。
 保険に関する具体的な金額については,契約上の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。

 「1号機の配管破断事故」につきましては,当社が提出した最終報告書は,国からも妥当であるとの評価を受けております。類似事故の再発防止のためには,水素を蓄積させないことが根本的対策でありますが,海外で事故事例のあったヘッドスプレイ系も含めて,水素の蓄積について十分に検討し,今後は,同様な事故は発生しないものと考えております。

 原子炉冷却材喪失の解析評価では,最も厳しい場所において破断が起き,単一故障が発生すると仮定して実施しております。したがって,高圧注入系の注入配管が破断した場合であっても,現在の解析評価結果より厳しくなることはなく,発電所の安全性は確保されることになります。
 一部のECCSが使用できない場合には,原子炉施設保安規定に従って,代替となる系統の健全性を確認するとともに,使用できない系統の復旧などの措置について,完了時間を規定し,発電所の安全性を確保しております。

 本件に関する資料の開示にあたっては,当社およびメーカーのノウハウ等が含まれる図面等は,開示を控えさせていただいております。

 また,本件に関する話し合いは,当事者間の問題と認識しておりますので,マスコミの方の同席はご遠慮いただいております。