お手元の資料に沿って、電力の安定供給に向けた取り組みについてご説明いたします。

0１ページをご覧ください。
まず、伊方発電所３号機の再稼働を巡る状況として、新規制基準への適合性確認審査について、基準地震動に係る審査状況を中心に、私、原子力部部長の川西より、ご説明いたします。

1２ページ、３ページをご覧ください。
ご高承のとおり、伊方３号機については現在、原子力規制委員会による審査を受けておりますが、審査項目の中で重要なポイントとなっているのが、基準地震動の評価です。
地震動については、「敷地ごとに震源を特定して策定する地震動」と「震源を特定せず策定する地震動」の２種類について評価することとなっています｡「震源を特定して策定する地震動」については、伊方地点で影響を与える地震を設定し、応答スペクトルおよび断層モデルの２つにより、地震動を評価しています。伊方発電所に影響を与える地震としては、「中央構造線断層帯による地震」のほか「海洋プレート内地震」「プレート間地震」が想定されます。
また、「震源を特定せず策定する地震動」については、発電所周辺の詳細調査でも把握しきれない震源が存在する可能性を考慮して設定するもので、規制委が定める審査ガイド
ラインを踏まえた１６地震から、発電所敷地の地盤特性に応じて選定して、評価しています。
これら地震動評価をもとに基準地震動を策定し、それを用いて発電所施設の耐震安全性を確認する流れとなります。

2

3

４ページをご覧ください。
ここでは、今年５月以降の基準地震動に係る審査の状況を記載しております。
昨年７月の申請時点では、基準地震動を５７０ガルとしておりましたが、その後の規制委における審査状況を踏まえ、さまざまな評価を行ってまいりました。
基準地震動の審査は、現在も継続しておりますが、審査に時間を要している理由のひとつに、「震源を特定して策定する地震動」評価において考慮の対象としている、伊方発電所の敷地前面海域に広がる中央構造線断層帯が、長さ４８０ｋｍという長大な断層帯であるということが挙げられます。
この中央構造線断層帯による地震動評価については、 断層長さのほか、地殻部の硬さ、断層破壊開始点など、前提条件となるパラメータについて、さまざまな不確かさを考慮して追加評価を行ってまいりました。
その結果、９月１２日の審査会合においては、応答スペクトルによる評価について､基準地震動を、申請時点の５７０ガルから６５０ガルに引き上げるとともに、断層モデルによる評価については、新たに４つの地震動を設定することをご説明しました｡
これに対し、規制委から、パラメータ等の前提条件について、さらなる不確かさの整理を行うことを求められ、現在、追加評価を実施しております。
また、「震源を特定せず策定する地震動」については、規制委が定めた審査ガイドラインにおいて、対象として示された１６地震のうち、２００４年北海道留萌支庁南部地震を基準地震動の考慮の対象に選定して評価を行った結果、５月２３日の審査会合において、基準地震動を、申請時点の４５０ガルから６２０ガルに引き上げることをご説明しました。
これに対し、規制委からは、鳥取西部地震を評価の対象外としていることの妥当性を示すよう求められ、現在、追加評価を実施しております。
当社といたしましては、できる限り早期に基準地震動を確定し、適合性の確認をいただ
けるよう、引き続き、審査対応に万全を尽くしてまいる所存であります。

4５ページをご覧ください。
設備面への詳細な影響評価は、今後、基準地震動確定後に実施することになりますが、震源を特定せず策定する地震動評価における基準地震動を６２０ガルに引き上げたことに伴い、伊方発電所の安全性に資する設備である、緊急時対策所の基礎の一部において、新規性基準への適合が難しいことが判明しました。このため、緊急時対策所を追加設置することとし、９月に着工、年明けの早い時期の竣工を目指しています｡
また、伊方発電所では、安全上重要な設備について、概ね１０００ガル程度の地震に対して実力ベースで耐震性を有することを確認しております。震源を特定して策定する地震動評価における基準地震動を６５０ガルに引き上げたことに伴い、地震により設備に加わる力が増加し、設計上の基準値を超える恐れがある一部の設備について､耐震性向上工事を実施していくこととしております。

5

基準地震動に係る審査の状況についてのご説明は、以上となりますが、６ページから１１ページに、参考情報として、・2013年7月の申請～2014年4月に至るまでの基準地震動に係る審査
・伊方発電所の安全対策
・新規制基準への適合性確認に係る許認可と主な審査項目
・適合性確認に係る審査等のプロセスイメージ
・伊方発電所の概要を掲載しておりますので、こちらも、ご活用いただければ幸甚です。
私からは、以上でございます。

67891011続きまして、電力需給の現状と今後の取り組みについて、私、経営企画部長の長井より、ご説明いたします。

12１３ページをご覧ください。
こちらでは、足元の需給状況について記載しております。
まず、今年の夏場においては、低気温や節電による需要の減少、さらには、伊方発電所が全号機停止するなか、追加的な需給対策を講じたことに加え、記録的な降雨による水力発電の稼動増もあり、最大電力発生日の電気使用率は９２％にとどまり、安定した需給運用を図ることができました。
また、今冬についても、厳しい需給状況に変わりはないものの、引き続き、伊方発電所３号機の早期再稼動の実現に全力を尽くす一方で、再稼動できない場合に備え､様々な需給対策を講じることにより、２０１１年度冬季並みの厳しい気温となることを想定した場合においても、一定水準の予備率を確保できる見通しです。

13

１４ページ、１５ページをご覧ください。
次に、伊方が全台停止するなかでの、主な需給対策についてご説明いたします。
まず、安定運用に向けた対策として、ピーク需要期において、巡視点検や機器の監視を強化するとともに、今夏はさらに、ピーク需要期前にも、特別巡視点検や計画停止による点検・手入れを実施し、設備異常の早期発見とトラブル発生の未然防止をはかりました。
また、供給力上積みの観点から、火力発電所の定検繰り延べや、増出力運転、および自家発電からの受電を行っています。
しかしながら、「低廉かつ安定的な電力供給の確実な遂行」という当社の基本的使命を継続的に果たしていくためには、安全の確保を大前提に、原子力を引き続き活用していくことが必要不可欠であると考えています。

14

15

１６ページをご覧ください。
次に、中長期的に見た、安定的・経済的供給力の確保に向けた取り組みについてご説明します。
当社では、これまで、原子力・火力・水力をはじめとする電源ベストミックスの実現を目指すとともに、燃料調達の面でも、安定的・経済的な調達に取り組んでまいりました。
その結果、２０１１年の震災発生前までは、ベース電源である原子力と石炭火力の発受電電力量全体に占める割合が、約８割と高水準で推移してまいりました。
また、震災後、伊方発電所が全号機停止するなかにあっても、火力発受電設備の４６％を占める石炭火力の高稼働により、安定供給を確保を実現しています。
今後、競争の加速が予想されますが、こうした経済性の高いベース電源を保有しているという強みを十分に生かすことにより、電源分野においても一定の優位性を維持できるものと考えております。
中長期的な展開にあたっては、この基本的な方向性のもと、市場動向を見据えながら、さらなる競争優位性の追求を目指します。具体的な検討にあたっては、原子力の事業環境整備に向けた動きも注視しつつ、伊方発電所全号機の活用を含めた対応策の実現に向けて進めてまいります。

16

１７ページをご覧ください。
最後に、今後の電源開発の方向性についてご説明します。
当社では、従来は石油中心であった坂出発電所において、順次、ＬＮＧへの燃料転換を図っており、２０１０年には、１号機において熱効率の高いコンバインドサイクル発電を導入しました。
現在は、２号機について、２０１６年８月の運転開始を目指し、ＬＮＧコンバインドサイクルへのリプレースを進めています。
また、当社は、従来から、発電設備の計画的な補修･点検によるトラブル発生の低減やコスト削減を図ることで、既存電源の長期活用が可能な運用を行ってまいりましたが、その結果、経年プラントが相対的に多くなっている状況にあります。
こうした状況を踏まえ、中長期的な電源開発については、・将来の需給動向も踏まえつつ・既設ユニットの経年劣化状況、稼働状況、維持管理コスト・燃料価格の動向などを総合的に勘案しながら、戦略的に既存設備のリプレース等の検討を進めることとしています。
私からは、以上でございます。

17

18