平成16年３月期 中間決算説明会資料

平成24年6月12日

東京電力株式会社

設 備 投 資 関 連 費 用

参考４

１．設備投資

２．レートベース

３．減価償却費

４．固定資産除却費

５．有識者会議の提言事項関連

１．設備投資 1-1．今後必要となる設備投資額……… 3 1-2．主な新規電源設備……… 5 1-3．主な新規流通設備……… 7 1-4．設備投資における経営効率化の織込み……… 8 ２．レートベース 2-1．レートベースの算定概要………12 2-2．レートベース内訳① 特定固定資産………15 2-3．レートベース内訳② 建設中の資産………16 2-4．レートベース内訳③ 核燃料資産………17 2-5．レートベース内訳④ 特定投資………30 2-6．レートベース内訳⑤ 運転資本（営業資本・貯蔵品）………32 2-7．レートベース不算入内訳………33 ３．減価償却費 3-1．減価償却費の算定概要………35 3-2．減価償却費不算入内訳………39 ４．固定資産除却費 4-1．固定資産除却費の算定概要………41 4-2．緊急設置電源に係る除却費用………42 ５．有識者会議の提言事項関連 5-1．長期停止発電設備の扱い………46 5-2．福島第一(5･6号機)・福島第二原子力発電所の概要 ………47 5-3．福島第一・第二の法的位置づけ………49 5-4．福島第一(5･6号機)・第二の設備の状況 ………50 5-5．福島第一(5･6号機)・福島第二の企業会計上の扱い ………57 5-6．福島第一(5･6号機)・福島第二の料金原価上の扱い ………59 5-7．柏崎刈羽原子力発電所２号機・東通原子力発電所の扱い………62

目 次

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１．設 備 投 資

1-1．今後必要となる設備投資額

1-2．主な新規電源設備

1-3．主な新規流通設備

1-4．設備投資における経営効率化の織込み

3 6,453 5,761 4,642 5,050 4,964 6,975 7,552 6,089 6,150 5,921 5,6895,902 9,323 7,318 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 H25 H26

1-1．今後必要となる設備投資額

 電源設備の投資額は、供給力確保のための緊急設置電源に係る投資や原子力発電所における 防潮堤設置等の津波対策及び耐震対策の影響等により、前回改定に比べ1,700億円程度増加。  一方、流通設備の投資額は、経年劣化による改良投資（鉄塔建替等）の増加はあるものの、 拡充投資を減少させたことから、前回改定時と概ね同水準。 設備投資額の推移 ＜3年平均＞ 6,987 (億円) 今回 (24～26平均) 前回 (H20) 差異 (今回－前回) 水　力 68 27 41 火　力 1,614 418 1,196 原子力 74 300 ▲ 226 拡 新エネ 18 12 6 送　電 628 1,013 ▲ 385 充 変　電 147 121 26 配　電 523 686 ▲ 163 業　務 3 55 ▲ 52 計 3,075 2,632 443 水　力 154 88 66 火　力 463 403 60 原子力 1,056 478 578 改 新エネ 0 0 0 送　電 674 406 268 良 変　電 480 273 207 配　電 698 642 56 業　務 106 144 ▲ 38 計 3,630 2,434 1,196 3,446 1,726 1,720 3,259 3,340 ▲ 81 282 960 ▲ 678 6,987 6,026 961 ※業務は流通計に含む 原子燃料 総計 電源計 流通計 (億円)

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（参考）設備投資計画の考え方

 設備投資計画策定にあたり、各設備の新規建設や、法令遵守、点検結果に基づき中期的な 安定供給の維持に必要な投資を計画に織り込み。 火力設備 発電所の新規建設工事や、法令遵守・公衆安全の確保や設備信頼度の維持な ど安定供給の継続に必要な設備対策工事等を計画へ織込み ・川崎２号系列、常陸那珂２号、広野６号新設 ・ボイラ主蒸気管取替、タービン制御装置取替 原子力設備 法律等や国の指示によるもの、および安全性を確保する上で必要となる設備 対策工事を織込み ・タービン制御装置取替、制御棒取替 ・耐震強化対策、津波対策 流通設備 送変電設備・配電設備の新規建設工事や、法令遵守・公衆安全の確保や設備 信頼度の維持など安定供給の継続に必要な設備対策工事等を計画へ織込み ・西上武幹線、千葉葛南線新設 ・高低圧電線断線対策、鉄塔建替、変圧器取替 事務所建物 法令遵守・公衆安全の確保や設備健全性の維持・向上に必要な対策工事等を 計画へ織込み ・重要拠点の耐震強化対策 ・建物改修（空調設備・電気設備など） 【各設備の設備投資計画織込の考え方】

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1-2．主な新規電源設備

 原価算定期間(H24～26年度)に使用開始となる主な電源設備は以下のとおり。  震災影響に伴う緊急電源の設置に加え、安定供給確保と燃料費削減の観点から、至近年に おいては自社の電源開発を継続。 （電源開発の必要性） ○震災により発電設備が影響を受けたことに伴い、23～24年夏期の供給力確保のため緊急 電源を設置することが必要。（24年7月時点で夏期出力合計221万kW） ○今後10年間の長期における最大電力需要想定に基づき、新たにピーク需要抑制を織り込 んだ上で、必要な供給力を確保。 ・安定供給確保と燃料費削減の観点から、至近年においては自社での開発を継続。 中長期的には、有識者会議の議論を踏まえ、入札電源による他社資本を積極的に活用。 ・燃料費・環境負荷の高い緊急設置電源や、石油火力・従来型LNG火力などの経年火力 については、需給状況に応じて順次停廃止。 竣工額 減価償却費 (3年平均) (億円) (億円) 神流川2号 揚水 47 24年 7月 葛野川4号 揚水 40 26年 5月 川崎2号1軸 LNG 50 25年 2月 常陸那珂2号 石炭 100 25年 12月 広野6号 石炭 60 25年 12月 緊急設置電源 LNG・ 284 23年 4月 (千葉･鹿島等) _{都市ｶﾞｽ 379 ～ 26年 7月} 火力 電源 水力 604 29 使用開始 種類 出力 (万kW) 設備名 7,535 646 ～ (3,842) (294) ( )内は緊急設置電源(再掲)

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（参考）当社の電源設備

【火力発電所】 ○千葉（千葉県） ○五井（千葉県） ○姉崎（千葉県） ○袖ヶ浦（千葉県） ○富津（千葉県） ○横須賀（神奈川県） ○川崎（神奈川県） ○横浜（神奈川県） ○南横浜（神奈川県） ○東扇島（神奈川県） ○鹿島（茨城県） ○大井（東京都） ○品川（東京都） ○常陸那珂（茨城県） ○広野（福島県） 【水力発電所】 ○今市（栃木県） ○鬼怒川（栃木県） ○塩原（栃木県） ○矢木沢（群馬県） ○玉原（群馬県） ○神流川（群馬県） ○葛野川（山梨県） ○水殿（長野県） ○安曇（長野県） ○新高瀬川（長野県） ○信濃川（新潟県） ○中津川第一（新潟県） ○秋元（福島県） 【原子力発電所】 ○福島第一（福島県） ○福島第二（福島県） ○柏崎刈羽（新潟県）

主な発電所一覧

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1-3．主な新規流通設備

 原価算定期間(H24～26年度)に使用開始となる主な流通設備は以下のとおり。  川崎２号系列、千葉３号系列等の新規電源対応、潮流増加対応及び経年対応のための新設・ 更新が中心となる。 （流通開発の必要性） ○流通設備については、電源対応や経年対応のため新設・更新が必要。 ○たとえば西上武幹線は、千葉火力・鹿島火力など東側新規電源の開発に伴い、新古河 線（500kV・2回線送電線）の1回線に事故が生じたときに、残り回線の潮流が送電容量を 超過することから、その解消を図るため新設が必要。 竣工額 減価償却 費 (億円) (億円) 川崎豊洲線 275 24年 5月 他 電源対応 (川崎2号系列) 千葉葛南線 275 24年 6月 他 電源対応 (千葉3号系列) 西上武幹線 500 26年 6月 新古河線 潮流増加対応 京浜変電所 275 25年 6月 経年対応 新茂木変電所 500 25年 4月 電源対応 (常陸那珂2号) 流通 送電 設備名 電圧 (kV) 使用開始 必要とする理由 変電 78 5 831 27

8 6,975 7,552 7,318 6,089 6,127 6,613 6,681 6,767 6,521 6,607 6,487 0 2,000 4,000 6,000 8,000 H23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 需要抑制方策や火力電源の他社電源化、流通設備計画の見直し等により、10ヶ年合計で9,349 億円の削減を実施。 【電気事業設備投資の推移】 電源拡充 基幹系統拡充 電源改良 流通改良 原子燃料他 H24～33年の10ヶ年で 合計9,349億円を削減 （見込み） （年度） （億円） H24-H26 平均 緊急特別事 業計画との 差異（※） 電源拡充・ 電源改良 ▲123 ▲7,972 基幹拡充・ 流通改良 ▲102 ▲1,213 原子燃料他 _{▲179 ▲163} 合計 ▲404 ▲9,349 （※）緊急特別事業計画は、H23－H32年度の設備投資 計画であることから、上記の投資削減額は、一定の仮定 の下、緊急特別事業計画の対象期間を、総合特別事業 計画と同様、H24－H33年度とした場合を前提に試算を 行ったものである。

1-4．設備投資における経営効率化の織込み

9 　揚水 　石炭 　石油 　LNG 　原子力 （万kW） 君津共火6号 (7.6) 24/6 千葉GT (33.4×2) 23/9,24/7 鹿島GT (26.8×3) 24/7 大井2GT (8.1) 23/9 神流川2号 (47) 24/7 川崎2-1 (50) 25/2 鹿島共火5号 (15) 25/11 _{葛野川4号} (40) 26/5 千葉 (16.6×3) 26/4,6,7 鹿島 (14.8×3) 26/5,6,7 広野6号 (60) 25/12 常陸那珂2号 (100) 25/12 川崎2-2 (71) 28/7 川崎2-3 (71) 29/7 入札電源 (60) 31/7 入札電源 (100) 32/7 入札電源 (100) 33/7 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 （H24） （H25） （H26） （H27） （H28） （H29） （H30） （H31） （H32） （H33） 年度

（参考）需要抑制による設備投資の削減状況

 ピーク需要抑制方策の徹底 ⇒緊急特別事業計画策定時点から262万kWの 電源開発を削減。 随時調整契約※_{の拡大、スマートメーター配備後の家庭用デマンドレスポンスメニューの導入} 等を通じた、ピーク需要抑制方策の織り込みにより、電源開発計画はH30年度以降において262 万kWの電源開発が不要となり、これに係る設備投資を抑制。 ※電力の需給がひっ迫した際に、当社からの事前の依頼により緊急的に電気のご使用を調整していただく契約 有識者会議の議論を踏まえ、 入札電源による他社資本を 積極的に活用 計画削減 従前の計画

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1y 2y 3y 4y 5y 6y 7y 8y 9y 10y 11y 12y 13y 14y 15y 16y 17y 18y 19y 20y 21y 22y 23y

（参考）固定資産のライフサイクルと料金原価の関係

計画・設計

調達・工事

運用・保守

除却

設備投資 レートベース（建設中の資産） 設備の使用開始 レートベース（建設中の資産→特定固定資産） 改良・取替 費用配分 レートベース 営業費（減価償却費） 設備の廃止 レートベース（特定固定資産）から控除 除却工事 営業費（固定資産除却費） 設備投資の積上げ 使用開始以降は資産の耐用年数で 費用配分（投資回収） 帳簿価額（会計上の 時価）の推移 営業費（減価償却費）として計上 【参考】設備投資～減価償却費の計上イメージ 運用 保守・修理 営業費（人件費、諸費、固定資産税等） 営業費（修繕費）  設備投資に関係する費用は、固定資産のライフサイクルにおいて、さまざまな形で発生。  原価算定期間における、電気事業に必要な固定資産（レートベース）の保持に係る資金コス トを「事業報酬」として、固定資産を耐用年数間において配分した費用を「減価償却費」と して、除却時に発生する費用を「固定資産除却費」として、料金原価に算入。

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２．レートベース

2-1．レートベースの算定概要

2-2．レートベース内訳① 特定固定資産

2-3．レートベース内訳② 建設中の資産

2-4．レートベース内訳③ 核燃料資産

2-5．レートベース内訳④ 特定投資

2-6．レートベース内訳⑤ 運転資本（営業資本・貯蔵品）

2-7．レートベース不算入内訳

12 （単位：億円） 今回 前回 差異 今回 前回 差異 71,239 82,155 ▲10,915 2,137 2,465 ▲327 4,358 3,086 1,272 131 93 38 7,223 9,214 ▲1,990 217 276 ▲60 2,254 504 1,750 68 15 53 5,572 4,957 615 167 149 18 燃料貯蔵品1.5か月分 3,074 2,465 609 92 74 18 一般貯蔵品1.5か月分 104 115 ▲11 3 3 ▲0 計 3,178 2,580 598 95 77 18 8,750 7,537 1,213 263 226 36 0 0 0 0 0 0 93,826 102,496 ▲8,671 2,815 3,075 ▲260 0 ▲1,846 1,846 0 ▲55 55 93,826 100,650 ▲6,825 2,815 3,020 ▲205 原 変 ・ 別 途 合 計 事業報酬 （Y）＝（X）×3.0％ レートベース（X） 貯 蔵 品 特 定 固 定 資 産 建 設 中 の 資 産 核 燃 料 資 産 特 定 投 資 計 運 転 資 本 繰 延 資 産 小 計 営 業 費 1.5 か 月 分

2-1．レートベースの算定概要

 レートベースとは、会社が保有する資産のうち、真実かつ有効なる資産価値を特定したもので あり、電気事業に直接関係のない資産については除外。 ※レートベースに事業報酬率を乗じ事業報酬を算定（※事業報酬率は第6回委員会にて議論）  今回、緊急設置電源等の新規建設による増加要因はあるものの、減価償却の進行に伴う帳簿価 額の減少や、福島第一・第二原子力発電所に係る資産価値を不算入としたこと等により、前回 改定に比べ6,825億円削減（事業報酬で205億円削減）。

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（参考）レートベースの内訳

固　定　資　産 ＜レートベースの特定＞ 水 力 発 電 設 備 汽 力 発 ‥ 電 設 備 電気事業固定資産のうち、休止・貸付設備や 附帯事業との共用固定資産等、 配 電 設 備 電気事業の運営に不必要な資産を除く。 業 務 設 備 休 止 設 備 貸 付 設 備 建 設 仮 勘 定 除 却 仮 勘 定 長期投資のうち ①エネルギーの安定的確保を図るための 　研究開発、資源開発等を目的とした投資、かつ ②電気事業の能率的な経営のために必要 　かつ有効であると認められるもの 長 期 投 資 使 用 済 燃 料 再 処 理 等 積 立 金 営業費の1.5ヶ月分 流　動　資　産 火力燃料貯蔵品・その他貯蔵品の 年間払出額の1.5ヶ月分 ‥ 株式交付費、社債発行費及び 繰　延　資　産 繰 延 資 産 開発費 特 定 固 定 資 産 運 転 資 本 ( 営 業 資 本 ) 運 転 資 本 ( 貯 蔵 品 ) 建設仮勘定の１／２ 特 定 投 資 核 燃 料 資 産 建 設 中 の 資 産 電 気 事 業 固 定 資 産 核 燃 料 投 資 そ の 他 の 資 産 現 金 及 び 預 金 合　　　　計 附 帯 事 業 固 定 資 産 事 業 外 固 定 資 産 固 定 資 産 仮 勘 定 貯 蔵 品 売 掛 金 ＜貸借対照表の資産の部＞

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（参考）事業報酬とレートベース方式について

 「事業報酬」とは、多額の資産を有する電力会社がこれに伴う資本の調達・維持に要する資本 コストに相当するもので、経済産業省令(一般電気事業供給約款料金算定規則)により、事業資 産価値(レートベース)に一定の事業報酬率※を乗じて算定。 ※事業報酬率は第6回委員会にて議論  事業報酬をレートベース×事業報酬率により算定する「レートベース方式」は、昭和33年の 「電気料金制度調査会答申」において、ガス事業及び米国の電気事業に倣い、それまでの「積 上げ方式」（支払利息、配当金等の実払額を原価算入）を改め、昭和35年から導入。  レートベース方式は、事業者に資金調達コスト削減のインセンティブを付与するメリットがあ り、設備産業であり、膨大な資金調達を要する電気事業に適合するとされている。 事業報酬 レートベース 事業報酬率 レートベース ①～⑥の合計 _{①特定固定資産(電気事業固定資産のうち適正資産)} ②建設中の資産 ③核燃料資産 ④特定投資 ⑤運転資本（営業資本・貯蔵品） ⑥繰延資産 ＝ × ＝

【レートベース方式】

昭和35年以降

【積上方式】

昭和34年以前

事業報酬

＝

支払利息

＋ 配当金 ※積上方式の場合、資本コストが掛かった分だけ原価算入が可能であるため、事業者の資 金調達コスト削減へのインセンティブが働きにくいとされている。

15 （単位：億円） 今回 前回 差異 今回 前回 差異 6,347 7,697 ▲1,350 190 231 ▲41 10,991 10,976 15 330 329 0 3,497 6,470 ▲2,973 105 194 ▲89 142 － 142 4 － 4 19,525 23,332 ▲3,807 586 700 ▲114 7,872 9,219 ▲1,347 236 277 ▲40 21,490 22,776 ▲1,285 645 683 ▲39 1,375 1,685 ▲310 41 51 ▲9 71,239 82,155 ▲10,915 2,137 2,465 ▲327 変 電 設 備 配 電 設 備 業 務 設 備 合 計 事業報酬 （Y）＝（X）×3.0％ レートベース（X） 水 力 発 電 設 備 火 力 発 電 設 備 原 子 力 発 電 設 備 新エネルギー等発電設備 送 電 設 備

2-2．レートベース内訳① 特定固定資産

 ｢特定固定資産｣とは、電気事業固定資産の平均帳簿価額。※電気事業に直接関係のない資産は除外  減価償却の進行に伴う帳簿価額の減少、福島第一・第二原子力発電所を不算入としたこと等に より、前回改定に比べ1兆915億円削減（事業報酬で327億円削減）。  なお、有識者会議の提言等を踏まえ、長期計画停止火力(横須賀5～8号、鹿島3,4号等)につい ても、今回の原価には算入していない。 ▲73億円は福島 第一・第二原子 力発電所カット 影響 償却進行影響・ 新規電源設置影響 が相殺 対前回 ▲330億円程度 ＜一般電気事業供給約款料金算定規則第４条３項＞ １ 特定固定資産 電気事業固定資産（共用固定資産（附帯事業に係るものに限る。）、貸付設備その他の 電気事業固定資産の設備のうち適当でないもの及び工事費負担金（貸方）を除く。）の事業年度における平 均帳簿価額を基に算定した額

16 （単位：億円） 今回 前回 差異 今回 前回 差異 354 348 6 11 10 0 1,267 723 544 38 22 16 924 699 225 28 21 7 20 0 20 1 0 1 1,415 949 466 42 28 14 149 116 32 4 3 1 197 201 ▲4 6 6 ▲0 34 51 ▲17 1 2 ▲1 4,358 3,086 1,272 131 93 38 火 力 発 電 設 備 原 子 力 発 電 設 備 新エネルギー等発電設備 送 電 設 備 事業報酬 (Y)=（X）×3.0％ レートベース（X） 水 力 発 電 設 備 変 電 設 備 配 電 設 備 業 務 設 備 合 計

2-3．レートベース内訳② 建設中の資産

 ｢建設中の資産｣とは、建設仮勘定の平均帳簿価額※に50％を乗じた額。※電気事業に直接関係の ない資産、建設中利子相当額は除外、具体的な建設工事件名はＰ５，Ｐ７をご参照。  供給力確保のための緊急設置電源に係る投資や原子力発電所における防潮堤設置等の津波対策 及び耐震対策の影響等により、前回改定に比べ、1,272億円増加（事業報酬は38億円増加）。  なお、福島第一・第二原子力発電所の建設仮勘定は、算入していない。 緊急設置電源(千 葉・鹿島)設置等 に伴う投資増 西上武幹線新設、 鉄塔建替等経年 劣化対策等 津波対策、耐震 対策等 対前回 ＋40億円程度 ＜一般電気事業供給約款料金算定規則第４条３項＞ １ 建設中の資産 建設仮勘定の事業年度における平均帳簿価額（資産除去債務相当資産を除く。）から建 設中利子相当額及び工事費負担金相当額を控除した額に百分の五十を乗じて得た額

17  「核燃料資産」とは、核燃料の平均帳簿価額であり、ウラン精鉱の購入や加工に要する金額を整 理した「装荷以前の核燃料資産」と、原子炉から取り出された使用済燃料に関連する金額を整理 した「再処理関係の核燃料資産」の２つで構成（次ページ参照）。  日本原燃への前払金残高が減少したこと等から、前回改定に比べ、レートベースは1,990億円、事 業報酬は60億円程度削減する見込み。 ＜一般電気事業供給約款料金算定規則第４条３項＞ ３ 核燃料資産 核燃料の事業年度における平均帳簿価額を基に算定した額

2-4．レートベース詳細③ 核燃料資産

（単位：億円） 今回 前回 差異 今回 前回 差異 5,116 5,687 ▲571 153 171 ▲17 754 1,493 ▲739 23 45 ▲22 4,362 4,194 168 131 126 5 (再掲:プルトニウム) (72) (64) (8) (2) (2) (0) 2,107 3,527 ▲1,419 63 106 ▲43 0 0 0 0 0 0 6 8 ▲3 0 0 0 2,101 3,518 ▲1,417 63 106 ▲42 7,223 9,214 ▲1,990 217 276 ▲60 ※1　原子炉に装荷された原子燃料は、運転中に核燃料減損額が計上されることにより、 取り出される時点で、簿価が一旦ゼロとなるが、資産管理上、電気事業会計規則に基づき使用済燃料に 一体あたり千円の備忘価額を計上する。（対象本数約3.6万体、備忘価額約0.4億円）　 ※2　使用済燃料の再処理により英国で回収されたプルトニウムのうち、引き取ることが確実であるものの、 まだ現に引渡しを受けていないプルトニウムは、再処理関係の核燃料資産に見積計上している。 　　　なお、今後、当社への引渡完了をもって数量が確定すると、装荷以前の核燃料資産に振り替えられる。 原子炉に装荷中の燃料 その他加工中等の燃料 合 計 再 処 理 関 係 の 核 燃 料 資 産 使用済燃料 ※１ プルトニウム ※２ 日本原燃への前払金 事業報酬 （Y）＝（X）×3.0％ レートベース（X） 装 荷 以 前 の 核 燃 料 資 産

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（参考）核燃料資産の概要

装荷以前の核燃料資産 再処理関係の核燃料資産 （フロントエンド） （バックエンド） ウラン精鉱、転換、濃縮、成型加工等の各工程に要する金額を整理 （完成して発電所に貯蔵中の燃料、原子炉に装荷中の燃料も含む） 使用済燃料の備忘価額（千円/本）、まだ現に引渡しを受けていな いプルトニウムの見積計上額、再処理関係の前払金等を整理

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2-4

－1

．原子炉に装荷中の燃料について

 原子炉に装荷中の燃料については、今回、柏崎刈羽発電所分のみをレートベースに算入。  福島第一原子力発電所5,6号および福島第二原子力発電所に装荷中の燃料は、算入していない。 （約604億円、その他加工中等の燃料に含まれる、当該号機分の「完成し発電所に貯蔵中の核 燃料」分、約145億円と合わせて、全体で約750億円のカット） （単位：億円） 23年度 ３カ年 期末残高 新規装荷 減損額 期末残高 新規装荷 減損額 期末残高 新規装荷 減損額 期末残高 平均残高 １号機 ２号機 ３号機 ４号機 ５号機 (86) (0) (0) (86) (0) (0) (86) (0) (0) (86) (86) ６号機 (127) (0) (0) (127) (0) (0) (127) (0) (0) (127) (127) １号機 (115) (0) (0) (115) (0) (0) (115) (0) (0) (115) (115) ２号機 (83) (0) (0) (83) (0) (0) (83) (0) (0) (83) (83) ３号機 (75) (0) (0) (75) (0) (0) (75) (0) (0) (75) (75) ４号機 (118) (0) (0) (118) (0) (0) (118) (0) (0) (118) (118) １号機 116 0 0 116 0 ▲45 71 58 ▲38 91 97 ２号機 103 0 0 103 0 0 103 0 0 103 103 ３号機 112 0 0 112 0 0 112 0 ▲31 81 107 ４号機 111 0 0 111 0 0 111 28 ▲8 131 114 ５号機 114 0 0 114 0 ▲21 93 56 ▲36 113 107 ６号機 70 55 0 125 0 ▲18 108 68 ▲44 132 111 ７号機 133 0 0 133 0 ▲45 88 70 ▲45 113 115 759 55 0 814 0 ▲128 686 280 ▲202 763 754 (604) (0) (0) (604) (0) (0) (604) (0) (0) (604) (604) ※新規装荷は、原子炉に新たに装荷される原子燃料の取得原価であり、当該金額が「その他加工中等の燃料」から振り替えられる。 ※減損額は、当期の燃焼相当分を核燃料減損額として費用計上するもので、第4回委員会資料5-1のP.26の「核燃料費の算定概要」の金額と同一。 （自主カット計） 26年度 合　計 福 島 第 一 福 島 第 二 25年度 24年度 柏 崎 刈 羽

廃止済み

自主カット

20

2-4

－2

.その他加工中等の燃料について（１）

～必要最低限の投資に絞り込み～ ● 平成24～26年度に新たに取得する核燃料資産（「その他加工中等の燃料」に計上） ＜主な取得資産内容＞ 精鉱代： 転換代： 濃縮代： 成型加工代： 有用物質価格： 長期契約に基づき各年度にウラン精鉱を引取。 柏崎刈羽原子力発電所の運転計画に基づく転換代および英国再処理で回収されたウラン を転換するための費用を計上。 固定量契約および柏崎刈羽原子力発電所の運転計画に基づく濃縮代を計上。 柏崎刈羽原子力発電所の運転計画に基づく成型加工代およびMOX燃料関連費を計上。 日本原燃の再処理の開始に伴い回収するプルトニウムおよびウランの価格 （単位：億円） 24年度 25年度 26年度 (参考)22年度実績 精鉱代 19 75 294 224 転換代 27 2 21 22 濃縮代 25 38 75 212 成型加工代 101 44 66 203 有用物質価格 0 12 18 3 合　計 172 172 474 664 0 ▲128 ▲202 5,099 5,371 新たに取得する 核燃料資産 核燃料減損額の計上により 減少する核燃料資産 同 期首期末平均残高 5,035 装荷以前の核燃料資産 期末残高 5,055 5,077 5,234

21 ●価格（数量）低減対策 ●ウラン精鉱在庫について 精鉱～濃縮： 成型加工代： 原子燃料の調達にあたっては、生産地域および施設が限定的であるため、調 達先の多様性を図る一方、経済性の確保も同時に達成することが必要 国内外事業者との間で入札を実施する等により、これまで価格低減を実現。 なお、平成24～26年度は発注済の加工を中断、引取時期の後ろ倒しをするな ど数量を削減。 これまでも、競争原理を働かせるため、複数の事業者に対し、同時期に価 格・数量等を提示させ、好条件を提示した相手先と優先的に交渉することに より、燃料取得価格・減損単価の漸次低減を実現。 当社は、従来より安定的かつ経済的なウラン精鉱の調達を図るため、長期契約を中心と した調達を実施。震災後の需要減に対応するため、平成24、25年度分のウラン精鉱につ いては引取量の大部分を繰り延べし、至近の調達量を削減。 ・ しかしながら削減効果は限定的であり、在庫量が柏崎刈羽原子力発電所の安定運転必要量 を超過することとなるため、今後、契約相手先と協議の上、更なる引取量の削減を図る。 需要減少により過剰となり得る在庫については、今後、ウラン精鉱価格が上昇するとの 見方もあることから、需要、ウラン市況等の動向を注視しながら総合的な対応策を検討。

2-4

－2

.その他加工中等の燃料について（２）

・ ・ 24-26年度ウラン精鉱引取量の繰延・削減による効果：▲約470億円（事業報酬約8億円/年の削減）

22 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 H25 H26 0 20 40 60 80 100 120 取得価格 減損単価 ウラン精鉱市場価格

（参考）原子燃料の取得原価および核燃料減損単価の推移

原子燃料の燃料集合体一体当たりの取得原価および核燃料減損単価（核燃料減損額 を発電電力量で割った単価）の低減 －H5年度の取得原価および減損単価を1.0とした場合の推移 －ウラン精鉱市場価格については、Trade Tech社のスポット価格を引用 取得原価および減損単価推移 精鉱単価（ＵＳ＄／ポンドＵ 3Ｏ 8）

安定調達と中長期に亘った原子燃料の取得原価および減損単価の低減を両立

23

2-4

－3

.日本原燃の前払金について

 支払った前払金は、再処理工場のアクティブ試験開始（H18.3）以降、15年分割で（～H32 年度、約283億円/年）で再処理料金と相殺（＝減額）する形で返済される。

＜前払金の概要＞

＜再処理料金との相殺＞

 エネルギー資源の少ない日本は、原子力発電所で発生する使用済燃料を再処理し、回収さ れるプルトニウム、ウラン等を有効利用することを基本方針としており、電力会社は、電 力会社等の出資により設立した日本原燃（株）※_{とともに、再処理事業を推進。} ※ 当時「日本原燃サービス(株)」。その後「日本原燃産業（株）」と合併し現社名に。  日本原燃の行う再処理事業は巨大な設備産業であり、建設にあたっては多額の資金調達を 行うことが必要。これらの資金は、再処理料金の支払い開始前の建設工事等の段階で必要 となることから、日本原燃による市中金融機関からの借入や出資などと合わせて、再処理 料金の前払いを実施。  電力会社10社は、H9～H17に前払いを実施。当社は総額4,250億円（全電力1兆1,000億円） を前払いしている。 （億円） ※残高は年度末時点のもの ※H24～H26年度は再処理料金として、前払金の相殺を考慮した後の金額で約770億円/年（H24～H26平均）を支払い予定。 年度 H9 H10 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 H25 H26 H31 H32 前払金支払い 193 387 383 料金との相殺 24 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 260 前払金残高 193 580 4,250 4,226 3,943 3,660 3,376 3,093 2,810 2,526 2,243 1,960 1,676 260 0 H17 平均残高：3,518 平均残高：2,101

24

（参考①）原子燃料の概要

《原子燃料の製造工程》

《原子燃料の特殊性》

精鉱

転換

濃縮

成型加工

粉末状のウラン 精鉱をガス状に する工程 ウラン鉱石の調達 から純度を高めた ウラン精鉱を精製 核分裂しやすい ウラン235の割合 を高める工程 濃縮されたガス 状のウランを粉 末状にし、燃料 集合体を製造 精鉱 転換 濃縮 成型加工 約３割 約１割 約３割 約３割 【燃料集合体の取得原価構成】

・原子燃料の調達リードタイムは約2年。

（ウラン鉱石から発電所に装荷する燃料集合体を製造するまで）

・発電所に装荷した燃料の燃焼期間は約5年。

・製造事業者が限定的である。

→ ウラン精鉱業者については上位8社で供給の約85%を占める → 世界の主な転換会社は4社，濃縮会社は5社と極めて少ない

・安定調達の観点から，工程毎に調達先の多様性を確保することも重要。

（第4回委員会資料より）

25

《燃料体完成までの資産積み上げ ～減損までのイメージ図》

精鉱調達 転換 （約3ヶ月） 濃縮 （約3ヶ月） 成型加工 （約12ヶ月） 装荷まで （約6ヶ月） (標準加工期間)

ウラン精鉱の調達から原子力発電所に装荷する燃料集合体を製造し、装荷された

燃料集合体の燃焼が完了するまでにおよそ7年かかる

減損 減損 減損 減損 減損 精鉱代 転換代 濃縮代 定検 検査・ 貯蔵 成型加工代 資産価値 精鉱～装荷まで 約2年 約5年かけて減損 取得原価 （装荷） （取出し）

（参考）原子燃料のライフサイクル

_{（第4回委員会資料より）}

26 カザフスタン 36% カナダ 17% 豪州 11% ニジェール 8% ナミビア 6 % ロシア 6% その他 8 % 米国 3% ウズベキスタン 5% 0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000 2010 2015 2020 2025 2030 （ 年 ） ( ｔＵ ) その 他 （ ロシア 在庫等 ） リサイクル ( 回収 ウラン ・ MOX ) 西側 テール の 再濃縮 米国政府 による 供給 ロシア 解体核希釈 ウラン 一次供給 需要 （ 全 て 中間 ケース ）

2026 年 には

需給 が 逆転

出典 ： WNA マーケットレポート 2011 を ベース に 当社作成  原子燃料の原料であるウラン精鉱はカザフスタン、カナダ、豪州、アフリカ等のウラン 鉱山で生産される。  中国・インド等の原子力新興国におけるウラン需要の増加が予測されている。  世界の生産量（2011年：約53,494ｔＵ）は需要（同約62,934ｔＵ）を満たしておらず、 不足分はロシア解体核兵器、民間の在庫が補完。

KazAtomProm（ｶｻﾞﾌｽﾀﾝ） 8,884tU Rio-Tinto（ｲｷﾞﾘｽ・ｵｰｽﾄﾗﾘｱ） 4,061tU Areva（ﾌﾗﾝｽ） 8,790tU BHP Billiton（ｵｰｽﾄﾗﾘｱ） 3,353tU Cameco（ｶﾅﾀﾞ） 8,630tU Navoi（ｳｽﾞﾍﾞｷｽﾀﾝ） 2,500tU ARMZ（ﾛｼｱ） 7,088tU Paladin（ｵｰｽﾄﾗﾘｱ） 2,282tU （主な精鉱事業者の生産量【全体の85%】）

：当社の主な取引先（P.31～P.33も同様） （当社調べ）

27  現在、日本には転換施設はなく海外に依存。しかしながら、ウラン濃縮の大半 を海外に依存せざるを得ない状況及び輸送の便を考慮すると海外で行うことは 合理的。  製錬を終えたウラン（固体）にフッ素を反応させて、六フッ化ウラン（気体） の状態にする。（六フッ化ウランは約56.5度で昇華し、気体となる） （当社調べ） 会社名 生産能力（tU/年） AREVA（ﾌﾗﾝｽ） 14,000tU/年 ｺﾝﾊﾞｰﾀﾞｲﾝ（ｱﾒﾘｶ） 15,000tU/年 ｶﾒｺ（ｶﾅﾀﾞ） 12,500tU/年 ROSATOM（ﾛｼｱ） 25,000tU/年 （主な転換事業者）

（参考）転換工程の概要

_{（第4回委員会資料より）}

28  ウランを現在の原子炉の燃料として使用するためには、ウラン鉱山から掘り出されてきた 天然ウランに０．７％含まれているウラン２３５を、３～５％程度に高める必要がある。  割合を高める操作を濃縮という。  ウラン２３５の濃度が天然ウランより高いものを「濃縮ウラン」、低いものを「劣化ウラ ン」と呼ぶ。 会社名 濃縮法 生産能力（tSWU/年） JNFL（日本） 遠心分離法 約1050 USEC（ｱﾒﾘｶ） ガス拡散法 約11,300 EURODIF （ﾌﾗﾝｽ他） ガス拡散法 約10,800 URENCO (ｲｷﾞﾘｽ・ｵﾗﾝﾀﾞ・ﾄﾞｲﾂ) 遠心分離法 約3,400 約2,900 約1,800 合計 約8,100 ROSATOM （ﾛｼｱ） 遠心分離法 13,200 3,700 7,800 2,500 合計 27,200 中国核工業集団公司 （中国） 遠心分離法 遠心分離法 約500 約500 （主な濃縮事業者） （当社調べ）

（参考）濃縮工程の概要

_{（第4回委員会資料より）}

29  濃縮工程を終えたガス状の六フッ化ウランを「再転換工場」に運び、化学処理し粉 末状の二酸化ウランにする。  次に二酸化ウランを「成型加工工場」に運び、ここで実際に原子炉に装荷される燃 料を製造する。  ウラン燃料成型加工は国内3社で1,724ｔU/年の設備容量があり、自国での必要容量 を確保している。 会社名 生産能力（tU/年）

GNF-A （ｱﾒﾘｶ） 再転換：1,100tU/年 成型加工：1,000tU/年

AREVA NP （ｱﾒﾘｶ・ﾌﾗﾝｽ・ﾄﾞｲﾂ） 再転換：3,200tU/年 成型加工：3,270tU/年 原子燃料工業（株） 成型加工：284tU/年（PWR）、250tU/年（BWR） （株）グローバル・ニューク リア・フュエル・ジャパン 成型加工：750tU/年 三菱原子燃料 再転換：450tU/年 成型加工：440tU/年 （主な成型加工事業者） （当社調べ）

（参考）成型加工（再転換含む）工程の概要

_{（第4回委員会資料より）}

30 （単位：億円） 今回 前回 差異 今回 前回 差異 火 力 2 12 ▲10 0 0 ▲0 33 33 0 1 1 0 1,716 411 1,305 51 12 39 48 48 0 1 1 0 24 0 24 1 0 1 431 0 431 13 0 13 2,254 504 1,750 68 15 53 合 計 原 子 力 日 本 原 燃 リ サ イ ク ル 燃 料 貯 蔵 原子力損害賠償支援機構 ウラン鉱山プロジェクト ( シ ガ ーレ イク ・ハ ラサ ン) 事業報酬 (Y)=（X）×3.0％ レートベース（X） 石 炭 資 源 開 発 他 日本原子力研究開発機構

2-5．レートベース内訳④ 特定投資

 「特定投資」とは、長期投資のうち、エネルギーの安定的確保を図るための研究開発、資源開 発等を目的とした、電気事業の能率的な経営のために必要かつ有効な投資。  日本原燃の増資引受け（H22）やウラン鉱山プロジェクトへの出資等により、前回改定に比べ、 1,750億円増加（事業報酬は53億円増加）。 H22増資引受 ＋1,305億円 対前回 ＋50億円程度 新規算入 ＜一般電気事業供給約款料金算定規則第４条３項＞ ４ 特定投資 長期投資（エネルギーの安定的確保を図るための研究開発、資源開発等を目的とした投資で あって、電気事業の能率的な経営のために必要かつ有効であると認められるものに係るものに限る。）の事 業年度における平均帳簿価額を基に算定した額

31

（参考）特定投資の内訳

 レートベース－特定投資に算入した各出資先、主な事業内容および当社の出資目的・メリット は以下のとおり。 出資先 主な事業内容 当社の出資目的・メリット 石炭資源開発 （S55.1設立） ・海外における石炭資源の調査、探鉱、開発、 輸入ならびに販売 ・石炭の輸送及び流通基地の設置、運営 海外における石炭資源開発に参加する ことにより、安定的、経済的な海外炭 を確保可能 日本原子力研究開発機構 (S17.10設立) ・原子力に関する基礎的研究及び応用の研究 ・核燃料サイクルを確立するための高速増殖炉 に関する技術開発等 高速増殖炉の開発、再処理の技術開発、 高レベル放射性廃棄物処理処分の技術 開発等の成果は、原子燃料サイクル事 業推進の観点から有益 日本原燃 (H4.7設立) ・ウランの濃縮 ・原子力発電所等から生ずる使用済燃料の再処理 ・低レベル放射性廃棄物埋設 ・ウラン、低レベル放射性廃棄物及び使用済燃料 等の輸送等 原子燃料サイクルを国内で完結させ、 準国産エネルギーとしての原子力発電 の確立を目指すことは、長期的な電力 の安定供給確保や環境負荷低減の観点 から有益 リサイクル燃料貯蔵 (H17.11設立) ・原子力発電所から発生する使用済燃料の貯蔵・ 管理 ・上記に付帯関連する一切の事業 原子力発電所から発生する使用済燃料 の貯蔵方策を多様化し、原子力発電所 の安定運転に寄与することは、長期的 な電力の安定供給確保や環境負荷低減 の観点から有益 原子力損害賠償支援機構 (H23.9設立) ・原子力事業者から納付される負担金の収納 ・原子力損害の賠償義務を負う原子力事業者に対 する資金援助 ・損害賠償の円滑な実施支援のための必要な情報 提供等 福島第一原子力発電所の事故により被 害を受けられた方々に対して、迅速か つ適切な損害賠償を実施するためには、 機構による資金援助等が必要不可欠 ウラン鉱山プロジェクト (シガーレイク・ハラサン) ・シガーレイク(カナダ)、ハラサン(カザフスタ ン)鉱山開発のジョイントベンチャーへの参画 により、ウラン生産開始に向けた取組を実施 ウラン調達における安定性、経済性及 び調達柔軟性を確保することは、安定 供給の観点から有益

32 （単位：億円） 今回 前回 差異 24,593 19,722 4,871 貯蔵品 E=D×1.5/12 3,074 2,465 609 F=E×3.0% 92 74 18 レ_ー ト ベ_ー ス 火力燃料貯蔵品払出額　D 事 業 報 酬 （単位：億円） 今回 前回 差異 55,650 52,211 3,439 一般貯蔵品払出比率 G 1.50% 1.76% ▲0 833 918 ▲85 貯 蔵 品 I=H×1.5/12 104 115 ▲11 J=I×3.0% 3 3 ▲0 (注)一般貯蔵品払出比率は、過去3ヶ年の実績比率 レ_ー ト ベ_ー ス 事 業 報 酬 配電設備帳簿原価 　F 一般貯蔵品払出額H=F×G （単位：億円） 今回 前回 差異 人 件 費 3,519 4,197 ▲678 燃 料 費 24,593 19,722 4,871 修 繕 費 4,205 4,354 ▲149 購 入 電 力料 7,943 7,293 650 そ の 他 費用 6,414 6,332 82 控 除 収 益 ▲2,097 ▲2,241 144 営 業 費 用計 A 44,578 39,658 4,919 営 業 資 本 B=A×1.5/12 5,572 4,957 615 C=B×3.0% 167 149 18 (注)営業資本には、実際にキャッシュアウトを伴わない費用（退職給与金 　 引当金増加額、固定資産除却費のうちの除却損等）は含まない。 レ_ー ト ベ_ー ス 事 業 報 酬

2-6．レートベース内訳⑤ 運転資本（営業資本・貯蔵品）

 「運転資本」とは、営業資本（営業費用の1.5ヶ月分）と貯蔵品（火力燃料貯蔵品、新エネル ギー等貯蔵品、その他貯蔵品の合計）を合計したもの。  営業資本は、火力燃料費、購入電力料の増加等により、前回改定に比べ615億円増加（事業報 酬は18億円増加）。  貯蔵品も、火力燃料貯蔵品の増加により、前回改定に比べ598億円（火力燃料貯蔵品＋609、そ の他貯蔵品▲11）増加（事業報酬は18億円増加）。

【営業資本】

【貯蔵品(火力燃料貯蔵品)】

【貯蔵品(その他貯蔵品)】

＜一般電気事業供給約款料金算定規則第４条３項＞ ５運転資本 営業資本（前条に掲げる営業費項目の額の合計額から、退職給与金のうちの引当金純増額、（中略）を 控除して得た額に、12分の1.5を乗じて得た額をいう。)及び貯蔵品(火力燃料貯蔵品、新エネルギー等貯蔵品、その他 貯蔵品の年間払出額に、原則として12分の1.5ヶ月分を乗じて得た額をいう。)を基に算定した額

33

2-7．レートベース不算入内訳

 長期計画停止火力、福島第一・第二原子力発電所、売却予定資産等について、レートベースは 3,700億円程度、事業報酬110億円程度を原価不算入。 （億円） レートベース 事業報酬 原価不算入の期間 長期計画停止火力 56 2 29 1 原価算定期間を通じて不算入 8 0 25年度より不算入 0 0 26年度より不算入 19 1 26年度より不算入 3,407 102 福島第一原子力発電所 1,909 57 （特定固定資産） (1,520) (46) （建設中の資産） (138) (4) （核燃料資産） (250) (8) 福島第二原子力発電所 1,498 45 （特定固定資産） (920) (28) （建設中の資産） (78) (2) （核燃料資産） (500) (15) 総合特別事業計画による売 却予定対象資産全件 66 2 売却時期によらず、原価算定期間を 通じて不算入 全て 3 0 原価算定期間を通じて不算入 全件名 158 5 工事口への振替までは不算入 3,690 111 原価算定期間を通じて不算入 福島第一・第二原子力発電所 売却予定資産 書画・骨董 横須賀火力発電所５～８号 鹿島火力発電所３～４号 姉崎火力発電所(緊急設置) 大井火力発電所２号(緊急設置) 建設準備口 合　計 原価算定期間を通じて不算入 原価算定期間を通じて不算入

34

３．減 価 償 却 費

3-1．減価償却費の算定概要

3-2．減価償却費不算入内訳

35 （単位：億円） 24年度 (想定) 25年度 (想定) 26年度 (想定) 24～26平均 ① 前回織込 ② 差異 ③=①-② 水　力 370 376 366 371 439 ▲ 68 火　力 1,194 1,578 1,617 1,463 1,434 29 原子力 910 896 893 900 990 ▲ 90 新エネ 8 7 12 9 － 9 送　電 1,619 1,596 1,617 1,611 1,832 ▲ 221 変　電 658 644 629 643 777 ▲ 133 配　電 1,196 1,165 1,144 1,168 1,404 ▲ 236 業　務 118 118 113 116 124 ▲ 8 合　計 6,074 6,379 6,390 6,281 7,000 ▲ 719

3-1．減価償却費の算定概要

 減価償却費は、新規大型電源(広野6号、常陸那珂2号)運転開始等の増加要因はあるものの、 償却進行の影響等により、前回改定に比べ719億円削減。  有識者会議の提言等を踏まえ、長期計画停止火力(横須賀5～8号、鹿島3,4号等)に係る減価 償却費は全額不算入とした一方、供給力確保のため、火力緊急電源を設置したことにより、 火力部門の減価償却費は全体で若干増加。 【差異要因】 ○緊急設置電源による影響 ：294億円 ○長期計画停止火力ｶｯﾄ影響 ：▲10億円 ○その他(償却進行等) ：▲255億円 新エネルギー等発電費は、H21 年度～創設のため、前回(H20) 改定時は、水力・火力に織込 ・風力→水力発電費へ整理 ・地熱→火力発電費へ整理 対前回▲720億円程度

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投資額 5,484億円

(H24～26平均)

　常陸那珂火力2号

　広野火力6号

　西上武幹線

_…

　米倉山ﾒｶﾞｿｰﾗｰ

全て件名積上げ

3,058億円(56％)

2,426億円(44％)

○電源拡充工事の全件名 ○その他拡充工事・改良工事のうち 　総工事費１０億円以上の件名 ○リース資産のうち全件名 ○上記以外のもの

（参考）減価償却費の算定方法について

 設備投資額のうち、「電源拡充工事の全件名」、「その他拡充工事・改良工事のうち総工事 費10億円以上の全件名」及び「リース資産の全件名」については、工事件名固有の資産構 成・耐用年数に基づき、減価償却費を算定。  一方、上記以外の工事件名（数万件レベル）については、減価償却費を個別に算定すると膨 大な作業となることから、過去5ヵ年実績の平均資産構成・耐用年数に基づき、一括算定。  なお、「個別」か「一括」かの概念は、減価償却費の算定方法の違いのみであり、配電設備 を除く投資額については、大小入り混じった件名を全て個別に積算。 工事件名固有の資産構成 （構築物、機械装置等）、 耐用年数に基づき個別に 算定 【減価償却費の算定】 過去5ヵ年平均の資産構成、 耐用年数に基づき 一括算定。 ＜減価償却費の算定方法（配電・原子燃料以外※_）＞ ※配電設備に係る投資は、同種の資産（電柱、開閉器等）を大量に扱うため、いわゆる個別積上げ方式を採用 せず、過去の実績等に基づき一括想定。

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（参考）減価償却累計率と減価償却費・設備運用の関係

 定率法の減価償却の下では、減価償却累計率が高いほど、一定期間の減価償却費は低位に。  新規設備投資を極力抑制し、改良投資によって既存設備を有効活用することで、減価償却 累計率は高くなり、税法上・会計上の耐用年数を上回ってもなお、安全かつ安定供給を担 える設備運用が可能に。 設備 区分 主な資産 税務上・会計上の耐用年数 (平均) 主な設備 （初号機の運転年数） 22年度末現在の 減価償却累計率 水力 _{構築物 水路等} 35.3年 矢木沢(46年) 安曇（42年） 水殿（42年） 61.8% 機械装置 水車、発電機等 火力 構築物 取放水路、護岸等 15.6年 五井(48年） 横浜(47年) 横須賀(47年) 姉崎(44年) 南横浜(43年) 85.9% 煙突、排水設備等 機械装置 ボイラー、タービン等 脱硫装置、灰処理装置等 原子力 構築物 取放水路、護岸等 16.0年 柏崎刈羽(26年) 89.2% 機械装置 原子炉格納容器、タービン等 送電 _{架空電線路 鉄塔、電線等} 26.7年 500kV架空福島東幹線(39年) 500kV架空房総線(38年) 275kV地中城南線(40年) 73.6% 地中電線路 管路、ケーブル等 変電 機械装置 変圧器等 22.4年 275kV房総変電所(48年) 275kV新富士変電所(47年) 79.2% 配電 _{架空電線路 電柱、電線等} 27.8年 59.0% 地中電線路 管路、ケーブル等 需要者屋内装置 計器等 ※減価償却累計率は土地、無形固定資産、リース資産、資産除去債務を除く

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（参考）緊急設置電源の影響

 震災により発電設備が影響を受けたことに伴い、供給力確保のため、敷地や送電余力のある発 電所構内に設置した緊急電源による減価償却費の増加影響は、294億円程度。 CC (コンバインドサイ クル)とは、ガスタービ ン発電設備に対して廃 熱回収ボイラー、蒸気 タービンおよび発電機 などを追加設置するも ので、熱効率向上（＝ 燃料費削減）や環境負 荷低減に寄与する。 【横須賀・袖ヶ浦等】 リースであるため、発 電機の返却とともに廃 止。 【姉崎・大井2号】 自社保有設備であり、 H26年度以降は長期計画 停止火力扱い（原価上、 自主カット） (億円） 24年度 25年度 26年度 24～26 24～26 (想定) (想定) (想定) 合計 平均 姉崎 ＤＥ 6 23年 4月 0 0 長期停止 1 0 3号 ＧＴ 76 23年 8月 除却 0 0 5,6号 ＧＴ 254 23年 6月 6 除却 6 2 袖ヶ浦 ＧＥ 112 23年 7月 除却 0 0 1号 ＧＴ 128 23年 8月 35 除却 35 12 2号 ＧＴ 81 23年 9月 15 12 長期停止 27 9 川崎 ＧＴ 128 23年 8月 28 除却 28 9 3号1軸 ＧＴ 334 23年 8月 39 33 28 100 33 3号1軸（CC化） ＣＣ 500 26年 4月 0 16 60 75 25 3号2軸 ＧＴ 334 23年 9月 34 29 24 87 29 3号2軸（CC化） ＣＣ 500 26年 6月 0 3 34 37 12 3号3軸 ＧＴ 334 24年 7月 28 34 29 91 30 3号3軸（CC化） ＣＣ 500 26年 7月 0 3 34 37 12 7号1軸 ＧＴ 268 24年 7月 16 19 17 51 17 7号1軸（CC化） ＣＣ 416 26年 5月 0 12 46 58 19 7号2軸 ＧＴ 268 24年 7月 30 36 31 96 32 7号2軸（CC化） ＣＣ 416 26年 7月 0 3 34 37 12 7号3軸 ＧＴ 268 24年 7月 23 28 24 76 25 7号3軸（CC化） ＣＣ 416 26年 6月 0 6 35 41 14 減価償却費合計 254 233 396 883 294 (注)ＤＥ:ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ･ｴﾝｼﾞﾝ 　ＧＴ:ｶﾞｽ･ﾀｰﾋﾞﾝ　 ＣＣ:ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ･ｻｲｸﾙ 使用開始 減価償却費 発電所名 種類 出力 (MW) 鹿島 千葉 大井 横須賀

39 (百万円) 24年度 25年度 26年度 24～26 合計 24～26 平均 原価不算入の期間 横須賀 5号 6号 7号 8号 鹿島 3号 4号 姉崎(緊急設置) － － 20 20 7 26/4～原価不算入 大井2号(緊急設置) － － 1,049 1,049 350 26/4～原価不算入 547 710 1,689 2,946 982 425 142 合　計 原価算定期間を通じて 原価不算入 25/4～原価不算入 547 484 421 1,452 484 － 226 199

3-2．減価償却費不算入内訳

 原価算定期間中に長期計画停止となる発電所は、横須賀、鹿島、姉崎、大井の各ユニット。  「電気料金制度・運用の見直しに係る有識者会議報告書」の内容を踏まえ、これらの発電 所に係る減価償却費については、長期計画停止の期間において全額原価不算入。 約10億円 ＜電気料金制度・運用の見直しに係る有識者会議報告書（抜粋）＞ 供給設備については、デマンド・レスポンス等を踏まえた需要見通しを前提にした設備に限定し、 長期停止発電設備については、原価算定期間に立ち上げが可能であるなど緊急時の即時対応性、改 良工事中などの将来の稼働の確実性等を踏まえて、レートベースに算入することが適当である。（略） その際、当該設備に係る減価償却費等の営業費用についても基本的に原価算入は認められないと考えら れる。

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４．固定資産除却費

4-1．固定資産除却費の算定概要

4-2．緊急設置電源に係る除却費用

41 (単位：億円） 24年度 25年度 26年度 24～26平均 （想定） （想定） （想定） ① 27 33 47 36 9 27 113 112 261 162 102 60 87 53 60 67 55 12 0 0 0 0 0 0 201 262 354 273 260 12 112 116 123 117 84 33 290 274 296 287 238 48 21 18 18 19 21 ▲2 851 868 1,158 959 770 190 合 計 水 力 火 力 原 子 力 新 エ ネ 送 電 変 電 配 電 前回織込 ② 差異 ③=①-② 業 務

4-1．固定資産除却費の算定概要

 固定資産除却費は、帳簿価額と処分見込価額の差異である除却損と、撤去・解体に伴う除 却費用に区分。  除却に関する工事は、発電所のリプレースや経年劣化の進んだネットワーク設備の取替等 に伴い必要となるが、競争的発注方法の導入等，総合特別事業計画に掲げた合理化施策を 反映。  他方、緊急設置電源の貸与期間満了に伴う除却工事の発生や、ネットワーク部門の経年劣 化設備の更新・撤去の増加等により、前回改定に比べ190億円程度増加する見込み。 ＜主な差異要因＞ ○火力： ・緊急設置電源返却に伴う撤去 ・老朽化設備廃止に伴う撤去 ○流通： ・経年劣化設備の更新・撤去 （鉄塔建替、電線・ケーブルの 張替、変圧器交換等） ・不要資産の撤去 （将来の使用見込みのない送電 線撤去等） ・法令遵守のための撤去 （電気設備技術基準の遵守等）

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4-2．緊急設置電源に係る除却費

 震災により発電設備が影響を受けたことで、供給力確保のため敷地や送電余力のある発電 所構内に緊急電源を設置し、計画停電の「原則不実施」を継続。  緊急設置電源については、迅速な設置を実現するため、環境影響評価の適用除外を受けて いるが、国からの指導として、電力需給が緩和次第、環境影響のより大きい発電設備から 優先的に停止する等の措置が求められているところ。  また、電源立地地域の地元自治体に対しても、供給力の不足を補う場合に限り運転するこ と、電力需給が緩和され次第、停止・撤去を判断していくことを説明した上で、ご理解を いただいている状況。  これらを踏まえ、環境影響の高い緊急設置電源は、あらゆる供給力確保の努力により、電 力需給が緩和され次第、計画的に除却を進めていく必要。  緊急設置電源の撤去等に伴う固定資産除却費の増加影響は、53億円程度。

発電所名称

出力

竣工時期

除却完了

契約形態

川 崎 火 力 発 電 所

128MW

23年 8月

27年 3月

無償貸与

大 井 火 力 発 電 所 1 号

128MW

23年 8月

27年 3月

無償貸与

常 陸 那 珂 火 力 発 電 所

253MW

23年 7月

24年 9月

リース

袖 ヶ 浦 火 力 発 電 所

112MW

23年 7月

26年 3月

リース

横 須 賀 火 力 発 電 所 3 号

76MW

23年 8月

26年 3月

リース

横須賀火力発電所5,6号

254MW

23年 6月

26年 3月

リース

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（参考）除却工事例①：緊急設置電源（横須賀火力発電所）の除却関連費用

【工事概要】 ・廃止設備：移動式ガスタービン発電設備（リース品） Ｇ Ｅ社25.37万kW（2.32万kW×3台、 2.63万kW×7台） ＡＰＲ社 7.59万kW（2.53万kW×3台） ・除却設備：主変圧器、共通設備、電気設備、制御設備等（※） ・工 期：25年10月～26年3月 ※除却品については極力社内流用することとし、除却損の削減 に努める。 【除却工事付託先】 ・未定（※） ※付託先は未定であるものの、競争発注の導入により 除却費用低減に努める。  供給力確保に全力で取り組む中で、23年6月より横須賀火力発電所敷地内にＧＥ社およびＡ ＰＲ社からリースした移動式ガスタービンを緊急的に設置し、運転開始。  当面の電力需給が緩和されたため，リース契約満了に伴い、貸与機器の返却をする必要が あることから、発電設備を廃止し、撤去実施する必要（発電のため自社で設置した付属設 備（主変圧器等）も撤去）。

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（参考）除却工事例②：経年劣化設備（京浜変電所）の除却関連費用

 過去に発生した変圧器不具合の解析結果において、類似設計をしている27万V/15万Vの変圧 器においても、流動帯電現象による不具合が起こることが判明。  今後とも供給信頼度の確保を図ることを目的に、同型変圧器の取替を実施することから、既 設設備を除却。 【設備概要】 京浜変電所 27万V／15万V変圧器 1台 使用開始年：1961年 【工事概要】 ・除却設備：27万V／15万V変圧器 1台 ・工 期：23年3月～25年6月 【除却工事付託先】 ・随意契約により選定（※） ※建設工事との同時実施により費用抑制が期 待できること等による。 27万V/15万V変圧器

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５．有識者会議の提言事項関連

5-1．長期停止発電設備の扱い

5-2．福島第一(5･6号機)・福島第二原子力発電所の概要

5-3．福島第一・第二の法的位置づけ

5-4．福島第一(5･6号機)・福島第二の設備の状況

5-5．福島第一(5･6号機)・福島第二の企業会計上の扱い

5-6．福島第一(5･6号機)・福島第二の料金原価上の扱い

5-7．柏崎刈羽原子力発電所２号機・東通原子力発電所の扱い

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5-1．長期停止発電設備の扱い

 本年３月にとりまとめの「電気料金制度・運用の見直しに係る有識者会議報告書」において、 長期停止発電設備については、緊急時の即時対応性、改良工事中などの将来の稼働の確実性 等を踏まえ、レートベースに算入することが適当、なお、他電力の設備と比較し、正当な理 由なく著しく低い稼働率となっている場合には除外することが適当とされており、これらの 取り扱いは、一般電気事業供給約款料金審査要領（H24.3.30改正）にも反映。  こうした取り扱いを踏まえ、今回、原子力発電所については、以下のとおり一部を料金原価 に算入。 ①レートベース対象資産の範囲 供給設備については、デマンド・レスポンス（需給調整契約を含む）等を踏まえた需要見通しを前提にした 設備に限定し、長期停止発電設備については、原価算定期間に立ち上げが可能であるなど緊急時の即時対応性、 改良工事中などの将来の稼働の確実性等を踏まえて、レートベースに算入することが適当である。 なお、電力会社間の同種の設備と比較して、正当な理由なく著しく低い稼働率となっている設備については、 レートベースから除外することが適当である。その際、当該設備に係る減価償却費等の営業費用についても基 本的に原価算入は認められないと考えられる。 【電気料金制度・運用の見直しに係る有識者会議報告書（平成24年3月）】 【当社原子力発電所の原価算入状況】 運転計画 レートベース 営業費 福島第一5･6号機・第二1～4号機 未定 不算入 算入 柏崎刈羽1～7号機 H25以降順次稼働と仮定 算入 算入 東通１号機（震災後建設中断） 未定 算入(経産省令に従い1/2のみ） －(建設中につき発生せず)

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5-2．福島第一

(5･6号機)

・福島第二原子力発電所の概要

 福島第一5･6号機は、震災時、両号機ともに定期検査中で原子炉圧力容器は閉鎖状態にあった。 津波により一時冷却機能を失ったが、仮設設備等により除熱機能を回復し､冷温停止に。  福島第二1～4号機は、震災時、いずれも運転中で、原子炉は自動停止、津波により一時1,2,4 号機の冷却機能を失ったが、仮設設備等により除熱機能を回復し、冷温停止に。  H24供給計画における各号機の運転計画が10年間未定であることなどを踏まえ、今回申請した 料金原価においては、各号機ともレートベースに算入せず。 福島第一 福島第二 ５号機 ６号機 １号機 ２号機 ３号機 ４号機 主要諸元 出力(万kW) 78.4 110 110 110 110 110 営業運転開始 (震災時運転年数) S53.4 (32年11月) S54.10 (31年5月) S57.4 (28年11月) S59.2 (27年1月) S60.6 (25年9月) S62.8 (23年7月) 震災時の状況 定期検査中 定期検査中 運転中 運転中 運転中 運転中 原子炉の 状態 冷温停止 完了 完了 完了 完了 完了 完了 原子炉開放 未実施 未実施 未実施 未実施 未実施 未実施 設備復旧 外観点検 実施中※3 実施中※3 完了 完了 完了 完了 応急復旧※1 完了 完了 完了 完了 完了 完了 本復旧※2 実施中 実施中 実施中 実施中 実施中 完了 耐震評価 （冷温停止 維持） Ss機能維持評価 _{実施中 実施中 実施中 実施中 実施中 完了} 耐震強化工事 検討中 検討中 検討中 実施中 検討中 完了 【各号機の概要】 進捗状況： 未実施 実施中 完 了 ※１：仮設設備で保安規定要求機能を満足 ※２：本設設備で保安規定要求機能を満足 ※３：格納容器内、滞留水で確認できない場所等を除き確認済み （H24.6.1現在）

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（参考）福島第一・第二原子力発電所の位置

１号機（運転中） ２号機（運転中） ３号機（運転中） ４号機（定期検査中） ６号機（定期検査中） ５号機（定期検査中） ４号機（運転中） ３号機（運転中） ２号機（運転中） １号機（運転中）

福島第一

福島第二

福島県

■地震発生時の運転状況

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5-3．福島第一・第二の法的位置づけ

 福島第一は原災法26条の緊急事態応急対策下にあり、炉規制法64条(危険時の措置)の対象と の位置づけ。１～４号機は「中期的安全確保の考え方」に基づく施設運営計画を提出。  福島第二は原災法上、緊急事態宣言の適用を解除され、同法27条の事後対策下にあり、本年 １月保安院提出の復旧計画に基づき、仮設備の本設備化を実施中。 福島第一 _福島第二 １～４号機 １～４号機 ５・６号機 電事法 (電気事業法) ９条 電気工作物の変更 （廃止届出） H23.5.20取締役会で廃止決定 H24.4.19電事法9条1項に基づ く廃止（24/3末届出） ※炉規制法上は未廃止 － － 原災法 26条 緊急事態応急対策 適用下 ※応急措置・災害拡大防止 同左 H23.12.26適用解除 27条 原子力災害 事後対策 未適用 同左 H24.1.11保安院指示に基づき 原子力事業者防災業務計画に 基づく復旧計画を提出 ※冷温停止維持設備の復旧・信 頼性向上（仮設備→本設備へ） 炉規制法 64条 危険時の措置 対象 同左 同左 67条 危険時の措置に係 る報告徴収 保安院指示「中期的安全確保 の考え方」に基づく施設運営 計画をH23.10.17以降順次提 出 H24.5.11保安院指示に基づき 信頼性向上対策に係る実施計 画を提出 ※事故後に設置した安定化設 備等の運営（水処理施設や循 環冷却施設の運転・保守等） 「中期的安全確保 の考え方」に基づ く施設運営計画に ついては報告徴収 の対象外。 同左 原子力災害対策 特別措置法 核原料物質、 核燃料物質及び 原子炉の規制に 関する法律

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5-4．福島第一

(5･6号機)

・福島第二の設備の状況

 福島第一5･6号機及び福島第二は、震災時の津波により一部のポンプや電動機、電気系等が 使用不能となったが、仮設設備等により冷却機能等は回復している。  なお、地震による安全上重要な設備に被害は認められておらず、主要設備についても損傷 は認められていない。 【現在の福島第一5･6号機の外観】 【現在の福島第二の外観】

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（参考）福島第二の設備の状況

 冷却系復旧までの間、ＳＲＶ（逃し安全弁）からの蒸気によりＳ/Ｃ（圧力抑制室）の水温 が３日間程度１００℃以上に上昇。（圧力抑制機能喪失：原災法15条に該当）  事故時運転操作手順書に従った操作等によって、温度・圧力の上昇を緩和。  冷却系の復旧によって，最終的に温度・圧力低下に成功。原子炉格納容器は設計上の最高使 用圧力を超えず、ベントを行わずに収束に成功。  １～４号機の格納容器内点検を実施しているが、安全上の機能に係わる設備の異常は確認さ れていない。  Ｓ/Ｃの温度が設計値を超えていることから、原子力安全委員会意見を踏まえ､今後その影響 評価を実施、H24年度内に終了する予定。

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（参考）福島第二の復旧計画と進捗状況

 福島第二は、震災後、原子力災害対策特別措置法（原災法）に基づく原子力緊急事態宣言の 下、緊急事態応急対策を実施。  事態収束、国による評価に基づき、H23.12.26緊急事態解除宣言が出され、原災法27条に基 づく事後対策へ移行。  現在、原子力事業者防災業務計画に基づき策定した復旧計画(H24.1.31原子力安全・保安院 へ提出・公表）に則り、冷温停止維持に係る設備※等の復旧を進めており、各号機の復旧作 業を確実に実施。 ※冷温停止維持に必要な設備：残留熱除去系、原子炉冷却材浄化系及び系統に付随する補助系の電源設備、 非常用ディーゼル発電設備、非常用電源系、直流電源系  炉内に装荷されている燃料は、準備が整った時点で使用済燃料プールへ移動。 ※表中の％は、復旧計画に基づく復旧作業（本設備化完了まで）のH24.5末時点の進捗率。 （ ）内は前月末時点の進捗率。 【福島第二1～4号機の復旧計画と進捗状況】 上期 下期 １号機 復旧完了（予定）▽ ２号機 復旧完了（予定）▽ ３号機 　　▽復旧完了（予定） ４号機 平成24年度 平成23年度 ▼1/31 復旧計画書を提出 ５月末 36％（33％） 35％（35％）注 69％（69％）注 5/17 復旧完了 100％（95％）

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（参考）福島第一5･6号機の冷温停止維持に向けた対応

 福島第一は、炉規制法67条に基づく冷温停止維持・放射性物質の封じ込めのための 「施設運営計画」を策定・保安院へ提出。  この「施設運営計画」の報告徴収命令は、主に事故対象の福島第一1～4号機に係るも のであり、福島第一5･6号機は、福島第一1～4号機に比べ震災時の被害が少なく、安全 上重要な設備の損傷が認められないことから、共通施設を除き対象外。  １～４号機の原子炉の安定冷却維持が達成されたものの、福島第二と同様に、原災法 26条の緊急事態応急対策の完了を目指している（時期は未定）。  なお、福島第一5・6号機は、福島第二同様、仮設設備を本設備にするなど、原子炉の 冷温停止維持に向けた信頼性向上対策について、社内計画を策定・実施している状況。