⾼速炉戦略ロードマップ検討会
資料集2019 年 7 ⽉

⼀般社団法⼈

⽇本原⼦⼒学会新型炉部会

⾼速炉戦略ロードマップ検討会

目次
章節

内容

執筆担当

番号

頁

［敬称略］

－

目次

山野

－

1

概要

笠原

1-1

2

高速炉の特徴2.1

高速炉の特性とポテンシャル

中江

2.1-1

2.2

高速炉の安全性

中江・守田

2.2-1

2.3

高速炉の炉心・燃料の特徴

尾形・太田

2.3-1

2.4

冷却材の特徴

宮崎

2.4-1

2.5

様々な高速炉

高木

2.5-1

3

現在及び将来の国内外情勢

3.1

新型炉開発の特徴

宮川

3.1-1

3.2

最近の国内外高速炉開発情勢

小竹

3.2-1

3.3

国内外エネルギー需要展望

大本

3.3-1

3.4

地球温暖化の将来予測

浅野

3.4-1

3.5

原子力以外のエネルギー（再生可能エネルギーと蓄電池等）技術の

田口

3.5-1

展望
3.6

原子力発電停止の影響（2010→2017 年度）

後藤

3.6-1

3.7

エネルギーコストの現状（FIT 制度を含む）

糸岡

3.7-1

3.8

電気料金が経営に与える影響

大谷

3.8-1

3.9

核燃料サイクルと高レベル放射性廃棄物処分に関する状況

黒目

3.9-1

4

高速炉開発目標と導入シナリオ

4.1

世界の原子力情勢の見通し

森

4-1

4.2

我が国の原子力の見通しと導入シナリオ

森

4-7

4.3

重要な課題に対する導入シナリオの比較

森

4-21

5

高速炉導入に必要な検討事項

5.1

合意形成プロセスのあり方

杉山・大島

5.1-1

5.2

核不拡散・核セキュリティの考え方

須田

5.2-1

5.3

高速炉と再生可能エネルギーとの共存

関本

5.3-1

5.4

研究基盤・人材育成

高田

5.4-1

6

廃止措置期間中「もんじゅ」活用ワーキンググループ

江沼

6-1

7

高速炉戦略ロードマップ検討会で出された意見

7.1

意見１

関本

7.1-1

7.2

意見２

松井

7.2-1

i

委員リスト
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

氏 名
笠原 直人
山口 彰
堺 公明
守田 幸路
高木 直行
関本 博
望月 弘保
Van Rooijen, Willem F.G.
宮﨑 慶次
杉山 憲一郎
中江 延男
小竹 庄司
宮川 高行
大本 正人
後藤 正治
松井 一秋
尾形 孝成
太田 宏一
藤田 琢己
奥出 克洋
藪下 幸久
尾崎 博
内藤 俶孝
糸岡 聡
浅野 和仁
田口 正樹
黒目 和也
伊藤 隆哉
森 行秀
大谷 知未
市川 健太
永田 敬
須田 和則
江沼 康弘
大島 宏之
高田 孝
大木 繁夫
山野 秀将

所
属
東京大学 大学院工学研究科
東京大学 大学院工学研究科
東海大学 工学部
九州大学 大学院工学研究院
東京都市大学 工学部
元 東京工業大学
東京工業大学科学技術創成研究院
福井大学附属国際原子力工学研究所
元 大阪大学元 北海道大学
元 日本原子力研究開発機構
日本原子力発電株式会社
日本原子力発電株式会社
関西電力株式会社
東京電力ホールディングス株式会社
一般財団法人エネルギー総合工学研究
一般財団法人電力中央研究所
一般財団法人電力中央研究所
完全免震原子炉支持構造㈱米国サウスウエスト研究所(株)シー・エス・エー・ジャパン
富士電機株式会社
株式会社ナイス
日立 GE ニュークリア・エナジー株式会
株式会社東芝
三菱電機株式会社
三菱重工業株式会社
三菱 FBR システムズ株式会社
三菱 FBR システムズ株式会社
三菱 FBR システムズ株式会社
三菱 FBR システムズ株式会社
三菱 FBR システムズ株式会社
日本原子力研究開発機構
日本原子力研究開発機構
日本原子力研究開発機構
日本原子力研究開発機構
日本原子力研究開発機構
日本原子力研究開発機構（順不同、敬称略）

ii

(主査)

(事務局)

(事務局)
(事務局)

１． 概要「高速炉戦略ロードマップ検討会 資料集」は、日本原子力学会新型炉部会に設置された
高速炉戦略ロードマップ検討会が発行する「高速炉開発に関する技術戦略」を補足するものである。本編である「高速炉開発に関する技術戦略」は二つの特徴を持つ。
一つは、国が関係機関と調整して検討していく戦略ロードマップを補完するため、高速炉
サイクル開発の長期目標や人と社会との係りを含む技術戦略について検討を行い、以下に示すような幅広い視点から整理したことである。

（１）エネルギー安全保障に対する地政学的認識、（２）ステークホルダーとの合意形成、（３）蓄積された技術レベルの維持・発展、（４）建設間隔の経済性への影響（５）イノベーションおよび人材の確保（６）国際協力による効率的な開発と市場性の確保（７）失敗や事故の経験を活かすマネジメント（８）MOX 使用済み燃料とプルトニウム量の抑制（９）不確実性
このため、内容は多岐にわたり、その理解には幅広い知識と情報が求められる。本資料
は、読者の便宜のため以下の参考情報をコンパクトにまとめた。
① 高速炉サイクルの理解に必要な基礎知識② 背景の理解に必要な内外情勢③ 高速炉導入シナリオ④ 高速炉導入に必要な検討事項⑤ 「もんじゅ」の活用
もう一つの特徴は、高速炉戦略ロードマップ検討会のメンバーを、新型炉部会から自由応募で募り、学会精神に基いて参加した大学、研究機関、メーカ、電力の職員、OB による
自由で多様な議論を実施し、そこから本質的な部分を抽出・展開して、報告書にまとめたことである。多様な議論の中には当然相反する意見もあり、さらに単純に多数決で取捨選択出来ないものが含まれている。こうした意見を尊重し、今後予想される不確定性に対して、柔軟に対応するための多様性を確保するため、本編とは異なる委員からの意見を以下に記載することにした。
⑥ 多様な意見
本資料集は、高速炉戦略ロードマップ検討会のメンバー全員が分担執筆したものである。
読者が本編を理解するため一助となり、さらに将来の不確定性に備えた柔軟な考えを持っていただくことを企図している。

2. 高速炉の特徴
2.1 高速炉の特性とポテンシャル
2.1.1 高速炉の特性
ウランやプルトニウムといった核分裂性物質に中性子が衝突した場合、核分裂が起きて約 200MeV（3.2x10-11 ジュール1）のエネルギーと共に 2～3 個の中性子が発生する2。この中性子のエネルギーは平均約 2MeV であり[1]速度に変換すると約 20,000km/s となる3。このように高速であることから核分裂により放出された中性子を高速中性子と呼び、高速中性子を利用する原子炉を高速炉と呼んでいる。一方、エネルギーが 0.025eV（速度が 2200m/s）の中性子を熱中性子と呼ぶ4。熱中性子は現在主流となっている軽水炉において利用されている5。高速中性子と熱中性子では核分裂断面積が大きく異なる。一般に中性子のエネルギ
ーが高くなるにつれて核分裂断面積は共鳴吸収エネルギー領域を除き小さくなる。高速中
性子では数バーンであるのに対し熱中性子では数百バーンとなっている。このため、高速炉では高濃度の核分裂性物質を炉心に密に装荷する必要がある。この結果、炉心での中性
子束（フラックス）が高くなると共に出力密度が高くなる。このことは炉心で発生した熱を効率よく取り出す必要があり、伝熱特性の優れた冷却材を選択することになる。高速炉
では冷却材として液体金属であるナトリウムを用いるのが一般的である。ナトリウムは融点が 98℃、沸点が 883℃であるため、広い温度範囲に亘って常圧で液体である。このため、軽水炉のように加圧（PWR で約 157kg/cm2g、BWR で約 71kg/cm2g）する必要はない。
また、中性子吸収当たりの放出中性子数（𝜂値6）はエネルギーによりかなり変化し、核種により異なる。
（図-2.1-1 参照[1]）7この𝜂値は増殖性と関連があり、増殖の条件は𝜂

𝐿

2（𝐿は体系から漏れる中性子および燃料以外の冷却材や構造材に吸収される中性子の個数）であり、プルトニウム燃料と高速中性子を用いることで達成される[2]。
さらに、高速中性子（約 1MeV）での 239Pu のν値が約 3 であることは、1 個が連鎖反応、1 個が増殖に使われるとして残り 1 個をマイナー・アクチニド（MA：Minor Actinide）の1

エネルギーの単位の 1 つである電子ボルト（eV）を別のエネルギーの単位であるジュールに換算すると
1eV=1.6x10-19 ジュールとなる。したがって、200MeV=200x106x1.6x10-19=2x10-11 ジュールとなる。
2 この数値はν値と言われる。ν値は、中性子のエネルギーが約 1MeV までは概ね一定（239Pu では約 2.9、235U では約 2.5）であり、より高いエネルギー領域で緩慢に上昇する。
3 中性子の質量を𝑀 、速度を𝑉 とすればエネルギーは𝐸
𝑀
𝑉 で与えられる。𝐸 2𝑀𝑒𝑉、𝑀
1.675
4

10

𝑘𝑔であるので、𝑉

.
.

となり、𝑉

1.95

10 𝑚⁄𝑠1.95

10 𝑘𝑚⁄𝑠となる。

核分裂により放出された（高速の）中性子は周囲の原子と非弾性散乱を繰り返してそのエネルギーを失い熱中性子となる。効率よく非弾性散乱を起こすには水素原子のような軽い元素が適しており、軽水が使われる。熱中性子を利用する原子炉（熱中性子炉）を軽水炉と呼んでいるのはこのためである。
5 熱中性子が利用されるのは高速中性子よりも核分裂反応断面積が大きいためである。すなわち、効率よく核分裂を起こすことが可能である。速い中性子よりも遅い中性子の方がある種の核反応を起こす上で有利であることに気付いたのはエンリコ・フェルミ等であり 1934 年 10 月 22 日の出来事であった。（Segre
FROM X-RAYS TO QUARKS）
6 中性子再生率とも言われる。
7 図-2.1-1 は参考文献[1]を引用しているが、その元となっている文献は次のとおり。
J. J. Duderstad, L. J. Hamilton, “Nuclear Reactor Analysis,” John Wiley & Sons (1976), p. 69.

2.1-1

消滅に利用することができるという特性を高速炉は有している。なお、中性子フラックスが高いということは MA 消滅に効果的である。故に、燃料増殖と MA 消滅の 2 つが主たる
高速炉の特性ということができる。
燃料増殖とは、天然ウランに 99.3%の割合で含まれる核分裂しにくいウラン-238 を核分裂のしやすいプルトニウム-239 に変換することをいう。高速炉では、核変換されたプルト
ニウムを主たる核燃料として利用することから天然ウランの利用効率を最大限まで高めることが可能であるといった燃料増殖特性を有する。
MA 消滅とは、高レベル放射性廃棄物となるネプツニウム、アメリシウム、キュリウムといった超長寿命の MA を高速炉で消滅させることをいう。MA 消滅は高レベル放射性廃棄物が超長寿命の MA 核種を含有しなくなることから環境負荷低減に繋がる。
以下、燃料増殖特性および環境負荷低減特性に起因する高速炉のポテンシャルについて
具体的数値を示しながら解説する。
なお、高速炉とは、高速中性子、燃料にプルトニウム、冷却材に高温ではあるが低圧のナトリウムを利用し、高速中性子フラックスは高く、高速中性子照射量および燃焼度が高いという使用条件の原子炉である。高速炉（もんじゅ）と軽水炉（PWR）の設計仕様を比較したものを参考までに表 2.1-1 に示す。
2.1.2 高速炉のポテンシャル(1) 燃料増殖特性によるエネルギー安全保障

高速炉では天然ウラン 1g から約 1000kWd の熱エネルギー8を取り出すことができる。
一方、軽水炉では天然ウラン 1g から約 7kWd の熱エネルギー9を取り出している。



すなわち、高速炉での天然ウランの利用効率は軽水炉に比べ 100 倍以上である。この計算は使用済燃料からウランおよびプルトニウムを 100%回収しこれを高速炉で 100%
リサイクルすることにより天然ウランを完全燃焼させることが条件である。



高速炉では軽水炉に比べ冷却材の原子炉出口温度を高くすることができるため、発電効率は約 1.3 倍10高くなる。すなわち、高速炉システム（高速炉、燃料加工、再処理からなる核燃料サイクルのこと）は天然ウランを非常に有効に利用するポテンシャル

8天然ウラン 1g に含まれるウラン原子数は 6x1023/238=2.5x1021 個であり、これらのウラン原子が全て核分裂した場合、1 核分裂当たり発生するエネルギーが 200MeV であるため、2.5x1021x3.7x10-19=9.25x102kWd、すなわち、約 1000kWd のエネルギーが発生する。
（200x106x1.6x10-19=3.2x10-11joule=3.2x10-11/(3600x24)=3.7x10-16Wd=3.7x10-19kWd)
9軽水炉燃料の平均燃焼度を約 50GWd/t-EU とすると濃縮ウラン 1 トン当たり 50GWd のエネルギーを発生している。濃縮ウラン 1g を生産するためには天然ウラン 7.6g が必要となる。
濃縮ウランを X、テールウランを Y、濃縮ウランの濃縮度を 4%、テールウランの濃縮度を 0.2%とすると、0.7(X+Y)=4X+0.2Y が成立する。3.3X=0.5Y、Y=6.6X、したがって、(X+Y)/X=7.6、濃縮ウラン 1g を生産す
るには天然ウラン 7.6g が必要である。故に、50/7.6=6.6、すなわち、6.6GWd/t-NU、これは約 7kWd/g-NUとなる。
10
発電効率（(電気出力/熱出力)x100 %）は軽水炉の約 30 %に対し高速炉では約 40 %である。

2.1-2

を有している。


我が国が軽水炉の運転によって現在までに使用した天然ウランの総量は約 160,000 ト
ン11と推定される。このうち約 1,120 トン12が核分裂により消滅しており、残りは使用済燃料中13に濃縮ウランやプルトニウムとして、さらにウラン濃縮施設にテールウラン（劣化ウラン）として保管されている。



軽水炉利用からすればこれらは廃材同然であるが、高速炉システムでは有効資源として利用可能であり、かつ、そこから得られるエネルギー量は約 1.5x1015kWh14となる。



これは、現在の年間の電力使用量（約 10,000 億 kWh=1x1012kWh）15の 1500 倍となる。
今後電力使用量が変化しないとすれば、既に再処理し回収したプルトニウムや回収ウ
ラン及び再処理されずに残っている使用済燃料、並びに劣化ウランだけで新たな資源に頼ることなく今後 1500 年も電力を供給するポテンシャルを高速炉システムは有することになる。16(2) 環境負荷低減特性による放射線リスクの最小化


核燃料であるウランやプルトニウムから MA が発生する様子を示す燃焼チェーンを
図 2.1-2 に示す。



軽水炉ではウランを燃料として使用することから主に生成する MA は 237Np である。
この核種は 235U が 𝑛, 𝛾 反応を 2 回繰り返すことにより 237U となりこれが𝛽崩壊して237Np になる。この他にも 238U が 𝑛, 𝛾 反応で 239U となりこれが𝛽崩壊を 2 回繰り返

して 239Np を経由して 239Pu となる。239Pu は 𝑛, 𝛾 反応を 2 回繰り返して 241Pu となる。241Pu は𝛽崩壊して 241Am となる。241Am は 𝑛, 𝛾 反応により 242Am となる。これが𝛽崩壊して 242Cm となる。このようにして Np、Am、Cm が生成される。


高速炉ではプルトニウムを燃料として使用することから Np よりも Am や Cm が多く生成されることになる。



軽水炉および高速炉の運転により発生する MA 量の ORIGEN-2 コードによる計算結11

原子力発電を開始してから現在までの原子力による総発電量は約 7.5x1012kWh である。（電事連資料の数値から推定）単位換算すれば、約 3.1x105GWd となる。軽水炉の運転によりこれだけの電気エネルギーを取り出したことになり使用した天然ウラン量は 3.1x105/(6.6x0.3)=1.6x105 トンに達する。0.3 は軽水炉での発電効率である。
12
軽水炉での天然ウラン利用効率は約 0.7 %であるから、160,000 トン x0.007=1,120 トンとなる。
13
使用済燃料の総量は 1,120x20=22400 トンとなる。
（10GWd/t=1at%、すなわち、50GWd/t の燃焼度では 5 %が核分裂しているため使用済燃料の総量は 20 倍となる。
）
14
高速炉では天然ウラン 1g から約 1000kWd だけの熱エネルギーを取り出すことができる。約 160,000 トン
相当の天然ウランが現時点で残存しているので、これによって取出し可能なエネルギーは発電効率が約40 %の高速炉を使用すれば、(24(h/d)x103(kWd/g)x106(g/t)x0.4)x1.6x105(t)=1.5x1015kWh となる。
15 電事連資料より、この年間電力使用量は原子力発電のみではなく火力発電、水力発電、再生可能エネル
ギー等全てを含んでいる。
16
1,500 年は使用済燃料も想定しているが劣化ウランの有効利用が前提となっている。しかし、軽水炉からの使用済燃料の利用を優先させるべきとの意見もある。その場合は、160,000 トンではなく 22,400 トンとなるため、22,400/160,000=0.14 倍となり、1500 年は 1,500x0.14=210 年となる。今後も軽水炉の運転は継続されるので 210 年より長くなる。

2.1-3

果の一例を表 2.1-2 に示す。MA 生成量は初期の燃料組成17、中性子スペクトル18、中性子フラックス19に依存する。


237Np、241Am、243Am の消滅は 𝑛, 𝛾 反応および 𝑛, 𝑓 反応による。また、244Cm の消滅は 𝑛, 𝛾 反応、 𝑛, 𝑓 反応の他に𝛼崩壊による 240Pu への核変換による。20

軽水炉使用済燃料を再処理し MA 核種を回収した場合の高レベル放射性廃棄物（ガラス固化体）の放射性毒性の経時変化を解析した結果が幾つか報告されている。ここでは、日本電機工業会が解析した結果を引用する[3]。その結果を図 2.1-3 に示す。



図 2.1-3 では潜在的な有害度を全量直接処分の 1 年目の毒性（Sv）を 1 とした相対値で表している。同じ量の発電に必要な天然ウランの放射線による潜在的な有害度（最大値）に達するまでの期間は、直接処分の場合約 10 万年であるが、再処理により Pu
を 99.5%、U を 99.6%回収すれば約 8 千年に短縮される。さらに、再処理により Pu
を 99.9%、U を 99.9%、MA を 99.9%回収すれば約 3 百年に短縮される。



今から 300 年前は 18 世紀初頭である。この時代にはアイザック・ニュートンが活躍しており、彼の研究成果は現代でも活用されていることから、深地層に処分されたガラス固化体も十分にフォローできるものと考えられる。



すなわち、高速炉は核分裂により 3 個の中性子を放出するという特性によって、軽水炉の運転ではお荷物扱いされてきた使用済燃料や劣化ウランを有効利用できるポテ
ンシャルを備えている。また、高レベル放射性廃棄物において負担となる MA を自ら処理可能なポテンシャルも備えている。

(3) 高速炉のポテンシャルを実現するための方策


年間の電力使用量 1x1012kWh を高速炉の運転のみにより供給する場合に必要となる高速炉の基数について試算してみると約 150 基（100 万 kW 級）21となる。現在原子力発
電所を運転しているサイトは 16 ある。これらのサイトも含め新たに開拓するサイト
を 15 選定し各サイトでそれぞれ 10 基の高速炉を運転すれば国内で必要とする発電量を再生可能エネルギーや火力発電に依存せず高速炉による発電のみで 100 %賄えるこ
とになる。



年間の需要電力量の全てを高速炉による発電によって賄うことは現実的ではなく、再生可能エネルギーや火力発電とのベストミックスがなされるものと考えられる。

MA 生成は初期の燃料組成がウランの場合とプルトニウムの場合で異なる。
中性子スペクトルは核種の吸収断面積や核分裂断面積に依存する。一般的に吸収断面積は熱中性子の方が大きいため、MA 消滅には熱中性子の方が有効である。このため、高速炉で MA 水素化物をターゲット
材とする方法が MA 消滅には有望となる。
19 中性子フラックスと反応断面積との積は生成率や消滅率に対応する。フラックスが大きいほどこれらの率は大きくなる。
20 244Cm の場合、その消滅速度は𝑑𝑁
⁄𝑑𝑡
𝜆
𝑁
𝜎
𝜙𝑁
𝜎
𝜙𝑁
で与え
られる。
21
100 万 kW の高速炉を 1 年間運転することにより生み出される電力量は設備利用率を 75 %とすれば、
1x106x365x24x0.75=6.57x109kWh となるので必要な高速炉の基数は 1x1012/6.57x109=152 となる。
17
18

2.1-4



高速炉開発の目標として、年間の需要電力量に占める火力発電の割合を極力減じるた
め、最低でも 3 分の 1 の発電量を賄うこととしたい。そうすると、高速炉の基数は 50基となり、軽水炉の今までの稼働実績並みとなる。但し、高速炉 10 基につき再処理
および核燃料加工施設がそれぞれ 1 施設必要になると考えれば再処理および燃料加工施設が一体となった核燃料サイクル施設が 5 施設必要となる。高速炉サイトとして選定される 15 サイトの内 5 サイトに核燃料サイクル施設を併設すれば新燃料および使用済燃料輸送が大幅に削減可能となる。



このような高速炉の有するポテンシャルを実現するには高速炉サイクルの経済性を高める必要がある。そのための方策を見出すための研究開発が重要となってくる。



高速炉は高温ではあるが低圧であることを活かした設計により構造材の削減や発電効率の上昇、高速炉では燃料の高燃焼度化が可能であるためサイクルを巡る物量の削減によるサイクルコストの低減を図るなど経済性向上の可能性は高いと考えられる。

(4) まとめ

安全性が十分に確保され22経済性を見通せれば、高速炉サイクルは天然ウラン資源を必要としないため資源を海外に依存する問題から解放され、かつ、MA 消滅により高レベル放射性廃棄物の有害度を低減できるため環境負荷低減に寄与する。



よって、高速炉サイクルが将来のエネルギー問題を解決するポテンシャルは高いと考
えられる。

参考文献
［1］ 「基礎

高速炉工学」堀雅夫（監修）基礎高速炉工学編集委員会（編）1993 年 10

月発行、日刊工業新聞社［2］ 「高速炉システム設計」笠原直人（編著）

2014 年 9 月発刊、オーム社［3］ 「核燃料サイクル技術の必要性と意義」日本電機工業会
会

原子燃料サイクル専門委員（2013）

22

高速炉の特徴を活かした炉心・燃料設計やシステム設計等により重大事故が発生した場合でも、高速炉ではその影響を原子炉容器内で収束させることが可能である。

2.1-5

表 2.1-1 高速炉と軽水炉の設計仕様の比較

高速炉（もんじゅ）
主冷却系

冷却材：

軽水炉（PWR）
冷却材：

ナトリウム

軽水

出入口温度：

約 397/529℃

出入口温度：

約 289/325℃

運転圧力：0.1MPa

運転圧力：

約 16Pa

中性子スペクトル

高速中性子（E≧0.1 MeV）

熱中性子（E≦0.5 eV）

高速中性子束3.6x1015 n/cm2 s（最大）3x1014 n/cm2 s（平均）高速中性子照射量

1023 n/cm2 のオーダー

1021 n/cm2 のオーダー

燃焼度

94 GWd/t (燃料集合体最大)

55 GWd/t (燃料集合体最大)

出力密度

約 275 kW/L

約 105 kW/L

燃料中心温度

約 2350 ⁰C

約 1770 ⁰C

半径方向温度勾配

約 500 ⁰C/mm

約 140 ⁰C/mm

被ふく管温度

約 675 ⁰C

約 350 ⁰C註）上記の数値は「もんじゅ」や軽水炉の設置許可申請書を参考にした。
但し、PWR の高速中性子束については下記の文献を参考にした。
平川直弘、岩崎智彦（著）原子炉物理入門

2003 年 12 月

表 2.1-2 軽水炉および高速炉での MA 生成量の解析例
MA 核種

半減期

軽水炉での生成量

高速炉での生成量（年）（kg/t-SF）（kg/t-SF）

Np-2372.14x106

0.46

0.46

Am-241

4.32

0.28

4.64

Am-243

7370

0.14

1.33

Cm-244

18.1

0.05

0.20

註 1）軽水炉は PWR としている。
註 2）燃焼度は軽水炉、高速炉それぞれ 35GWd/t、100GWd/t である。
註 3）炉取出し後 5 年間冷却した場合の数値である。

2.1-6

図 2.1-1 核分裂性核種の𝜂値の中性子エネルギー依存性 [1]

図 2.1-2 アクチニドの燃焼チェーン

2.1-7

図 2.1-3 発電量当たり発生する高レベル放射性廃棄物の潜在的有害度の経年変化[3]2.1-8

2.2 高速炉の安全性
高速炉の安全性については、参考文献[1]の第 6 章「安全」、参考文献[2]の第 4 章「安全確保の考え方」等において解説されている。ここでは、高速炉の安全上の特徴を軽水炉と比較する形でまず述べる。その上で、東京電力福島第一発電所で起きた事故（以下、「1F 事故」という。）を踏まえた高速炉の安全性について述べる。
その背景には、2.1 節で述べたように高速炉システムが高いポテンシャルと魅力を備えているとしても、1F 事故のような溶融燃料が原子炉容器から格納容器に移行し、最終的には放射性物質が格納容器から周辺環境に放出するといったシビアアクシデント1が避けられない限り、原子力利用に対する国民の理解は容易には得られないと考えられるためである。
2.2.1 高速炉の安全上の特徴


高速炉の安全設計上の特徴として、①原子炉冷却系は低圧、高温の使用条件で設計され、冷却材にはナトリウムが使用される、②燃料にはプルトニウムが使用され2、高速中性子による核反応を主体とし、出力密度および燃焼度が高い、③一般に、原子炉冷
却系と水蒸気系の間に中間冷却系（2 次冷却系）が設けられ、また、ナトリウムの液面をもつことからカバーガスとして不活性ガスを使用しているなどが挙げられる。

①については、冷却材であるナトリウムの沸点が高いことから冷却系はサブクール度
3が大きく、かつ、優れた熱伝達特性が期待される。このため、効率的な熱除去が可能であり、特に炉停止後の崩壊熱除去に自然循環力という受動的安全特性を利用した信頼度の高い除熱方式が異常時を含めて活用できるという特徴を有する。また、高速炉
は軽水炉の運転圧力（約 70（BWR）～160 気圧（PWR））[1]と比べ格段に低い圧力で運転され、サブクール度も大きいため、万一、原子炉冷却材バウンダリ4が破損した場
合にも、炉心部で軽水炉のような減圧沸騰は生じず、炉容器の外側にガードベッセルを設けるなどの冷却材液位確保対策を取ることによって炉心の冷却が可能であり、軽水炉の緊急炉心冷却装置（Emergency Core Cooling System: ECCS）に相当する工学的安全施設5を必要としない。さらに、冷却系配管からの漏えいに対して漏えい検出

1 シビアアクシデントは「重大事故」と呼ばれることがある。立地審査指針では「重大事故」という用語が使用されていたが、新規制基準で使われている「重大事故」は立地審査指針での定義とは異なり、炉心、核燃料物質貯蔵設備に貯蔵する燃料体又は使用済燃料が著しく損傷すること（実用炉規則４条）をいうとされている。また、IAEA による深層防護の考え方がある。その中で第 3 層に対応する事象（事故）を設計基準事象といい、第 4 層に対応する事象を設計拡張状態 Design Extension Condition (DEC)としている。シビアアクシデントは DEC に含まれる。
2 「もんじゅ」ではプルトニウム・ウラン混合酸化物燃料（MOX）である。この他にも、Pu-U-Zr からなる合金燃料（金属燃料と呼ばれる）が考えられている。
3 対象として考えている液体について、その液体の圧力に相当する飽和温度（液体と蒸気の共存する温度）と実際の液温との差をサブクール度という。
4 軽水炉の場合は、運転圧力が高いことから「冷却材圧力バウンダリ」と呼ばれる。
5 原子炉施設の破損や故障等に起因して、原子炉内の燃料の破損等による多量の放射性物質の放散の可能性がある場合に、これらを抑制または防止するための機能を備えるよう設計された施設をいう。

2.2-1

から不安定破壊に至るまでの時間的余裕を大きく取ることができ、漏えい先行型破損（Leak Before Break: LBB）6設計が成立しやすいという特徴を有する。
ナトリウムが漏えいすることによって想定されるナトリウム火災対策として、不活性ガス雰囲気化、二重管化、ライナー等が施されている。また、ナトリウムと水との間で熱交換を行う蒸気発生器では、伝熱管の損傷に伴う水の漏えいを早期に検出し、炉停止などの適切な処置が講じられるよう水素検出器などを設置し、大規模なナトリ
ウム-水反応の発生を防止する対策が取られる。
②については、特に大型の高速炉炉心の場合には、炉心の中央部でナトリウムボイド
係数が正となるので、炉心部のナトリウムが沸騰したり、炉心部に大量の気泡が流入したりすると、正の反応度が印加され出力が上昇するため、運転時の異常な過渡変化時においても燃料温度がその融点未満であり、冷却材は沸騰しないよう十分に余裕を持たせた設計とするとともに、原子炉容器上部プレナム中へのディッププレートの設
置、炉内構造物などへのガス抜き穴の設置などにより炉心部が気泡で覆われることのない設計としている。また、高速炉の場合、内部転換率が高いため燃焼に伴う反応度変化は小さく、炉心の余剰反応度が小さくてすむ分運転制御を容易にしている。しかし、軽水炉のように炉心が最大反応度炉心となっていないことから制御棒が炉心に挿入されない万一の場合の解析が要求されている7。

③については、中間冷却系（2 次冷却系）を備える理由は、1 次冷却系の中に直接蒸気発生器を置いた場合、万一蒸気発生器の伝熱管が破損する故障が生じた時にナトリ
ウム・水反応が生じ、それによる衝撃圧力や反応生成物の影響を直接炉心にまで与えないためである。また、中間熱交換器を介した 2 次系ナトリウムは放射化される可能性が低いため、水・蒸気系およびタービン系は非放射線管理区域として扱える利点も
ある。

2.2.2


1F 事故を受けた新規制基準の制定
1F 事故を受けて核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律（原子炉等規制法）が改訂され新規制基準が制定された。



この規制基準の特徴の一つはシビアアクシデントの発生防止と影響緩和を法令上の規制対象とした点である。

新規制基準制定前の軽水炉の安全審査では、立地評価の一環として重大事故や仮想事
故に対する安全評価が実施されていた。それは、核燃料が損傷し放射性物質が一定程

6 高速炉では圧力が低いので配管初期破損でクラックが発生してナトリウムが漏洩しても急激な破断に発展することはない。このことを LBB と呼んでいる。即ち、クラックの発生する可能性の高い溶接部を重点に直接または遠隔操作で表面観察あるいは超音波探傷によって健全性を常時確認し、ナトリウムの漏洩検出器で微小な漏洩の段階でリークを発見できれば、即座に原子炉を停止でき大事に至らない。
7 制御棒による炉心反応度の制御が期待できない場合の解析であり、反応度抑制機能喪失事象（Anticipated Transient without Scam: ATWS）と呼ばれる。

2.2-2

度放出されると仮定する一方、ECCS が運転できること、交流動力電源も利用できる
こと、放射性物質の漏えい条件については、原子炉格納容器内の圧力に対応した漏え
い率に余裕を見込んだ値を仮定するものの、原子炉格納容器は破損しないこと等を前提とした評価条件を設定した上で、事故の具体的な事故シナリオ等を考慮せず、事故を想定し評価していた。


これに対し、新規制基準では、重大事故等対策においては、①炉心の著しい損傷（つまり重大事故）に至るおそれがある事故について、具体的な事故シナリオを検討し、その事故シナリオに対して講じた対策が有効であることを評価し、また、②炉心の著しい損傷が発生したとしても、格納容器の破損を防止するため、具体的な事故シナリ
オを検討し、その事故シナリオに対して講じた対策が有効であることを評価することとされている。また、これらの事故シナリオは、最新の科学的知見を踏まえた確率論
的リスク評価の手法を用いて、具体的な事故の進展を検討し、用意した重大事故等に対する対策の有効性を評価する。この評価においては、例えば、ECCS の機能が喪失する事故を想定する場合、必要に応じて全交流動力電源の喪失等の事故も同時に発生すると仮定し、一度機能喪失した機器等は、機能復旧を認めないなど、厳しい条件を設定した上で、重大事故等対策の有効性を評価する。さらに、格納容器が破損した場
合において、工場等外へ放射性物質の拡散を抑制するために必要な設備も要求している。このように、1F 事故を教訓として、我が国では、シビアアクシデントの発生防止と影響緩和を法令上の規制対象とした原子力発電所の安全性に関する新たな基準（新規制基準）が策定された。



しかし、高速炉は通常運転状態において炉心が最大反応度体系にないことから、冷却
材の沸騰、燃料凝集等を仮想した場合、過大な反応度が印加され大規模な機械的エネ
ルギー放出（エナジェティックス）が発生する可能性があるため、開発の初期から炉心損傷事故に着目した安全評価がなされてきた。すなわち、高速炉では、「もんじゅ」の設置許可に対する安全審査の段階で既に新規制基準が要求する重大事故対策が検討されていたと言える。



なお、研究開発段階発電用原子炉（「もんじゅ」はこれに該当する。）に対する新規制基準についても規制条文が提示された後に規則が施行された。「もんじゅ」の運転主体である日本原子力研究開発機構は、規制条文8の提示に先立ち募集されたパブリッ
クコメントに意見を提出した。原子力規制員会の対応は、このパブリックコメントによる意見も含め改めて検討し基準を見直すこととした。9

2.2.3 「もんじゅ」安全審査[3]でのシビアアクシデントに対する取り扱い
8

規制条文は、軽水炉の新基準をベースとして「高速増殖炉の安全性の評価の考え方」の要求事項を加える等により策定したものである。
9 2018 年 9 月末現在見直しはなされていない。

2.2-3



「もんじゅ」の安全審査では、シビアアクシデントに相当するものとして、「技術的には起こるとは考えられない事象、（所謂(5)項事象）」が取り上げられた。これら事象には、局所的燃料破損事象（Local Fuel Fault: LFF）、1 次主冷却系配管大口径破損事
象（Loss of Pipe Integrity: LOPI）、反応度抑制機能喪失事象（Anticipated Transient
without Scam: ATWS）が含まれており、これら事象について解析・評価が行われた。
解析・評価では最適モデル（Best Estimation Model: BE モデル）の適用が基本と考えられていたが、十分な試験データがないモデルについては保守性を取り込んだ評価用モデル（Evaluation Model: EM モデル）が用いられた。また、解析コードも当時最も開発が進んでいたコードが用いられた。



シビアアクシデントの解析では炉心で発生する機械的エネルギーが見積もられ、この発生エネルギーに対して原子炉構造物の健全性が検討された。
「もんじゅ」の場合、最も厳しい結果として、ATWS 時に原子炉容器内で発生するエネルギーが最大 380 メ
ガジュール（燃料蒸気の等エントロピー膨張仕事）と解析された。しかし、原子炉容器の健全性評価には保守側に 500 メガジュールが使われたが、原子炉容器の健全性は確保されるという結果となった。なお、安全審査後に実施された研究開発の成果を踏まえ新たに取り込んだ解析モデルを用いた解析結果では 330 メガジュールと評価されている。さらに、近年改良が進められた解析コードによれば、原子炉容器等への機械的エネルギーがさらに低くなるという解析結果が得られている。



1997 年当時の評価では、炉心上部のナトリウムスラグの運動で定義した機械的エネ
ルギーで 16 メガジュール（燃料蒸気の等エントロピー膨張仕事換算で約 110 メガジュール）との結果が得られている。10



結論として、少なくとも「もんじゅ」クラスの高速炉では、格納容器内に溶融燃料が移行するパスは否定され、1F で起きたようなシビアアクシデント（溶融燃料が格納容器に達し放射性物質が周辺環境に放出される）に発展することは実質上ないと考えられる。

2.2.4 国際安全標準の策定
1F 事故が起きる前から、また、起きた後も、我が国はナトリウム冷却高速炉（SodiumCooled Fast Reactor: SFR）に対する安全設計要件である安全設計クライテリア（Safety Design Criteria: SDC）と安全設計ガイドライン（Safety Design Guideline:
SDG）の構築を進めてきている。そして、これらを世界で共有するため第 4 世代フォーラム（Generation IV International Forum: GIF）に働きかけ、国際安全標準として提案した。

10

ここでは、自然災害を起因とするものも含めて炉心損傷を受動的に防止できる機構や、

http://jolissrch-inter.tokai-sc.jaea.go.jp/pdfdata/PNC-TN9410-97-079.pdf

2.2-4

仮に大規模な炉心損傷に至った場合にも、原子炉容器の健全性を維持することでその影響を原子炉容器内で終息させ（In-Vessel Retention: IVR）、最終障壁である格納容器内に放射性物質を閉じ込めることを設計要求している。
2.2.5 深層防護の考え方を取り込んだ安全設計


放射性物質の周辺環境への放出に対して何重もの安全対策が講じられている。これを深層防護という。深層防護の考え方は 1F 事故が起きる前から安全設計に取り入れられていた。それは、異常・故障発生防止、事故への拡大防止、事故影響緩和が基本となっていた。しかし、1F 事故後は、シビアアクシデントを含めることが適切と考えられるようになった。我が国の新規制基準では、第 3 層において従来の事故の影響緩
和の他に著しい炉心損傷防止策（シビアアクシデント対策 I）が加えられた。また、
第 4 層として格納容器損傷防止策（シビアアクシデント対策 II）と放射性物質の放出抑制・拡散緩和策が考えられた。さらに、第 5 層として周辺住民の退避、すなわち、防災対策が加味された。



一方、第 4 世代ナトリウム冷却高速炉の安全設計クライテリア（SDC）[4、5]では、IAEA の深層防護の防護レベルに基づき、第４層では「事故の進展防止及びシビアア
クシデントの影響緩和を含む過酷なプラント状態の制御」を設計対策として講ずべきものとしている。すなわち、設計拡張状態に対して、炉心損傷防止（カテゴリー1）と格納機能確保（カテゴリー2）に分類し、これらへの対策を備えることが求められている。

2.2.6 積極的な受動的安全性（パッシブセフティ）の取り込み


高速炉も含めた全ての原子炉において、深層防護の原則を達成するための原子力安全の基本機能は、原子炉（核分裂の連鎖反応）を止める、燃料を冷やす、放射性物質を閉じ込めることである。



高速炉では、異常時に自然現象により自動的に制御棒を炉心内に挿入することで原子炉を停止する設計11（例えば、原子炉内の温度が上昇した場合、制御棒を保持していた材料の磁力が消失することで作動する制御棒）が可能である。原子炉停止後であっても燃料は崩壊熱によって発熱を続けているので冷却しなくてはならない。低圧システムである高速炉では、冷却系配管の高所引き回し及び原子炉入り口配管をガードベ
ッセルで取り囲むことにより、冷却系配管が破断12したとしても原子炉容器内の冷却材液位喪失（Loss of Reactor Level: LORL）を防止する設計が可能である。さらに、

11

この概念は SASS（Self Actuated Reactor Shut-down System：自己作動型炉停止システム）と呼ばれるもので、キュリー点電磁石方式の SASS は、実験炉「常陽」で炉内試験を実施し、その実用性が実証されている。
12
高速炉では冷却系バウンダリの健全性を原子炉運転中にガスサンプリングにより連続監視可能なシステムを備えている。

2.2-5

崩壊熱に対して大気（空気）を最終ヒートシンクとする除熱源を確保することで、冷却材の自然循環によって長期の冷却性を確保できる可能性が高い。13

燃料の崩壊熱の除去に失敗し燃料溶融が起きた場合、炉心から炉心下部に移行した溶
融燃料を原子炉容器底部に設けたコアキャッチャー（溶融燃料の受け皿）に移行させ保持し、冷却材の自然循環により冷却する設計が可能である。



これらの炉心損傷の防止と緩和に関し、受動的安全性を取り込んだ設計対応により、高速炉では、炉心損傷事故に対して IVR を達成することが技術的に可能である。



さらに、ナトリウム-コンクリート反応、ナトリウムスプレ燃焼が設計対応で回避でき
れば、格納容器に期待すべき機能は、ガス状・揮発性 FP の保持ということになる。



このように、高速炉では、万一炉心損傷事故が起きたとしても、原子炉容器内で事故が収束し、溶融燃料が格納容器に達し、放射性物質が周辺環境に放出される可能性を工学的に無視できるほど小さくできる。



なお、炉心損傷時に、（起因過程の段階で）大規模な機械的エネルギー放出（エナジェティックス）を防止するために、冷却材のボイド化に伴う正の反応度を抑制するという設計対応が必要である。



シビアアクシデント、崩壊熱除去、格納機能の他にもナトリウム使用に関する安全対策（ナトリウム漏えい、ナトリウム水反応等）が重要となってくる。すなわち、ナト
リウム漏えいやナトリウム・水反応に対しても、系統間の分離独立性を維持するよう対策することで、安全機能を持つ他の系統に影響を波及させず、シビアアクシデントの起因事象とならないようにする設計が可能である。



これらについては、必要に応じて各設計と期待する効果を実験や信頼性の高い解析により確認することが重要である。

2.2.7 アクシデント・マネージメント


従来、軽水炉ではシビアアクシデントが起きた場合、アクシデント・マネージメント（Accident Management: AM）と呼ばれる対策を取ることにより事故を収束の方向に向かわせることとしていた。これにより、炉心損傷を防止、原子炉容器の損傷を防止、格納容器の損傷を防止することにより放射性物質の環境への放出を防止することを想定していた。1F 事故の場合も AM 策は講じられたが、AM 策が有効には機能しなかった。1F 事故では、全電源喪失や最終的な熱の逃がし場が失わるといった事象に対する AM 策が十分に準備されていなかったと考えられる。その結果、放射性物質が環境に放出されたため、新規制基準では、防災対策により公衆へ放射線のリスクが及ばないような対策が求められている。



このような経験を踏まえ、高速炉でも AM 策を充実させる必要がある。高速炉の場合、

13

自然循環による崩壊熱の除去能力は炉心の出力によって決まってくる。出力が大きくなる場合は成立性について十分に検討する必要がある。

2.2-6

ATWS は事象進展が速いため有効な AM を実施する時間的余裕がない一方で、除熱源喪失（Protected Loss of Heat Sink: PLOHS）事象に対しては、AM の実施が有効である。すなわち、PLOHS では、冷却材沸騰までの温度上昇や炉心損傷に至るまでの時間余裕が大きいことから、崩壊熱除去機能が喪失する場合でも、崩壊熱除去機能の回復やバックアップ電源の確保等の AM を整備しておくことで、炉心損傷と原子炉
冷却材バウンダリの過熱破損を防止することが可能となる。
2.2.8 高速炉の安全目標


以上のように、高速炉では、炉心損傷の発生防止と影響緩和に対する多様で頑健性を有する独立な手厚い防護ラインを安全設計に取り入れることにより、多重障壁14が一度に機能喪失することで生じる放射性物質の著しい放出を回避し、敷地外緊急時対策の必要性を実質的に必要としないことを安全目標とすることができる。



しかしながら、旧ソ連のチェルノブイリ原子力発電所や福島第一原子力発電所での破局的な炉心損傷事故からの大量の放射性物質の放出に至る事故が現実として起こっており、原子力発電所は潜在的に危険性が高いと考えられている上、リスクの限界が明確になっていない。



このため、安全設計の想定を超えたシビアアクシデントに対しても、放射性物質の大規模な放出・拡散による敷地外での放射線の影響を緩和するための対策を講じるとともに、深層防護の充実を通じて残余のリスクの低減を追求していくことが必要である。

2.2.9 最後に


高速炉に特有の安全機能としてシビアアクシデント対策を重点的に解説した。これは
1F 事故の教訓を踏まえたことによる。



高速炉は、冷却材ナトリウムの化学的活性が高いだけでなく、炉心が最大反応度体系にないという安全上の特性を持つ。このため、一部のシビアアクシデントについては、
軽水炉よりはるか以前から対策が講じられており、深層防護の第 4 層の防護レベルが先取りして強化されてきた。



これまでの高速炉の研究開発で、これらの安全上の負の特性を技術的に克服できる見通しが示されており、軽水炉と比べて高性能の低圧系冷却システムである特徴を活かして、大幅に安全性を向上したプラントとして実用化されることが期待される。

参考文献［1］ 「基礎

高速炉工学」堀雅夫（監修）基礎高速炉工学編集委員会（編）1993 年 10

14 放射性物質が漏れないようにつくられた、幾層にもわたる物理的な障壁。具体的には、①燃料ペレッ
ト、②燃料被覆管、③原子炉容器（冷却材バウンダリ）、④原子炉格納容器、⑤原子炉建屋 を指す。

2.2-7

月発行、日刊工業新聞社［2］ 「原子力教科書 高速炉システム設計」笠原 直人 編著、2014 年、オーム社［3］ 高速増殖原型炉「もんじゅ」発電所原子炉設置許可申請書、動力炉・核燃料開発事業
団、昭和 55 年 12 月
［4］ 日本原子力学会「第 4 世代ナトリウム冷却高速炉の安全設計クライテリア」特別専門委員会, 第 4 世代ナトリウム冷却高速炉の安全設計クライテリアに関する調査研究（平成 24 年度）, 平成 25 年 1 月［5］ The Safety Design Criteria Task Force (SDC-TF) Of the Generation IV
International Forum, Safety Design Criteria for Generation IV Sodium-cooled Fast
Reactor System (Rev. 1), SDC-TF/2017/02, 2017.

2.2-8

2.3 高速炉の炉心・燃料の特徴
核分裂連鎖反応を維持し、新たな核燃料の増殖に利用する余剰中性子を数多く生み出すには、核分裂による中性子再生率（η 値）が 2 を上回って増大する高速中性子を利用することが有効となる。そのため、高速炉の炉心には熱中性子炉のような減速材が無く、冷却材にも中性子をあまり減速させず、吸収もほとんどしない金属ナトリウムを使用する「ナトリウム冷却高速炉」が開発の主流となっている。さらに、燃料自体に減速効果のある軽元素を多く含む酸化物燃料（UO 2 や PuO 2 ）よりも、軽元素の少ない窒化物燃料（UN や PuN）
や軽元素を含まない金属燃料（U-Zr や U-Pu-Zr）の方が、炉内の中性子エネルギーが高くな
り、高増殖が可能となる。高速中性子を利用するもう一つの利点として、アクチノイド元素による中性子吸収率の低下があげられる。プルトニウムなどのアクノイド元素は中性子を吸収することで核分裂しにくい高次の同位体や MA を生成するが、高速炉ではこの様な中性子吸収率が低下し、効率的に核分裂反応が起こるため、燃料が高次化せず、多重リサ
イクルが可能となる。
入射中性子当たりの核分裂発生割合を示す核分裂断面積は、熱中性子領域で大きく、高速中性子領域では比較的小さくなることから、高速炉の場合には炉心の燃料体積比を高くする必要がある。そのため、軽水炉で採用されているような正方格子ではなく、正三角形
格子状の稠密配列で燃料ピンを配置する設計がとられる。
このようなナトリウム冷却高速炉に用いられる燃料（以下では、酸化物燃料の場合）には、水冷却炉（熱中性子炉）の燃料と比較して、次の特徴がある。


炉心燃料ペレットには UO 2 と PuO 2 を混合した混合酸化物（MOX）が用いられる。Uと Pu の合計に対する Pu の割合（富化度）は炉心の出力規模に応じて異なるが 15～
30％の範囲である。炉心の外周部に配置されるブランケット燃料には UO 2 燃料が用いられる。また、ドライバ燃料の上下部にも UO 2 燃料ペレットが配置される。図 2.3-1に燃料集合体および燃料ピン（燃料要素）の構造の概念図を示す。高速炉燃料では、
中心温度制限の中で高出力密度を得るため、燃料ピンが細径化される。そのため、燃料ピンにはスペーサワイヤを巻き、冷却材流路を確保するとともに、ラッパ管と呼ばれる燃料ピンバンドルの機械的強度をもたせる六角断面形状の外套が設けられている。



近年では、さらに燃料体積比を上げるため、燃料の直径を大きくし、集合体あたりの燃料ピンの本数を増やした大型集合体とする傾向にある。



炉心の内部転換率が高いため、燃焼度を高くとることができる。
「もんじゅ」の設計
目標燃焼度は 13 万 MWd/t（ペレットピーク値）であった。



燃料ペレットのスエリングを吸収するため、燃料ペレットの密度は理論密度に対して85～92％程度の密度に調整される。



炉心の出力密度が高く、燃料の線出力密度が高い（「もんじゅ」炉心燃料では定格時最大線出力密度 360W/cm）ため、燃料ペレットの平均温度が高く、温度勾配も大きい。

2.3-1

そのため、中心空孔の形成、柱状晶の成長、等軸晶の形成など燃料ペレットの再組織化が進み、スエリングが大きく、核分裂生成ガス（FP ガス）の放出率も高く、燃料設計上は 100％としている。


冷却材に熱伝達性能に優れたナトリウムが用いられるため、燃料ピンの線出力密度は冷却材による除熱性能ではなく、燃料ペレットの中心溶融防止の観点から制限される。
近年では、中心溶融に対する余裕を増やし、燃料ペレットの照射スエリングの吸収も考慮して、燃料ペレットの中心部に孔を設けた中空ペレットの採用が一般的になっている。



高速中性子照射量が高いため、被覆管材料には照射スエリングに対する耐性が求められる。



冷却材の圧力が大気圧に近く（0.2～0.5 MPa）
、FP ガスの放出率が高く、しかも冷却材ナトリウムの温度が炉心入口で 350～400℃、炉心出口（平均値）で 500～650℃程度と高いため、被覆管材料には燃料ピンの FP ガス内圧による熱クリープおよび照射クリープに対する耐性が求められる。FP ガス内圧の上昇の緩和するため、燃料ピンの内部に FP ガスを溜めるための空間（ガスプレナム）が設けられる。



鋼材の中性子吸収の効果が熱中性子炉に比べて小さいため、ステンレス鋼等の鋼材を被覆管に使用することができる。（熱中性子炉では熱中性子吸収断面積の小さなジル
コニウム合金が被覆管に用いられる。）



燃料の燃焼度を上げるには、照射スエリング、熱クリープおよび照射クリープの耐性の高い被覆管材料の開発が重要である。原子力機構で開発中の酸化物分散強化型（ODS）鋼はこれらを兼ね備えた被覆管材料として注目されている。

以上は酸化物燃料の特徴であるが、高速炉用燃料としては金属燃料も米国を中心に開発が進められている。金属燃料には、上記の酸化物燃料に比べて次の特徴がある。


ドライバ燃料としては棒状に成形した U-Pu-Zr 合金（燃料スラグ）が用いられる。ブ
ランケット燃料としては U-Zr 合金が用いられる。燃料集合体と燃料ピンの構造はほぼ酸化物燃料の場合は同様であるが、燃料スラグと被覆管の隙間にナトリウムを充填して、燃料スラグと被覆管との間の熱伝達を向上させる点が異なる。



燃料スラグの照射スエリングが大きいため、被覆管の内側を燃料スラグが占める面積割合（スミア密度）は 75％程度に調整される。



FP ガス放出割合は 80～90％程度である。高速中性子照射量は同じ燃焼度の酸化物燃料に比べて 3～4 割高くなるため、照射スエリングに対してより高い耐性が求められる。

参考文献[1] 堀雅夫（監修）「基礎高速炉工学」日刊工業新聞社（1993）

2.3-2

図 2.3-1 燃料集合体および燃料ピン（燃料要素）の構造の概念図

2.3-3

2.4 冷却材の特徴（１） 高速中性子炉は何故水ではなくナトリウムで冷却するのか
核燃料の増殖を目的とする炉（増殖炉）では、1 個の中性子を核分裂性物質に吸収させた時に発生する中性子数（η）を３個程度に多くする必要がある。その理由は次の通りである。すなわち、再生産中性子数ηの内 1 個は核分裂連鎖反応を持続するために必要で、炉内での寄生的（役に立たない余計な）吸収と炉外への漏れ（損失分）を除いた残りが燃料の転換・増殖に寄与する。従って、増殖率 B>１とするためにはη>２が必要条件となる。長半期核種を短半減期化する消滅炉にしても、少しでも多くの中性子が必要なのは同様である。η値は,Pu-239 の高速中性子との核反応（核分裂）の場合が大きくなる（註：U-235 の核分裂ではηは約 2.5 で高速中性子でもあまり大きくならない）。このように増殖炉としての要請を満たすためには中性子減速効果の低い冷却材が必要となる。このような冷却材として金属ナトリウム（Na）は有力な候補材と考えられる。また、金属ナ
トリウムは化学的に活性で取扱いに難しく注意を要する面はあるが、高温熱媒として優れており、沸点が常圧で８８１℃と高いので低圧力システムが可能となる。従って、フランス、ロシア、日本、
中国（過去の米、独も）など高速増殖炉を目指す国はナトリウム冷却を主体に研究開発を進めている。
水（H2O）は優れた冷却材ではあるが、成分元素である水素 H の質量が中性子とほぼ等しく、衝突による中性子減速効果が全元素中で最も大きい故、液体の水は高速炉の冷却材としては不適切である。また、中性子の寄生吸収効果も比較的大きい。高温・高圧の水蒸気は、伝熱特性が劣るので出力密度が高く採れないのと軽水炉よりも高い高圧システムとなる不利がある。
高温ヘリウム（He）
冷却の場合は圧力がやや低くて済み、伝熱特性はやや良いが同様である。
（２）ナトリウム冷却材の特性
１）質量数が約２３で核的に、中性子減速能が小さいく、中性子吸収も水よりは小さい。
２）誘導放射能の点では、Na-23 の中性子吸収で Na-24 になって強いγ放射能を帯びるが、半減期は約 15 時間と短いので比較的早く減衰する（12.5 日で百万分の１に減衰）。
３）密度は水よりやや小さく比重は２０℃で 0.97、融点は９８℃である。冷却材として液体の状態を保つには予熱や保温が必要になる。４００℃付近の高温での比重は約 0.85、粘性係数も常温付
近の水に近く、熱流動抵抗は大きくない。
４）常圧での沸騰温度が８８３℃と高いので、水のように加圧する必要がなく、低圧力の冷却システムで済む。原子炉系は Ar カバー圧力と循環ポンプ圧力を加えてもせいぜい１０気圧（1MPa）
以下で、軽水炉のような耐圧構造は不要となる。従って、熱応力も考慮して、原子炉容器や配管は薄肉設計となる。また、軽水炉のように減圧沸騰が起こらないので、冷却材喪失事故（LOCA）の想定はいらない。それに、火力発電並みの高温・高効率（４０％程度）の発電が可能となる。
５）熱的な特性は液体金属なので優れている。熱伝導度は水の１００倍と非常に大きい上、熱輸送に関連する熱容量（比熱×密度）は水の約 1/4 であり、他の冷却材よりかなり大きい。これは出力密度（単位炉心体積あたりの熱出力）や中性子束を高くするのに有利である。その理由は、高い熱伝導度なので径方向（水平）の温度差を小さくして、高沸点のため軸方向（鉛直）の炉心出

2.4-1

入口温度差を大きく取れるので、ある程度の流速と少さい流路断面で高い熱輸送ができる。また、
中性子減速の抑制にも役立つ。
６）化学的に活性で、空気に触れると酸化反応で発熱し燃える。だが、単位重量当たりの発熱量は灯油の約 1/5 である。従って、原子炉系（1 次冷却系）の周辺は保護容器で覆い、さらに窒素やアルゴンなど不活性ガス雰囲気とし、Na が漏れた場合でも、燃えないような設計とする。
1995 年に起きた「もんじゅ」2 次冷却系 Na 漏洩は、2 次系配管に挿入された温度計さや管の破損によって生じ、床鋼板上に 640kg が漏洩・燃焼した。格納容器の外部で、非放射性の 2 次系
ナトリウムが漏洩し、安全上重大な機器に影響を与える事象ではなかった。しかし、安全上問題がない事象であったが、科学的に活性なナトリウムが漏洩したままの状態が継続したことから、漏えいを迅速に停止させる措置やナトリウムの漏洩燃焼の影響を緩和する対策が不十分であった指摘を受け、幾つかの改善措置がとられた。また、この時の情報公開の不手際等から事件化し、今日の廃炉問題の遠因ともなった。
この一方、ロシアでは 1981 年に発電を開始した BN-600（600MWe）が、初期には空気中へのNa 漏洩を 27 回、内 14 件の火災も経験しているが平穏に収束、約 30 年以上の長期にわたり 74％の高い設備稼働率を達成し、2018 年現在も運転中である。空気中での Na 燃焼・消火試験や原子炉以外での大規模火災例（スペイン・アルメリアの太陽光発電設備やドイツでの大型ナトリウム試験設備の火災、等）などの世界中での経験も蓄積されてきている。
（宮﨑慶次「ナトリウム燃焼
実験と火災事故例の概観および火災防護への考察」日本原子力学会誌、４３巻、3 号（2001）参照）。
７）水と接触すると激しい発熱反応が起こり、水（H2O）から酸素を奪って水素を発生させる。この発生水素による圧力上昇対策が必要になる。発電炉では蒸気発生器の設計、信頼性が重要となる。旧動燃では蒸気発生器伝熱管破損を模擬した多数のＮａ・水反応実験を行った。ロシア BN600 では、蒸気発生器で初期に 12 回漏洩の経験をしているが、問題なく収束している。JAEA では「もんじゅ」の 2 次冷却系 Na 漏洩事故後の再起動に当たり、英国ＰＦＲでの伝熱管多数本破損（高温ラプチャー型破損）事故例での経験を踏まえた適切な対応も取られている。長期間の運転経験による（必要時に安定に電力を供給する）信頼性確保が課題である。
８）構造材材料であるステンレス鋼との共存性が優れている。高純度の Na は比較的安価で入手し易いオーステナイト系ステンレス鋼（SUS-304 や SUS-316）に対する腐食性が小さく実用に供されている。一般に、腐食性が高いと誤解されているが高導電性なので電解腐食（水の場合、イオン化し電解液として働き、電気分解作用で構造材が陽イオン化し腐食するが、Ｎａでは自由電子が遍在し自由移動するため起こらない）はなく、高温の水蒸気よりはるかに腐食性は小さい。
軽水炉で課題となっている SCC(応力腐食割れ)も Na 接液部では発生しない。腐食に影響するのは Na 中の溶存酸素で、その濃度を低く管理することがポイントである。主循環系（親ループ）から分岐した子供ループの一部を１２０～１３０℃の低温にして酸化物を析出させ、金網で濾過して除去するコールド・トラップによって簡単に溶存酸素を 4～10ppm まで除去し純度を管理することができる。他の不純物は Na 製造・精製と充填段階で管理されている。
９）Na 冷却型高速増殖炉の安全上の(←高速炉安全の最大の課題は、燃料集中による即発臨界超過のリスクではないかと思います。正のボイドは DBE では問題とならない（大きなサブクールマ

2.4-2ージン）ので、ここは「最大」を削除してはいかがでしょうか？）課題として、大・中型炉（熱出力が 500MW 超）での正のナトリウム・ボイド反応度効果が挙げられる。即ち、大型炉心では冷却材の温度上昇及びボイド発生により、Na の中性子吸収の減少による正の反応度及び中性子エ
ネルギー分布が高エネルギー側にシフトしてη値が増す正の反応度効果が、中性子漏洩の増加による負の反応度効果及び燃料温度（ドップラー）係数や炉心膨張による負の効果を上回る可能性がある。Na 冷却材の運転温度は 600℃程度以下で沸騰することなく、異常な過渡変化や想定事故に対しても十分な温度余裕があり、正のボイド反応度効果が安全上の問題として顕在化することはない。しかし、設計基準を超える多重故障等を仮定する「異常な過渡変化時の原子炉スクラムに失敗する事象」、例えば、炉心冷却材の流量減少時にスクラムに失敗する事象（ULOF:
Unprotected Loss Of Flow）では、正のボイド反応度効果により、炉心反応度が急激に増加し、即発臨界を超過して、大規模に炉心が崩壊する事故シナリオが高速炉の安全上の問題として扱われてきた。
「もんじゅ」（熱出力 714MW）では、設計基準外事象の位置づけで、所謂「5 項事象」
（註：運転経験が僅少であることに鑑みて、設計基準を超える事象の影響も適切に抑制されていることを確認する事象）の１つとして評価された。そこでは、外部電源喪失により 1 次系冷却材
ポンプが全台トリップし、ポンプの回転慣性で流量が 5 秒で半減することを想定して解析し、事故の機械的影響は格納容器内に限られ、その放射線影響は極めて小さいと安全評価されている。
正のボイド反応度効果、冷却材温度係数が正値で大きくなることは、炉心の大型化によって厳しくなる。80 万 kWe 級の BN-800 では、上部軸ブランケット部分を削除し、上部プレナム領域
をナトリウム冷却材領域に置き換え、高温になれば上部方向への中性子漏えいを促進させ負の反応度効果を与える「上部プレナム付炉心」採用されている。フランスの 60 万 kWe 級 ASTRID では「上部プレナム付炉心」に、「軸方向非均質燃料ピン」によるボイド効果を低減させる炉心を組み合わせた CFV←CFV はフランスの考案では？を採用している。具体的には、炉心燃料を上下２分割して間にブランケットを挿入、上部にナトリウム沸騰を促進するプレナム領域を設ける案である。米国では、ULOF 時に固有の負の反応度特性を持たせるために、炉心燃料が高温になれば熱湾曲して中性子の漏えいを促進する現象を利用する方法（不確かさが大きく安全審査では認められていない）や、炉心燃料の外周部にナトリウム冷却材と Ar ガスを満たした集合体を設置
し、ULOF 時のポンプ吐出力が低減した時に、内部の Ar ガス圧で、ナトリウムが排出され、炉心からの中性子が漏えいして負の反応度効果を与える GEM:Gas Expansion Module が研究開発されている。日本では、電力実証炉計画において、66 万 kWe 級の炉心に対して、全ての ATWS（ULOF、UTOP、ULOHS）に対して、炉心冷却材温度の上昇によって自然に制御棒が切り離され、重力によって挿入される自己作動型炉停止機構（SASS: Self-Actuated Shutdown System）の研究開発が行われた。いずれも今後の重要な研究課題である。
（「もんじゅ」を活用して研究すべき重要な課題であった）。
（３）ナトリウム以外の冷却材
Ｎａのように水と反応しない冷却材としては、鉛（Pb）や鉛‐ビスマス（Pb-Bi）が有望視されている。Pb の質量数は 207.2、Bi の 209.0 と 200 を超えており、減速能はＮａより非常に低く、また、中性子吸収も低いので、高速炉の冷却材としての適性がある。Pb の沸点は約 1700℃と高く

2.4-3

冷却材が炉心で沸騰する可能性は極めて低いため、正のボイド反応度効果の問題は回避できる利点を有するとされている。しかし、被覆管材料の強度は 800℃を越えると急激に低下し燃料ピン破損
により、燃料ピン内の FP ガスが炉心内に放出される可能性がある。事故想定によっては、燃料ピンの上端で破損するとは限らないことから、冷却材沸騰に至るまでに炉心内でボイドが発生しないとは言えない。また、鉛は比重が１１（液相 600℃の Pb で 10.3）と大きいため、構造上耐震問題
が非常に厳しくなる。さらに、冷却材循環に要する過大なポンプ動力や大きな浮力に抗する制御棒
強制挿入機構を要する（重力による自然落下挿入が不可）。ロシアでの潜水艦用炉としての実績はあるようだが、300℃以下に使用温度が限られており、軍用のため熱効率は度外視されている。発電用高速増殖炉となると高温・高効率を得るため 550℃前後の高温が要求される。何よりも先ず、
高温での構造材との長期的な共存性の確認が先決である。また、Pb の融点が高い（327℃）難点は、
Bi との合金（44%-Pb・56%Bi）により融点は 125℃まで低下するが、Bi が加わると中性子が当たってポロニウム Po-210 となり、α放射能（半減期：138 日）を帯びる難点が生じる。
（４）トリウム溶融塩炉
トリウム Th は自然界に U の数倍は豊富に存在するとされる物質で、主成分は Th-232 で核分裂しないが、中性子を吸収して Th-233 となり、2 回β崩壊して核分裂性の U-233 となる。U-233 は
全中性子エネルギー領域で、中性子再生産率η＞２となっており増殖の可能性はあるが、２を大きく超えることはないので、高い増殖率は望めない。また、高速中性子炉で増殖を行おうとすると、燃料の放射能が非常に強くなるので、U-233 の増殖は熱中性子領域の方が適している。問題は、Pu239 の場合の中間生成物のネプツニウム Np-239 に相当するプロトアクチニウム Pa-233 の中性子寄生吸収が大きく（Np-239 の約 2 倍）
、しかも半減期が非常に長い（Np-239 の 2.35 日に対し Pa233 は２７日）ことである。これは中性子経済の観点からは不都合であり、増殖を達成するには、燃料を一旦炉外に取り出して Pa-233 を除去して炉内の戻す連続処理が必要となる。なお、核分裂
生成物にはキセノン Xe-135 のように中性子寄生吸収の大きい希ガスも連続処理の過程で除去できるメリットもある。
連続処理の方法として、ドイツが開発したペブル・ベッド燃料型の黒鉛減速・ヘリウム冷却高温
ガス炉も考えられる。しかし、米国オークリッヂ国立研究所（ORNL）が考え出したのが溶融塩炉（MSR: Molten Salt Reactor）である。実験炉（SMRE： Molten Salt Reactor Experiment）は
熱出力が８MW、炉心入口温度は６３８℃で出口温度は６６０℃で、1964 年臨界で、1969 年一連の試運転に成功裏に終了、1973 年に解体している。Th と U を混ぜたフッ素化合物溶融塩（６５％LiF／29.1%BeF2／５％ZrF4／0.9％UF4 、融点：４１３℃）を核燃料兼冷却材とし、黒鉛を減速材、
ハステロイ N（７２％Ni／１６％Mo／７％Cr／５％Fe）を構造材として使用している。燃料自体が液体なので炉心溶融事故がなく、また、温度上昇に対して負の温度反応度係数が大きいという意
味での安全性が高い。しかし、溶融塩は融点が高いので原子炉出口温度も６６０℃と高く、構造材の腐食に加えて、放射性が極めて強い核燃料兼冷却材が循環するので、その凍結防止、ポンプや弁の補修・交換など困難な課題を克服しなければならない。溶融塩中の Li から生まれるトリチウムの問題もある。
MSRE の成果を基に ORNL は、電気出力１GW の溶融塩増殖炉（MSBR: Molten Salt Breeder

2.4-4Reactor）を設計したが建設はされなかった。増殖比が 1.05 程度（「もんじゅ」は 1.2）と大きくする必要がない場合は検討に値する。また、加速器（ADS: Accelerator Driven System）での増殖や核変換のターゲットとしても検討されている。

2.4-5

2.5 様々な高速炉
高速炉では、核分裂で生じる中性子の速度を大きく減じることなく連鎖反応を維持する
ため、炉心を構成する冷却材、燃料、構造材には減速能の小さい材料を用いる必要がある。
これらの材料の種類によって高速炉の炉型を分類することができる[1]。
高速炉に用いる冷却材には、主流のナトリウムの他に鉛（鉛ビスマス）、ガス（ヘリウムや炭酸ガス）、水（軽水・重水・超臨界圧軽水）、溶融塩などが挙げられる。ここで水については元来減速能が大きい物質であるため、特に軽水の場合、炉心内の体積割合を極小化した
り、密度の小さい相状態で用いることが条件となる。
燃料としては酸化物、金属、窒化物、炭化物があり、それぞれ減速能や重金属密度に違いはあるが、中性子スペクトルへの影響は冷却材ほどには大きくは無い。液体燃料を用いる溶融塩炉の場合、一般的に冷却材と燃料は同一のため、塩組成の選択が中性子スペクトルに大きく影響する。フッ化物塩よりも減速能の小さい塩化物塩が溶融塩高速炉の冷却材/燃料として適しているとされている。
構造材に関して、熱中性子スペクトルタイプのガス冷却炉や溶融塩炉では、減速材として黒鉛が配置され炉心の主要構造材となるが、高速炉でこれらは極力排除されるため、高速炉の分類とは無関係である。
以上より、ここでは冷却材の種類によって高速炉を分類することとし、本報告書で詳しく論じられているナトリウム以外の鉛、ヘリウムガス、超臨界圧水、溶融塩を用いる高速炉について、それらの基礎的特性と成立性見通しを述べる。加えて、冷却材の別では分類が困難な新概念の高速炉・増殖炉概念についても、その原理や概要について触れる。

2.5.1 鉛冷却高速炉a. 特徴
鉛または鉛ビスマス共晶合金は、ナトリウムと異なり化学的に不活性であり空気や水と接触しても激しい反応を生じない。よって二次冷却系を設ける必要がなく、プラントシステ
ムを簡素化できることが第一の特徴として挙げられる。
高速中性子エネルギー領域における中性子捕獲断面積は小さいが、散乱断面積は大きい
ため中性子の平均自由行程が短い。これは炉周辺からの中性子漏洩を低減することに働き、特に小型炉の設計において有利となる。
減速能が小さいため、ピンピッチを広げ冷却材体積比を大き目にとっても高速スペクト
ル炉心とすることができ、低圧力損失と増殖性能の両立が容易である。低圧損は自然循環冷
却に、優れる増殖性能は燃焼欠損反応度や余剰反応度の低減に寄与するため反応度投入型
事故の緩和につながる。また冷却材密度低下にともなう中性子スペクトル変化が比較的小さいため、ボイド反応度を小さく抑えやすい。
b. 課題
鉛ビスマス系の比重は約 10 と大きいため、プラント重量が重くなり耐震設計の観点から

2.5-1

大型炉とすることは困難である。また燃料集合体の浮き上がり防止策が必要となる。
鉛ビスマス冷却材の約半分を占める 209Bi は、中性子捕獲とβ崩壊を経て 138 日の半減期で 5.3MeV のα線を放出する 210Po を生成することがプラントや廃棄物管理上の問題である。
冷却材に接する被覆管や構造材のエロージョン（壊食）を抑制するため、冷却材流速を2m/s 以下に制限すること、冷却材中の酸素濃度管理による材料表面の酸化皮膜維持が重要となる[2]。
c. プラント安全性・経済性成立の見通し
本炉概念は、系統を加圧する必要がないため、冷却材境界の破損に対して静的機器による冷却材確保が可能であり、深層防護を基本とした安全設計が成立する可能性がある。仮想的
炉心損傷事故については、燃料溶融挙動に関する知見が乏しく定量評価は困難な状況だが、浮力による溶融燃料分散効果が期待できるため、炉容器上部で溶融燃料を保持・冷却できれば原子炉容器内終息が達成できる可能性がある[3]。
水との化学反応が問題にならないため二次系削除による物量低減が可能だが、炉の出力
規模は耐震性確保の観点から重量が過大とならないタンク型中型炉までが成立範囲と考えられ、スケールメリットに期待した経済性追求には制約がある。

2.5.2 ヘリウムガス冷却高速炉
a. 特徴
ヘリウムは、放射化しない、化学的に不活性、相変化無し、透明であり、プラント設計や保守管理上好ましい特徴を有する。
中性子捕獲断面積が小さく、ガス故に数密度も小さいため散乱マクロ断面積も小さい。よって高増殖性能を示す極めて硬い中性子スペクトルを有する高速炉として設計できる可能性がある。冷却材の反応度感度が小さいため、燃料間隔や幾何形状を自由に設定できるなど核的には設計裕度が広い。
冷却材が単相で相変化しないため、急速な冷却能力の変化・喪失や反応度変化が生じにくい。原理的には、中間ループを用いず一次系冷却材を直接タービンへ送る直接サイクルも採用可能である。光学的に透明であることは、メンテナンス時の外観検査を容易にする。
b. 課題
上では冷却材原子が希薄で核的特性感度が低いことに起因する利点を述べたが、このことは同時に中性子の平均自由行程が長いことを意味する。このためヘリウム高速炉では炉外への中性子漏洩が大きくなり、小型炉の設計には適さない。大きな中性子漏洩は、臨界に必要な核分裂性物質量の増大につながり、増殖性能の低下や倍増時間の増加を招く。またガス高速炉が示す硬い中性子スペクトル下では、共鳴エネルギー領域の中性子が相対的に少なく、安全上重要なドップラー効果が他の高速炉に比べて効きにくい。高い核分裂性物質富化度もドップラー効果を減弱させる因子である。
ヘリウムガスは液体金属に比べて熱伝達特性が劣るため、ピン型燃料を採用する場合に2.5-2

は被覆管表面に粗面加工を施し乱流を生じさせるなど熱伝達改善策が必要である。これは炉心圧損を増大させ自然循環性能の悪化や必要なポンプ動力の増大を招く。
ガス高速炉の経済性向上のために高い出力密度が要求される場合には、燃料ピン型の場
合、十分な熱容量確保のためヘリウムガスを 10MPa 程度に高圧化する必要があり、原子炉容器や格納容器への要求を厳しくする。これは燃料材料にセラミックスなど高温耐性材料を用いた設計である程度緩和されるが、減圧事象時の自然循環冷却を成立させるには信頼性の高い崩壊熱除去系を備えねばならない[4]。
c. プラント安全性・経済性成立の見通し
系統加圧が必須のヘリウムガス炉では、冷却材境界の破損にともなう減圧事故が代表的な事故事象となる。主配管に外管を設けるなどの減圧抑制対策を講じるとともに、多重性・多様性を備えた原子炉停止系や補助炉心冷却系、耐圧格納容器を採用することで安全設計が成立する可能性がある。仮想的炉心損傷事故については、燃料溶融挙動に関する知見が乏
しく定量評価は困難な状況だが、格納容器内にコアキャッチャーを設置することで事故終息できる可能性がある[3]。
冷却系温度は 800℃を超え、50%に近い高い熱効率の達成、水素製造やプロセスヒート供給など多様な用途が期待できるため、経済性評価は目的に応じた設計に対し総合的な観点から行う必要がある。

2.5.3 超臨界圧軽水冷却高速炉
a. 特徴
超臨界圧軽水冷却高速炉は、運転経験豊富な軽水炉や超臨界圧火力発電の技術を活用し、プラントシステムの簡素化・小型化や発電効率の向上を図る炉概念である。冷却水出口温度はナトリウム高速炉に近い約 500℃、熱効率は先進火力発電所に匹敵する 45％程度となる。
現行軽水炉や火力の既存技術に基づく部分が多いことに加え、通常の軽水炉に比べて気水分離器、蒸気発生器、加圧器が無く、主蒸気流量も一桁近く少ないため簡素なプラントとなる可能性がある
水は臨界点(374℃、22.12MPa)を超える高温高圧条件においては沸騰現象がなくなり、水と蒸気の区別のない超臨界圧水となる。超臨界圧水は相変化しないが、約 300℃の擬臨界温度（通常の水の沸点に相当）を超えると急激に密度が低下するため、擬臨界温度以上で高速炉設計に適するようになる。高速炉とするためには、中性子減速をさらに弱める必要があ
り、燃料集合体を通常の軽水炉の四角格子配列から三角格子配列として稠密化する設計が行われている。稠密バンドル化に伴い炉心圧力損失は増加するが、炉心流量が小さく、強力な高圧給水ポンプを備えることで設計上の制約にはならないとされている。
b. 課題
熱効率 45%を達成するには、
運転圧力 25MPa 程度、主蒸気温度は 500℃以上が必要であり、今後材料の高温腐食データの充実や、運転時から事故時までの挙動把握のための熱流動特2.5-3

性試験を重ねねばならない。さらに増殖炉としての成立性を確認するためには、ブランケッ
トが炉心内部に分散配置された炉心構成、冷却材流動パス、燃料交換法など、炉心設計における研究課題もある[5]。
c. プラント安全性・経済性成立の見通し
炉心損傷対策について、超臨界圧軽水炉では Pu 富化度が高く、かつ中性子減速能の高い軽水を用いていることから、溶融再配置過程における再臨界の可能性と回避方策の検討を慎重に進める必要がある[3]。経済性に関しては、炉心、プラント仕様がより具体化された段階で詳細評価が必要である。

2.5.4 溶融塩高速炉
a. 特徴
溶融塩炉は、核燃料物質を溶融塩に溶解させた液体燃料炉である。燃料でありかつ冷却材の役目を持つ燃料塩が、原子炉で発生した熱を炉容器外にある１次系熱交換器へと運び発電等に利用する炉概念が主流であるが、最近では、燃料にペブルやピン形状の固体燃料を用い、溶融塩を冷却目的のみに利用する炉概念も検討されている。
溶融塩炉に用いる塩として主にフッ化物塩と塩化物塩が検討されている。フッ化物塩を用いた設計・実験例が多いが、数 100 keV の中性子エネルギー領域に F-19 の散乱共鳴による中性子束の“くぼみ”が生じるため、Pu 燃料を用いた増殖溶融塩高速炉の塩としてフッ化物は好ましくない。一方、塩化物は類似の問題がなく、そもそも中性子を減速させにくい
ため、溶融塩高速炉用の塩として適すると考えられている[6]。
高速炉では、燃焼に伴う核分裂生成物(FP)蓄積による反応度低下が生じにくいため、溶融塩高速炉では FP ガス捕集やフィルターによる貴金属粒子回収といった簡易な燃料塩簡易処理で長期間の臨界維持が可能であり、原子炉サイトに核燃料を回収・供給するための再処理施設を持つ必要がない事が経済面や核不拡散面のメリットとなり得るとされている。
b. 課題
溶融塩高速炉は実験炉としての経験も皆無であり、数値解析で検討される概念レベルで技術成熟度は極めて低いものである。しかしながら、米での MSRE の経験や乾式再処理と金属燃料高速炉を統合した IFR(Integral Fast Reactor)プロジェクトで蓄積した知見と経験を活用することができ、また炉心は減速目的の構造材（黒鉛など）がなく均質で単純である
ため、溶融塩高速炉機器の製造に関わる技術の成熟度は低くないとの見方もある。
溶融塩高速炉の転換比（増殖比）は、他の高速炉と同様に、燃料組成や炉内およびブランケット領域での重元素装荷量に依存する。すなわち増殖炉とするには、塩中の重元素比率を大きくとることが望ましいが、そもそも燃料塩中の燃料元素モル比は半分に満たないため、
特に燃料体積比の小さい燃料/冷却塩分離型の溶融塩高速炉では増殖性能を確保しにくい。
また塩化物溶融塩炉では、半減期 30 万年の 36Cl が大量に生成されることが大きな課題であ
る。

2.5-4

c. プラント安全性・経済性成立の見通し
溶融塩高速炉の過酷事故については、「炉内に構造物を持たず、そもそも燃料自体が溶融状態にあるため、固体燃料炉の炉心損傷に相当する事象は存在しない。異常時には炉容器底部のドレインプラグから燃料塩が排出されるため、容易に未臨界が達成できる」と説明されることが多い。しかし現在は数値解析主体の検討レベルにあり、半定量的な議論に留まっている。今後詳細設計が進み許認可申請を行える段階になれば、本炉の安全性や経済性についてより詳細な評価が可能となると考えられる。

2.5.4 増殖/燃焼型原子炉
上では冷却材の違いで高速炉を分類し、炉型毎の特徴を簡潔に整理した。しかし、高速炉内で生じる燃焼方式など、別の観点からみると「炉型」という分類法では収まらない原子炉概念が存在する。
「増殖/燃焼型(Breed and Burn)原子炉」はその一例である。
核分裂資源の利用率を飛躍的に高めるには、「増殖炉と燃料リサイクルが必須で両者は不可分」というのが従来の常識だが、核分裂資源を完全に（100%近く）核分裂させるのではな
く、たとえば 30～40%で良しとし、代わりに核拡散の懸念を生じコストアップにもつながる
濃縮や再処理のプロセスを省いて原子力システム全体の簡素化を目指すのが「増殖/燃焼型炉概念」である。米の Terra Power、日本では東工大・都市大などが研究を進めている。
具体的には、燃料の周囲（上下左右いずれでも）に天然 U 領域を配置し、燃料部から拡散・漏洩してくる中性子でブランケット部の天然 U を Pu に変換し、時間経過とともに十分な反応度をもつ燃料に換えてそのまま核分裂させるという燃焼方式である。例えば、ろうそくの様に上に炉心領域、その直下に天然 U 領域を配置した炉心構成の場合、燃焼領域は年に数 cm の速度で自律的に下方向へ移動する。この燃焼波伝搬速度は出力密度に依存するがおおよそ 3～5cm/y 程度である。
すなわち、これまでの高速炉サイクルは、再処理という工学的プロセスによって燃料と核分裂生成物(FP)を化学的に分離する概念であったのに対し、増殖/燃焼型炉では燃料領域が自律的に移動することで空間的・物理的に燃料と FP を引き離して臨界を維持する新たな高速炉概念である。燃焼波が過ぎ去った領域の燃焼度は 30～40%に達する。この値は従来の高速炉サイクル概念の半分程度であるが、濃縮や再処理といったサイクル側の負担を軽減する可能性のある新型炉概念である。
増殖/燃焼型原子炉の燃料運用は基本的にはワンススルーで行われることが想定され、使用済み燃料の再処理を必要としないが、残存する使用済み燃料には多くの Pu や MA が含まれる。本炉は高速スペクトル炉であるため、必要に応じて、これらを燃料として燃焼させることも可能である。
本概念の成立を左右する大きな課題は、長期間の中性子照射に耐える被覆管材料である。
現在の被覆管の中性子照射限度に基づけば、6～7 年に一度被覆管を取り替える簡易処理が必要となる[7]。

2.5-5

2.5.5 熱中性子増殖炉
Th-232 の中性子捕獲で生成される核分裂性物質 U-233 は、広いエネルギー範囲で中性子再生率ηが 2 を超える。よって U-233 を燃料として用いれば、高速スペクトルのみならず、
中速・熱スペクトルでも燃料増殖の可能性があることが古くから知られている。1970 年代には、軽水炉にトリウム燃料を装荷した熱中性子増殖炉(LWBR)の実証実験が米シッピング
ポートにて行われている。
そもそも U-233 は自然界に存在しないため、原子力黎明期にトリウムサイクルを大規模に展開することは不可能であった。しかし原子力発電の実用化から半世紀を経た現在では、軽水炉使用済み燃料の中には大量の Pu が生成されており、この Pu を火種として利用しト
リウムサイクルを起動・展開することは原理的には不可能でない。黎明期と現代のこうした状況変化もあり、2000 年代後半頃から世界的にトリウム原子炉への関心が高まっている。
具体的炉型としては、FP をオンライン除去可能な溶融塩炉や、中性子経済に優れる重水冷却炉(CANDU)やガス炉で熱中性子増殖が成立する可能性があるが、その工学的成立性を見極めるにはさらなる研究開発が必要である。
このように、トリウム燃料を用いることで熱中性子増殖炉が原理的には可能であるものの、U-233 を効率的に増殖するためには、熱中性子スペクトルよりも中速～高速領域の中性
子スペクトルがより優れることを追記しておく。その理由は以下の通りである。U-233 を生成する Th-232 の捕獲反応断面積は、共鳴領域で大きく(RI=84 barn)、熱中性子領域で約一桁小さい(7 barn)。一方、U-233 を減少させる U-233 の吸収反応（捕獲＋核分裂）断面積は共鳴領域と熱中性子領域で(それぞれ 915 barn、589 barn と)差が小さい。よって熱スペク
トルよりも共鳴領域に重なる中性子スペクトルの方が U-233 の生成/消費比率を大きくでき、増殖に優れることとなる。
トリウム燃料原子炉では、Th-232 が核変換の出発物質であるため Np, Am、Cm といった高次 MA の生成は少ないが、使用済み燃料全体としての放射性毒性やその減衰特性は、基本的にウラン燃料炉と大きく異なるものではない。U-Pu 系燃料炉で生成された高次 MA の核変換を目的とする場合、トリウム炉は概して有利な特性を示すが、増殖と核変換の両立させる炉システムとしての成立性については更なる検討が必要である。
新型炉開発の大きな意義の一つがエネルギー供給の「持続性」を可能とする「燃料（維持）増殖」あることを考えると、追求すべき新型炉は中性子エネルギーが高速であるか否かが重要なのではなく、燃料増殖成立の可否こそが重要である。よって「増殖炉＝高速炉」とする固定観念を改め、高速スペクトル炉以外の選択肢も排除せず、様々な増殖炉の可能性を追求していくことが必要と考えられる。
参考文献
[1]

A.E.Waltar et.al.,（監訳者）高木直行、「高速スペクトル原子炉」, ERC 出版, (2016)2.5-6

[2] 高橋実, 「鉛冷却高速炉」, 日本原子力学会誌「アトモス」, vol.60 No.6 (2018) p35[3] 日本原子力研究開発機構, 日本原子力発電,「高速増殖炉サイクルの実用化戦略調査
研究; フェーズ II 最終報告書」JAEA-Evaluation-2006-002 (2016)[4] 佐藤浩司, 「ガス冷却高速炉」, 日本原子力学会誌「アトモス」, vol.60 No.7 (2018)p42[5] 山路哲史, 「超臨界圧軽水冷却炉」, 日本原子力学会誌「アトモス」, vol.60 No.5
(2018) p28[6]

高木直行, 「溶融塩炉・トリウム炉」, 日本原子力学会誌「アトモス」, vol.60
No.8(2018) p57[7]

N.Takaki et.al, "Preliminary engineering design of sodium-cooled CANDLE core",
American Institute of Physics Conf. Proc. 1448, 29-38 (2012)

2.5-7

3.1 新型炉開発の特徴
3.1.1 開発の動機
技術開発の動機とは、社会が抱える課題に取り組み、状況をより良くしたい、企業を発展させたいという一般的な集団としての役割に基づく意思によるものから、むしろ個の意思である自己の技術を活かしたいという欲求に基づくものまで、様々なレベルでの意思が関係している。
・社会が抱える課題に取り組みたい・効率のよい（収支がよい）技術へ移行したい
・現有の技術を発展させたい、超えたい・他分野の新しい技術を応用したい、又はさせたい・培ってきた技術を活かしたい
新型炉開発という場合に当て嵌めたとき、類似の動機であり、加えて多くの技術分野や業界の意思が混在したものであろう。ただし、新型炉が果たすべき役割からすれば、第一位に立つ動機はより安全を向上させる炉の開発であり、次に経済活動を支える上でより有効な炉の開発である。
特に、新型炉を高速炉の場合に考えるならば、経済活動に依る動機が開発の発端であることは明らかである。このことは、1956 年原子力長計（原子力委員会決定）での原子炉の建設計画における基本的な考え方において、「なお、最終的に国産を目標とする動力炉は、原子燃料資源の有効利用ひいてはエネルギーコストの低下への期待という見地から、増殖動力炉とする。
」との説明のとおりである。これに始まった高速増殖炉サイクルの開発は、現在に至るまで放射性廃棄物の潜在的有害度低減などの意義を追加して認識しながらも、資源の有効利用の観点からの意義を認識してきた。
では、何故このような開発意義の認識が必要なのだろうか。上述のように、動機としては様々なレベルがありながら、動機から開発実行に移行するためには、完全に社会的な意義としてパブリックな認識を必要としている。つまり、新型炉開発は多大な投資を必要としているため、開発動機が投資根拠に見合う必要がある。
高速炉開発の動機については、これまで上記の原子力長計から原子力政策大綱を経て高速炉開発の方針に至るまで、表 3.1-1 のように変遷しつつも、社会的な意義において不変と言える。
なお、我が国の原子力発電の継続性の観点から、ウラン資源価格の高騰リスクに備える必要性があり、ウラン資源の埋蔵量から評価した場合、2050～2100 年に高速炉導入を間に合わせることが重要となることが提案されている [1]。
3.1.2 開発への投資
それでは、新型炉開発に必要な開発投資とはどのようなものがあるかについて整理する。
（１）研究開発への投資

3.1-1

・指針、規格基準の整備・許認可（指針、規格基準への適合）見通し確認
・性能目標への到達度改善（２）実機開発への投資
・実機建設
・実機運転
以上のように、項目の分類は必ずしも網羅的ではないが、研究開発と実機開発に大きく分けることができる。ここで、前者の投資について新型炉開発の実績を明らかにするのは難しい。例えば、指針、規格基準の整備にあっては、軽水炉の国内導入を例にすれば大半が米国からの輸入（参照）であり、許認可見通しや性能目標への改善のための設計検討・試験・解析において全てを積算することが困難だからである。
参考までに、JSFR 実証炉及び実用炉の開発において「炉の革新技術に対する技術開発費（投資額）」は約 1,200～1,400 億円と見積もられた実績 [2] があるが、これらで行う計画であった 2011 年以降の大型機器試験などは凍結されたことから、投資実績としては得られていない。
一方で、実機建設による開発フェーズにおいては、特定のプラント建設として会計上の記録が整理されるため、定量的に明確になる。高速炉の場合においては、原型炉「もんじゅ」の建設費用は 5,886 億円 [3]と公表されている。
我が国の軽水炉においても、技術の国産化に伴って改良標準化計画が 1970 年代後半から進められ、実機導入に反映されてきた。これによる建設費の変遷を図 3.1-1 に示す。ここでは、実機の建設費規模がどの程度であるかを示すものだが、開発導入を伴いつつも、コスト面、期間面でも比較的に安定して実施してきたという実績も伺える。これらは、試験等による開発投資を官民分担で行い、民間で実機採用してきた例として引き合いに出されることがある。ただし、段階的（機器毎）に既存技術を改良したもので、改良後の建設費、稼働率の見通しを得易いことから、いわゆる新型炉開発とは区別しながら開発のやり方を参照しなくてはならない。なお、提示した建設費は、現在の安全規制に伴うコストを含んでいない。
次に、実機運転も開発フェーズの一端であり、これについても開発投資を考慮する必要がある。特に、新型炉開発においては、発電用の炉であっても初期投資を抑制するために出力を小さくせざるを得ないことから、発電収入が維持費用に満たない場合（発電容量が不足、稼働率が不足、維持費用が過大）が生じる。その場合、運転寿命期間中で維持費用の赤字分を積算すると、実機運転という開発フェーズでは、試験や建設費よりも高い開発投資になり得ることに注意しなくてはならない。
以上のように、新型炉開発への投資を段階的に考えると、開発フェーズが進むにつれて投資が大きくなる傾向にある。これは、原子力発電という事業規模からすれば当然であり、開発フェーズが進むことで、より既存炉の投資規模に近づいていく。

3.1-2

3.1.3 開発フェーズ
新型炉開発として、高速炉はどのようなフェーズにあるのだろうか。原型炉「もんじゅ」の役割を大別するならば、実機運転を経てその先の実用化（商用化）へとつなぐ役割があり、十分な運転経験や保守経験を重ねて、設備や運用などの改善により発電炉としての連続運
転が期待された。さらにその先には実証炉が計画されていたのであるが、他電源とも競合し得る経済性を有することで高速炉の商用化を可能とすることが目的のひとつであった。これらのフェーズを概念的に説明するならば図 3.1-2 のように表される。新型炉開発を計画するにあたっては、どの段階の開発を最終目標として、取り組むべき段階がどこにあるのかを見極める必要がある。
3.1.4 新型炉開発の特徴まとめ
以上、3 つの観点で新型炉開発の特徴として整理したが、まとめとしては投資を中心に考えるのが分かり易い。より効果的な投資が求められる昨今において、費用対効果を論じる際、ある開発フェーズのみを切り取った費用積算を用いる場面がある。しかしながら、実機運転による実証という開発フェーズも含めて、新型炉開発は継続的な投資を必要とするものである。そのための開発目的はパブリックに認識されなくてはならず、新型炉に係る技術の現在の位置とパブリックな開発目的を踏まえて費用対効果を判断することが重要である。
参考文献[1] 田中治邦, “解説 原子力と核燃料サイクルの将来に向けて”, 日本原子力学会誌
Vol.60,No.3, p.26～30, 2018[2] 日本原子力研究開発機構 次世代原子力システム研究開発部門“FBR サイクルの導入効果と開発に要する費用について”, FaCT 評価委員会資料, 2011 年 2 月 22 日
[3] 国立研究開発法人 日本原子力研究開発機構ホームページ Q＆A より

3.1-3

表 3.1-1 高速炉の開発動機（意義）
引用

年

1956

原子力開発利用
長期計画（原子力委員会）
2000

原子力政策大綱（原子力委員会）

2005

高速炉開発の方針（高速炉開発会議）

2016

記述
基本的考え方（略）最終的に国産を目標とする動力炉は、原子燃料資源の有効利用ひいてはエネルギーコストの低下への期待という見地から、増殖動力炉とする。
高速増殖炉サイクル技術の位置付け
先進国の中でも特に際だったエネルギー資源小国である我が国は、エネルギーの長期的安定供給に向けて資源節約型のエネルギー技術を開発し、日本及び世界における将来のエネルギー問題の解決を目指し、その技術的選択肢の確保に取り組んでいくことが重要である。高速増殖炉サイクル技術はそのような技術的選択肢の中でも潜在的可能性が最も大きいものの一つとして位置付けられる。
また、高速増殖炉サイクル技術は、プルトニウム、
マイナーアクチニド等多様な燃料組成や燃料形態に柔軟に適用し得るという技術的特徴を有している。このことから高レベル放射性廃棄物中に残留する潜在的危
険性の高い超ウラン元素の量を少なくすることにより、廃棄物問題の解決にも貢献し得ると考えられる。
・高速増殖炉サイクルが実用化すれば、ウラン資源の利用効率が格段に高まり、現在把握されている利用可能なウラン資源だけでも数百年間にわたって原子力エネルギーを利用し続けることが可能となる。
・高速増殖炉サイクルが実用化すれば、高レベル放射性廃棄物中に長期に残留する放射能量を少なくし、発生エネルギーあたりの環境負荷を大幅に低減できる可能性も生まれる。
高速炉は、核燃料サイクルによって期待される高レベル
放射性廃棄物の減容化・有害度低減、資源の有効利用の効果をより高めるものである。また、これまで培った技
術や人材の厚みは、我が国の技術基盤の形成に大きく貢献し、最先端技術の獲得や国際貢献の源泉となるものである。こうした我が国の高速炉開発の意義は、昨今の状
況変化によっても、何ら変わるものではない。

注：開発の動機を表わす一文を抜粋したのみであり、正確には全文にて確認されたい。

3.1-4

60
50
（万円/KWe）

第3次改良標準化計画

第2次改良標準化計画

BWR

志賀1(52.8)

第1次改良標準化計画

女川3(44.7)

柏崎1(43.3)
女川1(40.5)40

島根2(37.0)

浜岡3(36.4)

柏崎5(32.4)
柏崎4(30.4)
柏崎3(29.5)
柏崎2(27.3)

2F1(32.4)30

2F3(28.6)
2F4(26.5)
2F2(25.1)

20

東二(17.1)

10

1F1(8.5)

浜岡4(33.4)
女川2(31.2)
柏崎6(30.8)
志賀2(27.2)
柏崎7(26.7)

浜岡5(26.1)

1F6(15.9)

浜岡2(14.3)
1F5(11.5)

敦賀1(9.0)

東通1(38.9)

浜岡1(11.1)
島根1(8.5) 1F4(10.2)
1F3(7.9)
1F2(7.1)

60
PWR（万円/KWe）

50

泊1(48.4)40

大飯3(38.8)
伊方3(35.3)
敦賀2(32.1)30

高浜3(32.2)
泊2(31.3)

川内1(31.3)

玄海2(22.1)20

玄海3(33.8)

泊3(32.1)
玄海4(27.5)

川内2(25.7)
高浜4(24.1)
大飯4(21.5)
伊方2(21.4)

大飯1(15.7)
伊方1(13.8)
玄海1(9.7)
大飯2(10.4)
美浜1(9.2)
美浜3(9.3)
高浜1(7.9)
美浜2(7.3) 高浜2(7.3)

10
1950年

軽水炉

1960年

建

1970年

推

1980年

（ ）内は建設単価（万円/KWe）
1990年

2000年

2010年

図 3.1-1 国内軽水炉の建設費推移

電力各社 HP、立地自治体 HP に記載の値より作成した図

図 3.1-2 新型炉開発のフェーズと高速炉の現状

3.1-5

2020年

3.2 最近の海外における高速炉開発の情勢
3.2.1. 世界の原子力発電規模の現状と将来動向
国際原子力機関（IAEA）の PRIS データ (1) によると、2018 年 8 月 1 日現在、運転中の原子力発電所は 453 基（発電設備容量 398GWe：ネット）、建設中が 56 基（発電設備容量
57GWe：ネット）である。
IAEA の「2050 年までのエネルギー、電力、および原子力発電の予測」（2017 年版）(2)と同報告書のとりまとめに関する IAEA 理事会 (3) 等の情報に基づいた電気事業連合会の海外関連トピックス情報「世界の原子力開発規模は 2050 年まで引き続き拡大する可能性」(4)によれば、IAEA は、2050 年までの原子力発電規模を「高ケース」と「低ケース」の２つを予測している（図 3.2-１）。
「高ケース」は、現在の経済成長率と電力需要増加率が維持され、極東地域では特に高くなることを想定し、多くの国が原子力をコスト効果の高い温暖化防止オプションの 1 つとして受け入れることを前提とした場合で、今後数年間は拡大ペースに鈍化傾向が見られる
ものの、長期的に見れば現状規模の 2 倍以上に増加する［世界の原子力発電設備容量は 2016
年末実績 391GWe（ネット）が、2030 年までに 554GWe（42%増）、2050 年までには 874GWe（123%増）まで拡大する］可能性があるとしている。そこでは、低炭素電源としての原子力の可能性が一層強く認識され、先進的な原子炉設計によって安全性と放射性廃棄物管理問題の両方が改善されれば、原子力の開発利用は飛躍的に拡大するとの見方も示している。
一方、「低ケース」では、現在の市場、技術、資源動向、政策、法令等が大きく変化しないと仮定した場合で、各国における原子力発電の計画縮小や脱原子力政策への転換する可能性等の不確かさも考慮したものである。この場合、現状の 391GWe のまま 2050 年まで、原子力発電の規模は、昨年度までの「低ケース」では、ほぼ一定で推移していくと予測していたが、2017 年度版では、やや減少していく傾向を予測している。
IAEA とは別に、国際エネルギー機関（IEA）は、世界エネルギーアウトルック 2017（WEO2017）(5) で種々のシナリオで 2040 年までの世界のエネルギーを予測している。この WEO2017 で新たに導入された「持続可能な開発シナリオ」では、国連の持続可能な開発目標のエネルギー関連項目（気候変動に対する断固たる取り組み、2030 年までに誰もが現代的エ
ネルギーを利用できるようにする、大気汚染の大幅削減）を達成するために必要な統合的なアプローチを概観している。そこでは、原子力発電の規模拡大を見込んでおり、2040 年までの設備容量は、IAEA の「高ケース」とほぼ同等な推移を経過すると予測している。
将来の原子力発電の規模は、IAEA「高ケース」と「低ケース」の間で推移するものと考えられるが、ここで簡単な試算をしてみる。冒頭に記載したように、現在建設中の 57GWe
が運転を開始する 2025 年頃の原子力発電の規模は 455GWe と、現在に比べ 2 割弱増加する見通しである。これに加え、世界原子力協会（WNA）は 2018 年 4 月統計 (6)で、世界 31
か国の原子力発電導入国で計画中あるいは検討中の原子力発電所が、それぞれ 154 基（158GWe）、333 基（382GWe）、新規導入国 17 か国で、計画中 19 基（20GWe）
、検討中
3.2-1

66 基（75GWe）が公表されている。計画中の総数が 173 基（178GWe）、検討中総数が 399
基（457GWe）であることから、今後の廃炉規模（2030 年断面で 181~241GWe）を考慮しても、計画中及び検討中の原子力発電所が着工・運開していけば、世界の原子力発電規模はIAEA の「高ケース」に漸近あるいは超過していく可能性も考えられる。
このように世界規模でみると、原子力発電所の建設は新規軽水炉の建設を中心に拡大していく可能性が予見されるものの、IAEA による「2050 年までのエネルギー、電力、および原子力発電の予測」の 2009 年度から 2017 年度版の差異を概観すると、「高ケース」「低ケース」の両方とも 2030 年断面での発電容量が年々減少している点も考慮する必要がある。
世界の幾つかの地域では、低コスト化が進む天然ガス供給量増加や再生可能エネルギーの政策的導入拡大等が見られることや、福島第一原子力発電所事故による厳しい安全要求と設備対策の増加と審査期間の長期化や機器製作や据付等の建設技術力の低下等によって、原子力発電所の新規建設への進展に遅れをもたらしていることが、原子力発電の成長を阻害している要因と考えられる。これに加え、特に 2030 年頃以降は、既設原子力発電所のプ
ラント寿命到達による廃止措置への移行、他電源との価格競争力をなくした原子力発電所の閉鎖、脱原子力政策による廃炉措置が進むことが想定されている。これらによる原子力発
電規模の減少を抑制するには、既設原子力発電所の寿命延長（60 年あるいは 80 年）や、建設中の新規原子力発電所の着実な運開、計画中及び検討中の原子力発電所の着工、運開が必要になる。上記の様々な要因に対する不確かさから、2050 年までの原子力発電容量の推移については、IAEA の「高ケース」から「低ケース」の間の幅を考慮しておく必要がある。
このような原子力発電規模の中で、新型炉である高速炉の開発・建設は、ロシア、インド、中国等で活発に進められている。高速炉は、核燃料サイクルと組み合わせることで、ウラン資源を有効に利用でき（ウラン資源利用率が、軽水炉利用の場合の 1%程度から 80%以上へ拡大）、放射性廃棄物の減容や潜在的有害度の低減を実現できる特長があり、持続的な原子力利用を可能とする次世代原子炉である。高速炉には様々な冷却材、燃料形態が考えられるが、世界的にみてもナトリウム冷却炉：Sodium-cooled Fast Reactor: SFR（酸化物及び金属燃料）が実用化に向けてもっとも開発が進展している高速炉である。ロシア、米国、英国、
フランス、ドイツ、日本、インド、中国の国々では、様々な実験炉の建設・運転が行われた。
英国、フランスでは原型炉の運転経験を既に持ち、更にフランス、ロシアでは、原型炉の運転経験を踏まえて実証炉を開発し、その運転段階まで進展してきている。これまでの世界の高速炉の累積運転年数は、既に 400 炉・年を超えている。
以下では、現在、高速炉開発を進めているロシア、中国、インド、フランス、日本、米国、韓国、並びに過去に高速炉開発経験があり将来高速炉導入を考えている英国の状況を紹介する。
なお、電気出力及び発電設備容量については、以下では原則として運転中のものはネット
電気出力（送電端出力）で、それ以外（建設中・計画中・提案中等）はグロス電気出力（発電端出力）としている (7)。
3.2-2

3.2.2．主要国の原子力発電規模と高速炉開発の現状と将来展望（１）ロシアロシアは、旧ソ連時代の 1954 年に世界初の実用規模の原子力発電を開始し、2018 年 3
月現在、運転中 37 基（28.9GWe）、建設中 5 基（3.6GWe）、計画中 26 基（28.4GWe）、提案中 22 基（21GWe）で、2016 年の全発電設備容量に占める原子力比率は 11％、全発電量に占める原子力比率は 18.3％である (7)。ロシアは原子力を最も経済的なエネルギー供給シ
ステムと位置づけて、原子力の開発当初から SFR の開発も進めており、
現在、
実験炉 BOR60（1.2 万 kWe）
、原型炉 BN600（56 万 kWe）、実証炉 BN800（78.9 万 kWe）の 3 基が運転中である。
2010 年 2 月、ロシア連邦政府は、「連邦目標プログラム：2010 年より 2015 年の期間、さらに 2020 年までの見通しを含めた新世代原子力技術」(8) を承認し、ロシアの原子力技術
開発は、このプログラムに沿って進められてきた。このプログラムの目標は、ロシアのエネ
ルギー需要を確保し、天然ウランと使用済燃料の利用率向上を確保する原子力発電所のため、ロシアで自主開発をした PWR（VVER）とともに、閉じた核燃料サイクルをもつ高速中性子炉に基づく新世代の原子力技術（プラットフォーム）を開発することとしている。そこでは、ナトリウム及び鉛／鉛ビスマスを冷却材とした高速炉の開発、高速炉用のウラン・プルトニウム混合酸化物燃料（MOX 燃料）製造施設の建設、高密度燃料（窒化物燃料）製
造のための施設の建設、閉燃料サイクル技術の開発、多目的 SFR 実験炉（MBIR）の設計など、様々な開発・建設計画が掲げられた。この連邦目標プログラムは 2012 年に見直され、新たな原子力研究開発のプラットフォームを作るプロリフ計画（ブレークスルー計画）が作成された。このブレークスルー計画では、SFR である BN シリーズの開発と、鉛／鉛ビス
マス冷却高速炉の研究開発を並行して行うことが原子力開発の中心として位置付け、共に120 万 kWe 級での実用化を目指すこととしていた。
その後、2017 年に、ロシアの一人当たりの年間のエネルギー消費量を将来的に欧米並みに倍増させるためには原子力発電設備容量の増大が必須であるとした上で、国内の主力となる原子力発電を、ロシア製 PWR（VVER）と SFR（BN）の 2 炉型で対応する方針が打ち出された。これは、2 種類の MOX 燃料を用いた熱中性子炉と高速炉からなるサイクルシ
ステム「2 コンポーネントシステム」と呼ばれる原子力の導入戦略と述べている(図 3.2-2 及び、図 3.2-3)(9),(10)。核分裂性 Pu の割合が相対的に高い高速炉(BN タイプ)の使用済燃料からの Pu を MOX 燃料として熱中性子炉(VVER)に供給し、熱中性子炉からの Pu は高速炉にリサイクルするという軽水炉と高速炉の共生概念で、この概念の実現は BN-1200 が系統に連結される頃を想定している。このような共生シナリオにより、使用済燃料や回収 Pu の蓄積が大きく抑制されるとの評価結果も報告されている。PWR の VVER1200 と SFR のBN1200 の二つの原子炉を建設することにより、現在 28GWe ある原子力発電設備容量を2030 年に 35GWe、2050 年に 52GWe（そのうち高速炉約 20GWe）、2100 年に 120GWe
3.2-3

（そのうち高速炉約 90GWe）まで増強するという野心的な目標を掲げている。国内での建設と並行して、同規模の VVER1200 と BN1200 を海外に輸出することも計画しており、ロシアでの VVER と BN の設計、建設、運転経験は、今後急速に増大していくものと考えられる。
BN600 は 1981 年の運転開始以降、平均設備利用率が 75％を超える順調な運転を継続している。特に、2014 年から 2016 年までの 3 ケ年の平均設備利用率は 85.9%と優れた実績を残している。BN800 は 1980 年代に建設開始後、チェルノブイリ事故の対応とソ連崩壊のためしばらく建設を中断していたが、2006 年に建設を再開し着工から 30 年以上をかけて 2016 年 11 月に営業運転を開始した。BN1200 は 122 万 kWe で、第四世代炉の実用炉として 2030 年頃の運転開始を目指して開発が進められている。
ロシアでは、高速炉の炉心燃料として MOX 燃料を使う SFR を実用炉の本命としているが、将来オプションとして、窒化物燃料や鉛／鉛ビスマスを冷却材とした鉛冷却高速炉：
Lead-cooed Fast Reactor: LFR も開発している。LFR としては原型炉 BREST-OD-300（30万 kWe、窒化物燃料）の建設が計画され、鉛ビスマス冷却高速炉としては SVBR（10 万kWe、ウラン酸化物燃料）の開発が進められている。このように、ロシアでは独自の技術を基に高速炉の実用化に向けた開発が着実に進められている。
(2) 中国
中国は、2019 年 1 月現在、運転中 45 基（43.0GWe）、建設中 13 基（12.8GWe）、計画中
43 基（50.9GWe）、提案中 170 基（193We）で、2016 年の全発電設備容量に占める原子力
比率は 2％、全発電量に占める原子力比率は 3.5％である。現在の原子力発電規模は日本を抜いて世界第 3 位であるが、2030 年までには米国を抜いて世界第１の原子力発電大国になる見通しである。
建設が進められているものには、海外導入した最新の第 3 世代炉では EPR や AP1000、
VVER-1000、国産化した第 3 世代炉では ACPR1000、華龍 1、小型炉 ACPR50S、更に国産の第 4 世代実証炉である高温ガス炉 HTR-PM や SFR の CFR600 がある。また、AP1000の国産化機 CAP1000、CAP1400 や国産小型炉 ACP100 が計画中である（図 3.2-4）(11)。
急速な経済成長のために一次エネルギー消費量が急増しており、2016 年の一次エネルギ
ー消費量（全世界での消費量の約 22％を占める）と CO 2 排出量（全世界での排出量の約 28％を占める）はいずれも世界第 1 位となっている。そのため、環境負荷低減に向けて中国政府
は、2015 年 12 月に開催された国連気候変動枠組条約 第 21 回締約国会議（COP21）で、2030 年までに国内総生産（GDP）当たりの CO 2 排出量を 2005 年比で 60～65％削減し、2030 年前後に CO 2 排出量をピークアウトさせる自主目標を発表している 。
中国の中長期原子力発電見通しとして、中国工程院は 2011 年 2 月、「中国能源（エネルギー）中長期（2030～2050）発展戦略研究」を公表し、エネルギー需要の大幅な拡大に備えて、原子力発電容量を現在の 35GWe から 2020 年に 70GWe、2030 年に 200GWe、 2050
3.2-4

年に 400GWe まで増強する計画である (12)。なお、この開発計画の策定直後に発生した東電
福島第一原子力発電所事故により、2020 年の原子力発電容量の開発目標値は 58MWe へ縮小されたが、2030 年、2050 年の開発目標値は変更はされていない (12),(13)。中国原子能科学
研究院（CIAE）は、2030 年頃に高速炉（SFR）を実用化し、高速炉の高導入ケースでは、2050 年には原子力発電容量の約 4 割、160GWe を高速炉が担うと試算している（図 3.2-5）(14)。

また、中国政府は、クリーンエネルギーである原子力産業をハイテク戦略産業と位置づけて国際競争力を高め、習近平国家主席が提唱した「一帯一路」（陸と海のシルクロード）戦略に従って沿線国家に華龍等の国産化した軽水炉を中心にした原子力発電炉の輸出を積極的に進めようとしている。
中国では、SFR を実用炉の本命として開発し、増殖炉としての運用を計画している。2014
年に定格出力運転を開始した実験炉 CEFR は 2 万 kWe で、ロシアからの技術輸入により建設された。初装荷炉心はウラン酸化物燃料であるが、将来的には MOX 燃料に移行する予定である。
続く実証炉として中国の自主技術によって開発された CFR600 の建設が 2017 年
12 月に始まり、2023 年の試運転開始を目指している。CFR600 は、60 万 kWe で MOX 燃料を採用し、第四世代炉としての設計要求を満足するように計画されている。実用炉
CFR1200（120 万 kWe、MOX 燃料）については、現在、概念検討が行われているところであり、2020 年に建設を判断し、2035 年頃の運転開始を目指している。
また、中国核工業集団有限公司（CNNC）はビル・ゲイツ氏が出資する米国のテラパワー
社と、2017 年 9 月に進行波炉の実証炉 TWR-P を開発するための合弁会社を設立し、金属燃料を用いた SFR の開発を並行して進めている。
このように、中国はロシアと米国から技術導入をはかるとともに、これをもとにした独自の技術改良で 2030 年代に、SFR 実用炉の運転を開始することを目指し、急ピッチで SFRの開発を進めている。
(3) インド
インドの原子力委員会は、国内にトリウム資源が豊富に存在するため、「ウラン－トリウム(U-Th)サイクル」を将来的に実現するべくインド独自の三段階の原子力開発計画を 1950
年代に策定し、この計画に沿って開発を進めている（図 3.2-6）(15)。第一段階では、天然ウ
ランを燃料とする重水減速加圧重水冷却炉（PHWR）で発電をしつつ、U238 から核分裂性の Pu239 を生産する（なお、当初の計画にはなかった海外から濃縮ウラン付きで最新型大型軽水炉を導入する計画も新たに加わっている）。第二段階では、PHWR（及び軽水炉）の使用済燃料を再処理して回収される Pu を基に高速炉を運用するとともに、核燃料サイクルを確立し原子炉基数の大幅な増大を計画している。第三段階では、高速炉のブランケット燃料に Th232 を装荷して生成された核分裂性の U233 を回収し、それを新型重水炉 AHWR
等で燃やすことで長期にわたる安定した原子力発電を達成する計画としている。
3.2-5

インド原子力庁（DAE）が 2004 年に策定した「電力成長戦略」(16)では、「インドの生活水準を先進国並みに向上させるためには、一人当たりの年間電力消費量を今後約 50 年間で1 桁増大させる必要がある。エネルギー安定供給と環境負荷低減を考えると原子力発電の大幅な増大が必要であり、さらに国内の資源的制約を考えると高速炉の大幅導入が不可欠である。
」とし、目標とする原子力設備容量を図 3.2-7 に示すように、「2022 年までに 29GWe、2032 年までに 63GWe、2052 年までに 275GWe（2052 年の全発電設備容量約 1,300GWeの 20%相当）を導入し、その大半を高速炉で賄いたい。」としている。その後、後述するように海外から濃縮ウラン付きで大型軽水炉を大量に輸入すること等が可能となってきたた
め、DAE ではこの計画の見直し検討が行われている。そのケーススタディ（2008 年）として、濃縮ウラン供給国の了解を得て、軽水炉の使用済燃料をインドで再処理し、回収した Puと U を高速炉でリサイクルできるようになれば、ポテンシャル的には 2050 年頃の電力設
備の半分を原子力で賄うことも可能であろうとの検討結果も発表されている (17) 。
インドは、2018 年 3 月現在、運転中 22 基（6.2GWe）、建設中 6 基（4.4GWe）、計画中
19 基（17.3GWe）、提案中 57 基（65GWe）で、2016 年の全発電設備容量に占める原子力
比率は 2％、全発電量に占める原子力比率は 3.5％である。
急速な経済成長と人口増加のために、一次エネルギー消費量が急増しており、2016 年の一次エネルギー消費量と CO 2 排出量はいずれも中国、米国に次ぐ世界第 3 位となっている。
そのため、環境負荷低減に向けてインド政府は COP21 で、2030 年までに GDP 当たりのCO 2 排出量を 2005 年比で 33～35％削減する自主目標を発表している 。当面の対応として、欧米露から大型軽水炉約 40GWe を輸入するとともに、自国開発してきた PHWR
（0.7GWe）を 12 基と SFR（0.6GWe）を 6 基建設することが計画されている。
インドは現在、原子力開発計画の第二段階にあり、高速実験炉 FBTR の 30 年を超える運
転経験を基に、原型炉 PFBR を完成させるなど、SFR の開発を進めている。1985 年に運転を開始した FBTR は、1.35 万 kWe でフランスとの協力の下で建設された。炉心燃料には
当初、フランスの実験炉ラプソディと同じ高濃縮ウラン酸化物燃料を採用する計画だったが、1974 年にインドが地下核実験を実施したため国際協力を活用できなくなってから、それ以降は、より高密度で Pu 富化度を高くすることができる炭化物燃料を独自開発して使ってきた。 続く PFBR は 50 万 kWe で、インドが独自技術で開発した MOX 燃料高速炉である。2015 年に建設を完了し、現在は試運転中であるが、東電福島第一原子力発電所の事故
以降の規制強化への対応のため、初臨界が遅れており、最新のインド国会情報では 2018 年
後半、ないし 2019 年初めとされている。PFBR とコロケーションで、燃料製造・再処理・廃棄物管理を統合した高速炉燃料サイクル施設 FRFCF（14t/y） も建設中である。
今後は、PFBR を基に安全性、経済性を向上させた、60 万 kWe の実用高速炉をツインプラントとして 3 セット（合計 6 基）建設し、2030 年から 2040 年にかけて順次運転を開始するとしている。また、これと並行して MOX 燃料サイクル施設も増強する計画である。また、金属燃料サイクルについても開発を進め、2030 年までに実験炉 FBTR-2 を運転開始す3.2-6

る計画である。このように、インドは計画的かつ着実に SFR サイクルの開発を進めているが、原型炉から実用炉へのスケールアップの程度が小さく、原型炉の経験を基に確実に実用化していこうとする実践的な計画としている。
(4) フランス
フランスは、
2018 年 3 月現在、運転中の軽水炉が 58 基
（63.1GWe）、
建設中 1 基（1.75GWe）、
計画中無しで、2015 年の全発電設備容量に占める原子力比率は 49％、全発電量に占める原子力比率は 77％である。運転中の軽水炉の内、24 基で MOX 燃料を装荷しており、その使用済 MOX 燃料は将来 SFR で利用するために貯蔵保管されている。
フランスは原子力の開発を牽引してきた国の一つであり、原子力を基幹エネルギーで輸出戦略上も重要な産業と位置づけている。SFR と MOX 燃料サイクル を将来の原子力の本命と位置付けており、実験炉ラプソディ、原型炉フェニックス、実証炉スーパーフェニックスの設計、建設、運転等の豊富な経験を有している。
1998 年の スーパーフェニックスの閉鎖にともない、SFR の開発は一時中断されたが、2006 年の大統領宣言に基づきその開発を再開し、2010 年から工業的実証を目的とした第四世代炉 ASTRID の開発が進められてきた。ASTRID 計画では、60 万 kWe 級の MOX 燃
料 SFR の概念設計と基本設計を行い、2030 年代の運転開始を目指していた。同計画では、
日仏で政府機関間取り決めを締結し、フランスの CEA とフラアトム、日本の日本原子力研
究開発機構、三菱重工業、 三菱 FBR システムズが実施機関協定を締結して、研究協力を進めてきた。
しかし 2017 年末にフランス政府は、高速中性子炉の実用炉導入の必要性は、現在のウラン市場の状況に鑑みると、それほど緊急ではないとし、フランス原子力・代替エネルギー庁(CEA)に ASTRID 計画の見直しを求めた。
CEA は、実機建設を含む SFR シミュレーションプログラムを提案し、その実機の出力を10～20 万 kWe 級とした。この計画は、発電事業の仕様を満たす 100 万 kWe の実用炉の設計及び許認可を開始できるようなデータを、当初の ASTRID 計画よりも低コストで獲得できるとしていた (18)。この SFR シミュレーションプログラムにおける New ASTRID の目的は、ウラン及びアクチニド管理に関わる種々のオプション、Pu のマルチリサイクル、Pu 燃
焼炉、核変換燃料の開発サポート等に応じた燃料性能の実証と、将来の SFR に向けた日仏両国の炉心構成要素の性能実証であった。この炉心実証に加え、SFR に求められる自然循
環等の性能、実際の条件下でのシステム及び機器の挙動特性評価、発電事業として求められる性能（特に、供用期間中検査や保守・補修）が SFR によって達成し得ることの実際の条件下での確認、電力網との連結のための、蒸気発生器の性能実証等も含まれていた。これらに加え、New ATRID をより小型の実証炉として、建設・運転していく重要な理由として、
過去に設計・建設したものがかなり古くなっている現在、プロジェクトの様々な段階からのフィードバックによって、将来の実用化 SFR のために、最新の安全性及び規制当局によっ
3.2-7

て検証される規制枠組みを設定することができるととともに、全ての当事者（エンジニアリ
ング、ベンダー、サプライチェーン、管理、規制当局、研究開発）における技術維持を支援できることも特記されていた。また、フランスより、日本は SFR シミュレーションプログ
ラム全体の主要な外国パートナーと提案され、2020 年から 2024 年までの共同プログラム
について検討が進められた。
しかし、2019 年 1 月に発行された「エネルギー多年度計画(PPE)」において、ASTRID
計画は 2020 年以降、実機建設の意向を保持しているものの、当面は実用化に向けた研究開発を中心に取り組んでいく方針が示された。現在は、日仏で実用化に向けた共通の研究開発
課題の検討を進めており、今後も継続して日仏協力が進められていく見込みである。
なお、CEA の燃料サイクルオプションと移行シナリオ評価例（図 3.2-8 参照）によれば、
既存の第 2 世代の軽水炉については、順次第 3 世代軽水炉（EPR）に置き換えていき、2070
年頃に第 4 世代の SFR に順次置き換えていく計画が検討されている。ASTRID の導入後、まずは数基の高速炉導入により軽水炉使用済 MOX 燃料から回収した Pu を燃焼し、使用済
軽水炉 MOX 燃料量を安定化させ（増大させない）、その後、段階的に高速炉を導入していくことで Pu 蓄積量の安定化、最終的にはウラン資源からの解放が可能であるとしている(19)。なお、2015 年 7 月に「グリーン成長のためのエネルギー転換法」が成立し、2025 年

までに原子力発電量比率を 50％へ削減するとしていたが、上記エネルギー多年度計画にて、削減までの期間が 10 年延期され、2035 年までに見直された (20)。
(5) 日本2019 年 3 月現在、運転中の軽水炉が 36 基（再稼働 9 基、原子炉設置変更許可済 6 基、新規制基準への適合性審査中 12 基、適合性審査未申請 9 基（建設中含む）；合計
37.26GWe）、計画中 6 基（8.80GWe）、廃止決定済・見込みの軽水炉 24 基（17.4GWe）である。2016 年の全発電設備容量に占める原子力比率は 15.1％、全発電量に占める原子力比率は 1.7％である。
2015 年 7 月の長期エネルギー需給見通しでは、（COP21 の）2030 年度の温室効果ガス
排出量を 26％削減（2013 年度比）するとの目標を達成するために、徹底した省エネルギーと再生可能エネルギー導入の取組みや火力発電所の効率化などにより、原子力発電依存度を可能な限り低減（全発電量に占める原子力比率を 20～22％）するとされている。しかし、この目標達成には、まずは新規制基準適合性審査を申請している原子力発電所の早期再稼働を実現することが不可欠である。加えて、再稼働したプラントもやがては運転期間が 40年に達してくることから、運転期間 60 年への延長が必要となる。さらに、2030 年度以降
も原子力発電を一定規模活用していくためには、建設中プラントの工事再開、リプレース・（図 3.2-9）新増設等、原子力の発電量維持に向けた方策が求められる (21)。
エネルギー資源の乏しい我が国では、エネルギー安全保障の観点から、1960 年代から一貫して高速炉サイクル開発を国策として進めてきており、1977 年に実験炉「常陽」が 1994
3.2-8

年に原型炉「もんじゅ」が臨界に達した。
「もんじゅ」は原型炉であることから、国の開発組織であった動力炉・核燃料開発事業団
が開発主体となって設計、建設、運転が進められた。しかし、当時の動燃は、若い組織であり、軽水炉の設計・建設・運年経験を持つ設計メーカや電力の技術者が動燃に出向して開発の中核を担った。また、「もんじゅ」の総建設費 5860 億に対し、電力・メーカの民間企業から総額 1382 億円が拠出されるとともに、電力は建設協力も行った。試運転が開始されてからは、軽水炉の運転経験を有する電力職員を「もんじゅ」へ派遣して、その運転・保守等のプラント運営に協力してきた。このように、原型炉は、国主体で開発が進められつつも、
電力、メーカの技術者も協力した所謂ナショナルプロジェクトとして遂行された。
高速炉の開発に着手して約 15 年で実験炉の臨界を達成、その後約 15 年で原型炉の臨界を達成した。その間、実験炉の運転を通じて高速炉技術や燃料・材料の照射データを着実に蓄積してきた。また、高速炉サイクルを構成する再処理（但し、軽水炉燃料再処理であって高速炉燃料再処理は実験室規模）や燃料加工について施設の建設・運転、及びこれらを通じて関連技術を蓄積してきた。但し、「もんじゅ」は 1995 年に 2 次冷却系配管でナトリウム漏えい事故を起こし、その後の運転再開のための改良工事を経て、2010 年 5 月に再起動したものの、炉内中継装置の落下トラブル等により、同年 8 月に再度停止された。
「もんじゅ」以降の次世代炉に向けての開発としては、1980 年代に電力実証炉計画が民間を中心に実施され、当時の動力炉・核燃料開発事業団と日本原子力研究所、電力中央研究所も、それぞれの研究開発分野で開発に協力して進められた。昭和 57 年の原子力委員会の「原子力の研究、開発及び利用に関する長期計画（原子力長計）」において、高速実証炉の建設・運転については、国の支援のもとに、電力が積極的な役割を果たすことが示された。
すなわち、この時点で実証炉の開発主体は民間の電力に移された。そこでは原型炉から実証
炉に向けての最大の課題として、経済性の向上が求められた。経済性を向上させるために、系統の簡素化（配管短縮、ループ数の削減、主要機器の大型化）を追求した炉型が検討され、その技術的実現性を得るための試験研究と解析研究が、メーカ、動燃、原研、電中研、大学等で幅広く実施された。電力実証炉はその開発目的とした建設費の目標を満たす概念を構築できたものの 1999 年、「もんじゅ」がナトリウム漏えい事故後数年以上再起動していな
かったこと、世界のウラン価格が低水準で推移していたこと、さらには六ケ所村の軽水炉使用済み燃料の再処理工場の建設も大幅に遅延していた事等から、高速実証炉の建設は見送られた。これに代わる新たなプロジェクトとして、サイクル機構において「高速増殖炉サイ
クルの実用化戦略調査研究（FS）」が電力・メーカの協力を得て開始された。この時点で、高速炉の開発は再び国に戻された。そこでは 2050 年頃の高速炉サイクルの実用化像を選定することを目的に、ナトリウム、ガス（ヘリウム、炭酸ガス）、重金属（鉛、鉛ビスマス）、水（超臨界水、沸騰水、加圧水）などの多様な冷却材と多様な燃料形態（MOX 燃料、金属
燃料、窒化物燃料、溶融塩等）を対象にして、多様な高速炉サイクル概念について検討された。その 6 年半に亘る研究成果として、「ナトリウム冷却高速炉（MOX 燃料）、先進湿式再3.2-9

処理、簡素化ペレット法燃料製造」の組合せが、開発目標への適合性と技術的実現性に最も優れ、また国際協力による効率的な開発を展開できる可能性があること等も踏まえ、最も有望な概念（主概念）として抽出された。
2006 年からは「高速増殖炉サイクル実用化研究開発（FaCT）プロジェクト」が 2025 年の実証炉建設、2050 年頃の実用化を目指して設計検討と主要な要素技術開発が広範に実施された。そこでは、安全性と経済性の向上に必要な技術開発に加え、環境負荷低減に向けて、マイナーアクチニドを積極的にリサイクルするための炉心概念・再処理技術・燃料製造技術が主要な開発課題として実施され、2011 年 4 月からの実証炉の概念設計と主要技術の実証試験に移行する直前の段階に至っていた。

2011 年 3 月 11 日の東日本第震災による巨大津波によって東京電力福島第一原子力発
電所の 1 号機から 3 号機の全電源が喪失し、炉心溶融から大量の放射性物質の放散に至るシビアアクシデント以降、国内の脱原子力の世論を受け、高速炉の実用化研究開発計
画は凍結され、高速炉の研究開発は、第 4 世代炉国際フォーラム（GIF）の場での安全性向上のための研究開発と世界標準となる安全設計クライテリア(SDC)の開発に注力された。2014 年より、フランスの実証炉開発計画（ASTRID）の協力を通じて、高速炉の実用化に向けた研究協力、設計情報の交換などが行われた。
2016 年末の原子力関係閣僚会議では、「もんじゅ」を廃止措置に移行する判断を述べた「もんじゅ」の取扱いに関する政府方針とともに、今後の開発方針を記載した「高速炉開発の方針」が決定された。「高速炉開発の方針」には、高速炉開発のこれまでの蓄積、昨今の４つの状況変化、我が国の方針を記載した上で、新たに掲げる目標として高速炉開発の４つの原則とともに、「ロードマップ」の策定による開発工程の具体化に関する事項と、開発体制の確立が記載された。これを受け、高速炉開発に関わる関係 5 者のトップで構成される高速炉開発会議の下に、戦略ワーキングが組織され、内外の開発動
向や環境変化を踏まえて、戦略ロードマップの検討が進められ、2018 年末に、取りまとめ
られ公表されている。
(6) 米国米国は、2018 年 3 月現在、運転中の軽水炉が 99 基（105GWe）、建設中 4 基（5GWe；
このうち 2 基は建設を中断している）、計画中 14 基（3.1GWe）、提案中 28 基（30GWe）
で、2016 年の全発電設備容量に占める原子力比率は 9.9％、全発電量に占める原子力比率
は 19.7％である。運転中の軽水炉の内 86 基が運転寿命延長（60 年）の許可を受けている。
米国は原子力をエネルギーミックスの主要技術と位置づけ、高速炉についても研究開発が進められている。SFR については 1950 年代から EBR-2、フェルミ炉などの実験炉の設計、建設、運転および、金属燃料、乾式再処理等多くの経験があるが、現在、運転している
高速炉はない。
2015 年 8 月、オバマ大統領は「クリーン・パワープラン」を発表し、老朽化した石炭火3.2-10

力のリプレース等により発電所からの CO 2 排出量を 2030 年までに 32％（2013 年度比）削減するとした。その一環として、2015 年 11 月に設立された「原子力の技術革新を加速する
ゲートウェイ（GAIN）」では、民間企業が先進原子炉を開発するために必要となる技術・規制・財政に関する支援を政府が行う方針が打ち出された。民間企業における高速炉開発としては、前述した進行波炉 TWR の他にも、GE 日立ニュークリア・エナージー社が開発している SFR の PRISM（金属燃料）、Gen4 エナジー社の鉛ビスマス冷却高速炉 G4M（窒化物
燃料）、ゼネラル・アトミック社のガス冷却高速炉 EM2（炭化物燃料）などがある。また、2017 年 1 月に米国エネルギー省（DOE）は「先進炉開発のビジョンと戦略」(22) を発表し、既存軽水炉の寿命延長（60 年または 80 年）、新型の大型軽水炉、小型炉、先進炉（第 4 世
代炉）を組み合わせて、2050 年までに原子力発電設備容量を倍増するとしている（図 3.210）。ただし、このビジョンは前述の IAEA の原子力発電規模の将来見通し（図 3.2-1）には反映されていない。
トランプ政権はパリ協定からの離脱を表明したが、まだ具体的なプランは発表していな
いが、原子力開発・利用は進めていくことを表明している。
(7) 英国
英国では、国の主導により 1956 年の黒鉛減速炭酸ガス冷却炉の運転を皮切りに原子力利用を開始し、その後、改良型ガス冷却炉や SFR［1.5 万 kWe の実験炉 DFR（金属燃料）を
1962 年～1977 年運転、25 万 kWe の原型炉 PFR（MOX 燃料）を 1975 年～1994 年運転］の開発・利用を進めてきたが、北海ガス田・油田の好調なエネルギー資源生産、国産原子力発電の低経済性と原子力部門の民営化等を背景に、1987 年以降、原子力発電所の新規着工が凍結されてきた。運転中の PFR も経済性を理由に 1994 年に運転を停止した。
しかし、2000 年以降になると、北海ガス田・油田の枯渇による天然ガス・石油の減産、2001 年の「再生可能エネルギーに関する欧州指令」等に基づき、2008 年、新規原子力発電所の建設と開発の再始動を決定した。2008 年に策定された「気候変動法」では、2050 年までの温室効果ガス削減目標（1990 年比で約 80％削減）達成のため、電力部門において 2020
年までに低炭素電源の割合目標を 40％とし、このうち 10％を原子力及びクリーンコール電源とすることが定められ、2013 年に原子力を含めた低炭素電源への投資促進を目的とした電力市場改革を内容とする「エネルギー法」が制定された。現在のエネルギー政策は、このエネルギー法に基づいている。
2018 年 2 月現在、15 基（8.9GWe）の原子炉が運転中で、建設中のものは無く、計画中が 11 基（15.6GWe）、提案中が 2 基（2.3GWe）で、2016 年の全発電設備容量に占める原子力比率は 12％、全発電量に占める原子力比率は 21％である。
原子力の長期的戦略については、2013 年に英国政府によって発表された「英国の原子力の将来」(23) と、6 つの関連文書（長期原子力戦略 (24) 、原子力研究開発ロードマップ (25)等）が発表されている。この中で英国政府は、新たな原子力発電を英国が目指す将来の信頼性の3.2-11

ある持続可能な低炭素エネルギー社会にとって非常に重要な電源として位置づけており、
原子力研究開発ロードマップは、ベースライン、オープンサイクル、そして閉サイクル（高速炉サイクル）の 3 つの進路から構成されている。この中で、エネルギーセキュリティと気候変動法（2008 年）に対応するためには、現在の原子力発電設備容量を 2025 年までに16GWe、2050 年までに 75GWe［Gen-Ⅲと Gen-IV（小型モジュール炉（SMR）を含む）］
まで増大し、将来的には、高速炉（SFR）による閉燃料サイクルに移行する必要があると考えている。
（図 3.2-11）ただし、2008 年 1 月の原子力白書において英国で建設される新しい原子力発電所は、使用済燃料を再処理しないことを基本として進めることが打ち出されているため、40GWe 程度に原子力が増加した時点で再処理について改めて判断する考えである。
2017 年 11 月に発表されたビジネス・エネルギー・産業戦略省の「産業戦略白書」では、
原子力は英国全体の成長を促すとともに生産性向上に不可欠な部門と位置づけており、当面の計画として 2030 年までに軽水炉 13 基を建設し、原子力発電設備容量を 18GWe に増大するとしている。
一方、国内外の軽水炉使用済燃料の再処理で回収された 140 トンの Pu の処理・利活用方
法については、原子力廃止措置機構（NDA）が、軽水炉、CANDU 炉または高速炉での利用を選択肢の一つとして検討している。
(8) 韓国韓国は、１次エネルギー自給率（2015 年）は約 3％（原子力を除く）と日本以上に厳しいため、エネルギーセキュリティ確保のために、これまで原子力発電を国産化し、大規模に展開発展してきた。2017 年 12 月現在、軽水炉・重水炉 24 基（22.5GWe）を運転中で、建設中が 3 基（4.2GWe）、計画中が 2 基（2.8GWe）で、2016 年の全発電設備容量に占める原子力比率は 19.3％、全発電量に占める原子力比率は 30.3％である。
また、韓国は米国と協力しながら軽水炉使用済燃料削減のために、金属燃料、乾式再処理を採用した SFR の第 4 世代原型炉 PGSFR（15 万 kWe；金属燃料）の研究開発を進めてきた。しかし、2017 年 5 月に発足した文政権が脱原子力発電政策に転換し、それ以降の新規原子力発電所計画の全面白紙化、設計寿命（40 年）を迎えた炉の運転期間延長の停止等の方針を打ち出しているため、「SFR－乾式処理」の研究開発の先行きは不透明である。ただし、原子力発電炉の輸出は、厳格なリスク管理等の下で支援する方針を出している。
2017 年 12 月 14 日、韓国産業通商資源部(MOTIE)は、2017 年から 2031 年まで 15 年間の電力需給見通しと電力設備計画を盛り込んだ「第 8 次電力需給基本計画案」を国会に報告した。これは、原子力と石炭火力を段階的に削減していく一方、再生可能エネルギーを大幅に拡大するなど、エネルギー転換を推し進める内容となっている。これまでの文政権の主
張通り、現在建設中の原子炉はそのまま完成させるものの、新規原子力発電所の建設計画を白紙化することなどで、総発電量に占める原子力の割合を現在の 30.3%から、2030 年まで
3.2-12

に 23.9%まで削減するとしている（図 3.2-12）。同計画案は、2017 年末に電力政策審議会での議論を経て、ほぼ原案通り確定している。(26)
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月 1 日 第 10 回高速炉開発会議 戦略ワーキング(19) B. BOULLIS, “The French Nuclear Fuel Cycle: Current Status and Possible Future
Options,” International Conf. on the management of spent fuels from nuclear powerreactors: an integrated approach to the back-end of the nuclear fuel cycle, IAEA, June2015
3.2-13

(20) 電気事業連合会、海外電力関連トピックス情報、[フランス] 減原子力目標の達成
時期を 2025 年から 2035 年に先送り 2018 年 11 月 30 日 及び [フランス] 政府、
エネルギー多年度計画(PPE)の詳細版を発表 2019 年 2 月 28 日
(21) 日本経済団体連合会、「今後のエネルギー政策に関する提言― 豊かで活力ある経済社会の実現に向けて ―」2017 年 11 月 14 日
(22) DOE, “Vision and Strategy for the Development of Advanced Reactors”, DOE/INE0147, January 2017(23) HM Government, The UK’s Nuclear Future(24) HM Government, Long-term Nuclear Energy Strategy(25) UK Department of Energy and Climate Change (DECC),” Nuclear Energy Researchand Development Roadmap: Future Pathways,” (2013)(26) 日本原子力産業協会・原子力産業新聞, “韓国の第８次電力需給基本計画：原子力の段
階的削減へ,” 2017 年 12 月 19 日.

3.2-14図 3.2-１ 世界の原子力発電規模の現状と将来見通し（IAEA）(2)

図 3.2-2 ロシアの Dual-Component-Nuclear-Power-System のイメージ (9)3.2-15

図 3.2-3 ロシアの原子力の導入戦略 (10)図 3.2-4 中国原子力発電開発の状況 (11)3.2-16

図 3.2-5 中国の原子力発電の増強計画 (14)［中国原子能科学研究院（CIAE）の試算（高速炉の高導入ケース）］

図 3.2-6 インドの原子力開発計画（三段階方式）(15)

3.2-17

図 3.2-7 インド原子力庁の原子力導入戦略におけるポテンシャル評価（2008 年）(17)

図 3.2-8 フランスの高速炉導入シナリオ (19)3.2-18図 3.2-9 日本の原子力発電所のリプレース・新増設がない場合の原子力発電量の推移 (21)図 3.2-10 米国の原子力発電設備容量の倍増シナリオ（米国エネルギー省の試算）(22)

3.2-19図 3.2-11 英国の原子力研究開発ロードマップ：将来の道筋（エネルギー気候変動省（2013 年））(25)

図 3.2-12 韓国の第 8 次電力需給基本計画（2017～2031 年）（産業通商資源部発表）(26)

3.2-203.3 国内外エネルギー需要展望（１）我が国のエネルギー需要
我が国のエネルギー消費（１次エネルギー）は 1970 年代までの高度経済成長期に、国内総生産（GDP）よりも高い伸び率で増加してきたが、二度の石油ショックを契機に、省エネルギー化が進み、エネルギー消費を抑制しながら経済成長を果たすことができてきた。1990 年代を通して石油価格が低水準で推移する中で、エネルギー消費は増加しましたが、2000 年代半ば以降は再び石油価格が上昇したこともあり、2004 年度をピークに最終エネルギー消費は減少傾向を示している。2011 年度からは、東日本大震災以降の節電意識の高まりなどによって、更に現象が進み、1990 年代と同程度の水準まで低下している。
[図 3.3-1]（1018J）

GDP
1973-2016年

18(兆円、2011年価格）

600

15

500

12
9

運輸部門

400

家庭部門

300

業務他部

6

200

3

100

産業部門

0
19731975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

0
2016 （年度）

図 3.3-1 最終エネルギー消費と実質 GDP の推移
一方、二次エネルギーのうち電力消費は、石油ショックの 1973 年度以降も着実に増加してきたが、2008 年度から世界的金融危機（リーマンショック）の影響で、生産が低迷
し、企業向けを中心に電力消費が減少に転じている。景気の回復とともに 2010 年度は前年度より 7.7%の増加となっているが、2011 年度からは東京電力福島第一原子力発電所事故を発端に、電力需給が逼迫する中で電力使用制限令の発令や節電目標の設定で現状傾向にある。特に産業部門は最大の電力消費部門であるが、1990 年代から素材産業の伸び悩みと省エネルギーの進展により需要は減少傾向となっており、電力消費の増加は、長期的に見ると業務他や家庭といった民生用消費によって牽引されている状況である。[図 3.3-2]
なお、電力化率（＝電力消費÷最終エネルギー消費×100）は、1970 年度には 12.7%であったものが、2016 年度には 25.7%に達している。

3.3-1

(億kWh)120%

12,000
運輸
家庭
業務他
産業

10,000
8,000

9,534
7,637
26%
5,910
4,201

1,639

2,000
17%
9% 69%
0
1965

3,129
10%
69%

22%
14%

25%
23%

26%

28%

30%

18%

24%

28%

30%

32%

56%

61%

58%

53%

1975

1980

1985

28% 80%

34%

60%
40%

20%

16%

100%

24%

5,119

17%

9,782

8,710

6,000
4,000

9,961 10,056

47%

43%

40%

37%

37% 20%

1995

2000

2005

2010

2016 (年度)

0%

1970

図 3.3-2

1990

部門別電力最終消費の推移（２）世界のエネルギー需要
世界のエネルギー消費量（１次エネルギー）は経済成長とともに増加を続けており、石油換算で 1965 年の 37 億トンから年平均 2.5%で増加し続け、2016 年には 133 億トンに達している。特に、2000 年以降は中国に代表されるアジア大洋州地域の新興国が牽引し、消費量の伸びが高くなっている。
エネルギー源別に見ると、石油が発電用を中心に他のエネルギー源への転換も進んだが、堅調な輸送用燃料消費に支えられ、依然としてエネルギー消費全体で最も大きなシェ
アを占めている（2016 年時点で 33.3%）。石油・石炭以上に消費量が伸びているのは天然ガスであり、先進国を中心に、発電用及び都市ガス用の消費として伸びている。原子力のシェアは 4.5%で、再生可能エネルギーは 3.2%と、エネルギー消費全体に占める比率は大きくないが、産業革命前と比べた気温上昇を 2 度より下方に抑えるパリ協定が 2016 年 11月に発効していることから、今後の拡大が見込まれている。[図 3.3-3]
また、二次エネルギーのうち電力消費量においても、一貫して増加しているが、北米・西欧・ロシア及びその他旧ソ連諸国・東欧は世界全体の伸びを下回っているものの、世界の電力消費を増加させる要因となったのは、発展途上国を多く抱えているアジア、中東、中南米等の地域である。[図 3.3-4]

3.3-2

（100万石油換算トン）14,000
他再生エネルギー

3.2%
6.9%
4.5%

水力

12,000原子力
10,000

24.1%

ガス
石油

8,000

石炭

6,000

33.3%
15.7%

4,000
2,000 40.9%
0

28.1%

37.6%
1965

1970

1975

図 3.3-3

1980

1985

1990

1995

2000

2005

（年）
2016

2010

世界のエネルギー消費量の推移（エネルギー源別）（兆kWh）

アジア

20

20%

18
16

15%

オセアニア
中東

14
12

10%

10

アフリカ
中南米

8

5%
北米

6
4

0%

西欧

2
0

-5%
1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015（年）

ロシア・その他旧ソ連諸国・東欧
増加率（右軸）図 3.3-4 世界の電力消費量の推移（地域別）
2015 年の世界の電源設備容量を電源別に見ると、火力発電の比率が 62.7%と主電源としての役割を果たしており、発電電力量においても火力発電の比率は 66.3%となっている。
一方で、原子力発電の設備容量は 6.3%、発電電力量で 10.6%となっており、また、再生可能エネルギーによる発電に関しては、設備容量で 12.1%、発電電力量で 7.0%の状況にあるが、今後の拡大が見込まれている。[図 3.3-5]

3.3-3

図 3.3-5

世界の電源設備構成と発電電力量

世界の原子力発電予測については、IAEA が「Energy, Electricity and Nuclear Power
Estimates for the Period up to 2050」として、世界の原子力発電予測を毎年見直して発表しているが、2017 年版においては、「原子力発電のような資本集約プロジェクトにとっては課題のままである。また、高まる安全要件や先進技術の展開などが、建設期間の長期化を招いている。福島第一原子力発電所事故に加えて、上記要因が原子力発電開発計画に遅れをもたらし続けるであろう」としながらも、「長期的には、発展途上国における人口増加や電力需要の増加だけでなく、気候変動対策や大気汚染問題、エネルギー供給保障、他の燃料価格の不安定さの理由から、原子力はエネルギーミックスにおいて重要な役割を果たし続ける」としている。
IAEA の予測においては、世界合計で 2016 年に 391.3GW に対して、2030 年には低予測で 346GW、高予測で 554GW となっており、2050 年には低予測でも 382GW、高予測では874GW の発電を原子力によって行われるとしている。
参考文献【例】[1] 「平成 29 年度エネルギーに関する年次報告」（エネルギー白書 2018）
http://www.enecho.meti.go.jp/about/whitepaper/2018html/index.html[2] 「IAEA 2050 年までの世界のエネルギー・電力・原子力発電予測（2017 年 9 月）関連データとりまとめ」日本原子力産業協会
https://www.jaif.or.jp/cms_admin/wpcontent/uploads/2017/10/2017_IAEA_Nuclear_Power_Estimates.pdf[3]Energy, Electricity and Nuclear Power Estimates for the Period up to 2050 (IAEA)
https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/17-28911_RDS-1%202017_web.pdf

3.3-4

3.4 地球温暖化の将来予測
過去 130 年で世界の平均気温は 0.85℃上昇しており、世界全体で平均気温の上昇が続いている。そのなかで日本は世界平均よりも高く、過去 100 年で平均気温が約 1.3℃上昇している[1]。下図に示すように 1990 年代半ば以降は高温となる年が増加し、地球温暖化は加速の傾向にある。

細線（黒）：各年の平均気温の基準値からの偏差、太線（青）：偏差の 5 年移動平均値、直線（赤）：長期変化傾向
基準値は 1981〜2010 年の 30 年平均値
出所：気象庁 HP

https://www.data.jma.go.jp/cpdinfo/temp/an_wld.html

図 3.4-1 世界の年平均気温偏差
地球温暖化の加速に伴い、夏季には気温が 35℃を超える猛暑日の増加による熱中症などの健康被害や過度な気候変動に伴う林業や漁業などへの影響が指摘されている。温暖化による自然災害は世界的に発生しており、特に新興国では飢餓や貧困の増加による地域不安
定化の影響も懸念されており、温暖化は安全保障上も無視できない重要なリスク要因と認識され得る。
気候変動を伴う温暖化の要因については、1988 年に設立された国際機関である気候変動に関する政府間パネル（IPCC）により世界の科学者の知見に基づく見解をまとめている。
2014 年に公表された第 5 次評価報告書では、温暖化は人間活動による二酸化炭素をはじめとする温室効果ガスの増加によって引き起こされたものとし、20 世紀半ば以降に観測された温暖化の最も有力な要因であった可能性が極めて高い（95％確からしさ）と結論づけた[2]。また、同報告書では温暖化ガスの濃度上昇による将来予測として西暦 2100 年の世界の平均気温は最大で 4℃、最小でも 2℃未満上昇するとのシナリオが示された。
1990 年に端を発する IPCC の報告を踏まえ、1995 年より地球温暖化対策を巡る国際交渉
が国連気候変動枠組条約締約国会議（COP）の場で進められてきた。約 20 年にわたる国際交渉を経て、2015 年の COP21 でパリ協定が採択された。同協定は IPCC 報告書の内容を反3.4-1

映して今後の気温上昇を産業革命前に比べて 1.5～2℃に抑えることを目指し、21 世紀後半には温室効果ガスの排出と吸収をバランス、即ち人間活動による排出を実質ゼロにするという長期目標を掲げている。パリ協定は法的拘束力を有する国際条約であり、参画する
196 ヵ国すべてに温室効果ガスの削減・抑制のための国別目標の設定・実施ならびに報告を義務付けている。これを受け、日本では 2030 年までに 2013 年比で温室効果ガス排出量を 26％削減する目標を掲げている。
脱炭素化に向けては省エネルギーの一層の推進、再生エネルギーの導入拡大が欠かせな
いが、原子力の果たす役割も小さくない。発電だけでなく建設、プラント廃棄に至るライ
フサイクルベースでみた原子力の CO2 排出量は下図に示す通り 19g-CO2/kWh と算出されており、他の主要電源と比して大幅に低く、太陽光・風力の自然エネルギーと同程度である。

出所：原子力・エネルギー図面集

https://www.ene100.jp/zumen

図 3.4-2 各種電源別のライフサイクル CO2 排出量
国際エネルギー機関（IEA）は IPCC 報告書で示された 2℃未満の目標達成のために必要な世界のエネルギーミックスを分析しており、2040 年時点で日本は 43GWe の原子力導入が必要としている。IEA の見通しでは福島事故を受け日本の原子力設備容量は 2013 年時点の 44GW から 2040 年には 33GW に低下することが見込まれているが[3]、脱炭素化の実現に向け、原子力に対する世界的な期待は小さくないものと考えられる。
参考文献[1] 小西雅子、「地球温暖化は解決できるのか」、岩波ジュニア新書 (2016)[2] IPCC、「第 5 次評価報告書統合報告書 政策決定者向け要約」 環境省和訳 (2014)[3] 有馬純、「精神論抜きの地球温暖化対策」、エネルギーフォーラム (2016)

3.4-2

3.5 原子力以外のエネルギー（再生可能エネルギーと蓄電池等）技術の展望
再生可能エネルギーは、エネルギー自給率向上に資する国産エネルギー源であるのみな
らず、CO 2 を排出しないため地球温暖化対策にも資する。コスト面でも、基本的に限界発電
費用 1がゼロであるため将来的に抜本的な発電コスト低減を実現するポテンシャルを有する。
一方で、現時点の技術と制度の下では、電力供給の安定性や設備導入コストの面で大きな課題があり、導入の拡大に伴って副作用が生じている 2。
１、〔導入拡大に向けた課題①：供給安定性〕
再生可能エネルギーの導入拡大の中心を担う太陽光・風力は、天候等の自然条件で発電量が変動する。電力は需給をリアルタイムで一致させなければならないため、変動電源の発電量の増減を打ち消す「バックアップ」が必要となる。そのため、出力調整が可能なバックア
ップ電源や蓄エネルギー3技術を併用して、毎瞬の供給電力量を調整しなければならない 4。
自然変動電源の供給安定性確保に向けては、バックアップの活用のみならず、変動電源側も安定的な発電に努めることが重要である。また、供給過剰時の出力抑制に際しても、火力等を抑制してもなお需要を超過する場合に初めて再生可能エネルギーが出力制御を受けることとなっている。また出力抑制 5は、再生可能エネルギーの出力制御も含め、安定供給を最も経済合理的に確保できる形で行うべきである。
２、〔導入拡大に向けた課題②：発電等コスト〕
再生可能エネルギーの発電コストは世界的に低下しており、一部では火力等の従来型電源と競えるまでになっている。
「いまや再生可能エネルギーは火力よりも安い」との言説が1「ある商品をもう 1 単位生産するために必要となる追加的費用」（つまりあと 1 kW 出力を上げたい場合の追加的費用）を意味する。限界費用には短期と長期があり、短期限界費用はランニングコスト、すなわち発電所の場合は燃料費と人件費を含むメンテナンス費（O&M コスト）に相当し、長期限界費用とは、長期的な生産設備の更新も含めた生産要素の調整を考慮した限界費用となる。
2 供給安定性と発電コストに加え、太陽光や風力といった自然条件で発電量が変動する電源には設備利用率が低いという課題がある。例えば太陽光発電については、発電能力を最大限発揮するのは晴天の正午頃に限られる。そのため、同じ発電容量(kW)の発電設備であっても、設備利用率が 12～25％程度となる太陽
光や風力と 60～80％程度の火力や原子力との間には、実際に発電する電気の量(kWh)に大きな開きがある。
3 電気を蓄える蓄電池や、電気と相互に変換可能で貯蔵もできる水素のように、エネルギーの貯蔵に利用できる技術のこと。
4 現在、バックアップの主力は火力発電が担っているが、変動電源の出力変動を打ち消すために運用されるバックアップ火力は、通常運転時に比べて設備利用率や熱効率が低下するためコスト回収が難しくなる。
さらに変動電源の導入が拡大すると、出力減少に備えて多くの火力を低出力で待機させる必要が生じ、影響が一層大きくなる。
5 出力抑制の際は、原則として、メリットオーダーに則り限界費用の高いものから出力制御を行う。再生可能エネルギーは基本的に限界発電費用がゼロであることから、通常の電源と同列に扱ったとしても頻繁に抑制されることはないと想定される。

取り沙汰されるように、世界では再生可能エネルギーの低コスト化が進んでいる。

3.5-1

固定価格買取制度(FIT)に基づいて再生可能エネルギーを買い取るためのコストは、2017年度現在で年間 2.7 兆円であり、政府試算によれば 2030 年度には年間 3.7～4.0 兆円(国民１人あたり約 3 万 2,000～3 万 4,000 円/年相当)になるとされている。
３、〔再生可能エネルギー利用の現状と超長期展望〕(1) 太陽光エネルギー
2016 年 12 月時点で稼働中の太陽光発電設備容量は約 37.6GW であり、長期的に太陽光発電設備の導入拡大を進めるためには、我が国の系統 6を抜本的に強化する対策が必要になる。
環境省の試算によれば、太陽光発電の設備容量として 2020 年には 63GW、2030 年には102GW が見込まれているが、この数字を達成するためには系統接続における諸課題を解決する必要がある。
長期的課題として、太陽光発電コストの抜本的な低減がある。朝夕や曇天時の低照度でも高効率で発電できる太陽光発電技術の開発などを進め、実質稼働率(発電量)を向上させ低コスト化に繋げる必要がある。
太陽光発電は、超長期的には固定価格買取制度(FIT)に頼らず自立して普及するエネルギーになる必要があり、発電コスト低減に向けた技術開発を継続的に進める必要がある。我が国
は、2030 年までに従来型火力発電を下回る発電コスト７円/kWh の実現に資する高性能と高信頼性を両立した太陽光発電技術の開発を進めている。
(2) 風力エネルギー
風力発電は、好風況のところでは経済合理性に優れ、世界の風力発電導入量は着実に増大しているが、我が国の導入拡大は鈍化している。
日本の場合、太陽光発電に比べ風力発電の導入が遅れる理由はいくつかある。まず、風況が良く優れた事業性が期待できる地域が北海道北部西岸地域と東北北部、九州の一部に限られるうえ、特に北海道と東北北部地域は電力需要が少ないという点が挙げられる。

6

広域系統長期方針において、供給信頼度の確保とは、「需要に対する適切な供給力及び 送電容量が確保されること」（アデカシー）と、「ネットワーク設備に故障が発生した場合でも周波数・電圧等が適切に維持されること」（セキュリティ）の２点が達成されていることをいう。

自然変動の多い風力発電を大量導入するためには、正確な出力予測、系統運用者 7にとっ

3.5-2

て発電量がわかること(可視性)8、必要な時に出力を抑制できること(可制御性)9 の３点が重要になる。
我が国の風力発電のコストは、設備利用率の違いもあるが、資本費および運転維持費が欧
米諸国と比較して突出して高い水準にあり、コスト競争力のある電源とするためには風力発電産業の育成が望まれる。特に、洋上風力発電については国の関与によって推進すべきである。超長期的には風力と蓄熱を組み合わせた風力熱発電等により、調整可能な電源にできるような技術開発を視野に入れる必要がある。
(3) バイオマスエネルギー
バイオマス資源は再生可能ではあるが、持続性の観点から、原則として、成長量以内の収穫に留める必要があるので資源制約がある。また、分散型の資源であるため、集荷量を安定して確保するのが難しく、プラント出力を大きくすることに限界がある。
バイオマスは再生産が可能なエネルギーであり、多くの自然エネルギーと異なり、電力安定供給が可能な電源となり得る。
バイオマスによる発電専用プラントの変換効率は最大 25～30％程度であり、石炭との混焼(35～39％)、あるいはコジェネレーションによる電熱併用型総合システムを用いた熱効率の大幅な向上が将来の普及の鍵となる。
バイオマス発電では持続的な燃料供給の確保が重要である。原料事情から元来小規模分
散型エネルギーであり、地域の実情に応じて原料供給の安定化を図ることが課題になる。
(4) 地熱エネルギー
我が国は世界第３位、約 2,300 万 kW の地熱資源量を有している一方、既存の地熱発電設
備容量は 2014 年時点で 52 万 kW と、世界第９位にとどまり、資源量に比べ開発は進んでいない。
設備容量は、1990 年代後半以降、ほとんど変化せず、新規の開発は進んでいない。既存の地熱発電所における蒸気の減衰などにより、実際の発電量は、1997 年度の 38 億 kWh から 2014 年度の 26 億 kWh まで大きく減少している。

7

系統運用は、需要者のもとに届けられる電気の品質を常時監視し、一定のレベルに維持する事である。
例えば「中央給電指令所」では、時々刻々と変化する電気の使用量に合わせ、発電所を運転／停止させて発電量を調整し、一定の周波数を維持する。また「基幹系統給電所」では、電気の流れを監視制御して、電圧や系統信頼度を維持する。もし周波数を適正に維持できないと、工場でつくる製品の品質が低下、また電圧を適正に維持できないと、家電製品が正常に動かなくなり、系統信頼度を維持できないと停電が発生する。
8
出力予測の精度を向上させるには、可視性を高めるため全国の風力発電所出力をオンラインで閲覧可能なシステムを構築したうえで、この情報を出力予測に活用できる仕組みの構築が必要である。
9
可制御性については、現状、発電事業者任せの不確実な方法に頼らざるを得ない状況である。既設の風力発電所は、電力会社からのオンラインによる出力制御に対応できていない地点がほとんどである。

地熱開発が期待される地域では、すでに営業している温泉事業者や自然保護団体等の地

3.5-3

元関係者との合意形成上の困難があり、地元の反対運動により開発計画がとん挫する事例もある。
地熱開発事業者には、自然環境や風致景観および公園利用への影響を最小化する場所選
定や計画内容の選択、そして早期の地元合意の形成などが求められる。
既存の発電方式では活用困難な地下深部の高温地熱資源を活用するため高温岩体発電 10、超臨界発電 11等の新たな発電技術を開発するとともに、極限環境で水や水蒸気の挙動を把握するためのセンサーの開発を進める必要がある。
(5) 中小水力を中心にした水力エネルギー
中小水力発電は、渓流水や農業用水、上下水道などを活用する中小規模のもので、主に河川部における導入が一般的であり、日本では設備容量３万 kW 以下の水力発電が中小水力発電とされている。
モデルプラントとして設備容量 200kW、設備稼働率 60％、稼働年数 40 年、建設費 80 万円/kW を想定した場合の発電コストを 23.3 円/kWh と算定している。
3 万 kW 以上の水力発電は、現在工事中のものは設備容量 270,690kW、発電電力量
730,735MWh、そして未開発なものは設備容量 2,059,000kW、発電電力量 6,072,900kWh のポ
テンシャルがあるとされている。
(6)海洋エネルギー
四方を海に囲まれ約 447 万 km2という世界６位の広大な排他的経済水域(EEZ)を有する我が国において、波力、潮流などの海洋再生可能エネルギーは陸上以上のポテンシャルがあるとされている。
一方、海洋再生可能エネルギーの実用化の動向については、実績から考えてまだ実証実験段階といえる。
海洋エネルギーは、波力発電、海洋温度差発電、海流発電、潮流発電、潮汐発電について、
以下の３つのエネルギー量が算定されている。
１）海洋エネルギーポテンシャル：海水のもつ物理的な位置エネルギー・運動エネ
ルギー・熱エネルギー。
２）導入ポテンシャル：地理的条件を考慮し、発電デバイスを海上または陸上に敷設した場合に得られる設備容量[kW]。
３）発電ポテンシャル：地理的条件を考慮し、発電デバイスを海上または陸上に敷設した場合に得られる年間を通じた総発電量[kWh/年]。

10

地熱発電において天然の熱水や蒸気が乏しい場合に、水を送り込んで蒸気や熱水術。
深度 5km 程度に存在する約 500℃の超臨界水（温度 374℃、圧力 22MPa 以上の状態の水(純水の場合)）を用いた地熱発電。
11

実証実験段階(10MW 級)における発電コストは、下記とされている。

3.5-4

・波力発電：52 円/kWh 程度
・潮流発電：23～32 円/kWh 程度
・海洋温度差発電：出力 10MW 級で 20 円/kWh 前後、出力 100MW 級で 10 円/kWh
中長期展望として、2050 年に 1400 億 kWh をまかなうことを目標として展望した海洋エネ
ルギー資源利用推進機構（OEA-J）の海洋エネルギー開発ロードマップでは、波力発電については 2030 年までに 554MW、2050 年までに 7,350MW、潮流発電については 2030 年までに 760MW、2050 年までに 7,600MW、海洋温度差発電については 2030 年までに 2,550MW、2050 年までに 8,150MW の発電規模が期待されるとしている。海洋再生可能エネルギーは太陽光、風力などに比べ天候に大きく左右されることが無いという利点がある。
４、〔施策の方向性〕
再生可能エネルギーは、長期的にエネルギー供給上大きな役割を担うポテンシャルがあるが、現時点においては、導入にあたって、固定価格買取制度(FIT)賦課金等の広義の補助金のみならず、バックアップ電源の確保や送配電網の整備といった追加的な社会的コストが必要である。しかし、現状、再生可能エネルギーの環境価値、エネルギー自給率への貢献、
地域経済活性化への寄与といった長所のみが過度に注目され、種々の政策立案にあたって、費用便益のバランスが必ずしも十分考慮されずに議論が行われているケースがある。
(1)蓄電池ピーク時の需給逼迫や、天候に影響を受けやすい再生可能エネルギーの普及等、電力供給の不安定化の対策とされているのが、蓄電池の活用である。
電力が余る深夜に電力を貯め、不足時に放出することにより、需給の変動を吸収(負荷平準化)することができる。また、再生可能エネルギー等の発電量の変動を秒単位で調整し、電力品質を安定させる機能(周波数制御)も担うことができる。
・系統用大型蓄電池
変電所において再生可能エネルギーの出力変動等を吸収する数千～数万 kWh 規模のもの。
九州電力では、2016 年３月に出力５万 kW・定格容量 30 万 kWh のナトリウム硫黄(NAS)
電池システムを備えた「豊前蓄電池変電所」が運用を開始した。既存の揚水発電設備と豊前蓄電池変電所の運用を含めた 2016 年５月４日の需給バランスでは、同日 13 時に太陽
光・風力の出力合計 490 万 kW と需要の 66％に達し、火力発電所の出力を下げ、それでも発生した太陽光の余剰電力を使って揚水発電の動力運転(汲み上げ)を行い、需給バランスを維持した。豊前蓄電池変電所は、太陽光への出力抑制量を減らす効果を期待されている。
・需要家向け定置用蓄電池
地域コミュニティや工場、ビル、家庭等の電力消費地に、ピークカットやピークシフト、
停電時のバックアップ等の目的で設置される数十～数百 kWh 規模のもの。

3.5-5

・家庭用電源として利用する車載用電池(V2H)
EV や PHV に搭載されている数十 kWh 規模のもの。ピーク時や停電時に自動車から家庭に電力を供給する技術(V2H)は実用段階にあり、蓄電池の中では最大の市場である。
(2) 水素再生可能エネルギーを用いた１万 kW 級の水素製造が計画されている。
風力発電の電力で水電解を行い、水素を製造し、これを燃料電池に用いて高効率発電を行うとともに自動車等車両用に用いることができる。
水素は、二次エネルギーではあるが、使用時に CO 2 を排出しないエネルギー源である。
利用面でも、単体の水素を燃料電池での発電等に用いるだけではない。例えば、水素からアンモニア 12 を生成して石炭火力発電所での混焼に用いる、あるいは水素からメタンを生成して「CO 2 フリー都市ガス」13として利用する等、エネルギー源としての広範な用途が想定される。
(3) 直流送電網
大量の電力を遠隔地に直流で送電する新手法。これは高圧直流送電(HVDC)と呼ばれる技術で、損失が交流よりも少なくなる。

アンモニア（NH 3 ）は、水素と同様、燃焼時に CO 2 を排出しない。これまでも工業プロセスで広く利用されており扱いも比較的容易なことから、水素社会の実現を後押しする役割が期待される。
13 火力発電所や工業プロセスから回収した CO と水素とを合成して都市ガスの主成分であるメタン（CH ）24を生成し、これを都市ガスとして利用する構想。既存のガス導管網・機器を利用可能であるため、インフ
ラコストを抑制しつつ水素社会の実現を図ることができる。
12

５、〔おわりに〕

3.5-6

2050 年までに 2013 年度比で「温室効果ガス排出 80％削減」は「ゼロエミッション電
源 100％」と事実上、同義であると言える。その「ゼロエミッション電源」に該当するのは、再生可能エネルギー電源、原子力発電、二酸化炭素回収・貯留(CCS)付き火力発電の三者しかない。
2050 年に「ゼロエミッション電源 100％」を実現するためには、否が応でも、再生可能
エネルギー電源へ期待せざるを得ないことになるが、大規模水力源を含めた再生可能エネ
ルギーが全体の発電量に占める割合は、2010 年度から 2013 年度まで 9.8%、10.5%、10.1%、
11.0%とあまり変化がなかったが、2014 年度は構成比 12.5%、2015 年度 14.5%となり 2 年連続で大きく増加した。2030 年における再生可能エネルギーの全電力量(10,650 億 kWh)に占める発電比率は最大 24%を目指し最大限の導入に取り組むことが必要である。
また、既に利用した天然ウランのみで発電が可能な高速炉システムは、新たにエネルギーを生み出すための原料・燃料（火力の場合の化石燃料に相当）を必要としない再生可能エネ
ルギーと同等と位置付けることが可能である。（2.1 参照ください）このため、高速炉発電は安全性と放射性廃棄物の問題を解決すれば再生可能エネルギーと共に将来のエネルギー供給の主役となり得るものである。

参考文献[1] 再生可能エネルギー利用の長期展望
2017 年 9 月 26 日 日本学術会議
東日本大震災復興支援委員会 エネルギー供給問題検討分科会
太陽光の大量導入で「地域間連係の強化」などを提言[2] 今後のエネルギー政策に関する提言 －豊かで活力ある経済社会の実現に向けて－2017 年 11 月 14 日 一般社団法人 日本経済団体連合会[3] エネルギー関連技術の展望
株式会社三菱総合研究所[4] 電力中央研究所「固定価格買取制度(FIT)による買取総額・賦課金総額の見通し（2017 年版）」[5] 環境省「再生可能エネルギーの導入見込み量」、2013[6] なぜベースロード電源は消滅しつつあるのか？――「メリットオーダー」の観点から「環境ビジネスオンライン」2015 年 4 月 20 日号に掲載されたコラム『ベースロド
電源は 21 世紀にふさわしいか？（その 2）
』

3.5-7

3.6 原子力発電停止の影響（2010→2017 年度）
原子力発電に限らず発電を停止することは経済活動を含め国民の生活に大きな影響を与える。2011 年 3 月 11 日に起きた東日本大震災による原子力発電の停止は直後の停電やその後の計画停電により相応の悪影響があった。しかし、電気事業者は電力需要に応えるという責務を果たすため原子力発電に替わって休止中の火力発電所を再開するなどした。これにより原子力発電が停止したことによる影響は最小限に抑えられてきた。
しかしながら、原子力発電所の停止により、原子力の代替発電燃料として化石燃料の割合が増加した。例えば石油の割合は、2010 年度 40.3%から 2012 年度 44.5%、天然ガスは2010 年度 18.2%から 2012 年度 23.5%まで上昇した。また国内のエネルギー自給率は 2010年度 20.2%から、2014 年度は原子力の発電量がゼロになったこともあり、過去最低の 6.4%に低下した。その後、原子力発電が徐々に再稼働してきたことから、2016 年度 8.3%まで回復した。図 3.6-1 に日本の原子力発電設備利用率の推移、図 3.6-2 に一次エネルギー国内
供給構成及び自給率の推移を示す[1]。

図 3.6-1

日本の原子力発電設備利用率の推移

図 3.6-2 一次エネルギー国内供給構成及び自給率の推移
3.6-1

表 3.6-1 に 2010 年 12 月末と 2017 年 12 月末の原子力発電所の運転実績[2]、図 3.6-3 に2019 年 3 月 15 日時点における日本の原子力発電所の現状を示す[3]。
表 3.6-1

原子力発電所の運転実績
2010 年 12 月末

2017 年 12 月末

BWR

３０

２２

PWR

２４

１８

合計

５４

４０

BWR

4884.7 万2316.9 万PWR2856.9 万

1596.3 万

合計

2027.8 万3913.2 万原子力発電による発電電力量 [kWh]約 2923.5 億

約 305.1 億

設備利用率 [％]

68.3％

8.4％

原子力発電所 [基]認可出力 [kW]図 3.6-3 日本の原子力発電所の現状（2019 年 3 月 15 日時点）

3.6-2

図 3.6-4 に電力料金の推移を示す。2011 年度以降は原子力発電の稼働停止、燃料価格の高騰などに伴う火力発電費の増大の影響などにより、電気料金が上昇した。2015 年度以降は、
燃料価格の低下に伴う火力発電費の減少により、電気料金は低下した[1]。

図 3.6-4

電気料金の推移

次に、そもそもこのような長期に亘る原子力発電の停止が何故起きているのか、その背景について考察した。
国は、東京電力福島第一原子力発電所の事故を契機に、発電用原子炉等の原子力施設の安全規制強化の一環として「核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律（原子炉等規制法）」を大幅に見直した。原子炉等規制法は原子炉だけでなく、核物質全般の取扱いを規制する法律である。また、国の規制組織として、原子力安全・保安院と原子力安全委員会が廃止され、安全規制行政を一元的に担う新たな組織として原子力規制委員会
が 2012 年 9 月 19 日に発足した。そこで、新たな原子炉等規制法では、規制行政の責任機
関を原子力規制委員会に一元化した。
原子炉等規制法では、発電用原子炉の設置、運転等に関して、規制の項目が増加しており、かつ、規制内容も詳細化している。発電用原子炉について追加された主要な規制内容
として、①重大事故対策の強化、②最新の技術的知見を既存の施設・運用に反映する制度の導入、③運転期間の制限等の規定がある。
①重大事故対策の強化：申請者に「重大事故（発電用原子炉の炉心の著しい損傷その他の
原子力規制委員会規則で定める重大な事故をいう。
（中略）の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力その他の発電用原子炉の運転を適確に遂行
3.6-3

するに足りる技術的能力があること」及び「発電用原子炉施設の位置、構造及び設備が（中略）災害の防止上支障がないものとして原子力規制委員会が定める基準に適合するものであること」が記載されている。
②最新の技術的知見を既存の施設・運用に反映する制度の導入：「発電用原子炉施設の維持」が設けられ、「発電用原子炉設置者は、発電用原子炉施設を原子力規制委員会で定める技術上の基準に適合するように維持しなければならない」として、既に許可を得た施設に対しても新基準への適合（バックフィット）を義務付けている。
③運転期間の制限等の規定：発電用原子炉設置者が発電用原子炉を運転できる期間は、使用前検査に合格した日から起算して 40 年とする。ただし、この運転期間はその満了に際し、原子力規制委員会の認可を受けて、1 回に限り、20 年を超えない期間であって政令で定める期間を限度として延長することができる。延長を希望する発電用原子炉設置
者は原子力規制委員会に認可の申請を行い、原子力規制委員会は、長期間の運転に伴い生ずる原子炉その他の設備の劣化の状況を踏まえ、安全性を確保するための基準として
原子力規制委員会で定める基準に適合しているときに限り、認可をすることができるとされた[4]。
これらの規制は、新設炉だけでなく、設置許可を受けた既存炉に対しも適用されることになったため、原子力発電に係る安全対策費が増加したこと、また発電開始後 40 年を至近に迎えるプラントにおいては、たとえ 60 年まで延長できたとしても設備投資の回収が困難で廃炉にせざるを得ないとの経営判断が必要な状況に至っている。
冒頭にも記載したが、原子力発電の停止による影響は火力発電によって最小限に食い止められた。しかし、火力発電のための燃料費が電気事業者の経営を揺るがすと共に国民に対しても電気料金の値上げという形での影響が出た。また、原子力発電プラントの保全や運転員等の士気の低下など将来顕在化する可能性のある影響も考えられる。さらに、若手研究者や技術者の原子力離れなどは日本の将来を考えると看過できない問題と考える。
参考文献
[1]

経済産業省 資源エネルギー庁 「平成 29 年度エネルギーに関する年次報告」（エネルギー白書 2018）[2] 日本原子力産業協会 日本の原子力発電所の運転実績[3] 経済産業省 資源エネルギー庁 日本の原子力発電所の状況[4] 原子力百科事典 ATOMICA 原子炉等規制法（平成 24 年改正）の概要

3.6-4

3.7 エネルギーコストの現状(1) エネルギーコスト [2]
図 3.7-1 に 示さ れ るよう に 、 人類 と エネ ル ギー の 係 りは 数 万年 前 の一 人 あ たり
2,000Kcal/日から産業革命を経て近年 230,000Kcal/日(1970 年代)となり、今後さらに急増が見込まれる。図 3.7-2 の「世界の人口とエネルギー供給量」に示されるように、中国、
米国、インド、ロシア及び日本で総エネルギー供給量の過半数を占めるに至っている。[1]
ここでは、発電コストに絞りどうなっているか、発電方法の比較に関して、2015 年、「総合資源エネルギー調査会 発電コスト検証ワーキンググループ」で行われており、ここからの数字を同グループが発表した資料をもとに見ていく。
その比較結果を見る前に、まずは原子力発電所にかかるコストの内訳を整理する。原子力発電所のコストは「発電原価」と「社会的費用」に分けることができる。発電原価とは、発電施設の建設と運用に関わるコストのことで、具体的には施設の建設費、燃料費、運転維持費、また使用済みの核燃料を加工して再度燃料として利用する核燃料サイクル費や、廃止措置をとった場合にかかるコストなどを含む。また、2013 年に定められた新規制基準に基づく追加の安全対策費などもここに含む。一方、社会的費用とは、賠償費用などの事
故リスク対応費用と原子力発電所建設地への立地交付金など（税金）のことで、原子力発電所の運用に間接的に関わるコストといってよい。試算では、設備容量 120 万 kW の原子力発電所が、設備利用率 60％・70％・80％で、40 年あるいは 60 年稼働した場合という複数のケースを想定して計算したものである。事故リスク対応費用は、福島第一原子力発電所での事故対応費用を参考に、120 万 kW の原子力発電所 1 基が事故を起こした場合を想定して、約 9.1 兆円と想定した。設備利用率 70％の場合、合算すると、原子力発電所にかかる発電コストは 1kWh あたり 10.1 円となる。
我が国において開発が進んできた水力を除く再生可能エネルギーの全体の発電量に占める割合は、2.7％（2011 年度）から 7.8％（2016 年度）に増加（水力を含めると 15.3％を占める）する。
「発電コスト検証ワーキンググループ」では、原子力発電所と同じように電源ごとにモデルプラントを想定し、総費用を発電電力量で割る方式で数値を求めている。
1kWh あたりの火力発電のコストは、石炭を使った場合が 12.3 円、天然ガスを使った場合が 13.7 円、石油を使った場合が 30.6〜43.4 円である。再生可能エネルギーを使った発電のコスト（1kWh あたり）では、再生可能エネルギーを使った発電の中心である風力（陸上に設置した風力発電の場合）は 21.6 円、太陽光（メガソーラーの場合）は 24.2 円である。
コストの内訳を見ると、火力発電は燃料費（石炭、天然ガス、石油）が高く、さらに原子力発電所ではかからないコストである CO2 対策費が、社会的費用としてかかっている点が特徴といえる。再生可能エネルギーは、内訳の特徴として燃料費がかからないという大きなメリットがある一方、原子力発電所や火力発電と比べて発電コストに占める建設費や工事費などの資本費が高くなっている。図 3.7-3 に「各種エネルギーコスト(円/kWh)」を、
図 3.7-4 に「発電電力の構成(2011,2016)」を示す。[3]3.7-1

(2) 再生可能エネルギーと固定価格買取(FIT)制度 [3]
我が国において開発が進んできた水力を除く再生可能エネルギーの全体の発電量に占める割合は、前述のように2.7％（2011年度）から7.8％（2016年度）に増加（水力を含めると15.3％を占める）している。2012年７月の固定価格買取制度開始後、2017年３月時
点で新たに運転を開始した設備は約3,539.2万kW（制度開始前と比較して約1.7倍）となり、制度開始後、認定された容量のうち、運転開始済量の割合は約33.7% であり、導入量の約95%、認定量の約80%を太陽光が占めている。
2012年７月の固定価格買取制度開始後、再生可能エネルギーの導入量が約2.7倍に拡大
し、太陽光を中心に堅調に推移している。エネルギーミックスの達成に向けては、国民負担の抑制が喫緊の課題であり、これまで国民負担（賦課金総額）は約２兆円 /年で再生可能エネルギー比率+５％（10%→15％）を達成、今後、＋約１兆円/年で+7～９%（15％→22～24%）を実現することが必要である。世界的に、発電設備に占める再生可能
エネルギーの割合は増加しており、2015年の世界全体における既存発電設備容量（ストック）は、再生可能エネルギー（水力含む）が石炭を超える記録的な年になった。2016
年も再生可能エネルギーは引き続き増加し、年間導入量（フロー）は過去最大を更新した。太陽光発電については、2009年以降のシリコン価格の低減等によるモジュール価格の低減、これと並行した導入量の拡大とFIT価格の引き下げ等により、大幅に発電コストの低減が進んでいる。風力発電については、1980～1990年代にかけて発電設備の大型化、市場の拡大に伴うコスト削減効果により、発電コストは大幅に低減し、原材料費高騰等による風車価格の上昇により一時期鈍化したが、2010年頃から更なる大型化、風力
新興国での導入等により更なるコスト低減が進んでいる。世界的には、入札を通じた価格競争により、近年も発電コストの急速な低下が進んでいる。図3.7-5に主要国の再生可能エネルギーの発電比率を示す[4]。
FIT制度開始後、10kW以上の非住宅用（事業用）を中心に急速に認定量が増加しており、ほぼエネルギーミックスの水準に達している。他方、系統制約、環境アセスメント
や地元調整等、開発段階での高い調整コストにより、導入量は伸びていない。
太陽光発電は、住宅用も着実に増加しているものの、非住宅用については運転開始済の割合は４割程度に留まり、50kW未満の小規模案件の割合が非常に多く（導入容量ベースで４割程度）なっている。 買取価格（発電コスト）もFIT制度開始以降着実に低下しており、当初と比較すると半減している。中長期目標（非住宅用：2030年 発電コスト 7円/kWh等）を設定し、今年度からは入札も試行的に実施している。欧州と比較すると非住宅向け太陽光発電システムの費用には2倍近くの差がある[2]など諸外国と比べると、依然として高い水準である。高い買取価格で大量に導入されたことにより、国民負担が増
大し、自立化を達成する課題がある。また、不十分な設計・施工・メンテナンスの事例

3.7-2

や、立地地域とのトラブル、事業終了後のパネルの放置に係る懸念等が地域において大きな問題となる中、安定的な発電事業の継続や地域との共生をどのように図っていくの
か、非住宅用の導入量の約４割を占める50kW未満の小規模案件も含め、買取期間終了後を含めて安定的に発電が継続される体制を整えていくかの課題もある。2019年以降、住宅用で順次発生するFIT制度切れ電源の扱いを含め、コストが低減した電源をどのように有効活用していくか、新たな活用方法としてどのようなものが考えられるかも課題である。
風力発電は、FIT制度開始後は小型風力の認定量が近年急増している。導入も徐々に進んでおり、陸上風力については、今年度より買取価格を引下げ、中長期的な価格目標も設定（2030年 発電コスト 8～9円/kWh）している。デンマークやオランダでは、洋上風力発電の設置に必要な環境アセスメントや地元との調整を政府が主導するなど、事業者の開発リスクを低減させる取り組みを進められ、これがコスト低減に寄与しているようである。[4]洋上風力含めて世界的にコストが急速に低下する中、我が国においては発電コストが高止まっている状況である。

(3) 再生可能エネルギーの課題[3]太陽光発電では、不十分な設計・施工・メンテナンスの事例や、立地地域とのトラブル、事業終了後のパネルの放置に係る懸念等が地域において大きな問題となる中、安定的な発電事業の継続や地域との共生をどのように図っていくか、非住宅用の導入量の約４割を占める50kW未満の小規模案件も含め、どのように、買取期間終了後を含めて安定的に発電が継続される体制を整えていくかなど、2019年以降住宅用で順次発生するFIT切れ電源の扱いを含め、コストが低減した電源をどのように有効活用していくか、新たな活用方法としてどのようなものが考えられるかが課題である。
風力発電は、諸外国において陸上・洋上とも発電コストが急速に低下する中、我が国においても着実にコストを低減させていくためにどのような施策が有効であるか、特に、系統制約の克服・環境アセスメントの迅速化、地元調整の円滑化等、どのように事業・調整
リスクを低減させていくべきかが課題である。洋上風力については、北東北における募集
プロセスに大量（洋上風力:786万kW）の案件が申請され、急速に計画が具体化し統一的なルールが存在しない一般海域において、どのように事業環境を整備していくべきかが課題である。 小型風力については、認定量が急増するなかで、足下の数少ない導入実績では、
設備利用率が想定の約半分に留まっているところであり、どのように事業環境を整備していくかの課題もある。
その他、バイオマス発電、中小水力発電、地熱発電等にも以下の課題がある。
木質バイオマスの推進は、地球温暖化対策やエネルギー自給の観点のみならず、林業

3.7-3

の成長産業化、地域の新たな産業・雇用の創出の観点からも重要であり、他の電源と異なり、特徴的なコスト構造（7割が燃料費）を持つが、どうすれば将来的にFIT制度から自立化できるか、バイオマス発電の経済性を高めるための方策としてどのようなものが考えられるか、燃料の安定供給・持続可能性について、どのように確保していくのかの課題がある。エネルギー利用のみならずマテリアル利用も含めた木材全体の需要拡大、木材の安定的かつ効率的な供給体制の確保、そしてこれら地域内での需要と供給の循環がうまく回るシステムの構築が重要であり、森林資源を地域内で持続的に活用していく「地域内エコシステム」の構築に向けてどのような取組が必要である。
中小水力発電では以下がある中、どのように事業リスクを低減し、開発を促進していくかが課題である。
残された未開発地点は自然条件が厳しい地点が多く、新規地点は奥地かつ小規模であり、土木建設などが高コスト。
最大1年間以上の流量調査が必要であるとともに、調査の結果、事業性が確保できない
ことが明らかとなることもあり、初期リスクが高い。
地域の水資源を活用する水力発電は、地域の理解、協力を得ることが開発に不可欠。
国内の中小水力発電メーカーが限られており、市場が小さく、新技術やコスト低減の面で競争が働きにくい状況。どのように国内メーカー間の競争を加速化していくか。
また、中小水力発電のエネルギーミックス水準を実現（約100万kW増）するためには、規制緩和により開発可能となった国立・国定公園内を中心に、新規開発案件の大幅な積み増し（少なくとも60万kW程度）が必要である。
地熱発電では、北海道・東北・九州に地熱ポテンシャルが集中するが、系統接続が確保されている案件はごく僅かである。一方、開発プロセスが進むにつれて、徐々に発電可能量が明らかになるという特徴があるため、開発初期段階での系統接続に向けた投資には、他の電源と比較して、大きなリスクが伴い、導入加速化の必要性や地熱の事業特性を踏まえた対策が必要である。

(4) まとめ
発電コストは、原子力発電所は1kWhあたり10.1円、火力発電のコストは、石炭を使った場合が12.3円、天然ガスを使った場合が13.7円、石油を使った場合が30.6〜43.4円である。再生可能エネルギーを使った発電のコスト（1kWhあたり）では、発電の中心である風力（陸上に設置した風力発電の場合）は21.6円、太陽光（メガソーラーの場合）は24.2円である。[2]FIT制度開始後、認定量はほぼエネルギーミックスの水準にまで増加しているが、洋上風力含めて世界的にコストが急速に低下する中、我が国においては発電コストが高止まっている状況である。[3]太陽光や風力など変動する再生可能エネルギーはディマン
ドコントロール、揚水、火力等を用いた調整が必要であり、それだけで完全な脱炭素化は3.7-4

困難である。蓄電・水素と組み合わせれば更に有用となるが、日本では、発電コストの海
外比での高止まりや系統制約等の課題がある。なお、原子力損害賠償、除染・中間貯蔵施
設事業、廃炉・汚染水対策や、風評被害対策などへの対応や、使用済燃料問題、最終処分問題など、原子力発電に関わる課題は山積しており、原子力は社会的信頼の獲得が道半ばであり、再生可能エネルギーの普及や自由化の中での原子力の開発もこれからである。[5]参考文献[1] 原子力・エネルギー図面集(WEB:2018/07/12)：一般財団法人 日本原子力文化財団[2]2017-10-31 原子力発電所のコストを考える:経済産業省 資源エネルギー庁[3] 再生可能エネルギーの大量導入時代における 政策課題と次世代電力ネットワークの在り方:2017年12月18日 経済産業省 資源エネルギー庁[4]

2017-09-14 再エネのコストを考える:経済産業省 資源エネルギー庁[5] エネルギー基本計画:平成30年7月 経済産業省 資源エネルギー庁

3.7-5

図 3.7-1 人類とエネルギーのかかわり [1]図 3.7-2 世界の人口とエネルギー供給量 [1]3.7-6図 3.7-3 各種エネルギーのコスト(円/kWh)[2]【発電電力量の構成(2011 年度)】

[発電電力量の構成（2016 年度）]

水力除く 再生可能エネルギー

水力除く 再生可能エネルギー

水 力 7.8%
7.5%

水力 2.7％
8.1％

原子力
1.7%

原子力
9.７%

天然ガス
37.3%

石油その他

天然ガス
40.4%

9.3%

石油その他
15.0%

石炭
33.3

石炭
27.3

出典： 総合エネルギー統計より資源エネルギー庁作成

図3.7-4 発電電力の構成(2011年,2016年)[3]3.7-7図3.7-5 主要国の再生可能エネルギーの発電比率[3]注）白(再エネ)は、再エネ（水力除く）と水力の合計

3.7-8

3.8 電気料金が経営に与える影響
全ての産業は電気を利用しており、電気料金は企業の活動や収益に影響を及ぼす。東北
大震災の後に電気料金の大きな値上が行われたが、その後国により影響調査[1]が行われ、値上げが多くの家庭や企業に大きな影響を与えたことが報告されている。
電気料金が値上げされると製品・サービスコストを押し上げるが、一般に価格競争が厳しいため電気料金の上昇を価格に転嫁することは困難であり、企業の利益を低下させる。
利益を確保するために、節電や生産プロセスの改善等の内部努力がなされるが、それだけで不十分であれば給与や従業員数の削減がなされる場合がある[2]。当然のことながら、電気への依存度の大きな産業は大きな影響を受け、特に体力のない中小企業では、倒産や廃業が避けられなくなる。また、一部の業界ではあるが、電気料金の安い海外へ生産設備を移転させることも検討せざるを得なくなる[3]。このように、電気料金は企業の経営に大きな影響を与え、それが値上げされると企業の収益を圧迫するだけでなく、人員整理、倒産、廃業や海外移転など国内雇用に影響を及ぼす可能性がある。また、電気料金の上昇分が製品価格に転嫁されるならば、物価が上昇することにより国民の生活を圧迫し、結果的に景気を停滞させることにもつながる。
このため、電気が適正な価格でかつ安定的に供給されることは、企業の健全な経営、雇用の確保、延いては国民の生活の安定にとって極めて重要な事項である。
参考文献[1] 資源エネルギー庁、「平成 26 年度エネルギーに関する年次報告」、2015 年 7 月[2]総合資源エネルギー調査会基本政策分科会、「電気料金値上げをめぐる需要家の状況
追加調査について」、2013 年 12 月、第 12 回会合参考資料 1[3] 経済産業省、「エネルギーコスト上昇の影響について」、2014 年 11 月、エネルギーコス
ト上昇に関する関係副大臣等会議（第１回）資料 4

3.8-1

3.9 核燃料サイクルと高レベル放射性廃棄物処分に関する状況
我が国は、資源の有効利用、高レベル放射性廃棄物の減容化・有害度低減の観点から、使用済み燃料を再処理し、回収されるプルトニウムなどを再度資源として有効利用することを基本方針としている。その中で、軽水炉サイクルではプルサーマルの推進、六ヶ所再処理工場の竣工、MOX 燃料加工工場の建設、むつ中間貯蔵施設の竣工などを進めることとしている。また、高速炉や加速器を用いた核変換など、放射性廃棄物の有害度低減についても国際的なネットワークを活用して推進することとしている。更に、中長期的なエネル
ギー安全保障への対応の柔軟性向上の観点で、使用済み燃料貯蔵能力の拡大に向けて、中間貯蔵施設や乾式貯蔵施設等の建設・活用を進めるため、国を挙げて取組みが進められている。
3.9.1 核燃料サイクルへの取組み
再処理事業を安全かつ着実に推進するため、2016 年に再処理等拠出金法が整備され、青森県に使用済燃料再処理機構が発足した（図 3.10-1）。同機構が再処理量や MOX 加工量等を記載した実施計画を策定し、これを経済産業大臣が認可することにより経済産業大臣がプルトニウム回収量をコントロールするという仕組みが構築され、「利用目的の無いプルトニウムを持たない原則」を堅持する。
電力事業者は引き続き関係自治体や国際社会の理解を得つつ、海外に保有するプル
トニウム、及び六ヶ所再処理工場で回収されるプルトニウムを確実に利用するためにプルサーマルを進める。日本原燃は引き続き青森県の理解の下、新規制基準対応など
安全対策を一層充実させるための取組みを行い、六ヶ所再処理工場の竣工時期を 2021
年度上期に、MOX 燃料加工工場の竣工時期を 2022 年度上期に見直して着実に進めていく（従来の竣工予定時期は、六ヶ所再処理工場が 2018 年度上期、MOX 燃料加工工場が 2019 年度上期）。
3.9.2 高レベル放射性廃棄物処分への取組み
我が国で保管している使用済み燃料は 2017 年 12 月末時点で約 18,000 トン（再処理で生じるガラス固化体：約 25,000 本相当）ある。高レベル放射性廃棄物は、放射能低減に極めて長い時間を要し人間が管理し続けることは困難であるため、高レベル放射性廃棄物の最終処分は地層処分が最適であるというのが、原子力を利用してきた全ての国の現時点での共通した認識となっている。将来の世代に管理負担を残さないよう現世代で解決に向けた道筋をつけていくためには、技術開発と併せて高レベル放射性廃棄物の最終処分地を選定していく必要がある。そのため、2017 年 7 月 28 日の最終処
分関係閣僚会議にて図 3.10-2「科学的特性マップ」を公表し、今後国民・地域の理解を深めた上で十分な最終処分地調査を行い、最終処分地の選定に繋げていくこととしている。今後も国民・住民の理解を得つつ、研究開発や国際協力を進めるために、国、事業者、NUMO、JAEA 等の機関が連携して対応していくこととしている。

3.9-1

参考文献
[1] 総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会 原子力小委員会 第 16 回会合「核燃料サイクル・最終処分について」 配布資料 、平成 30 年 3 月 6 日

参考文献[1]より引用
図 3.9-1

再処理等事業の体制

参考文献[1]より引用
図 3.9-2

科学的特性マップ

3.9-2

4. 高速炉開発目標と導入シナリオ
世界は、脱炭素社会を目指すことで合意されている。我が国も CO 2 を排出しないベース
ロード電源として原子力エネルギーを利用していく方針が閣議決定された第 5 次エネルギ
ー基本計画に謳われている。原子力の利用に際して、高速炉サイクルは、安全性の確保を大前提に、ウラン資源の利用の大幅な拡大によって長期に亘りエネルギーを安定供給し、放射性廃棄物の減容と潜在的有害度の低減を達成できる技術であることから、その開発意義は今も変わることはないが、最終目標に至るには長期の開発が必要であり、その間には国際環境の変化、政策の変化など種々の不確実性が存在する。このため、今後 50～100 年程度の期間におけるエネルギー安全保障、世界情勢、世界貢献といった大きな視野に基づき、2100 年がどのような状況なのかを、原子力発電量、ウラン資源量等から予測設定し、そこに至る道
筋のケーススタディから、高速炉の導入シナリオについて評価を行った。

4.1 世界の原子力情勢の見通し
2015 年 12 月に 196 ヵ国が参加した気象変動に関するパリ協定では、地球の平均気温上昇
を 2℃未満に抑える目標が合意され、各国政府は約束草案を提出して対策を取ることとなった。2017 年に国際原子力機関（IAEA：International Atomic Energy Agency）がまとめた 2050
年までの世界のエネルギー･電力･原子力発電予測 [1]によると、30 ヵ国で 448 基の原子力発電所が稼働、15 ヵ国に 61 基が建設中であり、2016 年末の原子力発電量は 391GWe に達し、これまでに報告された最高レベルにある。多くの加盟国は、エネルギー供給の安全保障の向上と気候変動の緩和において原子力が低炭素技術として引き続き主導的な役割を持つと認識している。また、国際エネルギー機関（IEA：International Energy Agency）は、将来のエネルギーシステム全体にわたる様々なシナリオ分析を進めているが、可能性の一つとして、持続可能なエネルギーシステムを用いて温室効果ガスの排出量を削減し、全地球平均気温の上昇を産業革命以前と比較して 2℃未満に抑える「2℃シナリオ（2DS：2 degrees Celsius
Scenario）」[2]を提案している。

4.1.1

原子力発電規模の見通し

世界の原子力成長の見通しは、IAEA を始め IEA が毎年取り纏め報告している。IAEA は、
図 4.1-1 に示すように、将来の原子力成長の見通しを高成長/低成長で予測[1]しており、原子力発電設備容量に関する低成長予測として、2016 年の 391GWe から 2030 年には 346GWe、2050 年には 382GWe に回復すると予測する一方、高成長予測では、現在の経済需要及び電力需要の伸び率が引き続き継続し、特に極東で高い成長が続くと想定し、2030 年に 554GWe、2050 年には 874GWe に達するとしている。また、
図 4.1-2 に示した経済協力開発機構（OECD：
Organization for Economic Co-operation and Development）原子力機関（NEA：Nuclear Energy
Agency）
及び IEA の原子力成長見通し[3]では、IEA 提案の 2℃シナリオ（IEA-ETP2015-2DS）

4-1

において全発電量に占める原子力の割合が 11%（2012 年）から 17%（2050 年）へ増大するとともに、原子力発電設備容量を 2014 年の 396GWe から 2050 年に 930GWe まで増大する予測を提示している。特に中国、インドにおける原子力利用の拡大は顕著であり、近年の当該国情報[4],[5]によると、2050 年時点で中国は現在計画 240GWe をはるかに超える 400GWe
超へ拡大との報告があるほか、インドでは 275GWe を目指す目標が表明されている。
IAEA/NEA の Uranium 2016: Resources, Production and Demand [6]（以下「レッドブック」と略す。
）では、2015 年に低成長予測 382GWe～高成長予測 392GWe、2030 年には低成長予測
418GWe～高成長予測 612GWe が報告されている。

図 4.1-1 世界の原子力成長の見通し［IAEA］[1]

図 4.1-2 世界の原子力成長の見通し［OECD/IEA］[3],[4],[5]4-2これらの原子力発電の拡大予測は、図 4.1-3 に示す国際応用システム解析研究所（IIASA：International Institute for Applied Systems Analysis）と世界エネルギー会議（WEC：World Energy
Conference）の原子力に依存した環境重視シナリオ（IIASA/WEC-C2 シナリオ）の予測[7]とほぼ整合しており、2070 年頃までの予測値に基づいて近似し、長期的視点として 2100 年断面の世界の原子力発電設備容量を外挿すると、低成長予測は約 380GWe、高成長予測は、
1,300GWe に達する可能性があることを示している。

図 4.1-3 世界の原子力発電規模の傾向と 2100 年の予測 [8]4.1.2

天然ウラン資源の見通し

天然ウラン資源は、金属資源として濃集したもの（鉱床）でなければ回収には多大なコストとエネルギーを要するため、実用に供することは難しい。表 4.1-1 に示すようにレッドブ
ック 2016 [6]には、1kg の金属ウランに対する回収コスト区分が米国ドル USD 260 未満のウ
ラン資源量（2015 年 1 月 1 日現在）が報告されている。
同報告では、前述の原子力発電設備容量の予測とともにウラン需要量予測も併記されている。パリ協定合意前の 2014 年における世界の原子力発電設備容量が必要とする年間の天然ウラン使用量(約 5.6 万トン/年）で使い続けた場合、既知資源 764 万トンは 135 年間賄える量となるが、確認資源量 439 万トンで評価すると約 1/2 の 78 年が消費限界年数となる。1
また、同機関の過去の報告（レッドブック 1997～2016）を回収コスト区分ごとにみると、
図 4.1-4 に示すように、USD 40/kgU 未満や USD 80/kgU 未満の既知資源は、確認資源、続いて推定資源と確実に資源量が減少し、2009 年以降、USD 80/kgU 以上 USD 260/kgU 未満の1

レッドブック 2018[15]（2017 年 1 月 1 日現在の資源量）によると、既知資源が 799 万トン、確認資源が 482 万トンとレッドブック 2016 に比べ約 35～43 万トン増加傾向にあるが、世界の原子力発電設備容量が必要とする年間の天然ウラン使用量が約 6.3 万トン/年（レッドブック 2016 に比べ 0.7 万トン/年増加）と評価されたことから、消費限界年数は、既知資源：127 年、確認資源：76 年と減少傾向にある。

4-3

資源量が平衡状態にあることがわかる。一方、未発見資源は、2009 年までは USD 130/kgU未満の推定量が安定していたが、2009 年以降、USD 260/kgU の出現とともに推定量は減少に転じている。これは、回収コストの増大とともに採掘技術の開発や設備投資が進んだ結果
として、当初期待していた資源の実態が明らかになった可能性が考えられる。
表 4.1-1

USD 260/kgU 未満のウラン資源の現状（2015 年 1 月 1 日現在）[6]在来型ウラン資源(Conventional resources)1506 万トン

既知資源(Identified resources)

未発見資源 (Undiscovered resources)

764 万トン

742 万トン ※5

確認資源 ※1

推定資源 ※2

予測資源 ※3

期待資源 ※4(Reasonably assured resouces)(Infered resources)(Prognosticated resources)(Speculative resources)

439 万トン

326 万トン

167 万トン

336 万トン

400

300

200

0

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

予測資源

期待資源

<USD 40/kgU

500
400

予測資源

期待資源

500

<USD 80/kgU

400

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

100

予測資源

期待資源

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

500

<USD 130/kgU

400

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

予測資源

期待資源

<USD 260/kgU

300
200

100
0

0

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

200

100

推定資源

200

300

200

0

0

確認資源
<USD 260/kgU

300

100

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

500
400

200

300

データ：N/A

推定資源

300

100

100
0

400

確認資源
<USD 130/kgU

ウラン資源量［万tU］

300<USD 80/kgU

ウラン資源量［万tU］

ウラン資源量［万tU］

400

500

200

100

500

推定資源

300

200

0

確認資源

ウラン資源量［万tU］<USD 40/kgU

500

ウラン資源量［万tU］

推定資源

ウラン資源量［万tU］

400

確認資源

ウラン資源量［万tU］

500

確認資源：鉱床の規模・品位・形状が明らかな資源
推定資源：鉱床の規模・特性に関するデータが不十分な資源
予測資源：既存鉱床の地質的延長にウラン資源の存在が間接的事実をもとに推定される資源
期待資源：特定の地質鉱床地帯の中に期待される資源
未発見資源 742 万トンには、回収コストレンジが未確定な資源量（239 万トン）を含む

ウラン資源量［万tU］

※1
※2
※3
※4
※5

100

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

01997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2014 2016

図 4.1-4 ウラン資源量の推移（1997 年～2016 年）
上段：既知資源、 下段：未発見資源

レッドブック 2016 [6]における原子力発電設備容量とウラン需要量の関係と図 4.1-3 に示した原子力発電量設備容量の予測近似曲線から、2100 年断面のウラン累積使用量を評価す
ると、図 4.1-5 に示すように、高成長予測で 1,200 万トンを超え、在来型ウラン資源量には

4-4

到達しないまでも、既知資源量 764 万トンは超える。また、低成長予測でも、確認資源量
439 万トンを超える。このような分析結果から、将来におけるウラン資源の消費予測を行った。結果を図 4.1-6 に示す。既知資源（764 万トン）でも、高成長予測の経過をたどると 2070
年代過ぎには残存資源量が逼迫するとともに、先行して消費される確認資源（439 万トン）の場合に至っては、2050 年代に入ると逼迫する可能性があることから、これ以前に、資源価格の高騰や流通制限（投機の対象としての買占めや価格つり上げなど）がリスクとして顕在化する可能性がある。
未発見資源を含む在来型資源（1506 万トン）があると予測されていても、その不確実性
は既知資源に比べてさらに高い。
現実的には、低成長予測と高成長予測の間で推移することが考えられるが、パリ協定後、脱炭素化指向によりロシア、中国、インドを始めとした原子力発電の導入を加速する動きを踏まえると、以下の資源確保のリスク [9]を念頭に置く必要がある。
① 技術の欠如：2005 年の動燃解体以降、我が国にはウランの探鉱開発、生産の技術者がいなくなった。⇒ ウランを自力で確保する能力が欠けている。
② 海外利権の減少：過去にオーストラリアなどで保持していたウラン鉱山の利権もなく、先細りの状態にある。⇒

鉱山の利権は共同探鉱など長いリードタイムを経てようや

く手に入るもの。
③ ウラン生産のトップ８企業が世界生産量の 86％を占める寡占市場で、民間企業はわず
か３社に過ぎず、大手はカザフスタン、中国、ロシアなどの国有企業である。⇒ 将来
資源が逼迫した際、他国に売ってくれるという保証はない。
④ 中国は、現在アフリカで目ぼしいウラン鉱山の買収に注力している。国内のウラン資源に乏しい中国が１億 kW 以上の原発を手にするのは遠いことではない。⇒ 必死な覚
悟の中国との獲得競争になったら、日本はほとんど敗れる。
そもそも日本が長期間にわたり海外からウラン資源を輸入し続けなければならない状況
は、エネルギーセキュリティ確保の観点から避けるべきであり、21 世紀半ばまでにはウラン資源の確実な確保に加え、ウラン資源の輸入に頼らない準国産エネルギーシステムの構築、即ち、高速炉サイクルを実用化できる技術基盤を整備し、最悪の状況に対する最善策を考えるべきである。

4-5

図 4.1-5 ウラン需要 2100 年の予測 [8]図 4.1-6 ウラン資源量の消費予測 [8]

4-6

4.2

我が国の原子力の見通しと導入シナリオ

2015 年 7 月に策定された｢長期エネルギー需給見通し｣[10]における 2030 年断面の総発電
電力量は、10650 億 kWh/年であり、原子力比率（20～22%）確保に必要な原子力発電設備
容量は、設備利用率を 75%（既設軽水炉発電所のこれまでの平均）とした場合、32～
36GWe となる。
2018 年 6 月現在、新規制基準への適合性審査にかけられた原子力発電所は 27 基であり、図 4.2-1 に示すように、既に 20 年の延長申請が認可された発電所を含め全ての発電所を再稼働しても 40 年運転制限の下では需給見通しは達成できず、既設軽水炉を全て再稼働し、なおかつ 60 年運転とすることでようやくクリアできる。しかし、2030 年のエネル
ギー需給を満足したとしても、2030 年代半ばまでには 60 年を過ぎた発電所の廃止措置が始まり、急速に発電量は減少していく。原子力の発電設備容量を維持するには、2040 年頃には従来から計画されていた新規原子力発電所（約 13GWe）を適宜投入していくことで、2050 年頃までの発電量需給見通し維持は何とか達成が可能である。2050 年断面における原子力発電比率が維持できたとして、その後も発電比率を維持するには、2050 年以降導入
すべき次世代の発電所をどのような炉型とするかをそれ以前には決定しなければならない。そこで、21～22 世紀に向けた日本の原子力政策におけるあらゆる方面からの選択肢を検討し、今後の世界の原子力環境の中で、我が国が選択すべき方向性を評価した。

図 4.2-1 国内の原子力発電設備容量の現状と見通し（文献 [11]に基づき作図）

4-7

4.2.1 原子力政策の選択肢の組合せ（シナリオ）
我が国の核燃料サイクル政策は、第５次エネルギー基本計画にも示されるように、高レベ
ル放射性廃棄物の減容化・潜在的有害度低減や資源の有効利用等に資することを基本方針
として、再処理やプルサーマル等の推進を指向している。そこで、原子力発電の長期継続に至る過程を分解し、① 再稼働する原子力発電所をいつまで継続するか（順次停止・発電の継続）② そこで発生する使用済燃料はどう処置するか（直接処分・再処理）③ 使用済燃料から分離回収したプルトニウム（以下、Pu）をどう処置するか（現計画のプルサーマル計画まで使用・プルサーマルの長期継続）④ その使用済燃料（プルサーマル）はどう処置するか（直接処分・再処理）⑤ 使用済プルサーマル燃料から分離回収した Pu はどう処置するか（プルサーマルでマルチリサイクル・高速炉で燃焼）⑥ その使用済燃料はどう処置するか（第二再処理以降で適宜再処理・さらに将来再処理）の問いに沿い、長期に亘る選択肢の組合せ（シナリオ）を設定した。結果を表 4.2-1 に示す。
表 4.2-1 原子力政策で考えられる選択肢の組合せ（シナリオ）一覧
軽水炉
シナリオ
原子力
早期停止
原子力
順次停止

A1
B1
B2

発電(UOX)※1

使用済
UOX燃料

2030年までに
全ﾌﾟﾗﾝﾄ停止
再稼働し所定
の年数稼働
後、停止
新増設なし

C1
2030年発
電割合を
維持
高速炉導
入なし

D1

発電量維持のためUOX新増設
導入

発電(MOX)※2発電(MOX)

使用済
高速炉燃料

中間貯蔵後
⇒直接処分

既保有Pu分の
み発電

発生分は
直接処分

－

－

中間貯蔵後
⇒直接処分

既保有Pu分のみ発電－－

RRPで再処理
以後直接処分

現計画のみ(大間まで)

－

－

中間貯蔵後
⇒直接処分

既保有Pu分のみ発電－－

RRPで再処理以降は直接処分

現計画のみ(大間まで)

－

－

－

－

－

－

2050年頃導入(最大導入量：ﾌﾟﾙｻｰﾏﾙ規模)

第2再処理～

2050年頃導入
2100年以降、全発電量規模まで移行

第2再処理～

E1
E2

2030年発
電割合を
維持

F2
G1

高速炉導
入あり

全量再処理

F1

G2

高速炉移行完了までは新増設

高速炉(FR)
使用済
MOX燃料

六ヶ所再処理
第2再処理
第3再処理

Puﾊﾞﾗﾝｽ範囲内
で継続発電(全発電量の
1/3)
現計画のみ(大間まで)
全量再処理
六ヶ所再処理
第2再処理
第3再処理

中間貯蔵後
⇒直接処分

第2再処理～

第3再処理～
第2再処理～
第3再処理～※1：UOX；Uranium Oxide ウラン酸化物※2：MOX；Uranium and Plutonium Mix Oxide ウラン・プルトニウム混合酸化物

4-8

第3再処理～

第3再処理～

4.2.2 シナリオ諸量の評価(1) シナリオ評価の前提条件
シナリオ評価に際して考慮すべき主な前提条件を以下に示す。
〈発電量〉
 2030 年までは、現在の軽水炉での発電を想定。
 2030 年以降は、各シナリオに応じて新増設を導入し、長期エネルギー需給見通しに従い、2030 年時点の発電量を維持。［原子力発電割合 20%(24.3GWe)～22%(26.7GWe)］ 上記および 2030 年時点の現行軽水炉の設備利用率実績(75%)に基づき、必要設備容量を設定。
［20%(32.4GWe)～22%(35.6GWe)］〈軽水炉〉
 再稼働；加圧水型軽水炉（以下、PWR）は 2015～2021 年、沸騰水型軽水炉（以下、BWR）は 2017~2024 年に順次稼働すると暫定。
 プラント寿命は、第 1 次改良標準化未対応プラントは 40 年、対応以降は 20 年延長。
 燃焼度は、2030 年までは低燃焼度、2030 年以降は高燃焼度。
 設備利用率は、既設プラントは過去の実績に基づき位 75%と想定。新増設以降は 85%
を想定。
〈再処理〉
 六ヶ所再処理工場は、2016～2019 年で徐々に立上げ、2020～2055 年の再処理量は 800
トン/年とする。
 回収率は、U：97.3%、Pu：97.4%、マイナーアクチニド（以下、MA）：0%
 PWR/BWR の処理は在庫量に応じて処理するものとする。
 処理対象使用済燃料は、低燃焼度燃料(最高燃焼度 55,000MWd/t)のみとする。
 六ヶ所再処理工場の後継については、使用済 MOX 燃料、使用済高速炉燃料の処理も可能とし、それぞれ、2056～2096 年、2097～2137 年で稼働が可能なものとする。
〈プルサーマル、高速炉（FR）〉
 シナリオに応じて導入する。
(2) シナリオ評価の指標
それぞれのシナリオを比較評価するに当たり、表 4.2－2 に示す判断指標を満足するも
のとした。

4-9

表 4.2-2 シナリオ評価の指標[12]
指標項目

短
期
的
に
重
要
な
課
題

中
長
期
的
に
重
要
な
課
題

使用済燃料の管理・貯蔵

核燃料サイクルを巡る国際的視点

エネルギー安全保障

シナリオ評価判断指標
使用済燃料中間貯蔵量

使用済燃料の貯蔵量は、現在計画する中間貯蔵対策量(約 3 万トン)を超えない。

回収 Pu 貯蔵量

利用目的のない Pu(余剰 Pu)を保持しないため、回収した Pu の貯蔵
量は 50tPu 未満に留める。

取替 MOX 燃料の Pu 富化度

再処理で回収された Pu を用いてプルサーマル用取替 MOX 燃料を製造する際、Pu 富化度は現在の富化度制限値を上回らない。

炉外
Pu インベントリ

核燃料サイクルの系内、特に炉外に存在する Pu インベントリが過剰に増加せず、増加したとしても将来減少が見込める。

天然ウラン
使用量

2150 年時点の天然ウラン使用量が、軽水炉ウラン燃料を継続する場
合に比べ、ある程度の節約効果が見込めること。

処分場面積

放射性廃棄物の処分面積が、現在のガラス固化体処分面積(約 6～10km2)から大きく増加しないこと。

潜在的有害度

処分後の処分体が持つ潜在的有害度が低減できること。

環境負荷低減(3) 評価結果
B1：原子力順次停止×現有 Pu のみプルサーマル×使用済燃料全量直接処分〈シナリオ概要〉


所定の運転制限年数を迎えた発電所は、順次停止し廃止措置する。よって、目的のな
い Pu を保有しないために六ヶ所再処理工場（以下、RRP）は稼働させない。ただし、海外（英・仏）、国内で現在保有する Pu の分のみ、プルサーマルで発電(約 10 年程度)する。



使用済軽水炉ウラン燃料（以下、SF-LUOX）及び上記で発生する使用済プルサーマル
燃料（以下、SF-LMOX）は、中間貯蔵(50 年間)の後、直接処分する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-2 参照


使用済燃料中間貯蔵量は漸増し、2030 年頃には、軽水炉燃料の貯蔵容量（約 3 万トン）を超え、2050 年には約 4 万トンに達する。中間貯蔵から 50 年を経過した SF-LUOX
は直接処分施設に移設するため中間貯蔵量は順次減少して行く。



天然 U の使用量は、原子力発電設備が順次停止されるため、約 20 万トンで頭打ちとなる。



現有の分離 Pu はプルサーマルによって使用済燃料の形態に変換され、約 400tPu が直4-10

接処分場に移管される。その結果、使用済燃料の処分面積は、約 12km2（羽田空港敷
地面積；15.2km2弱）に達する。
(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

再処理せず

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

対象外

図 4.2-2 シナリオ B1 の評価結果

B2：原子力順次停止×現計画プルサーマル×RRP のみ稼働×使用済燃料直接処分〈シナリオ概要〉


所定の運転制限年数を迎えた発電所は、順次停止し廃止措置する。



RRP は計画通り稼働させ、分離 Pu 貯蔵量が 50 トンを超えないよう操業し、分離した
Pu は、現計画プルサーマルで使用する。



SF-LUOX 及び上記で発生する SF-LMOX は、中間貯蔵(50 年間)の後、直接処分する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-3 参照


RRP で再処理が行われる分、SF-LUOX（低燃焼度）の中間貯蔵量は減少する。SF-LUOX（高燃焼度）
や SF-LMOX の貯蔵量は直接処分への移行に伴い 2080 年以降から減少。



天然 U の使用量は、順次原子力が停止されるため、約 20 万トンで頭打ちとなる。



RRP で分離された Pu はプルサーマルによって 50t 程度に抑制される一方、炉外 Pu イ
ンベントリは 320 トンに達するが、大半は使用済燃料の形態で直接処分される。



その結果、処分面積は約 9km2（成田空港敷地面積；9.4km2相当）に達する。

4-11

(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-3 シナリオ B2 の評価結果

C1：原子力規模維持×現有 Pu のみプルサーマル×使用済燃料全量直接処分〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続するが、目的のない Pu を保有しないため、RRP は稼働しない。



現在、海外(英・仏)、国内で保有する Pu の分のみ MOX 燃料の形態に加工しプルサー
マルで発電（約 10 年程度が必要）する。



SF-LUOX 及び上記で発生する SF-LMOX は、中間貯蔵(50 年間)の後、直接処分する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-4 参照
2030 年以降も原子力発電割合を堅持するが、再処理を行わない分、SF-LUOX は漸増する。2050 年以降は、直接処分されるため、使用済燃料の増加分と直接処分で相殺される。ただし、貯蔵量は施設容量（約 3 万トン)を超える。



軽水炉発電の維持により、天然 U 使用量は漸増し 2150 年では 80 万トンを超える。



SF-LUOX として中間貯蔵から直接処分(埋設)に移管させるため、待機中の使用済燃料
中の Pu インベントリとして漸増する。2150 年には 1,000 トンを超える。



全てが直接処分されるため、処分面積は約 32km2（山手線内側敷地面；63km2 の半分）
に達する。

4-12

(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

再処理せず

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

対象外

図 4.2-4 シナリオ C1 の評価結果

D1：原子力規模維持×現計画プルサーマル×RRP のみ稼働×使用済燃料直接処分〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP は計画通り稼働させ、分離した Pu は MOX 燃料の形態に変換し現計画プルサー
マルに使用する。



SF-LUOX 及び上記で発生する SF-LMOX は、中間貯蔵（50 年間）後、直接処分する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-5 参照


RRP で再処理する分、SF-LUOX（低燃焼度）の貯蔵量は減少するが、SF-LUOX（高燃焼度）や SF-LMOX 貯蔵量は増加。2150 年には約 2.5 万トンに達する。



軽水炉発電維持により、天然 U 使用量は漸増し 2150 年では約 80 万トンに達する。



RRP の分離 Pu の貯蔵量は、プルサーマルによって 50～60 トンに抑制されるが、有効
な Pu 資源の利用ではなく、軽水炉ウラン燃料の使用済燃料の形態に変換され、中間貯蔵後直接処分に移管されるが、直接処分待機中の使用済燃料中の Pu インベントリ
として漸増、2150 年には 900 トンを超える。



全てが直接処分されるため、処分面積は約 28km2（羽田空港敷地面積；15.2km2の約 2倍）に達する。

4-13

(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-5 シナリオ D1 の評価結果

E1：原子力規模維持×プルサーマル発電長期維持×プルサーマル以外全量再処理〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP さらには、第 2 再処理工場（以下、2 再）以降も計画通り稼働させる。

SF-LUOX から分離される Pu は MOX 燃料の形態に変換され、現計画プルサーマル
発電およびその後も新増設プラントで Pu バランスが取れる範囲（約 12GWe：全発電量の約 1/3）で消費する。

SF-LMOX は、再処理を行わず、中間貯蔵(50 年間)の後、直接処分する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-6 参照


SF-LUOX の全量再処理により、貯蔵量は 2080 年時点で約 0.3 万トン。SF-LMOX は2080 年頃以降、直接処分により約 0.5 万トンの貯蔵量で推移。



プルサーマルにより天然 U 使用量は抑えられ、2150 年で約 7 万トン節約。

2030 年以降も総電力量約 1/3 のプルサーマル継続で分離 Pu 貯蔵量は 50 トン程度に抑制。

SF-LMOX の直接処分(約 9km2)を含め、処分場面積は約 15km2（羽田空港敷地面積相当）に達する。

4-14

(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-6 シナリオ E1 の評価結果

E2：原子力規模維持×プルサーマル発電長期維持×全量再処理〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP さらには、2 再以降も計画通り再処理を継続させる。

SF-LUOX から分離される Pu は MOX 燃料の形態に変換され、現計画のプルサーマ
ル発電およびその後も新増設プラントプルサーマル発電で Pu バランスが取れる範囲（約 12GWe：全発電量の約 1/3）で消費する。

SF-LMOX も、2 再から再処理を開始する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-7 参照


RRP における SF-LUOX（低燃焼度）の再処理によって貯蔵量は減少。2 再以降、
SF-LMOX を再処理する結果、SF-LUOX（高燃焼度）の蓄積量が増加。



プルサーマルにより天然 U 使用量は抑えられ、2150 年で約 7 万トン節約。

2080 年頃大間が退役となり、新増設プルサーマル（1/3MOX）による需要低減で回収 Pu 貯蔵量が 100tPu 超に増加。SF-LMOX 再処理開始と同時に、取替用プルサーマ
ル燃料（以下、L-MOX）の Pu 富化度が急上昇し、現在の制限値を超える(高次化 Pu
含有率の増加が原因)。

4-15



処分場面積は、約 7km2（羽田空港敷地面積の約 1/2）程度に収まる。
(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-7 シナリオ E2 の評価結果

F1：原子力規模維持×プルサーマル/高速炉長期共存×全量再処理〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP さらには、2 再以降も計画通り全量再処理を継続させる。

SF-LUOX からの分離 Pu は、現計画プルサーマル発電及び新増設プルサーマル発電で Pu バランスが取れる範囲（約 12GWe：全発電量の約 1/3）で消費。

SF-LMOX も、2 再から再処理を開始し、2050 年過ぎ導入の高速炉燃料に使用する。



FR の規模は、L-MOX 発電規模まで約 50～60 年かけて導入。使用済 FR 燃料(以下、SF-FMOX)も 2 再から SF-LMOX と混合処理を始め、高次化 Pu のリフレッシュを図る。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-8 参照


使用済燃料貯蔵量は、プルサーマル発電の長期維持（シナリオ E1,E2）に比べ漸増傾向が抑えられ、2150 年時点では約 1.5 万トンほど残る。



FR の導入により天然 U 使用量は、2150 年時点で約 13 万トンの節約

4-16



2 再以降、SF-FMOX との混合再処理によりプルサーマル燃料起源の高次化 Pu がリ
フレッシュされ共存が成立する。回収 Pu 貯蔵量抑制のため、全再処理量に対するSF-LMOX 及び SF-FMOX の再処理量が少なく、2150 年には約 700 トン蓄積する。



処分場面積は、約 7km2（羽田空港敷地面積の約 1/2）
(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-8 シナリオ F1 の評価結果

F2：原子力規模維持×プルサーマル/高速炉短期共存×全量再処理〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP さらには、2 再場以降も計画通り全量再処理を継続させる。

SF-LUOX から分離される Pu は、現計画プルサーマル発電で Pu バランスが取れる範囲（約 12GWe：全発電量の約 1/3）で消費する。

シナリオ F1 の評価結果より、2 再における SF-LUOX（高燃焼度）の処理率向上のた
め、SF-LMOX 及び SF-FMOX は 3 再から SF-LMOX との混合処理を始め、高次化 Puのリフレッシュを図り、F-MOX に使用する。



FR は、約 50～60 年かけて全発電量の約 1/3 の規模まで導入する。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-9 参照

4-17



シナリオ F1 に比べ、2 再は、SF-LUOX 再処理に特化し、3 再において、SF-LMOXと SF-FMOX の混合再処理としたため、2150 年時点の残存貯蔵量は 1 万トン以下に低減。



天然 U の使用量は、シナリオ F1 に同じ。



プルサーマル発電を現計画に留め、同規模の発電量まで徐々に FR を共存～リプレー
ス導入することで、回収 Pu 貯蔵量は 50 トン程度に抑え込める。一方、回収 Pu 貯蔵
量抑制のため、全再処理量に対する SF-LMOX、SF-FMOX の再処理量が少なく、再処理待ち使用済燃料が増大。2150 年には約 700 トンが蓄積する。



処分面積は、約 7km2（羽田空港敷地面積の約 1/2）に留まる。
(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-9 シナリオ F2 の評価結果

G1：原子力規模維持×プルサーマル/高速炉短期共存から移行×2 再以降全量再処理〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP さらには、2 再以降も計画通り全量再処理を継続させる。

SF-LUOX から分離される Pu は、現計画プルサーマルで消費するとともに、2050 年
過ぎから導入される FR に使用する。



FR は 2050～2100 年にかけて緩やかに導入し、MOX 燃料再処理技術が確立する頃
4-18

（3 再稼働）から本格導入し、LWR から FBR へ完全移行する。


SF-LMOX は、導入初期の FMOX に使用するため 2 再から再処理。

4-19



SF-FMOX も 2 再で SF-LMOX との混合処理を始め、高次化 Pu のリフレッシュを図る。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-10 参照
SF-LUOX 貯蔵量は、FBR に完全移行する 2125 年頃までに再処理が完了。SF-FMOX
が数千トン蓄積。

FR 本格導入によりウラン使用量は 30 万トンほど節約。シナリオの違いによる節約の程度は L-UOX>L-MOX(⊿7 万ﾄﾝ)>F-MOX 共存(⊿13 万ﾄﾝ)>>F-MOX 移行(⊿30 万ﾄﾝ)Pu バランス的に 2 再で SF-LMOX と SF-FMOX を少量再処理する結果、FR 導入量以上の Pu が回収され、一時的に分離 Pu 貯蔵量が 150 トン程度に増加。炉外 Pu インベ
ントリは 300tPu 程度に軽減。

処分場面積は、約 7km2（羽田空港敷地面積の約 1/2）
(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-10 シナリオ G1 の評価結果

G2：原子力規模維持×プルサーマル/高速炉短期共存から移行×3 再以降全量再処理〈シナリオ概要〉


長期エネルギー需給見通しに従い、原子力発電を 2030 年以降も継続する。



RRP さらには、2 再場以降も計画通り全量再処理を継続させる。

SF-LUOX から分離される Pu は、現計画プルサーマルで消費するとともに、2050 年過ぎから導入される FMOX に使用する。
4-19



FR は 2050～2100 年にかけて緩やかに導入し、MOX 燃料再処理技術が確立する頃（3再稼働）から本格導入し、LWR から FR へ完全移行する。FR 導入時に必要となる Pu
は、SF-LUOX 起源の Pu で量的には成立。

SF-LMOX 及び SF-FMOX は 3 再から再処理。

〈シナリオ評価結果概説〉図 4.2-11 参照


SF-LUOX 貯蔵量は、FBR に完全移行する 2125 年頃までに処理が完了。SF-FMOX のみ、数千トン。



天然 U の使用量はシナリオ G1 に同じ。FR への移行で約 30 万トンの節約。



シナリオ G1 に比べ、FR の本格立上げ（2090 年以降）までは、SF-LUOX（高燃焼度）
起源の Pu で賄い、Pu 需要が増える 2090 年以降（3 再時代）に SF-LMOX、SF-FMOXを処理。その結果、貯蔵 Pu 量は 50 トン程度に留まる。炉外 Pu インベントリも 300tPu
程度に軽減。



処分場面積は、約 7km2（羽田空港敷地面積の約 1/2）
(1) 原子力発電計画(2) 再処理計画

計
画

評
価
結
果

(3) 使用済燃料中間貯蔵量(4) 回収Pu貯蔵量(5) 炉外Puインベントリ(6) 天然ウラン使用量(7) 廃棄物処分面積(8) 取替MOX燃料Pu富化度

図 4.2-11 シナリオ G2 の評価結果

4-20

4.3 重要な課題に対する導入シナリオの比較
表 4.2-2 で示した短期的、中長期的に重要な課題に対して、以下の代表的なシナリオを比較し、高速炉の導入に伴う効果・影響を考察した。比較対象は、以下とした。


ワンススルー（直接処分）：シナリオ C1



プルサーマル長期継続：シナリオ E1



プルサーマルと併存する高速炉の少数基導入：シナリオ F1

軽水炉から高速炉への完全移行（高速炉の本格導入）：シナリオ G2

4.3.1 使用済燃料の中間貯蔵管理料の逼迫
図 4.3-1 に、代表 4 ケースの使用済燃料中間貯蔵量の推移の比較を示す。ワンススルー
による直接処分を選択した場合、使用済燃料の中間貯蔵量は、2030 年過ぎに貯蔵限界量（約 3 万トン）[13] を超え最大 3.8 万トンに至るが、2000 年に中間貯蔵された SF-LUOXが 50 年の貯蔵期間を経過し、2050 年より順次、直接処分施設へ移送されるため、その後の中間貯蔵量は約 3.1 万トンのレベルで推移する。
一方、プルサーマルを長期継続するケースは、SF-LUOX のみ再処理行う想定にしているため、2090 年頃にかけて SF-LUOX の中間貯蔵量は減少するが、再処理を行わない
SF-LMOX が蓄積するため、2150 年時点の使用済燃料中間貯蔵量は 1.5 万トン程度となる。
2050 年～2120 年にかけて全発電量の 1/3 程度（約 12GWe）まで高速炉を導入しプルサーマル発電から高速炉発電に切り替えるケースでは、SF-LMOX の再処理も行うため、2120 年にかけて、貯蔵量は緩やかに増加するが、高速炉の少数基導入とともに貯蔵量は減少し、2150 年時点の中間貯蔵量は約 1.3 万トンになる。さらに 2090 年頃から高速炉に本格移行するケースでは、高速炉燃料に必要な Pu 量を確保するため軽水炉発電で蓄積している SF-LUOX や SF-LMOX の再処理が進むため、本格移行が完了する 2120 年頃には
SF-LUOX の再処理が完了し、貯蔵量は 0.3 万トン程度まで減少する。

図 4.3-1 使用済燃料中間貯蔵量の推移[8]4-214.3.2 核燃料サイクルを巡る国際的視点（プルトニウムの管理）
図 4.3-2 に、再処理で回収される Pu（製品 Pu）貯蔵量の推移を示す。再処理によって回収される Pu の貯蔵量は、多くのシナリオにおいて最大 50 トン Pu 以下（平均的には 30
トン Pu 以下）に抑制することが可能である。図中、一部で設定した上限値（50 トン Pu）
を超える瞬間が認められるが、これらは、2090 年や 2110 年からの新設高速炉（0.7GWe/
年×10 年）建設に先駆けて初装荷炉心製造に必要な Pu（約 9.5 トン Pu/GWe）の準備のためにピークが出現することを示している。
一方、図 4.3-3 は、炉外のプルトニウムインベントリ（使用済燃料、ガラス固化体、貯蔵中の製品 Pu など、炉外に存在する Pu インベントリ）の推移を示したものであるが、直接処分（ワンススルー）を選択した場合、使用済燃料の形態で単調増加し 2150 年には
約 1,000 トン Pu を超える。高速炉の本格導入を行い完全移行する選択肢では、高速炉の本格導入開始時期（2090 年頃）から炉外 Pu インベントリは減少し、完全移行到達の 2120
年以降、使用済燃料集合体（冷却中･再処理待機）の形態で約 300 トン Pu 程度になる。

図 4.3-2 再処理回収プルトニウムの貯蔵量[8]図 4.3-3 炉外プルトニウムインベントリ[8]4-224.3.3 エネルギー安全保障
図 4.3-4 に示すように、ワンススルー（直接処分）で軽水炉体系を長期に継続する場合、天然ウランの使用量は単調増加し、2150 年には 80 万トンに達する。また、プルサーマルの長期継続をした場合、濃縮ウランを使用しない分、ウラン累積使用量は約 7 万トンの節約となる。高速炉を少数基導入しプルサーマル発電と併存させる場合には、濃縮ウラ
ン不使用、劣化ウランの使用などによる節約によって、ウラン累積使用量も約 20％程度削減され、2150 年時点で 68 万トンとなる。
一方、2090 年頃から高速炉の本格導入・完全移行を行うと、完全移行が完了する 2120
年時点でウランの累積使用量は 50 万トンとなり、その後の増加は抑止される。また、高速炉の本格導入を早めて 2060 年頃から導入・完全移行を開始すると、21 世紀末には、ウラン累積使用量が約 35 万トンと、大幅にウラン使用量を抑制することができる。
この結果は、4.1.2 節で懸念した 21 世紀半ば頃までの天然ウラン資源の節約を可能にする結果と云える。

図 4.3-4 天然ウラン累積使用量の推移[8]4.3.4 環境負荷低減
図 4.3-5 に示すように、ワンススルーで軽水炉を継続使用した場合、処分場面積は、約32km2（山手線内側面積の約 1/2）が必要となり、現在、国が処分場として計画している
必要面積 6～10km2 [14]に対し約 3 倍の面積が必要となる。これは、処分体が使用済燃料の形状で崩壊熱が高いことから、安定処分に必要な処分体の離間距離がガラス固化体の離間距離に比べて更に距離を取った結果である。また、プルサーマルの長期継続のケー
スでも、SF-LUOX の再処理から派生するガラス固化体の処分場面積に加え、SF-LMOXの直接処分に必要な面積が加わった結果、約 15km2（羽田空港の面積に相当）の処分場面積となる一方、再処理を行いガラス固化体として処分すると高速炉の導入如何に関わらず処分場の面積は約 7km2（羽田空港の約 1/2）に抑制される。さらに高速炉サイクルとし
4-23

て、SF-LMOX や SF-FMOX を再処理した高レベル放射性廃液（ガラス固化工程に至る前段階）から発熱量の高い MA を分離･回収する（PUREX 法等の湿式再処理の場合であり、回収された MA は高速炉の燃料に数％程度含有させ、高速炉の炉心で燃焼させることが可能）と、ガラス固化体の発熱量が低下する結果、ガラス固化体の発生本数が削減され、処分面積は約 5km2に縮小が可能となる。
面積の比較
2

区域・施設

面積[km ]

皇居

1.4

成田国際空港

9.4

羽田空港

15.2

山手線内側

63

図 4.3-5 高レベル放射性廃棄物（ガラス固化体及び使用済燃料 *）の処分面積[8]*：直接処分（ワンススルー）の場合
図 4.3-6 は、高速炉の本格導入・移行サイクルにおける MA の炉外インベントリを MA の分離･回収の有無で比較したものであるが、MA の分離･回収を行わない場合、ガラス固化体
中に存在する MA インベントリが単調に増加する結果、2150 年時点で炉外にある MA 存在
量（使用済燃料中の MA、U/Pu 製品中の MA、ガラス固化体中の MA）は、約 260 トン MAとなる。一方、MA を 99%の収率で分離･回収し、5wt%の割合で高速炉燃料に含有させ燃焼させると、使用済燃料や U/Pu 製品中の MA 量は微増するものの、ガラス固化体中への MA
移行量が大幅に減容される結果、その存在量は約 130 トン MA と 1/2 に減少する。この場合、2090 年～2150 年までの 60 年間の MA 累積消費量は、約 4,000 トン MA となる。その結果、ガラス固化体に MA は移行せず、高レベル放射性廃棄物の潜在的有害度を低減させることが可能になる。図 4.3-7 に示す処分体の潜在的有害度（放射能毒性）を見ると、処分体の放射能毒性は、直接処分の場合、埋設後に天然ウランレベルに低下するまで約 10 万年以上を必要とするが、軽水炉サイクルにおいて、ガラス固化体として埋設する場合は、約 0.8～1万年まで期間が短縮し、さらに高速炉サイクルにおいて MA を 99.9%の収率で回収して高速炉サイクルの中に閉じ込めることにより、約 3 百年までの短縮が可能となる。

4-24

図 4.3-6 マイナーアクチニドの炉外インベントリ

図 4.3-7 高レベル放射性廃棄物の潜在的有害度低減効果[8]4-25

4.3.5 まとめ
気象変動に関するパリ協定合意や自国のエネルギー安全保障により、世界の原子力発電
規模は増加傾向に向かい、現在の規模 390GWe は、2050 年には（低成長）400GWe～（高成長）900GWe へと拡大し、2100 年では、（低成長）400GWe～（高成長）1,300GWe まで伸長する可能性がある。これに対して、2015～2100 年に原子力発電施設から要求されるウランの需要は、低成長予測で約 490 万トン、高成長予測で約 1,230 万トンと評価される。中国、インドなどの原子力利用の大幅拡大や、確認資源以外のウラン資源の利用可能性などの不確実性を考慮すると、供給源のウラン資源は、21 世紀半ばには確認資源を消費し尽くし、推定資源に頼ることとなり、ウラン資源の流通制限（投機の対象としての買占めや不買など）や価格高騰を招くことが懸念される。エネルギー自給率の低い日本として、このような状況に対応するには、21 世紀半ばまでには、ウラン資源の利用効率を飛躍的に拡大させることができる高速炉技術の実用化見通しを獲得しておくべきである。
また、将来の可能性のある原子力利用のシナリオについて、種々のパラメータや境界条件、現時点で把握される情報や知見をベースに解析を通じて、高速炉開発の意義について評価を試みた。その結果、高速炉サイクルは、天然ウランの需要を抑え、我が国をウラン
資源の価格高騰や流通の制約から解放し得るとともに、軽水炉発電が長期間にわたって利用される場合でも、少数基の高速炉導入により、軽水炉利用の持続性を高めることができるとともに、高レベル放射性廃棄物（ガラス固化体）の発生量の減容やこれに伴う処分場
面積の削減、潜在的有害度を低減する効果が期待でき、環境負荷の低減に有効であることが定量的に判明した。
以上のように、高速炉（高速炉サイクル）の目標は、資源有効利用と環境負荷低減の同時達成による原子力エネルギーの持続的利用であり、その導入と達成は、我が国のエネル
ギー安全保障に貢献するものである。しかしながら、高速炉サイクル開発は、一朝一夕に成し得るものではなく、特に発熱量や中性子強度の高い MA を安全に取扱う技術開発には時間を要する。したがって、まずは 21 世紀半ば頃より、ウランやプルトニウムの資源有効利用を可能にしてウラン資源を節約し、次に MA のリサイクルを目指し環境負荷を低減させることができる段階的な高速炉サイクルシステムの技術拡張を図るべきである。
参考文献
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2017 Edition”, Sep. 2017

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子力発電･核燃料サイクル技術等検討小委員会，平成 24 年 5 月 23 日
[13] 電気事業連合会，「使用済燃料対策推進計画」，2015 年 11 月 20 日
[14] 原子力発電環境整備機構(NUMO)ホームページ
https://www.numo.or.jp/q_and_a/faq/faq100049.html[15] IAEA/NEA No.7413, “Uranium 2018 Resources, Production and Demand.”,20184-27

5.1 社会的合意形成に向けた取組み
2016 年 12 月に原子力関係閣僚会議が閣議決定した「高速炉開発の方針」[5-1-1]においては、「高い安全性と経済性を同時に達成する高速炉を開発し、将来的な実用化を図り、もって国際標準化に向けたリーダーシップを最大限に発揮することを目標に掲げる」ことが示された。また、「高速炉は、核燃料サイクルによって期待される高レベル放射性廃棄物の減容化・有害度低減、資源の有効利用の効果をより高めるものである」として、高速炉開発の意義が、昨今の社会的な状況変化によって変わるものではなく、依然として重要であることが明記されている。こうした目標を達成するためには、開発のステークホルダ
ーをはじめ、規制機関を含む政府の関係省庁、都道府県、関係市町村、国民の各層において本決定が十分に浸透し、理解を得た状態で開発を推進することが重要である。特に、高速炉の開発意義や関連技術に関する国民の理解を醸成する取組みが必要である。
これまでは、時間を要したが高速炉関連施設が立地する地方自治体と関係省庁の間で理解醸成が図られ、研究開発を推進してきたといえる。しかしながら、原子力利用に伴うリスクが顕在化した東電福島第一原子力発電所事故以降は、国民の原子力エネルギーに対する受容性が著しく低下し、開発の担い手は多くの国民の厳しい視線に晒されている。この点を踏まえて、実用化に向けた研究開発を確実に進めていくためには、国として合理的且
つ整然とわかり易い開発ロードマップの策定が必要であり、早い段階から、関連施設の立地地域のみならず、地域性を超えた理解醸成を図っていくことが重要である。
加えて、長期的な取組みが必要となることから、社会的な変化を常に勘案しつつ、エネ
ルギー安全保障（エネルギー自給率向上や技術自給率の維持など）等の重要性、確保すべき安全性の目標、得られる便益及びコスト等の視点を長期間にわたって共有できるように、社会的合意形成とその維持に努めることが重要である。その際には、高速炉開発がエ
ネルギー安全保障上有している開発意義や関連技術の価値について議論の充実を図るた
め、学識者・専門家が説明の労をとる必要がある。
更に、「もんじゅ」の 2 次系ナトリウム漏えい事故等を含めた今日までの原子力分野の経緯を踏まえれば、開発の担い手が注目される局面では、信頼できる情報を適切なタイミ
ングで発信できる対応能力が極めて重要である。技術に関する情報を科学的根拠に基づいて各層にわかりやすく説明すること、自らが担っている役割について説明することも当事者としての責任である。これらの観点で、以下に、フランスの原型炉「フェニックス」の2 次系ナトリウム漏えい事象における当事者の対応実績を紹介する。
「フェニックス」は、1973 年 8 月に初臨界を迎えたが、3 年目の 76 年の 7 月から 77 年の 8 月までに、3 ループ 6 基（各ループ 2 基）のうちの 3 基の中間熱交換器 2 次系で溶接部にクラックが生じナトリウム漏えいが発生した。不適切な設計による応力集中がその原因であった。中間熱交換器の 1 次系が健全で 2 次系側からの漏えい事象では、放射線物質の放出によるリスクは生じない。また、3 ループ中の 1 ループのみでの漏えいでは発電シ
ステムは冗長性を維持している。この観点でリスク評価が行われ、1 ループの中間熱交換

5.1-1

器が改修中でも、2 ループの信頼性が維持されている期間は 2/3 出力運転が行われた。不適切な設計で生じた共通要因によるナトリウム漏えい事象であることから、全６基の中間熱交換器を順次改修し、最初の漏えいから 2 年が経過していない 78 年 4 月には 3 ループによる定格出力運転（25 万 kW）に復帰している。この間、合理的なリスク評価を行うことで、約 8 ヶ月にわたる 2/3 出力運転の実績を残すと共に、研究開発段階炉の大型機器の改修技術でも実績を積み上げた。発生する可能性が高い初期トラブルに対して、迅速で合理的な対応を行うことで開発の担い手としての信頼を維持できた。このような科学的根拠に基づく合理的対応を規制が認め、且つそれを支持する世論を獲得できる土壌を培う努力を継続して行うことが重要である。
「もんじゅ」の 2 次系ナトリウム漏えい事故発生時には、当初情報を完全には公開しなかったことが開発当事者の信頼を失墜させ、プロジェクト継続の是非が問われる事態となった。こうした事態に際して、技術者は、科学的知見に基づく技術解説に努めたものの、トラブルを乗り越えてプロジェクトを推進しなければならない理由については言及することなく、政府（原子力委員会）に説明を委ねてきた。しかし、2012 年 10 月に原子力委員会の在り方見直しが開始され、検討を経て同委員会の役割が縮小された今、原子力利用に関する政策立案は各省庁に委ねられており、原子力基本法に基づく大局的（人類社会の福祉と国民生活の水準向上とに寄与することを目的とする）観点から諸政策を総括し、政治判断に付すと共に国民への説明を担う存在は不明確である[5-1-2]。こうした状況において開発当事者は、当事者間で共有してきた高速炉開発の意義について国民に説明するという労をとる必要がある。また、プロジェクトが停滞あるいは中止されることにより生じ得る
課題についても、説明責任を果たすことも必要である。
日頃から安全性・事故終息性の向上に関わる研究開発の成果を発信し続けることも社会的合意形成に有効である。例えば、「もんじゅ」ナトリウム漏えい事故の教訓に基づき、その後、開発の担い手を中心とする研究グループが国際的に高く評価される研究成果を挙げている。即ち、空気・水に対する化学反応性が大きく低下するナノメートルスケールのチタン粒子を分散させた改質ナトリウムを開発し、安全性に係わる個別事象に対してその効果を確認している[5-1-3]。ナトリウム漏えい燃焼対策だけでなく、2 次系に化学反応性が大きく低下した改質ナトリウムを採用することで、蒸気発生器内で想定されるナトリウ
ム-水反応事象（伝熱管破損事故）が発生した場合、時間的に余裕を持った対応が可能になり社会的説明も容易になる。開発の担い手の力量の見える化を図る上でも、このような安全性向上の実証的研究の成果は、社会的合意形成の取組みの中で適宜活用されるべきである。
また、2011 年 3 月の東電福島第一原発事故以降、その教訓を踏まえて、炉心溶融事故が万が一発生した場合でも、炉心溶融物質は原子炉容器内で冷却され事故が終息するアクシ
デントマネジメントが求められている。高速炉のこの分野の実証的研究は、既に、開発の担い手によって、2000 年代初頭から国際協力でカザフスタン共和国 国立原子力センター

5.1-2

の試験研究用照射炉 IGR などの試験設備を活用して進められている。具体的には、日本側が用意した核燃料ピン試験部を IGR 内に設置し燃料ピンを溶融させ、炉外試験も含めて、この種の溶融物質のナトリウム中での分散・冷却特性を実証的に明らかにする研究を進めている[5-1-4]。この様な事故終息性に関する実証的な研究成果は、纏まった時点で社会的合意形成の取組みの中でも活用されるべきである。
参考文献[5-1-1] 原子力関係閣僚会議,「高速炉開発の方針」（2016 年 12 月決定）
[5-1-2] 小伊藤優子，「国家安全保障をめぐる高速炉開発に関する政策過程(1)高速増殖原型炉もんじゅの外交的側面」，（日本原子力学会，2019 年 3 月，予稿番号１K07）[5-1-3] Jun-ichi SAITO and Kuniaki ARA, NED Vol. 240, pp.2664-2673 (2010)[5-1-4] 神山健司, 他,「高速炉の炉心安全性試験 EAGLE プロジェクト-カザフスタンとの研究協力」, エネルギーレビュー 2016-11, pp.44-47（2016 年）

5.1-3

5.2

高速炉サイクルの実用化に向けた核不拡散・核セキュリティの考え方

核不拡散（Non-Proliferation）とは、核兵器、その移送手段、関連する資機材、技術の拡散を防止することであり、核兵器不拡散条約（NPT：The Treaty on the Non-Proliferation of Nuclear
Weapons）締結国は、国際原子力機関（IAEA：International Atomic Energy Agency）による査察を受けることになる。一方、核セキュリティ（Nuclear Security）は、核物質、その他の放射性物質、関連施設又は関連活動に係る又は向けられた犯罪行為又は意図的な無許可の行為の防止、検知及び対応を行うことであり、テロリスト等が対象となる。
核物質、そして原子炉及び核燃料サイクル技術は、平和目的にも軍事目的にも利用することができるため、原子力発電所を含む核燃料サイクル施設への核不拡散、核セキュリティに係る対応が求められており、そのため各国は、条約、二国間協定、国際的なガイドラインに基づき、核不拡散、核セキュリティに関して、自国の国内法等に適用してきた。
ここでは、原子力の平和利用を開始してから今日に至る国際動向を踏まえ、原子力発電所、
核燃料サイクル施設における核不拡散・核セキュリティの考え方について述べる。
１．核不拡散・核セキュリティの国際動向(1) 原子力の平和利用と核不拡散
米国アイゼンハワー大統領は、1953 年 12 月にニューヨークで開催された国連総会にて「平和のための原子力（Atoms for Peace）」演説 [1] を行い、原子力の平和的利用の推進と軍事転用の防止を担保するための保障措置（Safeguards）の実施、その保障措置の実施機関となる国際機関（後の IAEA）の設立等を提案した。
日本においては、第 2 次世界大戦後のエネルギー政策の検討の中で、国会議員の有志により、原子力を平和利用するための原子力関係予算案が緊急提出され、同予算案は、1954 年に成立した。また、翌年の 1955 年に原子力基本法等が成立し、原子力の利用に向けての機運が醸成された。しかしながら、日本は、原子力の研究開発や原子力発電の導入に向けて、その技術や核物質等の資源がないことから、米国、英国、仏国などの技術を有する国々と、また資源国であるカナダやオーストラリアとの二国間原子力協力協定（以下、二国間協定）を締結して、原子力の利用を進める必要があった。一方、二国間協定の内容においては、平和のための原子力演説の中にもある通り、核不拡散の向上を目指して、供給国による保障措置等が行われるという制約が当初から課されており、IAEA 設立後、その保障措置の役割は徐々に IAEA に移管された。
米国、ソビエト連邦（現ロシア）、英国、仏国、中国の 5 か国を「核兵器国」と定め、これらの核兵器国以外の国には、IAEA による保障措置の実施を義務付ける、核兵器の拡散を防止する NPT が 1970 年に発効した。日本は 1976 年に批准し、平和的な原子力活動に係る全ての核物質を対象とした「包括的保障措置協定」を IAEA との間で締結している。
核不拡散については、1974 年に実施されたインドによる核実験を契機に一変し、国際社会は、平和目的で供与された核物質、資機材、原子力関連技術の軍事転用に関する懸念に対5.2-1

して、原子力関連品目の輸出規制の強化、原子力供給国会議の開催などの対応を迫られた。
特に米国は、自らの商業用再処理とプルトニウムリサイクルを無期限延期するとともに、当時の西ドイツ、フランスで進められていた濃縮・再処理技術及び資機材の諸外国への移転について、中止を迫った。また、米国カーター大統領は、これらの核不拡散政策の法制化を実施し、これにより日本は米国との二国間協定の改訂を迫られた。二国間協定の協議は、カーター大統領の退任後も続けられ、レーガン政権時に、米国の核不拡散の強化を取り込みつつ、日本の核燃料サイクル政策が可能となる濃縮、再処理等の包括的事前同意を含む新たな協定が 1988 年に締結され、現在に至っている。
1993 年、イラク及び北朝鮮の核兵器開発疑惑等により、IAEA 保障措置制度の強化及び効率化の検討が行われ、その結果として、未申告の核物質や原子力活動がないこと及び保障措置下にある核物質の軍事転用がないことを検認するために、IAEA が追加的に必要とされる権限等を盛り込んだモデル追加議定書が、1997 年 5 月に IAEA 理事会で採択された。包括的保障措置協定とその追加議定書を受け入れることが核不拡散のための最も現実的かつ効果的な手段であり、日本政府はその普遍化に尽力している。
(2) 核セキュリティ
核物質防護や核セキュリティについては、テロリスト等による攻撃の可能性やソビエト
連邦崩壊以降の核物質の不法移転等が増大したこと等から、従来のウランやプルトニウム
といった核物質の防護や輸出管理の強化が行われてきた。また近年では、2001 年の米国同時多発テロは原子力施設においても対象となり得ること、東京電力福島第一原子力発電所事故と同様な事故がテロリストにより引き起こされる可能性があることが指摘され、原子力施設への強化が求められている。以下に年代別に紹介する。
まず、1970 年代においては、テロリストが政治目的を達成するための手段としてハイジ
ャック等が行われた。ハイジャック対策等が講じられると、徐々に爆弾を用いたテロへとシフトしていった。このような中、原子力活動における対応としては、核物質の国際輸送中の核物質に対する区分（量）に応じた防護と海上輸送中の対応がまとめられた IAEA 核物質防護勧告（IAEA/INFCIRC/255）が 1975 年に作成された。また、同勧告を踏まえ、「国際輸送中の核物質に対する防護の義務」と、「核物質を用いた犯罪人の処罰義務、犯罪の特定、犯罪人の引き渡し等が記された核物質防護条約の草案」が IAEA にて採択（1979 年）され、1987 年に発効した。
1980 年以降の動向としては、1974 年に行われたインドの核実験を踏まえ、核不拡散強化がなされたが、原子力技術の供給国においては、その一環として核物質防護措置を、原子力協力の要件の一つとして二国間原子力協力協定に取り入れることにより、強化してきた。例
えば、1988 年に締結した日本と米国との原子力協力協定においては、協定を結ぶ両国において核物質防護勧告 Rev.1 またはその最新版を取り入れる内容になっており、日米両国は、核物質防護勧告の最新版（Rev.5）を取り入れることとなっている。

5.2-2

また、核なき世界を提唱した米国オバマ大統領のイニシアチブの下、政府首脳が核セキュリティに特化して議論する核セキュリティ・サミットが 2010 年から 2016 年にかけて合計 4回開催 [2] された。同サミットでは、高濃縮ウラン *の使用の最小化、IAEA の役割の再確認、
改正核物質防護条約や核テロ防止条約等の国際約束への早期加入を促すサミット・コミュ
ニケ、並びにコミュニケを補強する作業計画が策定された。加えて、サミット参加国の合意形成が難しい課題について、有志国が自発的な協議・取組みを進める「バスケット提案方式」が採用され、核物質防護、核セキュリティに係る制度的な対応に加えて、各国に自主的に更なる強化を求めたことは、このサミットにおける大きな成果であった。
２．核不拡散・核セキュリティに係る考え方(1) 短期的な視点
原子力の平和利用を推進するためには、上述の通り、非核兵器国である日本は、原子力の利用を行う上で、NPT に加入するとともに、核セキュリティ上の対応について、条約、二国間協定に基づく対応と、それを補強する自主的な活動が求められている。現在の日本における核不拡散対応については、IAEA との保障措置協定及び追加議定書を締結し、IAEA より、「保障措置下にある核物質の転用」及び「未申告の核物質及び原子力活動」が存在しない旨の「拡大結論」が 2004 年の 6 月理事会で得られ、それ以降も継続されている。また核セキ
ュリティにおいては、各国が主体的に実施するものであるが、日本は核物質防護条約及び改正核物質防護条約、IAEA 核セキュリティ勧告 [3] を国内法等に取り入れている。これら核セ
キュリティに係る対応については、原子力規制庁が発表した「国際核物質防護諮問サービス「前回（IPPAS）フォローアップミッションの結果（平成 30 年 12 月 7 日）[4]」によると、のミッション以降、日本の核セキュリティ体制には顕著な改善がみられる。その体制は、強固で十分に確立されており、改正核物質防護条約の基本原則に従ったものである」との見解
が IAEA より示されている。
他方、新聞報道によると、米国の専門家や一部の国は、日本が保有するプルトニウム量に対して懸念が示されているが、外務省の河野大臣は、「（一部要約）IAEA の査察を日本はしっかりと受けており、流用される懸念はないが、使用目的のないプルトニウムを持たないという原則に違反しているというような疑いをかけられないように、プルトニウムの取扱いには慎重であるべき [5]」と述べている。このような利用の透明性については、第 5 次エネル
「プルトニウム保有量の削減に取り組む」が新たに示されるととギー基本計画 [6]において、もに、「これを実効性あるものとするため、プルトニウムの回収と利用のバランスを十分に考慮しつつ、プルサーマルの一層の推進や、2016 年に新たに導入した再処理等拠出金法の枠組みに基づく国の関与等によりプルトニウムの適切な管理と利用を行う」という政府の方針が示された。
今後については、本資料集の「4.3.2(2)核燃料サイクルを巡る国際的視点（プルトニウムの*IAEA では、高濃縮ウランは、20%以上のウラン-235 を含む濃縮ウランと定義している
5.2-3

管理）
」に示す通り、高速炉を導入することによって、日本が保有するプルトニウムの消費（初装荷炉心で約 9.5 トン Pu/GWe）が促進されるなど、具体的な計画が示されることによって、プルトニウムの利用目的がより明確になることから、上記のような諸外国からの懸念も払拭されるであろう。
上述の通り短期的な視点では、日本国内の原子力施設の核不拡散（保障措置）
・核セキュ
リティは十分対応がなされており、課題は少ないと考えられるが、保障措置の更なる向上、
また核セキュリティ脅威（サイバーセキュリティやドローンを使用した破壊行為等）対策は、
国内的なものだけではなく国際協力・貢献の観点でも重要であり、継続的に実施されるべきであろう。
(2) 長期的な視点
長期的には、使用済燃料から U/Pu とともに MA を抽出し、これらを混合した燃料による高速炉サイクルを実用化していくことが、想定される。
これらの実用化に向けて新規施設が建設されることになるが、IAEA 保障措置の観点からは、プロジェクトの構想又は計画の段階から施設の設計情報等を提供することが求められる。また日米原子力協力協定においては、Pu を利用する新規施設に対して、米国から当該施設の保障措置概念に係る同意が求められるため、それに向けた準備も必要となる。
従って、高速炉サイクルへの実用化に向けては、IAEA や諸外国との調整も必要となるため、安全性の検討に加えて、核不拡散・保障措置及び核セキュリティを設計段階から取り込
むことが重要である。その結果、上記の制度的対応含め効率的な研究開発が実施可能となるであろう。
参考文献、他[1] Dwight D. Eisenhower, Atoms for Peace Speech,https://americancenterjapan.com/aboutusa/translations/2375/#enlist[2] 田崎、須田、核セキュリティに関する国際動向と日本の貢献、日本原子力学会誌、
Vol.58、No.10（2016）[3] IAEA/INFCIRC/225/Rev.5 核物質及び原子力施設の物理的防護に関する核セキュリティ
勧告[4] 国際核物質防護諮問サービス（IPPAS）フォローアップミッションの結果、
http://www.nsr.go.jp/activity/bousai/Physical_Protection/ippas_20181207.html[5] 河野外務大臣会見記録、https://www.mofa.go.jp/mofaj/press/kaiken/kaiken4_000724.html[6] 第5次エネルギー基本計画、
http://www.meti.go.jp/press/2018/07/20180703001/20180703001-1.pdf

5.2-4

5.3 再生可能エネルギーとの共存(1) 炭酸ガスのゼロエミッション
地球温暖化が世界的な問題になっている。これに関しては色々な考え方があり、不明な点も多いことに加え、状況がかなり政治的になってきていて、現在考えられているシナリオが将来大きく変更される可能性もあるが、ここでは世論で広くサポートされていると考えられるシナリオに沿った議論をする。
地球温暖化を防ぐため炭酸ガスの排出を無くそうというのが世界のコンセンサスとなってきている。即ち、化石エネルギーの使用を無くそうというわけである。マスコミ等の論評を見ると、地球に最もやさしいエネルギーは太陽光や風力に代表される再生可能エネルギ
ーと考えられており、化石エネルギーを無くした分はこれでまかなおうとしているように思われる。
しかし、再生可能エネルギーは天候や日照条件に大きく依存し、人間のエネルギー需要をいつも満たすわけにはいかない。このためにはエネルギー貯蔵が必要となるが、これは高コストになることが知られている[1]。再生可能エネルギーと需要とのギャップは他の発電手段でバックアップするのが適当であろう。化石燃料発電所に CCS（Carbon dioxide Captureand Storage）を組み合わせて発電することも考えられている[2]。しかし、これも完全なものにするには多大なコストがかかると言われている。バイオマスの利用も考えられるが、これもコストや可能な発電量に問題がある[3]。そうすると原子力でということになる。
(2) 現状日本における最近の再生可能エネルギーの導入は急激であり、電力が余る状態というのも出現している。火力発電等負荷追従の容易な電力を抑制してきて、次にどの電力の抑制を行うかは電力広域的運営推進機関による送配電等業務指針[4]に定められている。第 174 条には、再生可能エネルギーと原子力のどちらを選ぶかといった事態に立ち至った場合、原子力ではなく再生可能エネルギーを抑制すると定められている。原子炉は資本費は高いが、運転費が安いということでベースロード運転となっているが[6,7,8]、この意味では燃料を必要としない再生可能エネルギーはもっとベースロード運転に適したエネルギーであり、経済性だけを考えると、原子力のほうが抑制されるべきである。
原子炉がベースロード運転をしているのは、たんに経済性の問題だけでこうなっているのではなく、現在運転されている軽水炉に負荷追従運転に関する技術的な問題があるためである。高速炉はこの問題から解放されるが、これについて以下に述べる。
なお、九州電力では多くの再生可能エネルギーを受け入れてきているが、最近 PWR の再稼働も果たした。先のような問題がおこらないかと心配している。
（すでに、起こっているかもしれない。
）(3) 再生可能エネルギーと原子力の協働システム

5.3-1

原子力は炭酸ガスを放出しないことから、地球温暖化を防ぐことができる。将来、化石エ
ネルギーを利用できなくなったとき、原子力をどのように利用できるか検討しておく必要がある。まずは、再生可能エネルギーと原子力だけで、全てのエネルギー需要をまかなえるかどうかを検討する。
この場合、再生可能エネルギーは常に与えられた日照・天候条件で最大のエネルギーを生産することになる。このため、原子力はこの生産エネルギーとエネルギー需要の差を埋めるべく負荷追従運転されることになる。負荷追従運転については、炉心だけでなく発電まで含めたトータルのシステムに関して、動特性・制御について議論すべきであるが、ここでは現
行軽水炉と高速炉の違いに焦点をあて、重要なポイントについてだけ述べる。
(4) 軽水炉による負荷追従運転
先ず現行軽水炉による負荷追従運転について考える。1980 年代、我が国において軽水炉の割合が増加してきたことから、軽水炉の負荷追従運転が積極的に検討されたことがある。
若林等の検討によると「従来までのベースロード運転と比較した場合,負荷追従運転方式は運転員の負担も相対的に大であり,安全性の確保にはより広い視点に立脚した技術開発が今後とも必要なことはいうまでもない。[5]」とされている。結局その後も、原子力発電のシェアを低く押さえて、ベースロード運転が続いている。しかし、最近のレポートでは、原子炉は資本費は高いが、運転費が安いということから、経済的な理由でベースロード運転をしているので[6]、負荷追従運転は可能であり、再生可能エネルギーとの協働システムも可能であると記されている[7, 8]。但し、現行軽水炉をそのまま使ったのでは、これから説明するように、うまくいかない。
原理的にこのような熱中性子炉において、負荷追従運転を行う場合、キセノン毒作用が大きな問題となり、詳しく検討された[5]。キセノン毒作用そのものは(5)で説明するように、理論的な予測は比較的容易である。しかし実際に適用するにあたっては不確かさの大きな
出力変動時の燃料破損が心配され、多数の実験がなされて安全性に関する多くのデータが蓄積された[9]。熱サイクルに対する問題意識はこのように燃料要素に対しては高いが、圧力容器に対してはあまり検討されていないようである。軽水炉の圧力容器は絶対的な安全装置のひとつであるが、内圧が高いことから肉厚が大きく、温度差が小さくても熱応力は大きくなる [10]。徹底的な検討が必要であろう。
(5)で説明するように、炉心に挿入されている制御棒に十分な価値があれば、これを炉心から引き出すことにより、キセノン毒作用を押さえていつでも原子炉を臨界に戻せるが、出力の空間分布に大きなひずみを生じさせる。フランスでは、発電に占める PWR の割合が多い
ため、エネルギー需要カーブにあわせて PWR の負荷追従運転をせざるをえず、価値を減らした灰色制御棒とケミカルシム（キセノンや燃焼の補償を担当する）を使ってこの問題に対処している[7]。ドイツの Simens/KWU の PWR は通常の黒色制御棒とケミカルシムで制御している[7]。ケミカルシムは出力の空間分布に大きな変化を与えないので優れた制御法である

5.3-2

が、燃焼末期で余剰反応度が小さくなり使えなくなるので注意しなければならない。なおエ
ネルギー需要カーブは月日と時間が指定されれば、かなり良い精度で予測できるので、負荷追従運転は再生可能エネルギーの発電量変化に対応して行う場合に比べ、格段に容易になる。フランスで負荷追従運転が成功している大きな理由である。またヨーロッパでは電力ネットワークが発達していて、電力の融通が容易で、これを利用して、電力の需要と供給の差をうまく埋めることができる。
本報告では高速炉と軽水炉とで負荷追従運転に関してどのような違いが生じるかについて解説するため、キセノン毒作用について詳しく論じるが、これについての原理は(5)で説明する。冷却から発電に至るシステムや材料に関する問題は、炉内でのキセノン毒作用に比べると、高速炉と軽水炉とでそれほど大きな違いがないことや、高速炉での検討があまりな
されていないことから省略するが、将来必要になる時までには丁寧に検討する必要があるだろう。
小型軽水炉は再生可能エネルギーとの協働システムが期待されている。この例として現在注目されている NuScale の検討例があるので、これを紹介しておく（図 5.3-1）[11]。ここでは余分のエネルギーはタービンバイパスで捨てることになっているが、ベースロード
運転の場合非常に多くのエネルギーを捨てることになる。しかし、負荷追従運転を行うこと
により、捨てるエネルギーをかなり少なくすることができたとしている。これでも彼らのデータを見るとかなりのエネルギーを捨てていることがわかる。
(5) キセノン毒作用
核分裂で I-135 と Xe-135 が生成されるが、これらの核種は原子炉の中で図 5.3-2 に示すような具合に変化している[12]。ここで U-235 の核分裂を考えると、I-135 と Xe-135 の収率γ I とγ X はそれぞれ 6.386%、0.228%であり、崩壊定数λ I とλ X は 0.1035hr-1、0.0753hr-1である。このため、核分裂から直接生まれた Xe-135 より I-135 が崩壊して生まれた Xe-135のほうが反応度への寄与が大きい。これが反応度に複雑な変化を与える原因となっている。
中性子束レベルが十分高い状態で一定出力の運転を続けていると、Xe-135 によって引き起こされる負の反応度はおおよそ 0.026（= 4$）になっている。このため原子炉を臨界に維持するためには運転開始時の Xe-135 が無かったときにあらかじめこの反応度（4$）を有する制御棒を挿入しておき、中性子束が大きくなるに従い引き出していくことになる。長時間の一定出力運転の後、出力をゼロに落とすと、Xe-135 の中性子吸収は無くなり、減少は自然崩壊だけとなる。ここに I-135 が崩壊して生まれる Xe-135 が加わってくることになる。
このため負の反応度が増加する。計算例を図 5.3-3 に示す[12]。負の反応度が 4$以上になっているときには原子炉を臨界にできないことがわかる。しかし、最初に挿入している制御棒の価値を Xe-135 による負の反応度のピークの値より大きくとっておけば、停止後でもいつでも再運転できることになる。この値はかなり高く、注意して運転しなければならないばかりでなく、定常運転時にも制御棒が挿入されていることになり、中性子経済がかなり悪く

5.3-3なる。実際には変化はある程度ゆっくりしているので、ピーク値は下がる。望ましいことではないが、定常運転時の中性子束レベルを下げることにより、ピーク値を下げることもできる。ここではこれらの話題にまでは踏み込まない。
十分な価値があれば、制御棒でキセノン毒作用を押さえていつでも原子炉を臨界に戻せ
るが、出力の空間分布に大きなひずみを生じさせる。すなわち出力密度の空間分布に大きな変化を生じさせる。これに対し、冷却材の温度分布は急激には変化しない。このため冷却材
流量／出力密度のミスマッチが生じ、バーンアウトを引き起こす可能性が発生する。出力の空間分布にひずみを生じさせない方法として、PWR の場合ならケミカルシムが使える。但し燃焼末期になると、ボロン濃度が少なくなり使えない。フランスでは、(4)で述べたように価値を減らした灰色制御棒を使ってこの問題に対処している。
(6) 高速炉による負荷追従運転
高速中性子にたいする Xe-135 の断面積は図 5.3-4 に示すように、無視できる。このため高速炉ではキセノン毒作用の問題は発生しない。
頻繁に出力を変動させると、温度変化も頻繁になり、軽水炉のような肉厚の大きい圧力容器では繰り返し熱応力による金属疲労に注意する必要が生じる。高速炉では炉容器の壁厚は薄く熱応力も小さくなる。キセノン毒作用対策のための中性子吸収材を炉心に入れて、中性子経済を悪くする必要もない。
軽水炉と高速炉での負荷追従運転特性の違いを示す参考として潜水艦用の原子炉について紹介しておく[10]。現在就航している原子力潜水艦は核兵器を積んで海中に潜んでいる。
場所を特定されないことが重要であり、あまり移動する必要はないといわれている。このような場合、原子炉の負荷追従は重要な問題ではなく、軽水炉で十分である。しかし、潜水艦の中には攻撃型といわれるものがあり、この場合、迅速な負荷追従が不可欠となる。このよ
うな型の原子炉としてよく知られているのが、旧ソ連で開発された鉛ビスマス冷却ベリリ
ウム減速の小型原子炉である。この炉は中速中性子炉で、熱中性子成分は軽水炉に比べ少な
く、キセノンの毒作用も小さい。この潜水艦用原子炉の負荷追従特性の良さは極めて優秀な攻撃型原子力潜水艦を実現させ、その性能はギネスブックに記載されるとともに、アメリカの潜水艦を恐れさせた。ただし、その後、米ソのデタントによって、廃船になっている。
以上述べたことから、軽水炉と再生可能エネルギーだけでエネルギー需要を賄うのは適当でないと考えられる。(4)でみたように、原子炉のタービンバイパス等を利用して余分なエネルギーを捨てるようなことをすればこれらのエネルギーだけでエネルギー需要を賄えるであろうが、経済的な損失が大きいように思われる。もちろん電力貯蔵や熱貯蔵・熱利用が安価にできるようになれば可能になるかもしれないが、きわめて困難なことが予想される。
高速炉も冷却材出口温度が高いので、余分のエネルギーを熱貯蔵・熱利用に使えばよいという意見もあるかもしれない。しかし、これらは資本費を増加させ、経済性を悪化させる。

5.3-4

キセノンの問題から解放され、炉容器の壁厚も小さい高速炉では負荷追従運転をより忠実に行うのが本道ではないかと考える。
高速炉では軽水炉の問題点が解決されると述べたが、負荷追従運転はトータルのシステ
ムとして有効かつ安全に行われなければならないことはもちろん、高度な運転技術である
ので、充分に研究しておく必要がある。残念ながら今まで高速炉に関する負荷追従運転に関する研究は殆どされていないようであるが、小型高速炉の EBR-II に関して記述があるので、紹介しておく。この炉は 30 年以上ベースロード運転を行ってきた[14]。しかし同時に、優れた負荷追従特性を示したと書かれており[15]、負荷追従運転に関してどのような制約も必要としない[16]とも書かれている。
高速炉の場合、負荷追従運転はかなり忠実に行うことができると考えられる。しかしこれは運転員の仕事を休みのないものにし、負担を増大する。自動制御を検討する必要があろう。
(7) エネルギー貯蔵を用いたベースロード運転
ここまで負荷追従特性に関して、高速炉が熱中性子炉に比べて優れたポテンシャルを有していることについて述べてきた。しかし、高速炉の負荷追従運転に関して懸念をもっている専門家も多い。この場合、現在想定されているようなベースロード運転をし、再生可能エ
ネルギーとの協働システムを模索することになる。再生可能エネルギーだけの場合と同様、余った発電量は貯蔵することになる。発電量が大きく変化する再生可能エネルギーと一定の発電量の原子力は出力変化が異なっていて補い合うところがかなりあり、再生可能エネ
ルギーか原子力の１種類だけで運転する場合に比べ、貯蔵エネルギーへの依存は少なくて済むと考えられる。
これに関して、高温ガス炉の例を挙げておく。高温ガス炉は熱中性子炉であり、キセノン
毒作用の問題があり、制御棒の価値が十分大きくなければ、再生可能エネルギーに対して完
全な負荷追従運転はできない。ところで高温ガス炉は軽水炉に比べ冷却材出口温度が高い
ので、水素製造等多用な熱利用が考えられている[17]。このため、再生可能エネルギーとの協働システムで余ったエネルギーは溶融塩等を利用した熱貯蔵や熱利用に利用しようという考えがある[18]。
高速炉の出口温度は軽水炉よりは高いが、高温ガス炉よりは低く、高温ガス炉の場合に比べると、熱貯蔵等は難しいかもしれず、電池への電気貯蔵になるかもしれない。いずれにしろ再生可能エネルギーとの協働システムとして技術的な課題と合わせて経済性の問題を解決していく必要があるが大きくなるであろう。
参考文献[1] 「電力貯蔵分野の技術戦略策定に向けて」、TSC Forsight、vol.20 (2017),
https://www.nedo.go.jp/content/100866310.pdf.
[2] Wikipedia, “Carbon capture and storage,”

5.3-5

https://en.wikipedia.org/wiki/Carbon_capture_and_storage.
[3] Wikipedia, “Biomass,” https://www.nedo.go.jp/content/100866310.pdf[4] 電力広域的運営推進機関、「送配電等業務指針」、平成 27 年 4 月 28 日施行、平成 29 年
4 月 1 日変更.
[5] 若林二郎ほか、「原子力発電所の負荷追従運転」、日本原子力学会誌、28，p.913（1986）[6] NECG, “Nuclear Base Load,” Commentary #3, 3 Nov 2014, https://nucleareconomics.com/wp-content/uploads/2014/11/Commentary-3-Nuclear-Base-Load.pdf[7] NEA, “Technical and Economic Aspects of Load Following with Nuclear Power
Plants,” OECD-NEA (2011).
[8] 日本原子力産業協会、「原子力発電所の柔軟性のある運転」、2018 年 5 月 7 日 FORATOM
発 表 の ポ ジ シ ョ ン ペ ー パ ー ,https://www.jaif.or.jp/cms_admin/wp-

content/uploads/2018/05/flexible_operation_of_nuclear_power_plants.pdf.
[9] IAEA Nuclear Energy Series, “Review of Fuel Failures in Water Cooled
Reactors” IAEA Publications NF-T-2.1 (2010).
[10] 関本博、G. I. Toshinsky、「負荷追従：再生可能エネルギーとの共存で原子力に要求される課題－高速炉への期待」、日本原子力学会誌，59, p.294 (2017).
[11] D. T. Ingersoll, et. al, “Can Nuclear Power and Renewables be Friends?,”
Proc. ICAPP 2015, May 03-06, 2015 – Nice (France), Paper 15555.
[12] J. J. Duderstadt, L. L. Hamilton、成田正邦、藤田文行訳、「原子炉の理論と解
析」、現代工学者、pp. 567-572.
[15] K. Shibata, et. Al, “JENDL-4.0,” J. Nucl. Sci. Technol. 48(1), 1-30
(2011).
[14] L. J. Koch, “Experimental Breeder Reactor-II (EBR-II),” American Nuclear
Society (2008).
[15] J. Sackett, “Chapter 15: Unprotected transient, in Fast Spectrum
Reactors,” edited by A. E, Walter, et. al, Springer, pp. 461 (2012).
[16] C. E. Till, Y. I. Chang, “Plentiful Energy,” ISBN: 978-1466384606 (2011).
[17] 関本博ほか、「CO2の大幅な削減に向けて－高温ガス炉を水素製造などの熱利用に拡大を」、月刊エネルギー, 2009年1月号， 42[1], pp. 43-57(2009)．
[18] An Interdisciplinary MIT Study, “The Future of Nuclear Energy in a CarbonConstrained World” (2018), https://energy.mit.edu/wpcontent/uploads/2018/09/The-Future-of-Nuclear-Energy-in-a-CarbonConstrained-World.pdf.

5.3-6

図 5.3-1 NuScale の負荷追従運転例 [11]図 5.3-2 簡単化した Xe-135 の崩壊図 [12]5.3-7

図 5.3-3 原子炉停止後の Xe-135 蓄積による負の反応度変化 [12]図 5.3-4 Xe-135 の中性子捕獲断面積 [15]5.3-8

5.4 研究基盤・人材育成
平成 28 年に原子力関係閣僚会議で決定された高速炉開発の方針[1]では、以下の 4 つの原則（開発 4 原則）が提案されている。
【原則 1】国内に蓄積した技術・知見・人材の徹底活用（国内資産の活用）【原則 2】国際ネットワークを利用した最先端知見の吸収（世界最先端の知見の吸収）【原則 3】費用対効果の高い、コスト効率的な開発の推進（コスト効率性の追求）【原則４】国、メーカー、電力、研究機関が密に連携し、責任関係を一元化した体制（責任体制の確立）
研究基盤や人材育成においても上記 4 原則が重要となる。原則 4 にあるように、研究基
盤や人材育成における責任関係の一元化体制において、特にメーカーや電力といった産業界にとっては、戦略的なビジネスプランが必須となる。ロードマップの策定（特に長期）においては、最終的なビジネスとしての戦略を示した上で、短期や中長期毎の開発すべき研究
基盤や必要な人的リソースや教育を効果的に実施する必要がある（ビジネスプランがなければ持続的に供給すべき人的リソースの把握が困難となる）。
研究基盤は大きく、研究炉やホット施設に代表される実験的な基盤と、数値解析を用いた基盤技術に分けられる。コスト効率や最先端の研究を考慮すると、今後より一層数値解析技術の援用が多くなる一方で、研究炉を用いた研究は原子力及び科学・技術の分野で今なお重要で不可欠であると報告されている[1]。図 5.4-1 に平成 29 年 1 月における我が国の研究開
発炉（文部科学省関連）の状況を示す[2]。この内、京都大学 KUR, KUCA および近畿大学原
子炉は平成 29 年度中に運転を再開したが、いずれも 1960～1970 年台に運用が開始されたものであり、基礎研究や人材育成の観点からも新しい研究炉計画が重要となる。これらは施設の設計、建設等には長期の準備期間が必要であり[3]、ロードマップへの反映が重要と考えらえる。同時にこれら研究炉等における合理的な安全規制行政も必要となる。
これら研究基盤や人材育成は、我が国独自で全てを行うことは、世界最先端の知見収集（原則 2）、コスト効率性の追求（原則 3）の観点からも好ましくなく、より積極的な国際協力の活用が必要となる。図 5.4-2 に高速炉分野における国際協力の例を示す。これらの多くにおいては、大学等の教育機関の直接的な関与は少ないが、今後大学における施設利用、人材育成においても積極的に活用する必要がある。例えば、日米政府間の民生用原子力研究開発ワーキンググループ(CNWG)では、数値解析技術も含めた国際協力[5]に加え、原子力人材育成、基礎基盤研究を継続させるために、米国の原子力エネルギー大学プログラム（NEUP）の統合研究プロジェクト（IRP）を活用し、日米の施設を供用する形で日米共同研究を実施する枠組みおよび研究テーマについての協議も行われている[6]。

5.4-1

参考文献
[1] 原子力関係閣僚会議、「高速炉開発の方針」、平成 28 年 12 月 21 日
[2]

科学技術・学術審議会研究計画・評価分科会 原子力科学技術委員会、原子力研究開
発基盤作業部会（第 1 回）
、資料 2-1、平成 29 年 1 月 31 日

[3] 例えば、日本学術会議、「研究用原子炉のあり方について」、平成 25 年 10 月 16 日
[4] 資源エネルギー庁、「高速炉を巡る国際動向」、高速炉開発会議第 1 回会合資料 2-3、平成 28 年 10 月 7 日[5] 例えば、日本原子力研究開発機構プレスリリース、「日米政府間の民生用原子力研究開
発協力における原子力機構の取組」、平成 30 年 5 月 25 日
[6] 文部科学省、「日米民生用原子力研究開発ワーキンググループ（CNWG）第 6 回会合（概要）」、http://www.mext.go.jp/a_menu/kaihatu/gensi/1405243.htm

5.4-2

図 5.4-1

研究炉の状況[2]5.4-3図 5.4-2 高速炉開発に関する国際協力の例[4]5.4-4

6. 廃止措置期間中「もんじゅ」活用ワーキンググループ（１）設置目的
高速炉戦略ロードマップ検討会は、高速炉開発の目標と導入シナリオ、必要となる技術の俯瞰マップ、及び重要技術のロードマップを検討することを目的として発足した。高速炉開発においては、「もんじゅ」運転再開により、将来炉を安定的かつ効率的に稼働させるために必要となる技術・知見の獲得が見込まれていたが、新規制基準対応に伴う「もんじゅ」再開に要する時間的・経済的コストの増大、新たな運営主体を含む再開に向けた今後の不確実性が大きいことから「もんじゅ」再開によらない新たな方策によって獲得を図る
こととし、「もんじゅ」は廃止措置に移行することが第 6 回原子力関係閣僚会議（平成 28
年 12 月 21 日）において決定され、「「もんじゅ」の取扱いに関する政府方針」として取りまとめられている。また、同方針において「もんじゅ」が廃止措置に移行することは技術的な問題ではないことが下記の通り明記されている。
「もんじゅ」はプロジェクトの「技術的な内容」に問題があったというよりむしろ、
保全実施体制や人材育成、関係者の責任関係など「マネジメント」に様々な問題があった。とりわけ、「最先端の研究開発」と「安全な発電事業の実施」という二つの性格が異なる要素が混在する難しいプロジェクトの遂行にあたって、発電用原子炉としてふさわしい品質保証・保守管理に関する検討や理解が不十分であったといった点に問題があった。
このような経緯も踏まえると、「もんじゅ」再開によらない新たな方策の一環として「もんじゅ」で期待された成果の代替方策の具体化や廃止措置期間中の「もんじゅ」も最大限活用することが考えられ、専門家意見を集約して「もんじゅ」活用計画案を検討することは有意義である。このため、新型炉部会の高速炉戦略ロードマップ検討会において、「もんじゅ」の設計・建設・運転に取り組んだ専門家による「廃止措置期間中『もんじゅ』活用ワーキンググループ」を設置し、廃止措置期間中における『もんじゅ』の活用について検討を実施した。
（２）「もんじゅ」で期待された成果と代替案「もんじゅ」では、発電機能を有する実規模の高速増殖原型炉として、海外技術に頼らない、純国産技術で設計・製作・建設し、これまでに４０％出力（11.2 万 kWe）の発電運転を実現し、ループ型高速炉発電システムの成立性を日本で初めて確認している。また、「もんじゅ」建設により、炉心・燃料、機器・システム、ナトリウム取扱等の設計・取扱技術に加え、のちに次期炉や軽水炉他へ活用できる大型機器製造技術等の多くの技術を開発するとともに、「高速増殖炉安全設計審査指針」、「高温構造設計指針」等の国の指針類の整備にも寄与するなどの多くの成果を取得してきた。図６－１に「もんじゅ」各段階での主な成果を示す。
「もんじゅ」の再開によって、主に今後の実証炉の開発コストの低減に寄与す
ることが期待されていたが、「もんじゅ」が廃止措置に移行することよって得ることが困難

6-1

となった技術成果については、今後の開発計画策定においては別紙１に示すように代替方策を考慮し合理的な開発計画とすることが必要である。以下に主要な技術課題について示す。


炉心燃料関連技術


A②高燃焼度燃料・材料の設計・製作手法の確立

B⑤高燃焼度での燃料健全性確認「もんじゅ」燃料（細径中実ペレット型）の高燃焼度までの利用における健全性や被覆管材（PNC316)の照射特性の工学的確認等が期待「常陽」で燃料（細径中実ペレット型）の高燃焼度までの利用の継続や将来炉で適用する新型燃料の小規模バンドル照射試験での代替、海外炉の既存データ及び新たな試験データの入手を図る等

B⑥新型燃料等照射試験



B⑦Am 等含有 MOX 燃料の照射挙動（含むＧＡＣＩＤ）
将来炉に期待される新型燃料（太径中空ペレット型，ODS 鋼被覆管等）及び Am
等含有 MOX 燃料の基礎的な照射挙動の把握等が期待「常陽」での燃料ピン照射試験等での代替、する。海外炉での集合体規模の照射試験による将来炉用燃料集合体の健全性実証を図る等

ナトリウム取扱・主要機器関連技術


B⑩将来炉設計に必要な熱流動解析手法の開発・検証

B⑬100％出力の運転データ・過渡特性把握

C①ナトリウム管理技術（純度管理、移行挙動等）
40～100%出力運転（過渡試験含む）データを取得し、将来炉に適用する熱流動解
析手法の妥当性確認・手法高度化や、システム機器・制御系などの設計手法・技術の検証、コールドトラップ運転データなど純度管理技術確立に必要なデータ取得等を期待

大型ナトリウム試験施設等によるデータ取得で代替する他、海外炉の既存データ及び新たなデータの入手を図る等



余熱除去・安全対策技術

B⑰自然循環による崩壊熱除熱能力の実証
炉心崩壊熱を熱源としたシステム全体における自然循環除熱能力の実証、熱流動解析評価手法、構造設計評価手法等の妥当性確認、許認可申請時の手法適用性説
明根拠の獲得等を期待


現象論的に将来炉模擬性を勘案した大型ナトリウム試験施設等を用いて、スケールアップの影響確認、海外の比較的スケールの大きな実炉（Phénix、
ASTRID 等）の既存・取得予定データ入手等

6-2

（３）
「もんじゅ」の活用「もんじゅ」は廃止措置に移行するが、廃止措置期間中においても燃料取り出し時の燃料取り扱い技術知見蓄積や廃止措置過程における点検経験に基づく高速炉保守管理技術知見の蓄積や、解体過程において長期間ナトリウムを内包した機器の経年特性データ取得・
設計検証を行うなど重要な技術成果を取得することができる。また、既存及び今後「もんじゅ」で得られる知見・経験とシミュレーション技術を組み合わせた新たな設計最適化手法を開発することで、「もんじゅ」で期待された成果に匹敵した知見を得ることも期待できる。このため、廃止措置期間中においても「もんじゅ」を最大限に活用した技術開発、知見・経験の蓄積を実施するべきである。
「もんじゅ」活用が期待される項目例を下記に示す。


プラントシステム保守管理技術


B⑮伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・サーベランス材による健全性確認、解体時の経年データ取得「もんじゅ」の長期運転時の諸特性データを取得し、伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・サーベランス材による健全性確認結果の将来炉への反映等を期待「もんじゅ」の解体過程において長期間ナトリウムを内包した機器の経年特性データの取得、「常陽」に設けられた機器の範囲での経年特性の把握、ナトリウム試験施設の経年データの活用を図る等



機器設計の検証と妥当性確認


B⑯燃料取扱機等の取扱実績
燃料取扱機等の取扱い実績の蓄積により、機器設計の妥当性を確認するとともに、将来炉のシステムの最適化に資することを期待

燃料取扱については廃炉措置中の「もんじゅ」の燃料取扱により実績・経験を蓄積し燃料洗浄等のプロセス最適化知見の取得、高発熱燃料の場合のデー
タは海外炉等から取得する等

C②供用期間中検査装置の実機での検証
実機条件での装置の稼働により、機器設計の妥当性確認・性能実証を行うとともに、将来炉の装置開発・最適化に資する知見の取得を期待
炉外試験による性能確認を可能な限り行うとともに、放射線の影響等は常陽など
国内外の実炉を利用して確認、燃料取出し後の「もんじゅ」原子炉容器等を活用したナトリウム中可視化装置の実証データ取得等

C④運転経験に基づく運転手順書類/保安規定の整備発電炉としての点検経験（不具合、改善含む）や運転経験を蓄積し、保守管理の観点からの将来炉の設計最適化、保守管理適正化への反映、将来炉の運転手順書
類／保安規定整備の根拠獲得等を期待「もんじゅ」の運転経験に基づく運転手順書類の整備・改善経験、保全経験に基づく保全計画の整備・改善経験の整理、及び「もんじゅ」廃止措置過程

6-3

における知見・経験の蓄積


高速炉用の規制基準


B⑪将来炉設計に必要な規格基準類への貢献
トラブル経験及び克服知見を蓄積し高速炉の安全技術体系の構築（設計手法・規格基準・運転保守等）への貢献、高速炉特有の新規制基準を策定する際に、適時 適
確に技術データを提供し、国際水準の安全基準策定へ貢献、継続的な安全性向上のための取組を進め将来の高速炉に係る安全基準に反映可能なデータの蓄積・安全基準の高度化への貢献等を期待

廃止措置期間中に発生した故障等に対する原因分析、対策立案のための検討・解析・試験と実機への反映等を実施し、それらの有効性と妥当性を評価「高速増殖原型炉もんじゅの安全確保の考え方」を踏まえた安全対策設計に関する知見や、廃止措置過程における重大事故や大規模損壊への対応検討結果及び「常陽」の新規制基準への適合性審査結果等により得られた安全対策
設計に関する知見を整理し、高速炉の特徴を踏まえた新規制基準改定へ貢献「もんじゅ」を活用した新たな取組み


地震時のプラント安全性の評価構築に向けた「もんじゅ」を活用した耐力限界の把握
高速炉の安全性を示すとともに，次世代炉の設計評価に資するため，「もんじゅ」の機器・設備を対象に，耐震性評価において重要な機器設備の耐力限界を把握し，評価手法を構築（別紙２参照）



次期炉設計に必要となる技術開発成果の集約
もんじゅや常陽のプラント機器／設計・建設経験／運転・保守技術／性能試験や今後廃止措置で得られる知見・ノウハウ、機構論に基づく解析評価ツール（モデル）の開発・検証に必要な各種実験データ、規格・基準類、さらには確率論的安
全評価（PRA）に必要な機器信頼性データなどを集積・知識ベース化



人材育成への活用
もんじゅ運転員等の教育訓練に整備した教育システム・運転シミュレータ、ナトリウム取扱い訓練施設等を活用した高速炉技術者の人材育成



国際的な活用仏国フェニックス炉の End-of-Life 試験のように、試験廃止措置段階のもんじゅを用いたベンチマークを実施するなどの国際的な活用「もんじゅ」で得られた知見・経験とシミュレーション技術を活用した新たな設計最適化手法の開発
実プラント（もんじゅ等）や各種炉外試験のデータ・経験を集約した知識ベース
を基に、様々な高速炉の設計オプションに対して、プラント寿命中に想定されるあらゆる運転状態（定格運転、保守点検、過渡/事故事象、シビアアクシデント時

6-4

格納容器内事象まで）を仮想空間内（コンピュータ上）に高精度で再現、安全裕
度のみならず、保守保全、アクシデントマネジメント、セキュリティ、廃止措置までを勘案して設計の性能・安全性評価、究極的には設計最適化を行うことができる新たな設計最適化手法を開発（図６－２、図６－３参照）

B：試運転・運転を通じて検証・取得する成果

A：設計・製作・建設から取得する成果
炉心燃料

機器・
ｼｽﾃﾑ

①高速炉炉心設計手法（含むｺｰﾄﾞ）の確立

炉心燃料 ①増殖比の設計値達成②高燃焼度燃料・材料の設計・製作手法の確立②40％時の高速炉炉心核特性の把握③高温構造設計手法の確立③燃焼に係る高速炉炉心核特性の把握④原子炉容器等薄型高温構造物設計・製作技術の確立④Am含有高速炉炉心核特性の把握⑤高燃焼度までの燃料健全性確認⑤大型機器の製作・据付技術の確立⑥新型燃料等照射試験⑥蒸気発生器設計・製作技術の確立⑦Am等含有MOX燃料の照射挙動（含むＧＡＣＩＤ）⑦燃料取扱機等ナトリウム機器設計・製作技術確立
Na取扱⑧供用期間中遠隔検査装置開発

安全⑨高速炉の安全評価手法の確立⑧将来炉設計に必要な炉心評価手法の開発・検証

もんじゅ⑩確率論的リスク評価（PRA）の実施

E：新規制基準への適合性対応等から取得する成果
機器・
ｼｽﾃﾑ
運転保守

安全

機器・
ｼｽﾃﾑ

⑨40％出力運転の実施（原子炉起動：5300時間、発電：883時間）⑩将来炉設計に必要な熱流動解析手法の開発・検証

Key： 取得した成果①耐震設計関連の安全性向上対策

今後取得する成果②劣化メカニズムに基づく高速炉プラントの保全計
画構築

当初以降の付加役割⑪将来炉設計に必要な規格・基準類への貢献 （構造規格・材料基準、核データ、ＦＢＲ維持基準）⑫40％出力の過渡特性把握⑬100％出力の運転データ・過渡特性把握⑭高速炉発電システムの安定稼働・信頼性実証③将来炉設計に必要な高速炉安全評価手法の開発・検証（もんじゅデータの利用）⑮伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・ｻｰﾍﾞﾗﾝｽ材による健全性確認、解体時の経年データ取得④重大事故対応（重大事故対策の有効性評価手法、設備改造・機能確認、重大事故対応手順の確立、PRA）⑯燃料取扱機等の取扱実績
安全⑰自然循環による崩壊熱除熱能力の実証

Ｄ：ﾅﾄﾘｳﾑ漏えい事故等 ﾄﾗﾌﾞﾙ対策を通じて取得する知見
運転保守

C：高速炉の運転管理・保守管理を通じて取得する成果①ﾅﾄﾘｳﾑ漏えい対策技術②ﾅﾄﾘｳﾑ機器の補修技術

Na取扱①ﾅﾄﾘｳﾑ管理技術（純度管理、移行挙動等）②供用期間中検査装置の実機での検証・改良③運転を通した潜在技術課題の抽出・対応と、トラブル経験から得られる知見蓄積

運転保守③点検経験蓄積による高速炉保守管理技術④運転経験に基づく運転手順書類/
保安規定の整備

図６－１ 「もんじゅ」各段階での主な成果

6-5

個別技術
R&D

既存炉（もんじゅ）を活用した知見
取得済
知見、経験未取得の知見、経験（VLSによる再現）
仮想ライフサイクルシステム（VLS）（統一プラットフォーム＋種々の物理モジュール群）

ナレッジマネジメ
ントシステム（KMS）

目的に応じたモジュール
設定、数値的現象再現

情報、経験、
信頼の蓄積、評価体系への反映
未知の補完（必要に応じ、情報共有、設計反映）

状態量（解析結果）

評価条件
問題に応じた指標の設定、評価、条件設定④ ・・・・③ リスク評価・ＡＭ② 保守・保全① 個別技術開発

解析条件
境界条件

知見
蓄積

国際協力

設計支援・応用システム（EAS）
・・・

ライフサイクル全体を含めた次世代システム（実証炉、実用炉等）としての設計最適化

図６－２ プラントライフサイクルを再現した設計支援システムのイメージ(コンタ：水平断面)
初期設計・
既存プラント情報

ナレッジ（KMS）

各劣化メカニズムの発生条件をDB化

放射能分布、
荷重・温度履歴等

プラント保全最適化システム（EAS）
劣化メカニズム
抽出システム

劣化メカニズム
抽出用DB

機器信頼性
データベース

仮想プラント（VLS）「もんじゅ」１次主冷却系室系飽和線量率

懸念される劣化メカニズムと発生懸念箇所（リスト及び3Dモデル上表示）

クライテリア等
提供指示

劣化メカニズム
進展評価システムもんじゅ
劣化メカニズム
整理表

点検
結果

連携

PRAモデル・重要機器の抽出

目標
信頼性・信頼性評価・進展予測曲線・主要影響因子の特定保全計画
提案システム

保全技術DB

・形状、材料等の変更
・運転条件の変更

トラブル事例
データベース

寸法データ等解析条件提示点検作業検討用VRシステム・機器の信頼性向上によるプラント安全性向上
程度の評価 等

将来炉
保守保全の観点から
最適化設計

既存炉
保全計画最適化VRシステムイメージ

点検範囲等
の変更

点検手法、
範囲、周期等

適用可能な点検手法等をDB化「もんじゅ」１次主冷却系配管荷重分布(H/L)○_Ｖ001○○弁（△社製）
補修履歴：ＵＲＬ
点検履歴：ＵＲＬ
関連図書：ＵＲＬ

・機器属性付与により、他システムやデータベースと連携
・シミュレーションに体系データを提供
・システムの中で機器の干渉チェックができる仕様とすることで保守最適化や廃止措置最適化で利用できる

図６－３ プラント保全最適化システムのイメージ

6-6

別紙１

もんじゅで期待された成果の代替案について「もんじゅ」各段階での主な成果

1

「⾼速炉開発の⽅針」における記載 「⾼速炉開発の⽅針」では「もんじゅ」の再開によって得られる知⾒については代替⽅策による獲得または実証炉の設計裕度の確保の両⾯を想定してる。
 代替⽅策については①〜④の項⽬について個別に⽰しており、「もんじゅ」の再開によって取得が予定されていた各個別の要素技術との対応を以降のページで整理した。

「もんじゅ」の再開によって得られる知見については、主に今後の実証炉の開発コストの低減に寄与することが期待されるものである。そうした知見は、再開に要する期間や費用、今後の不確実性に鑑みれば、「もんじゅ」再開によらない新たな方策に
よって獲得を図ることとし、それでも入手できないと見込まれるものについては、実証炉の設計裕度の確保等の方策で対応する。
（中略）「ロードマップ」においては、以下に示される代表的な技術課題を含め、様々な技術
課題を克服するための具体的な方策について更なる精緻化を図っていく。
① 炉心燃料関連技術② ナトリウム取扱・主要機器関連技術③ 余熱除去・安全対策技術④ プラントシステム技術・保守管理技術

2

A: 設計・製作・建設から取得する成果
 「設計・製作・建設から取得する成果」は次期炉に向けた根幹となる技術となっている。
 次期炉の設計検討は基本的に本成果で確⽴された技術により⾏われている。
 炉⼼燃料、原⼦炉構造、冷却系等については⼤出⼒化に対応するとともに実⽤化に向けた⼿法⾼度化による設計合理化、性能向上、簡素化、コンパクト化等の技術が追加で検討されている。
 炉⼼燃料関係のデータ未取得の部分は、「常陽」や海外炉で代替する。

＜「もんじゅ」で確立された技術＞
A：設計・製作・建設から取得する成果
炉心燃料①高速炉炉心設計手法（含むｺｰﾄﾞ）の確立②高燃焼度燃料・材料の設計・製作手法の確立

機器・
ｼｽﾃﾑ

③高温構造設計手法の確立④原子炉容器等薄型高温構造物設計・製作技術の確立⑤大型機器の製作・据付技術の確立⑥蒸気発生器設計・製作技術の確立⑦燃料取扱機等ナトリウム機器設計・製作技術確立

Na取扱⑧供用期間中遠隔検査装置開発

安全⑨高速炉の安全評価手法の確立＜実用炉に向けた開発の方向性＞
 設計手法高度化
 燃焼度向上①炉心燃料関連技術
データ取得は「常陽」、海外炉で代替

 設計手法高度化
 大出力化 コンパクト化 システム簡素化
 実機での検査は未実施（Bへ） ナトリウム目視検査装置を追加
 CDA緩和（「再臨界回避評価技
術」、「コアキャッチャ評価技術」
等）
3

B: 試運転・運転を通じて検証・取得する成果
 次期炉に向けてデータ取得が予定されていたが、100%運転以降については未実施となった。

B：試運転・運転を通じて検証・取得する成果
炉心燃料①増殖比の設計値達成②40％時の高速炉炉心核特性の把握③燃焼に係る高速炉炉心核特性の把握④Am含有高速炉炉心核特性の把握⑤高燃焼度での燃料健全性確認⑥新型燃料等照射試験⑦Am等含有MOX燃料の照射挙動（含むＧＡＣＩＤ）⑧将来炉設計に必要な炉心評価手法の開発・検証

機器・
ｼｽﾃﾑ

⑨40％出力運転の実施（原子炉起動：5300時間、発電：883時間）⑩将来炉設計に必要な熱流動解析手法の開発・検証⑪将来炉設計に必要な規格・基準類策定への貢献（構造規格・材料基準、核データ、ＦＢＲ維持基準）＜実用炉に向けた開発の方向性＞
 設計手法高度化
 燃焼度向上 MA含有燃料①炉心燃料関連技術
データ取得は「常陽」、海外炉

 設計手法高度化
 材料高度化 保守補修性向上
 運転性向上②ナトリウム取扱・主要機器関連技術
国内外の大型ナトリウム施設、海外炉の運転データ⑫40％出力の過渡特性把握⑬100％出力の運転データ・過渡特性把握⑭高速炉発電システムの安定稼働・信頼性実証⑮伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・ｻｰﾍﾞﾗﾝｽ材
による健全性確認、解体時の経年データ取得⑯燃料取扱機等の取扱実績
安全⑰自然循環による崩壊熱除熱能力の実証④プラントシステム技術・保守管理技術「常陽」、国内外の大型ナトリウム施設、海外炉の運転データ

 自然循環冷却③余熱除去・安全対策技術
国内外の大型ナトリウム施設、海外炉の運転データ

4

C、D、E: 運転・保守、トラブル対策、新規制基準適合
 停⽌時の保守管理等の経験は蓄積されたが運転時の管理・保守等は未実施となった。また、初期故障等のトラブル経験、新規制基準への適合性等についても未実施となっている。
C：高速炉の運転管理・保守管理を通じて取得する成果
Na取扱①ﾅﾄﾘｳﾑ管理技術（純度管理、移行挙動等）②供用期間中検査装置の実機での検証

運転保守 ③点検経験蓄積による高速炉保守管理技術④運転経験に基づく運転手順書類/保安規定の整備

Ｄ：ﾅﾄﾘｳﾑ漏えい事故等 ﾄﾗﾌﾞﾙ対策を通じて取得する成果
運転保守①ﾅﾄﾘｳﾑ漏えい対策技術＜実用炉に向けた開発の方向性＞
 保守補修性向上
 信頼性向上（ナトリウム漏えい対策）②ナトリウム取扱・主要機器関連技術
国内外の大型ナトリウム施設、海外炉の運転データ④プラントシステム技術・保守管理技術「常陽」、国内外の大型ナトリウム施設、海外炉の運転データ②ﾅﾄﾘｳﾑ機器の補修技術③運転時のトラブル経験から得られる知見蓄積

E：新規制基準への適合性対応等から取得する成果
機器・
ｼｽﾃﾑ
運転保守

安全

①耐震設計関連の安全性向上対策②劣化メカニズムに基づく高速炉プラントの保全
計画構築

 設計手法高度化
 CDA緩和対策③余熱除去・安全対策技術
国内外の大型ナトリウム施設、海外炉の運転データ③将来炉設計に必要な高速炉安全評価手法の開発・検証（もんじゅデータの利用）④重大事故対応（重大事故対策の有効性評価手法、設備改造・機能確認、重大事故対応手順の確立）

5炉⼼燃料関連技術（1/3）
⾼速炉燃料の⾼燃焼度までの⼯学的健全性確認及び設計・製作⼿法の確⽴は、「常陽」燃料の利⽤
及び継続的な⼩規模バンドル照射試験で代替する。また、新型燃料、MA含有MOX燃料に係る照射炉としての機能は、「常陽」での燃料ピン照射、海外炉での燃料集合体照射で代替を図る。⾼速炉の燃焼及びAm含有効果に係る炉⼼核特性の把握は、「常陽」で得られるデータに加え、海外炉でのデータの⼊⼿を⽬指す。

＜「高速炉開発の方針」の記載＞
既に「常陽」や「もんじゅ」で、設計から運転までに至る一貫した経験に基づいて炉心燃料を設計する手法を確立しているが、今後は、「常陽」による燃料ピンレベルの照射試験の実施、海外炉の燃料集合体レベルでの炉心試験データの取得などによって、「もんじゅ」を再開した場合と同様の知見の獲得を図る。
＜対象となる項目＞
A②高燃焼度燃料・材料の設計・製作手法の確立
B⑤高燃焼度での燃料健全性確認
期待されていた成果：「もんじゅ」燃料（細径中実ペレット型）の高燃焼度までの利用における健全性の工学的確認。被覆管材（PNC316)の多様な照射条件での高い中性子照射量までの照射特性の工学的確認。これらを通じた燃料設計手法及び量産時の品質管理等を含めた燃料製作手法の確立。
代替する方法：「常陽」燃料（細径中実ペレット型）の高燃焼度までの利用の継続、更には将来炉で適用する新型燃料（太径中空ペレット型）を用いた継続的な小規模バンドル照射試験により、燃料健全性及び材料特性の工学的確認を行って代替を図る。
6

炉⼼燃料関連技術（2/3）＜対象となる項目（続き）＞
B⑥新型燃料等照射試験
B⑦Am等含有MOX燃料の照射挙動（含むＧＡＣＩＤ）
期待されていた成果：将来炉に期待される新型燃料（太径中空ペレット型，ODS鋼被覆管等）及びAm等含有MOX燃料の基礎的な照射挙動の把握。さらに、将来炉用燃料集合体の実規模に近い燃料集合体照射試験による健全性の実証。
代替する方法：将来炉用の新型燃料及びMA含有MOX燃料の基礎的な照射挙動の把握に関し、国際協力を踏まえ、「常陽」での燃料ピン照射試験等で代替する。将来炉用燃料集合体の健全性実証に関し、その仕様の具体化に合わせ、海外炉での集合体規模の照射試
験を目指す。困難な場合には、先行使用燃料LUAを利用し、燃焼度を抑えて実証炉自身において健全性を確認しつつ、段階的な燃焼度延長を図る。
Pu-3＜燃料ピン照射＞Pu-1

・MA含有MOX燃料(日米協力等）・太径中空MOX燃料（日仏ASTRID協力） 等

プルトニウム燃料製造施設
・試験燃料製造＜小規模バンドル照射＞・太径中空MOX燃料等(ピン径：～約10mm)

高速実験炉「常陽」・照射照射後試験施設(FMF等）
・照射後試験
・照射挙動データ取得・評価
・燃料核種組成変化データ 等

7炉⼼燃料関連技術（3/3）＜対象となる項目（続き）＞
B③燃焼に係る高速炉炉心核特性の把握期待されていた成果：出力係数や燃焼反応度等の炉心運転データ、炉心燃料又はサンプルの照射後試験による燃料核種組成変化データの取得を狙っていた。
代替する方法： 「常陽」で得られるデータに加え、海外炉での既存データ（Phénix等）及び新
たなデータ（ASTRID等）の入手を目指す。これらを通じて燃焼に係る高速炉炉心の核特性の把握を図る。「常陽」で部分的に将来炉への外挿性のある中性子スペクトル場を形成し、MOX燃料の照射試験を行う可能性を探る。
B④Am含有高速炉炉心核特性の把握期待されていた成果：Am含有炉心の臨界性や等温温度係数等の性能試験データ、出力係数や燃焼反応度等の炉心運転データ、炉心燃料の照射後試験による燃料核種組成変化
データの取得を狙っていた。（性能試験データについては達成）
代替する方法：MA含有燃料やMAサンプルの照射試験により得られる燃料核種組成変化
データによって代替する。これらについて、「常陽」で得られるデータに加え、海外炉での既存データ（Phénix、BOR‐60等）及び新たな試験データの入手を目指す。
B⑧将来炉設計に必要な炉心評価手法の開発・検証期待されていた成果：もんじゅ性能試験データ、炉心運転データ、炉心燃料又はサンプルの照射後試験による燃料核種組成変化データを用いて、将来炉の炉心設計に用いる核特性評価手法、不確かさ評価手法を開発・検証する予定だった。（性能試験データまで達成）
代替する方法： 国際協力を最大限活用して実験データを入手し、評価手法を開発・検証する。実験データが不足する部分は、実証炉に十分な設計余裕を持たせること、実証炉自身
8において段階的な実証を行うことで対応する。

ナトリウム取扱・主要機器関連技術（１／２）
熱流動解析⼿法の開発等に必要なデータは、⼤型ナトリウム試験施設等で代替取得することができる。また、タンク型炉を採⽤する場合はASTRID等の協⼒により各種運転データや炉外試験データ（試験共通化も視野）の利⽤が可能となる。

＜「高速炉開発の方針」の記載＞
これまでの「常陽」、「もんじゅ」の運転を通じて、一定のナトリウム管理技術が獲得されてきたところであるが、今後は国内外の大型ナトリウム試験施設の活用等による模擬試験、
ASTRIDを含む海外炉の類似の大型機器の運転データ蓄積等により、「もんじゅ」を再開した場合と同様の知見の獲得を図る。
＜対象となる項目＞
B⑩将来炉設計に必要な熱流動解析手法の開発・検証
B⑬100％出力の運転データ・過渡特性把握
期待されていた成果：40～100%出力運転（過渡試験含む）データを取得し、将来炉に適用する熱流動解析手法の妥当性確認・手法高度化や、システム機器・制御系などの設計手法・技術の検証を行う予定であった。
代替する方法：将来炉模擬性を勘案した大型ナトリウム試験施設等によるシステム過渡特性試験、機器特性試験によりデータを取得。また、実炉システムとして「常陽」で得られるデータや海外炉での既存データ（Phénix等）及び新たなデータ（ASTRID等）の入手を試みる。他産業界における類似機器特性情報の取得・活用も考えられる。

9

ナトリウム取扱・主要機器関連技術（２／２）＜対象となる項目（続き）＞
B⑪将来炉設計に必要な規格・基準類策定への貢献（構造規格・材料基準、核データ、ＦＢＲ維持基準）
期待されていた成果：もんじゅの長期運転で得られる機器構造の健全性に関するデータを、その構造設計基準（材料強度基準を含む）の妥当性の根拠とし、同基準の信頼性の高さを社会に示すこと。
代替する方法：もんじゅが運転されないことから、期待された成果は得られず、代替策はない。ただし、実証炉（将来炉）に必要な学協会規格は、材料試験・構造試験のデータとその評価に基づき策定可能である。
C①ナトリウム管理技術（純度管理、移行挙動等）
期待されていた成果：40%～定格出力までのコールドトラップ運転データなど純度管理技
術確立に必要なデータ、１次系内CP挙動評価手法高度化に必要なデータを取得し、将来炉の設計に反映することを予定していた。
代替する方法：大型ナトリウム試験施設でデータ取得や海外炉（Phénix等）の運転経験データ入手で代替する。

10

余熱除去・安全対策技術（１／２）
⾃然循環による崩壊熱除熱能⼒の実証等は⼤型ナトリウム試験施設等で代替することができる。また、タンク
型炉を採⽤する場合はASTRID等における実証も可能である。新規制基準対応で進めてきた耐震関連、安全評価⼿法、重⼤事故対応については、「もんじゅ」での検討結果をまとめるとともに、「常陽」新規制基準対応を通じて得られる知⾒を整理する。

＜「高速炉開発の方針」の記載＞
高速炉は冷却材の自然循環特性に優れ、電源を用いずに炉停止後の余熱除去を行って炉心損傷を防止することが可能であり、その技術が追求されている。こうした知見については、国内外の大型ナトリウム試験施設の活用等による模擬試験、ASTRIDを含む海外炉のプラント運転データの蓄積等により、「もんじゅ」を再開した場合と同様の知見の獲得を図る。
＜対象となる項目＞
B⑰自然循環による崩壊熱除熱能力の実証
期待されていた成果：炉心崩壊熱を熱源としたシステム全体における自然循環除熱能力を実証することで、実証炉に適用する熱流動解析評価手法、構造設計評価手法等の妥当性を確認、さらには許認可申請時に手法適用性説明根拠として使用する予定であった。
代替する方法：現象論的に将来炉模擬性を勘案した大型ナトリウム試験施設等を用いて、スケールアップの影響を確認できるデータを取得する。タンク型炉を採用する場合は、
ASTRID等の協力により炉外試験の共通化も可能。また、海外の比較的スケールの大きな実炉（Phénix、ASTRID等）の既存・取得予定データがあればその入手を試みる。

11

余熱除去・安全対策技術（２／２）＜対象となる項目（続き）＞
E①耐震設計関連の安全性向上対策
期待されていた成果：「もんじゅ」の新規制基準適合への検討を通して、得られる知見を将来炉（実証炉）の耐震設計に反映することを予定していた。
代替する方法：本項目に関しては、現時点で試験及び解析により評価を完了し知見を得た。
すなわち、想定地震動の増大に対して、高速炉の薄肉配管の破損形態は瞬時の塑性崩壊
ではなくより穏やかな疲労き裂の発生と進展であること、もんじゅの設計基準は十分大きな裕度を有し破損が生じる懸念はないことを確認した。
E③将来炉設計に必要な高速炉安全評価手法の開発・検証期待されていた成果：シビアアクシデント時の燃料挙動評価や自然災害のリスク評価を通して、将来炉（実証炉）の評価手法開発に資する知見を獲得することを予定していた。
代替する方法：「もんじゅ」の新規制基準対応として検討した成果をまとめるとともに、「常陽」の新規制基準適合性審査を通じて高速炉安全評価手法の適用実績を積む。
E④重大事故対応期待されていた成果：新規制基準に適合するための安全対策検討や適合性審査結果を踏
まえ、将来炉（実証炉）の安全対策設計に資する知見を獲得することを予定していた。
代替する方法：「高速増殖原型炉もんじゅの安全確保の考え方」を踏まえた新規制基準適合方針検討結果、廃止措置過程における重大事故や大規模損壊への対応検討結果及び「常陽」の新規制基準への適合性審査結果等により得られた安全対策設計に関する知見を整理し、将来炉に反映する。

12

プラントシステム技術・保守管理技術（１／４）
「常陽」やナトリウム試験施設を活⽤して可能な限りデータを取得する他、国際協⼒による海外炉のデータ⼊⼿を図る。また、廃⽌措置過程も含め「もんじゅ」の運転・保全データに基づき、保全計画の最適化及び設計への反映事項を整理・獲得する。

＜「高速炉開発の方針」の記載＞
これらの知見については、「常陽」の運転を通じたナトリウム機器の保守・管理技術の獲得、
ASTRIDを含む海外炉のプラント運転データと保守管理に関する情報の入手、国内外の大型ナトリウム試験施設の活用等による模擬試験等により、「もんじゅ」を再開した場合と同様の知見の獲得を図る。
＜対象となる項目＞
B⑭高速炉発電システムの安定稼働・信頼性実証
期待されていた成果：高速炉発電システムとしての運転データを蓄積し、ここで得られた知見を将来炉の安定稼働・信頼性実証の観点で反映する予定であった。
代替する方法：廃止措置過程も含めた「もんじゅ」の運転・保全データに基づき、保全計画
最適化及び設計への反映事項を整理・獲得する。海外発電炉のデータ取得やASTRID協
力等で共通した仕様の炉を海外で運転し、そのデータで実証とすることもできる。

13

プラントシステム技術・保守管理技術（２／４）＜対象となる項目（続き）＞
B⑮伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・サーベランス材による健全性確認、解体時の経年データ取得
期待されていた成果：「もんじゅ」の長期運転時の諸特性データを取得し、伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・サーベランス材による健全性確認結果を将来炉に反映する予定であった。
代替する方法：「もんじゅ」の解体過程において長期間ナトリウムを内包した機器の経年特性データは取得できる。「常陽」に設けられた機器の範囲で経年特性の把握が可能である。「常陽」で取得できない部分については、ナトリウム試験施設の経年データの活用も図る。長期間の経年データについては、国際協力による海外炉のデータ入手も考えられる。
B⑯燃料取扱機等の取扱実績期待されていた成果：燃料取扱機等の取扱い実績の蓄積により、機器設計の妥当性を確認するとともに、将来炉のシステムの最適化に資する予定であった。
代替する方法：燃料取扱については廃炉措置中の燃料取扱により実績を積むことができる。ただし、崩壊熱レベルは低いため高発熱燃料の場合のデータは海外炉等から取得する必要がある。

14

プラントシステム技術・保守管理技術（３／４）＜対象となる項目（続き）＞
C②供用期間中検査装置の実機での検証期待されていた成果：実機条件での装置の稼働により、機器設計の妥当性確認・性能実証を行うとともに、将来炉の装置開発・最適化に資する知見を取得する予定であった。
代替する方法：炉外試験による性能確認を可能な限り行うとともに、放射線の影響等は常陽など国内外の実炉を利用して確認する。
C③点検経験蓄積による高速炉保守管理技術期待されていた成果：発電炉としての点検経験（不具合、改善含む）を蓄積し、保守管理の観点からの将来炉の設計最適化、保守管理適正化に資する予定であった。
代替する方法：「常陽」や大型ナトリウム試験施設の活用、「もんじゅ」廃止措置過程において実施可能な点検の実行、海外炉のデータ入手等により、経験蓄積と点検技術開発を実施する。また、仮想空間・シミュレーション技術によりプラントライフサイクルを評価するシステムを構築（「もんじゅ」での知見を利用して実証）し、将来炉の点検性、保守・補修性の評価を可能とする。
C④運転経験に基づく運転手順書類/保安規定の整備期待されていた成果：発電炉としての運転経験の蓄積を、将来炉の運転手順書類／保安規定整備の根拠として活用する予定であった。
代替する方法：国内外の既存炉の情報を活用するとともに、プラントライフサイクルを評価するシステムを「もんじゅ」等での運転知見を活用して検証した上で、将来炉の運転性の15評価を可能とする。

プラントシステム技術・保守管理技術（４／４）＜対象となる項目（続き）＞
E②劣化メカニズムに基づく高速炉プラントの保全計画構築
期待されていた成果：もんじゅの長期運転により経年劣化データを得て、設計基準で想定された範囲の劣化以外に有意な劣化が生じないことを実証し、これに基づく保全計画を構築すること。
代替する方法：もんじゅが運転されないことから、期待された成果は得られず、代替策はない。ただし、実機条件に近い試験データ等を活用することにより、合理性の高い保全計
画を構築することは可能である。

16「もんじゅ」で引き続き実施する項⽬
 以下の項目について、廃止措置過程の「もんじゅ」を活用して、継続検討を図る。
B⑭高速炉発電システムの安定稼働・信頼性実証
廃止措置過程も含めた「もんじゅ」の運転・保全データに基づき、保全計画最適化及び設計への反映事項を整理・獲得する。
B⑮伝熱性能等の経年特性の把握、ＩＳＩ・サーベランス材による健全性確認、解体時の経験データ取得「もんじゅ」の解体過程において長期間ナトリウムを内包した機器の経年特性データを取得する。
B⑯燃料取扱機等の取扱実績
燃料取扱については廃止措置中の燃料取扱により実績を積む。
C③点検経験蓄積による高速炉保守管理技術
C④運転経験に基づく運転手順書類/保安規定の整備「もんじゅ」の運転経験に基づく運転手順書類の整備・改善経験、保全経験に基づく保全
計画の整備・改善経験、及び「もんじゅ」廃止措置過程における保全計画の改訂や実施可
能な点検データの蓄積を行い、将来炉の設計に向けた知見を整理する。また、プラントラ
イフサイクルを評価するシステムの検証に活用する知見を得る。
E④重大事故対応「高速増殖原型炉もんじゅの安全確保の考え方」を踏まえた新規制基準適合方針検討結果、廃止措置過程における重大事故や大規模損壊への対応検討結果により得られた安全対策設計に関する知見を整理する。
17

まとめ 「もんじゅ」が再稼働された場合に実施することが考えられていた当初計画に対して、将来炉の開発に向けた必要性の観点から実施する必要がある研究開発
項目に対して、代替案を検討した。
 「炉心燃料関連技術」については、「常陽」による照射試験の他、海外炉での燃料集合体照射で代替を図る。また、将来炉のための核特性把握のために、海外炉の既存データ及び新たな試験データの入手を図る。
 「ナトリウム取扱・主要機器関連技術」については、大型ナトリウム試験施設等によるデータ取得で代替する他、海外炉の既存データ及び新たなデータの入手等を図る。
 「余熱除去・安全対策技術」については、大型ナトリウム試験施設等によるデー
タ取得で代替する。タンク型炉を採用する場合はASTRID等における実証も可能である。新規制基準対応で進めてきた耐震関連、安全評価手法、重大事故対応については、「もんじゅ」での検討結果や「常陽」新規制基準対応を通じて得られる知見を整理する。
 「プラントシステム技術・保守管理技術」については、「常陽」やナトリウム試験施設を活用して可能な限りデータを取得する他、国際協力による海外炉のデータ入手を図る。また、廃止措置過程も含め「もんじゅ」の運転・保全データに基づき、保全計画の最適化及び設計への反映事項を整理・獲得する。
 代替が不十分な場合は、数値解析を援用するとともに保守性を高めた実証炉設
18計を行うこと、実証炉での段階的な実証を行うことにより代替する。

別紙２

地震時のプラント安全性の評価構築に向けた「もんじゅ」を活用した耐力限界の把握試験について

日本は世界有数の地震国であり，地震に対する評価は必要不可欠である。現在，設計地
震に対する設計成立性はもちろんのこと，想定を超える地震に対しても炉心冷却をはじめとする安全機能の維持が求められる。
高速炉は自然循環による崩壊熱除去が期待できるため，想定を超える地震が発生しても，
炉心冷却材バウンダリの確保，ポンプのフローコーストダウン等の炉心冷却に必要な機能が維持されていれば，炉心冷却が可能である。一方で，薄肉構造である高速炉は，厚肉構造である軽水炉に比較して相対的に耐震性に劣ると考えられ，地震に対する脆弱性を指摘されることがある。しかしながら，設計地震を遥かに超える地震力が作用しても，配管等
は変形が生じるものの，特殊な状況でなければ破断が生じることはない。過去に実施された配管系の耐力限界試験 [1] でも，破損モードはラチェットを伴う低サイクル疲労であり，設計の許容限界を遥かに超える地震を与えないと疲労き裂の貫通には至らないと考えられる。
地震時の高速炉の安全性，信頼性を示すためには，過去に実施された試験等を参考に高速炉の機器設備の耐力限界を把握し，想定を超える地震における炉心冷却に必要な機能に対する機器・設備の余裕（炉心損傷確率等を含む）を示すことが必要である。そこで，高速炉の安全性を示すとともに，次世代炉の設計評価に資するため，「もんじゅ」の機器・設備を対象に，耐震性評価において重要な機器設備の耐力限界を把握し，評価手法を構築する。なお，ここで得られた評価手法等の成果は高速炉や軽水炉等の原子力設備はもちろんのこと，化学プラントや火力発電所等の重要産業施設の地震時の安全性や信頼性の向上に貢献できる幅広い手法になる。
試験の実施に向けては，「もんじゅ」や次世代炉の設計検討，地震 PRA，ナトリウム−水反応等で耐震性の確保が重要視される機器・設備を洗い出し，機器・設備の耐力限界を把握する試験を検討する。なお，機器・設備の全体での振動台試験は困難であるため，全体試験と部分試験等による目的に合わせた合理的な試験方法の具体化検討が必要になる。例
えば，全体系に近い状況におけるアクチュエーターや打撃による加力試験を行い，自由振動による減衰比，振動モードを把握し，解析手法の妥当性を検証する（PWR の SG ループ。その上で，荷重が集中する部位，相対的に脆弱なの減衰比の把握試験 [2] 等が参考になる）
箇所（部位）を抜き出し，静的加力試験や振動台試験（部分振動試験や共振台による振動試験）を行い，解析評価と合わせて，耐力限界を把握する等の手法が考えられる。

別紙 2-1

別紙２
これらの検討結果をまとめ，想定を超える地震が生じても想定を超える地震に対しても炉心冷却をはじめとする安全機能が維持されることを示す。また，今後の耐震設計に生かすため，実際に起こる現象を踏まえた検討を行い，更なる耐震性向上策の具体化を含めた耐震性評価手法として整備する。ここで整備された手法は高速炉等の次世代炉の設計や評
価のみならず，軽水炉やその他の重要産業施設にも応用できるものになると期待できる。
上記の考え方によって検討対象となる「もんじゅ」の機器・設備例を示す。機器設備の廃止処置の具体的な計画に反映するためには，今後，試験を実施する機器・設備について，プラント設計者を含めた，安全や耐震等の各分野の専門家による横断的な協議によって抽出する必要がある。
（例）容器，配管系（2 次系配管で代表），動的機器（2 次系ポンプ等），蒸気発生器（管群振動，管−管板継手），エアクーラ，非常用発電機，電気品，排気塔（鉄塔）等

参考文献［1］ 独立行政法人
書

原子力安全基盤機構，原子力発電施設耐震信頼性実証に関する報告

配管系終局強度，平成 16 年 6 月［2］ Ishiguro T., Numata T., Goshima N., Monde M. and Fuyama H., On-Site Vibration Test for
Measuring Damping Ratio of PWR Reactor Coolant Loop, Proceedings of the ASME 2017
Pressure Vessels and Piping Conference, 2017, DOI:10.1115/PVP2017-65047

別紙 2-2

7.１ 意見１（関本）(1)心配
現代文明は大規模なエネルギー消費によって支えられているといえる。そのようなエネ
ルギーとして化石燃料が利用されてきたが、枯渇の問題が心配され原子力が利用されることになった。軽水炉を代表とする熱中性子炉が実用化されたが、これでは 30 年もたてば天然ウランが枯渇するということで、多くの国で高速増殖炉の開発が開始された。半世紀以上前のことである。もんじゅは日本での開発プロジェクトの２番目の原子炉として取り組まれ、そして挫折した。
このような中で、日本原子力学会新型炉部会では高速炉戦略ロードマップ検討会が設置され、今後の高速炉の開発に関して議論が進められている。この議論のなかで、もんじゅに代わって建てるべき原子炉として、小型か中型かという議題が提出されたが、中型が適当という意見が多く、筆者は違和感をもった。
もんじゅに係わってきた人の立場からすると、「日本の高速炉開発はもんじゅという中型の段階にきており、これをやりなおすということなら中型」という考えが反射的に出てくるのであろう。しかし、そのよって立つ日本の高速炉開発計画そのものを見直さねばならない
時期にきていると考えられる。
この計画が策定されたのは半世紀も前のことであり、現在とはかなり異なった状況にあった。その頃、ウランの枯渇は 30 年先に迫っているとされ、それまでに高速増殖炉を大型商用炉として実現するというものであった。計画は小型実験炉から始まり、原型炉、実証炉、商用炉と４つの段階を踏んで次々と大きくしていくことになっていて、もんじゅは２番目の原型炉に当たる。
高速炉のパイオニアであるアメリカでは、1983 年のクリンチリバー炉の予算案否決のあたりで、もんじゅ的な高速炉開発は終わりを告げた。現在、他の国を見渡しても高速増殖炉を実現した国はない。現状は高速増殖炉の実用化が極めて困難であることを示している。
一方、規制委員会が「日本原子力研究開発機構はもんじゅの出力運転を安全に行う主体として必要な資質を有していない」という勧告を文部科学大臣に提出したことから、日本ではもんじゅを運転し成功させる能力を有する機関が無いことが露呈した。
今までもんじゅに携わってきた人たちに中型の高速炉を託して大丈夫か心配である。
(2)ウラン枯渇
高速炉は、(1)で述べたように、軽水炉だけ使っていたのでは、天然ウランは 30 年もたてば枯渇するということで開発されてきた。しかし、既に半世紀がたつのに、そのような時期は来ていない。このような現象は、ウランの確認埋蔵量が少なくなってくると、価格が上昇するので探鉱・採掘が進み、確認埋蔵量が維持されるのだということで、一般に理解されている。この理論を使うと、確認埋蔵量がいつまでたってもほぼ 30 年ということが説明でき

7.1-1

る。これが言われるようになってから、さすがに 30 年はもっと長く修正されるようになってきた。要するに、ウランの可採年数を明らかにするのは難しいということである。それでも Red Book の値から「Update of the MIT 2003 Future of Nuclear Energy」[1]では、1GWe の原子炉に換算して、Identified Resources は 27,000 炉年。Undiscovered Resources
は 37,800 炉年あるとしている。500 基の原子炉を考えるなら、それぞれ 54 年、76 年ということになり、充分長い期間となる。先に述べた現象を考えると、これらはさらに長くなるかもしれない。さらに述べるなら、ウラン価格が上昇するとしても、採掘コストの上昇は緩やかと考えられるので、価格の上昇も緩やかであると考えられる。
一方、もんじゅと同様の設計をする限り、高速炉の発電原価を低くすることは容易ではない。もんじゅの開発が開始されたころ、原子炉の建設コストは軽水炉の 1.2～1.5 倍といわれていた[2]。この値が 1 以下になったということは聞いていない。燃料サイクル費も再処理コストが高いため、ウラン燃料に比べかなり高くなる。軽水炉と価格競争をする場合、高速炉が勝てるのは、ウラン価格が高くなって、軽水炉の発電コストが高くなった場合であり、この状況を待つのが一番確実ということになる。ずるいと感じる人もいるかもしれないが、これは高速炉開発の必要性を別の形で述べただけである。その時期はかなり先になると考えられている。
このような状況では、高速増殖炉の開発を急ぐ必要はなく、基礎研究をじっくりやっておくのがよい。さらに X 年かければ、安全で問題の無い商用炉を運開できるという状態になり、かつ X 年後にはウラン価格が上昇して経済性が軽水炉より優位になるということが確実になってから、商用炉への開発を開始すればよい。この場合、価格については保証されているので、無理なく建設・運転することができる。軽水炉からの使用済み燃料を問題にする人が多いが、これについては(8)で述べる。
(3)多様性原子力の開発当初には色々な炉型が検討された。しかし、原子炉開発には高額な予算が必
要なことが明らかとなり、すぐに選択と集中が行われ、間もなく高速増殖炉の炉型はナトリ
ウム冷却・酸化物燃料に絞られてしまった。
しかし、原子力の停滞を打破するため、最近になって再び多様な炉型を検討する動きが出てきた[3]。生物の進化の歴史は、多様性の確保によって全滅を回避できることを示している。原子力が生き残るためにも多様性が必要だと考えられる。
高速炉が開発されてきた半世紀の間だけでも、科学技術は大きな発展をとげ、人々の生活は一変し、価値観まで大きく変化した。最適な原子炉の炉型もこれらの条件によって変化する。今最適だと考えられている炉型が、高速炉が必要とされるような未来においても最適であるとは限らない。これに対応するためには、今はあまり炉型を絞らず、多くの可能性に対応できるような研究をやっておいたほうがよいと考えられる。
多様性を確保するため複数の炉型を研究しょうとすると、お金がかかる。１基あたりの費7.1-2

用を少なくする必要があり、小型炉にせざるをえないであろう。
(4)小型固有安全炉とモジュラー炉[4]小型炉は予算が少なくて済む。建設が容易となり、工期も短くなる。運転・管理も容易となり、これらの費用も少なくなる。安全性は大型炉に比べ原理的に優れており、避難不要の原子炉を設計・建設するのも容易である。さらに、種々の工夫を盛り込むにも適している。
ところが、スケールメリットによる経済性を期待して、原子炉は今まで大型化の歴史を辿ってきた。高速炉もこのような考えで開発されてきた。ところが TMI 事故の後、安全の重要性が強調され、多数の固有安全炉が提案された。これらの固有安全炉の殆どは小型炉であった。福島事故以来、避難不要の原子炉が望まれているが、小型炉はこの条件を満足する原子炉の設計が容易となる。小型固有安全炉が注目を集めるようになると、複数の小型炉からなるモジュラー型の原子力プラントが提案されるようになった。
小型炉はスケールデメリットを生じるが、大量生産・工場組立や習熟効果等によって、コスト低減も期待される。さらに安全性が原理的に高いので、多くの部品や材料を広く一般に使われているものに変えることによりコストを低減できる。一部の安全装置の省略も可能になるであろう。事故対応もスムースにできると期待される。これらもコスト低減に繋がる。
現状では、大型炉が優れていると考えている人が多いようだが、安全性に対する要求が高くなったり、大量生産に適した環境が生まれてきたりすると、逆転する可能性が高い。
現在、次世代原子炉として第４世代原子炉[3]が世界的に開発に力を入れられている。６つの炉型が提案されているが、いずれも小型炉をオプションに含んでおり、しかもそのうち３つは高速炉であり、残りの２つも高速炉をオプションとして含んでいる。
(5)自由な発想と全体を見通す目
高速増殖炉は軽水炉とは全く違う新しい原子炉である。どれだけ素晴らしい原子炉になるかは自由な発想をどれだけできるかにかかっている。また原子炉は巨大で複雑なシステムである。全体を見通す目を持っていないと最適な設計ができないし、最適な運転・管理（特に事故時の対応）もできない。自由な発想と全体を見通す目を養うには、小さくてシンプルな原子炉から始めるのが適切である。
(6)小型炉からの出発(1)では、高速増殖炉開発をしてきた組織の実力に疑問が持たれると述べた。検討会では、事故に学ぶことが重要といった指摘がかなりあった。ところが、常陽では殆ど事故がなく、もんじゅでは運転開始まもなく事故をおこして、そのまま運転できなくなってしまった。そのため現在の開発関係者は高速炉の事故を十分に経験していない。失敗や事故の経験をす
るなら、安心して事故に学べる小型炉が適している。
(2)では高速炉開発当初考えていたようなウラン枯渇は当分やってきそうもなく、経済性

7.1-3

を追求するために大型炉の完成を急ぐより、じっくり小型炉で研究開発を進める方がよいと述べた。
(3)では、あまり炉型を絞らず、多くの可能性に対応できるような多様な研究をやっておいたほうがよいと述べた。このためには安価な小型炉を利用するのがよいと考えられる。
(4)では、将来の高速炉がモジュラー炉になる可能性もあることを述べた。研究開発を小型炉から始めれば、大型炉であれ、モジュラー炉であれ、いずれの場合にも対応できる。
(5)では、高速増殖炉の開発では自由な発想と全体を見通す目を養う必要があると述べた。
それには小型炉が適している。
以上述べたことから、先ずは小型炉によって研究開発を開始し、あわてず着実に、必要であれば小型炉の設計を改良し、建設・運転し、実験を続けていくのが堅実である。このような高速炉開発における留意事項は・開発体制（法令・制度、組織・メンバー）に色んな問題を抱えている。
・安全性や経済性を考えると高速炉技術は容易ではない。
（現在の天然ウラン価格では経済性を軽水炉並にするのは困難である。
）
・実用化はかなり将来になる。
といったことであろう。
もんじゅの先の商用炉の設計では、軽水炉と同等の経済性といったことが要求されていたが、これが困難なハードルになっていたようである。このような条件が適切なものであっ
たのか、ここで少し検討したい。高速増殖炉はウランの枯渇に備えて開発されている。(2)で述べたように枯渇が近づけばウラン価格は高騰する。このため、軽水炉の発電価格は上昇していき、将来必ず、高速炉の経済性は軽水炉のそれに追いつき追い越す。競合相手は再生可能エネルギーか、CCS 等により炭酸ガスを放出しないようにした化石エネルギーである。
いずれもかなり高額のはずである。さらに、高速炉は再生可能エネルギーと違って、いつでも発電でき、自由に出力変動できる大きなメリットを持っていることを考えると、再生可能
エネルギーより高価でよいかもしれない。もちろん経済性が良いのに越したことはないが、早く商用化したいため、無理をすべきではないと考える。
以上述べたように、比較的少ない費用で、かつ安全性の問題で煩わされることなく、色々な試みを行える小型炉を高速炉研究開発のための実験炉として建設し、優れた開発体制を構築して、種々の実験（場合によっては改造）を行い、安全性、経済性、多様な利用に関する研究を広く充分に行い、優れた高速炉を実現するのが適当であると考える。
(7)小型炉から商用炉へのロードマップ
学会の検討会では、次に建てるべきは中型炉という意見が強かったことを意識して、これに対するものとして、開発において大きな経済的リスクを避けることのできる、小型実験炉
から商用炉へのロードマップを提案したい。
小型炉で研究を続けるのと並行して、商用炉の設計研究（計算だけでなく、新しいアイデ

7.1-4

アが出てきたら、できる範囲で実証実験を行う）を続けていく。安全性や経済性を含めて満足できる設計（経済性については(2)で既に述べたように、商用炉が運開する時点でのウラン価格の高騰を考慮する。
）を、確信をもって提示できたところで、原型炉、実証炉（どちらかは省略できるかもしれない）といったステップを踏んで商用炉実現へとむかうことになる。 詳しくは(2)を参照してほしい。
経済性は大型化でしか実現できないとは限らない。モジュラー炉にすることにより経済性の条件を満たした場合は、小型炉から商用炉へは容易に実現できる。
経済性が軽水炉並になるのは、(2)及び(6)で述べたとおり、かなり先になるかもしれない
ので、商用化時期はかなり未来になるかもしれない。しかし、しびれを切らして、商用炉へのステップに進み、経済性だけならまだしも、安全性で大きな失敗を犯すことは絶対に避けねばならない。
経済性が軽水炉並にならなくても、炭酸ガスの放出がゼロに規制され、再生可能エネルギ
ーが基幹エネルギーとして扱われるようになったとき、軽水炉ではきめ細かい負荷追従ができず、高速炉を使用せざるをえない状況が現れる可能性がある（「5.4 高速炉と再生可能エネルギーとの共存」参照）。このような時期のほうが、先に述べた時期より早く来るかもしれない。広くエネルギー情勢を見ながら、研究開発を進めることが重要である。
(8)小型炉を使った多様な実験・研究
このような固有安全性を備えた扱いやすい小型炉で、増殖、放射性廃棄物の核変換、核拡散・核防護の問題の解決、更には経済性追求に向けた研究開発を、あわてずじっくり着実に進めていけばよい。
一般的な条件や今までの経緯を考えればこれで十分なようだが、なにかすぐ実際に役立
つような原子炉にできれば、成果を社会に早く還元できることや、従事者の意識を常に高く維持できるであろうことから、理想的である。特に後者については、現状をみると、従事者に法令順守や職業倫理のようなことを要求する意見は多数あるが、技術の最先端をいく開発プロジェクトで必要な技術者魂といったものを育てることが忘れられている。これには従事者が興味をもって取り組めるテーマが必要である。いくつかのアイデアを参考のため
以下に記しておく。それぞれの項目についてもっと詳しく記述すべきかもしれないが、ページ数が多くなりすぎることから、簡単に記述した。
・試験・研究(2)で述べたように、商用炉の時期は大幅に遅れると考えられる。これはそれまでに色々な研究ができるということである。こう考えるなら、試験・研究小型高速炉は時宜を得た原子炉ということになる。これは(3)で述べた多様性に関しても望ましいことである。世界に目を転じても、ロシアでは多目的高速研究炉ＭＢＩＲの建設が始まっているが[5]、この炉はナトリウムだけでなく、鉛や鉛ビスマス、さらにはガスも冷却材として利用できるようになっている。アメリカにおいても高速中性子源を必要

7.1-5

としており、ＶＴＲ(Versatile Test Reactor)の開発を開始した。[6]・発電
常陽では発電をしなかった。発電は高速増殖炉の必須要素なので小型炉の段階から装備しておくのが良いであろう。小型炉であっても、これで常陽から一歩前進していることを多くの人に理解してもらえる。
発電は後に述べる安全性のデモンストレーションや負荷追従運転において、組み入れられているべきである。
・固有安全性のデモンストレーション
安全性研究は解析に頼りすぎるところがあり、大きな不確実性を含んでいる。これを小さくするには、実験による検証が重要である。
EBR-II では固有安全性のデモンストレーションが行われ、これが安全性の実証に非常に役立った[7]。日本でも色々なアイデアを出し合い、固有安全性のデモンスト
レーションをするのが望ましい。これにより、一般人の原子炉事故に対する理解が深
まるとともに、運転員の経験が深まる。
冷却材をナトリウムから鉛系に変更することで、安全性を高めることができる。どこまで安全にすればよいのかはっきりしない現状では、このような研究を行うのもよい。原子炉に大きな変更を加える研究は小型炉でやっておくのがよい。
安全確保には規則（指針・内規やマニュアルまで含めて）が重要な役割を果たす。
高速炉はこれからの原子炉であり、その開発においては、規則の作成・改良を同時に進めていく必要があるが、運転経験や実験データが豊富であれば、それだけ有効な規則を作成することができる。
原子力にとって安全は必ず確保されねばならない重要なものである。高速炉開発において、安全とはどういうもので、どうすれば確保できるか、深く考えてほしい。
・負荷追従運転
将来、再生可能エネルギーとの共存が重要になると考えられる。「5.4 高速炉と再生可能エネルギーとの共存」で述べたように負荷追従運転が重要であり、この特性に秀でた高速炉によるデモンストレーションが望まれる。
将来は、多くのエネルギーシステム要素が複雑なネットワークに組み入れられることであろう。これに対応した高速炉の開発が必要である。
これに対し、負荷追従運転は安全に対する不確かさが大きすぎるので、ベースロー
ド運転のままで再生可能エネルギーとの共存を目指した方がよいというような意見が、高速炉戦略ロードマップ検討会において、もんじゅに携わってきたメンバーから出された。もっともな懸念のように考えられるが、他の原子炉と比べ、負荷追従運転に対して高いポテンシャルを有していることを考えると、ぜひチャレンジしてほし
いと希望する。
もんじゅの失敗で関係者が萎縮しすぎているのではないかと心配している。リス

7.1-6

クの少ない小型炉で、容易な負荷追従シナリオからやっていけば、必ず安全に役に立つ成果をあげられるはずである。
・高燃焼度運転
高速炉では熱中性子炉に比べ、燃料核種の中性子吸収当たり核分裂で生まれる中
性子の数（η値）が大きいため、これを U-238 に吸収させ、より多くのプルトニウムを生成することができる（転換率が高い）。これを利用して、増殖炉を開発したり、
放射性廃棄物の変換を試みたりしているわけであるが、この性質を他の目的にも使うことができる。ここでは高燃焼度運転と関係する２つの利用法を示しておく。
・小型長寿命炉
高速炉は親物質の核分裂性物質への転換率が高く、燃焼による反応度低下が少ない。このため長寿命炉の設計が容易である。シンプルで安全で負荷追従性に優れた小型長寿命炉が実現すれば、電力ネットワークと切り離された地域で歓迎されるであろう。このような炉は日本での需要はそれほど多くはないと考えられるが、外国（特に開発途上国）では非常に多く、日本の貢献が期待されている。
なお、この報告の範囲を超えているかもしれないが、将来、宇宙での原子力利用や海底での利用がなされるようになれば、小型長寿命炉は極めて重要な炉になると考えられる。
・ブリード＆バーン炉（再処理不要炉）
現在考えられている高速増殖炉システムは再処理を必要とする。ところが再処理は大量の高レベル非密封放射性物質を扱うため、極めて危険で困難な技術である。このため被ばくのリスクが比較的少ない濃縮ウラン製造のような具合に経済性を満足できるプラントの実現は容易ではない。商用設備の完成が大幅に遅れることも考えられる。しかし、ブリード＆バーン炉[8]であれば、再処理なしで、劣化ウランや天然ウランを新燃料として使用することにより、長期にエネルギーを供給しつづけることができる。
理想的なブリード＆バーン炉としては CANDLE 炉[8]や進行波炉[9]が提案されているが、これらは燃焼度が 40%にもなり、燃料ピンの健全性に困難を抱えている。このため燃焼度を 20-30%に抑えられる定在波炉[10,11]や modified-CANDLE
炉[12]が研究開発されている。20%の燃焼度であっても天然ウランの利用割合は軽水炉の 30 倍近くになる。
ブリード＆バーン炉を開発しようとする場合、酸化物燃料では無理があるので、金属燃料か窒化物燃料を使用しなければならない。小型炉を使えば、このような多様な燃料を使うことも容易になる。
ここでは高燃焼度における燃料健全性が重要となる。小型炉を使って高燃焼度における燃料健全性を研究することは非常に重要である。

7.1-7

高燃焼度や次に述べる放射性廃棄物変換を狙うなら、中性子経済を高めることが重要であり、種々の工夫が必要である。そのひとつとして、冷却材の流量や入り口温度による出力制御が考えられる[13]。これを用いれば、中性子毒物による制御を少な
くし、大幅に中性子経済を高めることができる。
・放射性廃棄物分離変換
高速炉は熱中性子炉に比べ、高次のアクチノイドが溜まらないことから[14]、高速炉を用いた分離変換による放射性廃棄物問題の解決が期待されている。高速炉開発において、このテーマは増殖に続いて挙げられることが多く、ここで改めて述べる必要はないかもしれないが、充分に議論されていないように思えるので、あえて述べておく。
高次のアクチノイドの割合が大きくなりすぎると反応度制御が困難となり、反応度事故のリスクも大きくなるので、炉を未臨界にして外部中性子で出力運転する加速器駆動システム（ADS）が色々な場所で研究開発されている [15]。これは小型高速炉を用いるので、連携して開発するのが良いと考えられる。
放射性廃棄物の分離技術は、既に述べた通り容易な技術ではないので、実用化はかなり将来になるであろう。考え方によってはアクチノイドに要求される分離係数が非常に高くなるのがきがかりである[16]。
アクチノイドは核分裂をするので、いつまでも原子炉に入れておくことで消滅を目指せるが、地層処分でリスクとして問題になるのは長寿命 FP である[17]。これは高速炉だけで全て無くすことは原理的に不可能[18]なので、工夫が必要である。
分離技術、地層処分、中間貯蔵等と整合性のある研究開発が望まれる。
容易なシステムから理想的なものへ、ステップを踏んで開発するのが堅実である。
扱う元素や核種は極めて多くの種類にわたる。基礎研究をしっかりやっておく必要がある。放射性廃棄物分離変換だけでなく、他分野への応用も考慮して研究開発を進めるのがよい。
・高中性子束炉（基礎科学、物質創生、材料、医療）
高速中性子に対する核分裂断面積は小さいので、出力密度と核分裂性核種の密度が同じだとすると、熱中性子炉に比べて、中性子束密度の値が非常に高くなる。これを利用して高中性子束炉を作ることができる[19]。基礎科学、物質創生、材料、医療等で利用できるであろう。
但し、中性子利用のための原子炉はビーム取り出し施設や、照射設備等、動力炉にはない設備を付けることになる。
このような形で進めて行けば、時間はかかるが、着実に実力を蓄えることができ、ウラン枯渇といった遠い将来（実際には 30 年ではなく、50 年以上に伸びる可能性あり）までに、信頼できる高性能の高速増殖炉（あるいはブリード＆バーン炉）を完成することができると
考える。

7.1-8

(9)おわりに(8)で多くの具体的な提案を行った。これを全てやるべきだということで書いたわけではない。今の原子力に関する議論を見ていると、多様化といった言葉はよく出てくるが、具体的なものは寂しい限りである。ここで具体的なものを多数あげておけば、こんなものかということで関係者が自分でよい案を考えだしてくれるだろうと思って挙げたつもりである。
これらの印象が強くなりすぎて、他の大切なことが忘れられるといけないので、終わりに重要と考えられることを再度書かせていただく。
高速増殖炉開発は未来の人類のエネルギー問題を解決するべき重要なプロジェクトである。大量の高レベル放射能を閉じ込めた複雑なシステムで安全性を確保しながら高性能を達成するには、自由な発想と全体を見通す目が不可欠である。ウラン価格が上昇して実際に必要とされるようになる時期はかなり将来のことと考えられるようになった。ハードルを下げ、小型炉から再出発することにより、自由な発想と全体を見通す目を養い、着実な進歩を遂げて、成功に導いてほしい。
参考文献
[1]

J. M. Deutch, et.al,「Update of the MIT 2003 Future of Nuclear Energy」、MIT,
pp. 12-14(2009)[2] 安成弘、「高速増殖炉」、同文書院、1982、pp.136-144[3] ウィキペディア、「第４世代原子炉」、
https://ja.wikipedia.org/wiki/第４世代原子炉[4] 関本博、「小型安全炉序論」、第 23 回炉物理夏期セミナーテキスト、1991 年 7 月 23
日、pp.111-125、日本原子力学会[5] WNN、”USA launches test reactor project,” 04 March 2019,http://www.world-nuclear-news.org/Articles/US-launches-testreactor-project[6] WNN、” Russia starts to build MBIR vessel,” 27 March 2017,
http://www.world-nuclear-news.org/NN-Russia-starts-to-build-MBIR-vessel27031702.html[7] C. E. Till, Y. I. Chang, Plentiful Energy, ISBN: 978-1466384606, Chapter 7(2011).
[8]

H. Sekimoto、「Light a CANDLE, 2nd edition」、
http://www.crines.titech.ac.jp/doc/candle.pdf[9] ウィキペディア、「進行波炉」、https://ja.wikipedia.org/wiki/進行波炉
[10]

V.

G.

Toshinsky,

H.

Sekimoto,G.

Toshinsky,“AMethodto

Improve

Multiobjective Genetic Algorithm Optimization of a Self-Fuel-Providing LMFBR

7.1-9

by Niche Induction among Nondominated Solutions,” Ann. Nucl. Energy, 27[5],pp. 397-410 (2000).
[11] P. Hejzlar, et. al, “TerraPower, LLC Traveling Wave Reactor Development
Program Overview,” Nucl. Eng. Technol., 45[6], pp. 731-744 (2013).
[12] Zaki S., H. Sekimoto, “Design study of medium-sized Pb-Bi cooled fast
reactors with natural uranium as fuel cycle input using modified CANDLE burnup scheme,” Int. J. Nucl. Energy Sci. Technol., 7[1], pp. 23-44(2012).
[13]

H. Sekimoto, S. Nakayama,“Power Level Control of CANDLE Reactor without
Control Rods,”Annals of Nuclear Energy, 63, 427-431 (2014).

[14] H. Sekimoto, N. Takagi,”Preliminary Study on Future Society in Nuclear QuasiEquilibrium”, J. Nucl. Sci. Technol., 28[10], pp. 941-946(1991).
[15] 辻本和文、「加速器駆動システム（ADS）を用いた核変換技術」、
https://www.jaea.go.jp/news/symposium/RRW2014/shiryo/7-5.pdf[16] H. Sekimoto, H. Nakamura, N Takagi, “Toxicity of Radioactive Waste
Discharged from Nuclear Energy Center in the Future Equilibrium
State,”Ann. Nucl. Energy, 23[8], 663-668(1996).
[17] T. H. Pigford, “Actinide Burning and Waste Disposal”, MIT Int. Conf. on
Next Generation of Nuclear Power Technology, Oct. 5, 1990, UCB-NE-4176 rev.
[18]

H Sekimoto, K. Kanai, “Trade-off between Neutron Excess and Long-Term
Toxicity Reduction by Employing LLFP Incineration”, Ann. Nucl. Energy,
25[11], pp. 793-799(1998)[19] H. Sekimoto, Y. Anmo, ”A Neutronic Study on the Concept of Using a Fast
Reactor Core for High Thermal Flux Reactors”, Ann. Nucle. Energy, 19[8],pp.431-439(1992)

7.1-107.2 意見 2 （松井）
昔は、2000 年を超えたら高速増殖炉の実証炉は当然として、商用炉も動いている新しい世紀が始まっていると思ったものだった。その時のプラントは軽水炉に比べて高価であっても多数導入はウラン資源枯渇による将来の燃料費の高騰がドライビングフォースであった。当時でさえ、いったいウランの価格がいくらに上がったらその高い建設費を正当化できるのかについて疑問を持つものが多かった。結局ウランはなかなかなくなりそうもなく、
核燃料サイクルの完結、資源の有効利用とかいうことでお茶を濁すような時代もあった。
いわゆる革新の国際共同開発の旗手たる「第 4 世代」の目標の一つとして廃棄物の最小化が取り上げられ、それこそ大昔の PT の幻想を忘れて飛びつき、どこぞのお国ではそのエネ
ルギー政策の中にまで書き込まれる体たらくである。長期的な研究開発のターゲットの一つではあろうが、あろうことか開発を正当化する理由となっている。いうなれば軽水炉系のレガシーの処理係といったところである。ここまで貶めることはないだろうが、高速炉開発者は忸怩たる思いであろう。軽水炉との共存の一形態かもしれないが、１F のデブリ処理に有効であるとまで歌う新型高速炉の合唱まで来ると開いた口が塞がらない。
一方世界的には新設炉はほとんどすべて大型の軽水炉であるが、福島事故以来の安全強化対策費が高騰しているとして 1 基当たり 5 千億円、1 兆円と言われるようになっている。
本来高騰する軽水炉をしり目に新型炉のマーケットが広がっても不思議はないはずだがそうはなっていない。新型炉の市場参入障壁は高い。
方や、ウラン資源の究極埋蔵量を約 1500 万トンとすると、今までの世界エネルギー需給予測シミュレーションはすべて今世紀末までにはウランの枯渇、すなわち高速炉燃料サイ
クルの導入を正当化するものであった。2100 年にはトリウムサイクルの導入を示唆するものまで存在したものである。しかし今や軽水炉を駆逐して高速炉が導入される原子力開発の絵姿はほとんど姿を消したかのごとくである。軽水炉の寿命延長は顕著で、米国では 40
年から 60 年、さらには 80 年に向けての環境が整いつつある。各国の新型軽水炉のライン
アップを眺めるといったいどこに非軽水炉が入ってくるのか疑わしくなる。大型の高速炉
開発ではフランスのスーパーフェニックスがあったがその後は ASTRID も実用化、軽水炉代替を狙ってという姿勢はうかがえない。BN800 を運開し、続いて 1200 とも思われていた
ロシアも発電炉としては新型軽水炉 VVER1200 で国内外市場を席巻している。さらには資源問題対応能力は高速炉では非力だとして、既存の軽水炉などと核融合とのハイブリッド
システムの再考を主張する向きもある[1]。すなわち現在の高速炉では増殖比が低く、倍増
時間が長すぎて間尺に合わないというわけである。
本質的には、単体の原子力発電システムとしての魅力、市場での競争力を持って軽水炉を駆逐するというのが正論である。低圧、高い熱効率などとその実力を発揮する特性を十分に生かし切っているのであろうか？エネルギーセキュリティ確保を錦の御旗に、必然であるとして超然、他を睥睨していた時代は終わっているのではないだろうか？

7.2-1

参考文献【例】[1]

E.P. Velikhov, M.V. Kovalchuk, E.A. Azizov, V.V. Ignatiev, S.A. Subbotin, V.F. Tsibulskiy,
Hybrid Fusion Reactor for Production of Nuclear Fuel with Minimum Radioactive
Contamination of the Fuel Cycle, ISSN 1063_7788, Physics of Atomic Nuclei, 2015, Vol. 78,
No. 10, pp. 1134–1137

7.2-2