「3 つの 25 は達成可能だ」追補版 Vol. 1.1

2011.7.1
気候ネットワーク

追加試算（1）

全ての原発が停止する場合の影響について

事故以来、原子力発電所の安全面については地元住民の不安と反対も大きく、定期検査を終えた原発の再稼働は難しい状況にある。このまま再稼働されない状態が続くと、来年の 5 月には全ての原発が止まることになる1。
全ての原発が止まると、「電気が足りなくなる」、「大幅なコスト増を招き産業の国外流出が加速する」、さ
らには「CO2 が大幅に増加してしまう」などという意見が聞かれる。それらの指摘は、原発が動かないと経済・社会に大混乱を招くかのような印象を与える。しかし、実際にはそのような極端に事態にはならず、影響の多くを回避することが出来ると考えられる。
本ペーパーは、原発が全停止する場合の影響を評価し、前述のような指摘に対して反論するとともに、安全性をないがしろにしてまで拙速に原発を再稼働させるのではなく、エネルギー消費を下げながら対応していくべきことを提言するものである。

1．2011 年から 2012 年にかけての原発停止
原発の安全の確保は第一に優先されるべき事項である。安全基準を見直す前に、「電力が不足する」、
もしくは「燃料コストが大幅に増加する」からと、拙速に原発再稼働を地元自治体に要請するのでは、説得力もなく、理解が得られるはずもない。今もなお、原発事故による被害が拡大する中で、順次定期点検に入った原発が、納得のいく国の安全基準が定まるまで運転再開できないことは、むしろ当然のことであろう。
今後、再稼働がなければ、2011 年 8 月には 8 割、2012 年 5 月には全ての原発が停止する（表 1.1）。
停止予定は表 1.1 の通りである。

1

エネルギー・環境会議 資料4、経済産業大臣 海江田万里「当面のエネルギー需給対策について（原子力の安全対策の実施と再起動）」平成23年6月22日

1

表 1.1 原発停止について
該当発電所

2011 年 6 月までに停止

北海道電力泊 1、3 号

停止原発の

各月末の

設備容量

稼働分(*1)[万 kW][万 kW]
3,347

東北電力女川 1〜3 号、東通 1 号

1,549(37 基.全体の 68%)

東京電力福島第一 1〜6 号、福島第二 1〜4 号、
柏崎刈羽 2〜4 号
中部電力浜岡 3〜5 号
北陸電力志賀 1，2 号
関西電力美浜 1，3 号、高浜 1 号、大飯 1，3 号
中国電力島根 1 号
四国電力伊方 3 号
九州電力玄海 2、3 号、川内 1 号
日本原電東海第二、敦賀 1、2 号
2011 年 7 月に停止
8 月に停止関西電力高浜 4 号

87

関西電力大飯 4 号

118

1,344

東京電力柏崎刈羽 7 号

135.6

北海道電力泊 2 号

57.9

東京電力柏崎刈羽 1 号

110

九州電力川内 2 号

89

四国電力伊方 1 号

56.6

関西電力美浜 2 号

50

関西電力高浜 2 号

82.6

九州電力玄海 1 号

55.9

関西電力大飯 2 号

117.5

九州電力玄海 4 号

118

四国電力伊方 2 号

56.6

中国電力島根 2 号

82

2 月に停止関西電力高浜 3 号

87

246

3 月に停止東京電力柏崎刈羽 5 号

110

136

4 月に停止東京電力柏崎刈羽 6 号

135.6

0

9 月に停止11 月に停止
12 月に停止

2012 年 1 月に停止(*1) 2011 年 7 月 1 日現在

2

1,151
895

762
471

333

図 1.1 稼働原発の減少

2．供給力について 〜 電力不足に陥るのか？
まず、原発が動かない場合の電力供給への影響を見てみたい。
「夏のピーク時に電力供給が追いつかない」、「停電になる」など、企業や市民の不安になるような説が聞かれる2。しかし、データをもとに検証すると、原発を全て停止しても、10 電力ともに、3 月に各社が提出した電力供給計画での夏の最大需要予想値（未提出の東北電力、東京電力については 5 月発表の予想値）を、供給力が上回っている（表 2.1 の a 列と d 列の比較）。
供給にはある程度の余裕が必要であるため、夏の節電を行う必要があるが、原発がないとすぐさま停電になるとか、供給できなくなるとかいう状況ではない。
原発全停止によって、電力が足りなくなるという試算がなされている場合の多くは、電力需要を過大に想定し、例えば昨年夏の猛暑の時の需要（列 b）、さらには世界同時不況（リーマンショック前）の好況時の電力需要を含む過去 5 年間の需要の最大値（列 c）を用い、一方で供給力については、揚水発電
所は動かさない（列 e）などと過小評価して、電力需給が逼迫するから原発の再稼働をすべきとの主張を展開している。これらは、過大な需要想定と、過小な供給力想定によって導き出されたものということに尽きる。
電力需要が増えた時のために十分な供給力で備えておくとことは一見もっともらしいが、年間数十時間というほんのわずかな期間のピーク時にしかない需要にあわせて供給設備を万全に備えておくビジネ
スモデルこそ、非合理的な旧来型の発想であり、転換が必要なところだ3。
2

日本エネルギー経済研究所「原子力発電の再稼働の有無に関する 2012 年度までの電力需給分析」2011.6.13

3

電力会社はピーク需要を抑える手段として大口需要家（電力量では 50kW 以上の高圧契約をする需要家が全国に約 75 万あり、販売電力量の 3 分の 2 を占める）の一部と「需給調整契約」を結び、瞬時に電力を遮断、あるいは数時間前に協議して遮断するかわりに電気代を安くしている。需給が逼迫した際にはこうした手法をとることができる。また、大口のピーク時間帯電力を引き上げる方法もある。

3

表 2.1 原発全停止の時の夏のピーク電力時の需給比較（万 kW）
電力会社 (a) 最大需要(b) 最大需要（過大）(c) 最大需要（過大）(d) 供給力(e) 供給力（過小）

各社予想（2011 昨年並み猛暑時 過去 5 年（2005〜2010）の 原発全停止
原発全停止
電力供給計画）最大値（ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ前の好況時 揚水発電は稼 かつ揚水発電も（*1）
含む値）(*2)
働停止
10 電力計 16,923-17,003

18,135

18,20818,981

16,474

北海道

506(547(冬期))506

578(冬期)

619

579

東北

1,300-1,380

1,557

1,557

1,385

1,339

東京

5,500

5,999

6,147(ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ前 07 年 8 月)

5,928

4,895

中部

2,637

2,709

2821(ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ前 08 年 8 月)

3,182

2,733

北陸

526

573

573

752

752

関西(*3)

2,956

3,095

3,095

3,025

2,537

中国

1,135

1,201

1,229(ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ前 07 年 8 月)

1,455

1,242

四国

550

597

599(ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ前 08 年 8 月)

643

574

九州

1,669

1,750

1,771(ﾘｰﾏﾝｼｮｯｸ前 08 年 8 月)

1,768

1,598

沖縄(*4)

144

148

154

224

224

注：他社受電については資源エネルギー庁「電力需給の概要」にある 2008 年度末他社受電設備容量で計算。2008
年度だけ実績がなかったものなど、受電可能最大値とはなっていないことに注意。また、そもそも(a)に記された各社予想自体が過大である可能性がある。
(*1) 東北電力、東京電力は地震で計画未提出につき、5 月、7 月に発表した夏の最大需要予測値(*2) 日本エネルギー経済研究所の試算はこの値を採用。ただし東京電力は 6,000 万 kW、東北電力は 1,480 万 kWとしている。
(*3) 関西電力は 6 月に、昨年なみ猛暑の場合と同じ 3,138 万 kW に引き上げた需要を発表。
(*4) 沖縄電力は原発なし。

表 2.2 大型火力の設備利用率
電力会社

北海道電力
東北電力
東京電力
中部電力
北陸電力
関西電力
中国電力
四国電力
九州電力
沖縄電力

大型火力発電の設備利用率
2010 年 8 月（記録的猛暑の時）
22.6%
49.7%
63.6%
51.2%
58.2%
40.9%
70.8%
43.6%
46.0%
58.0%

備考
2010 年 5 月
（通常期）
24.1%
27.0%
38.4%
36.0%
23.6%
28.6%
47.3%
26.1%
30.4%
37.4%

ピークは冬期

この年は原発全停止を経験

もともと原発なし

出典：資源エネルギー庁「電力調査統計」
なお、電力各社は夏のピークにあわせて発電所を作っている。大型火力発電の設備利用率を見ると（表2.2）、昨年の猛暑の 8 月でも、原発の全部または多くが止まった中国電力と東京電力を除き、火力発電所は半分程度、猛暑であれば需要が厳しいと言っていた関西電力でも設備利用率は 4 割程度であった。

4

5 月のような通常期では、火力発電所は 3 分の 1 か、4 分の 1 分程度しか動いていない。地域独占に守られ、コストに一定利潤をのせて電気料金を決めてきた、発電・送電・配電を独占してきた 10 電力体
制こそが、このような利用率の低い過剰な設備を作る方法を許してきたのである。

3．コストへの影響について 〜 原発を止めると国民負担は増えるのか、それとも軽くなるのか？
原発停止により、代替する燃料コストが大幅に増加し、負担が大きくなるという指摘もよく聞かれる。
日本エネルギー経済研究所による試算では、2012 年度の火力燃料の調達に必要な金額は、2010 年度
比で 3.5 兆円増加、世帯当たりで月 1,049 円の電力料金のアップになるとされる4。
この試算では、2012 年度の最大需要は、表 2.1 の列 c にある最も高い需要を想定し、猛暑であった2010 年度の推定実績のわずか 2.0％低い値（9,270 億 kWh）とされ、省エネを想定していない。このよ
うに省エネせずに、石炭や石油等の火力で代替すれば、家庭で月 1,000 円負担が上がる事態も起こりえるかもしれない。
具体的なケース分析として、（1）石炭・石油代替ケース（省エネあり／なし）、（2）石油代替ケース（省エネあり／なし）、（3）LNG 代替ケース（省エネあり／なし）で、見てみよう。
表 3.1 原発を代替する燃料のケース分け
ケース
火発
再エネ
省エネ(消費側の省電力)
原発稼働
石炭火発 70%稼働、石油火力 31%稼 2013 年までトレンド 2011 年と 2012 年は、東北電力・東京電（比較用ケー 働(11 年)、26%稼働(12 年)、LNG 火 どおり増加
力で 5%減、その他で 1.7%減ス）*
力 75%稼働(2011 年)、60%稼働(2012年)
原 (1) 石炭、 石炭火発 75%稼働【再エネなし】2013 【省エネなし】2011 年と 2012 年は、東発 石油代替 石油火発が残りを分担
年まで年 100 億 kWh 北電力・東京電力で 5%減、その他で
全
増加
1.7%減
停
同（ただし省エネ再エネ分だけ小さ 【再エネあり】2013 【省エネあり】2011 年は、東北電力・
止
くなる）年迄追加的に年 100 東京電力で 15%減、その他で 5%減
億 kWh 増加2012 年、2013 年は前年比 2%減(2) 石油代 原発停止分は石油火発が代替【再エネなし】2013 【省エネなし】2011 年と 2012 年は、東替
年まで年 100 億 kWh 北電力・東京電力で 5%減、その他で
増加
1.7%減
同。
（ただし省エネ再エネ分だけ小さ 【再エネあり】2013 【省エネあり】2011 年は、東北電力・
くなる）年迄追加的に年 100 東京電力で 15%減、その他で 5%減
億 kWh 増加2012 年、2013 年は前年比 2%減(3)LNG 代 原発停止分は LNG 代替**
【再エネなし】2013 【省エネなし】2011 年と 2012 年は、東替
年まで年 100 億 kWh 北電力・東京電力で 5%減、その他で増加
1.7%減
同。但し省エネ再エネ分だけ小さく 【再エネあり】2013 【省エネあり】2011 年は、東北電力・
なる
年 ま で 追 加 的 に 年 東京電力で 15%減、その他で 5%減
100 億 kWh 増加
2012 年、2013 年は前年比 2%減*福島第一、福島第二、浜岡、柏崎刈羽 2〜4 号機（停止中）、40 年以上経過の老朽原発以外が 60%稼働と想定。
**LNG 火発稼働率が 85%を超えた場合石油火力を稼働。
4

前掲 2
5

kWh あたりの電源毎の燃料費等相当コストは、原子力発電が 4.3 円、石炭火力発電が 3.2 円、石油火力発電が 9.8 円、LNG 火力発電が 6.7 円とし、これは 2020 年に向けて上昇するものとし、廃止を決めた原子力発電に関しては、kWh あたり 3.0 円の運転維持費単価が要らなくなるものとして、ケースごとの負担の増減を試算すると、下記のような結果となる（表 3.2）。
表 3.2 原発が全て停止したときのケース別の負担増減（原発稼働ケースとの比較）
年

原発→石炭・石油原発→石油原発→LNG

省エネ再エ 省 エ ネ 再 省 エ ネ 再 省 エ ネ 再 省 エ ネ 再 省 エ ネ 再
ネなし

エネあり

エネなし

エネあり

エネなし

エネあり

燃料費等負担 2011

4,300

▲1,500

5,300

1,000

2,300

▲1,200

の差

2012

4,300

▲4,1005,400▲3,0002,200▲5,400

（億円）

2013

4,800

▲5,9006,000▲4,6002,300▲6,1006,300▲23,9002020
電力料金単価

2011

0.4

0.4

0.5

0.4

0.2

0.4

[円/kWh]

2012

0.4

0.2

0.6

0.4

0.2

0.1

2013

0.5

0.2

0.6

0.3

0.2

0.2

0.6

0.0

2020
家庭の負担

2011

130

100

160

120

70

110

[円/月] (*1)

2012

130

60

160

100

60

20

2013

140

50

180

90

70

40

200

▲30

2020

注 1：プラスの値が値上がり、マイナスが値下がりを表す
注 2：原発稼働ケースも、福島第一全て、福島第二全て、柏崎刈羽 2〜4 号、浜岡全て、および運転開始 40 年のものは廃炉と想定した。
注 3：参考として、気候ネットワークの「3 つの 25 は達成可能だ」での 2020 年の試算値を示している。
(*1) 世帯当たり電力使用量（283.6kWh/月）、電気事業連合会（2009）より。

表 3.2 の結果に見られるよう、省エネを進め、かつ LNG に置き換えれば5、国全体の燃料費は数千億円下がる。大きな需要を見込んだ上で省エネもしないとすると、家庭の負担増月 1,000 円を超えるような結果もありえるかもしれないが、表 3.2 のように適正な需要を見込み、全体で省エネをして高い電源を減らすことで家庭の負担増は 100 円以下に抑えることができる（家庭自体の省エネの電力量減はここでは想定していない）。

5

石炭・石油転換ケースよりも LNG の燃料が低く抑えられるのは、石炭火発はもともとフル稼働で追加余地が限られ、結果的に石油が中心になるためである。

6

4．CO2 排出への影響について(1) CO2 排出量の増加予測
次に、原発が再稼働しない場合の、2011〜12 年の CO2 排出量を見てみたい。
前掲の日本エネルギー経済研究所は、コスト増と同様に、
CO2 排出も激増する試算結果を出しており、2012 年には 90 年比 18.7％増の 12 億 5,700 万トンとなり、京都議定書の目標達成期間である 2008〜
2012 年の平均では、8.8％増となるとされる。
これについて、推計してみる。
まず、稼働した場合の原発の設備利用率を 60%と仮定し、その分が石炭火力、石油火力または LNG
火力のいずれかに代替されるとし、対策内容は表 3.1 の通りとする。また、2011 年には、節電を東北電
力と東京電力管内で 15％、その他で 5％実施（いずれもピークカットだけでなく電力量総量も削減）した場合と、しない場合を想定する。2012 年には省エネ設備投資、脱石炭や再生可能エネルギー普及などの設備投資で、2020 年に向けて想定した削減効果も一部実施できるので、その 10 分の 1 ずつを見込む。
省エネ対策もなく石炭や石油火力で代替すると、前節に見たようにコストもかかるが、CO2 も 1 億トン以上増加してしまう。代替燃料で石炭を優先することや、新たに石炭火力発電所を新設するのは論外である。
一方、試算した結果は表 4.1 の通りで、省エネを行いながら LNG へ置き換えて行くと、原発が全て停止した場合、発電所関係の CO2 排出の増加は、原発稼働ケースと比べ、2012 年で約 4,100 万トン、2013 年には約 2,200 万トンとなる。また、2015 年以降には、原発を維持し、省エネ・再生可能エネル
ギー対策があまり進まない場合に比較して、排出量はマイナスに転じ、以後、差が開いていく。
省エネと LNG 代替という手段で CO2 も化石燃料負担も一定程度減らすことができるとはいえ、今後の温室効果ガスの大幅削減に向けて、一層の省エネや再生可能エネルギーの飛躍的増加を進めることが必要である。
表 4.1 原発が全て停止したときの発電所の CO2 排出量（原発稼働ケースとの差）
原発→石炭・石油原発→石油原発→LNG

省エネ再エ

省エネ再エ

省エネ再エ

省エネ再エ

省エネ再エ

省エネ再エ

ネなし

ネ追加あり

ネなし

ネ追加あり

ネなし

ネ追加あり

CO2 排出量

2011

0.70

0.07

0.66

0.06

0.60

0.05

[億 t-CO2]

2012

1.29

0.49

1.27

0.47

1.19

0.41

2013

1.27

0.27

1.25

0.25

1.16

0.22

2014

1.27

0.15

1.25

0.13

1.15

0.10

1.15

▲0.02

2015
注：プラスの値が増加、マイナスが減少を表す

原発稼働ケースも、福島第一全て、福島第二全て、柏崎刈羽 2-4 号、浜岡全て、および運転開始 40 年のものは廃炉と想定した。

7

(2)京都議定書第一約束期間（2012 年まで）の達成について
京都議定書は日本に対し 2008〜12 年の温室効果ガス排出量を基準年（1990 年レベル）より 6％削減を義務としている。原発が全て停止する場合の、目標達成への影響を見てみる。
発電所以外の温室効果ガス排出量については、2011 年には 2009 年レベル、2012 年は復興需要から2008 年レベルになると想定する。
省エネ対策もなく石炭や石油に依存するケースでは CO2 は大幅に増え、京都議定書の目標達成も難しくなる。しかし、LNG への転換を行い、省エネ・再生可能エネルギー対策を行うケースの場合では、第一約束期間内の温室効果ガス排出量平均は 90 年比（基準年比）3％増加する結果となる。2008 年度
排出量が基準年比 1.6％増だった 2008 年度排出量からは、やや増加することになる。これに、森林吸収や政府等が購入した海外クレジットをカウントすると、京都議定書の 6％削減の達成は可能となる6（表4.2）。
今後、復興関連で大規模な省エネ、再生可能エネルギー投資を行い、また再生可能電力買取制度や電力の発送配電分離などで再生可能エネルギーが大きく普及され、消費者も電気を選択できるような制度改正がなされていけば、さらに削減は加速するであろう。
表 4.2 京都議定書第一約束期間の日本の温室効果ガス排出量
原発→石炭・石油原発→石油原発→LNG省 エ ネ 再 省 エ ネ 再 エ 省 エ ネ 再 エ 省エネ再エ 省エネ再エ 省エネ再エエ ネ 追 加 ネなし

ネ追加あり ネ追加あり ネなし

ネ追加あり

あり
第一約束期間排出量[億 t-CO2/年]

13.3

13.1

13.3

13.1

13.2

13.0

(90 年比

(90 年比

(90 年比

(90 年比

(90 年比

(90 年比+5.3%)+3.7%)+5.2%)+3.5%)+4.9%)+3.4%)

クレジット（国、電力等）

-0.74

森林吸収

-0.46

クレジット・森林差し引き後

6

12.1

11.9

12.1

11.8

12.0

11.8

(90 年比

(90 年比

(90 年比

(90 年比

(90 年比

(90 年比▲4.3%)▲6.0%)▲4.4%)▲6.0%)▲4.7%)▲6.2%)

この方式の目標達成はクレジットや森林によるもので、国内削減によるものではない。これは、原発を停止することによる影響というより、これまで原発に依存した温暖化対策を取ってきたために、他の有効な対策を先送りしてきたせいである。今後これを挽回すべく、飛躍的な対策強化がのぞまれる。

8

5．原発停止をバネに、環境と経済を建て直すための提言(1) 取るべき対策の方向性について① 省エネ
これまでの試算で見た通り、2011、2012 年の電力供給、燃料コスト、CO2 排出それぞれへの影響は、夏の需要をどの程度見込むかでそもそも異なってくるが、省エネ対策を実施するか否かによって、その影響は大きく異なることを示してきた。省エネを実施し、使用するエネルギー消費量自体を下げること
は、原発等で電力を作り出し、供給力に余裕を持たせるのと同じ効果を持つ。
これから広く省エネ対策を実施していくことが何より肝要であり、適切な政策を導入していくことが不可欠である。地球温暖化対策のために提案されてきた、キャップ＆トレード方式の国内排出量取引制
度は、大規模排出事業所の省エネ促進には極めて効果が高い。この制度導入を急ぐべきである。また、
中小規模事業所、業務部門、家庭での省エネのインセンティブを高める規制、優遇措置等の制度の導入を進める必要がある。
② 天然ガスシフト
代替する燃料として何を優先するのかによって、CO2 排出、燃料コストの両面から結果が異なる。発電量当たりの CO2 排出量が多い石炭を優先することは、環境的に大きな問題があり、いずれにしても国内では追加代替の余地はほとんどない。選択肢は石油か LNG かとなるが、コスト面からも環境面からも、過渡的な代替エネルギーには、LNG を優先するべきである。代替燃料で石炭を優先することや、新たに石炭火力発電所を新設するのは論外である。LNG 代替を速やかにかつ確実に進めるための政策誘導は極めて重要である。
③ 再生可能エネの速やかな導入
建設までに長期間かかる大型発電所と異なり、再生可能エネルギーは短期で導入出来るメリットがある。今年から速やかに導入を進め、そのスピードを加速させていくことで、代替燃料の調達の負担を減らしていくことが出来る。再生可能エネルギーの切り札として、固定価格買取制度の法案を今国会で成立させ、地域分散型のエネルギーの促進につなげていくことができるようにすることが不可欠である。
④ 総括原価方式の見直しと、地域独占電力から、環境重視を前提にした電力市場に代替する燃料コストが膨大になると指摘する以前に、既に日本の電気料金が世界一高いという状況を生み出した電力会社の地域独占体制、及び総括原価方式7を見直す必要がある。市場競争のない地域独占を続け、設備を増やせば増やすほど原価を積み上げ、利益を確実に確保できる「総括原価方式」によって、すでに電気料金は、
国際競争力の観点から企業を厳しい状況に追いやるほどに押し上げられている。
現行体制を維持したまま原発停止にかかる追加コストの議論を展開する前に、環境重視を前提した電力市場とするために、現行の電力料金のあり方自体を見直すこと、及び、発送配電分離を、今こそ着手しなくてはならない。

7

原価に利益を上乗せした額をもとにして販売価格を算定する方法

9

5.2 省エネ・再生可能エネルギーによるグリーン経済へ
既出のペーパー「3 つの 25 は達成可能」で述べているように、温暖化対策は経済的メリットが大変大きい。
最大のメリットは、燃料費の節約である。
「3 つの 25 は可能」では 2020 年に向け、化石燃料輸入が 7〜8 兆円減らせることを示した。いわば、国際石油資本大手等に支払っていたお金を毎年減らしていき、国内産業に回して雇用を増やすのに使うことになる。対策をしなければ、7〜8 兆円が毎年海外に流出し続ける。
表 3.1 に示したような電力の省エネ・再生可能エネルギーの追加対策を行うと、省エネも再生可能エ
ネルギー普及もせずに原発停止分を石炭・石油・LNG に転換した場合に比較し、燃料ごとに大きく燃料費などを減らすことができる（表 5.1）
。この分は国内産業に回したり、震災復興に集中投資したり、若者の雇用増に回したりすることができる。
表 5.1 省エネ・再エネを実施した場合に節約できる燃料費等(*)
年

原発→石炭・石油原発→石油原発→LNG

燃料費等節約2011▲5,800▲4,300▲3,500（億円）

2012▲8,400▲8,400▲7,6002013▲10,700▲10,600▲8,4002020▲30,200(*)それぞれのケースにおいて、省エネをした場合としなかった場合の燃料費削減の差

例えば、省エネもせずに石油火力発電で 100 億 kWh の発電を継続するのと、消費側の省エネ設備投資（投資回収年 3〜5 年とする）を各種政策支援などで実施し石油火力の電力を減らす場合を比べると、海外に流出している毎年 1,000 億円程度8の燃料代を国内に振り向け、ユーザーは電気代を減らすことができる。さらに国内で省エネ設備投資を受注する機械製造業やプラント業などが仕事を増やし、雇用を増やすことが出来る。
再生可能エネルギーへの投資の場合も同様である。
石油火力の場合、燃料代 1,000 億円はほぼそのまま海外に流出し、国内の雇用拡大にほとんど寄与しないが、これを風力発電でまかなうことにすれば、20 年で 4 兆円の収入の半分弱が風力発電製造業と部品製造業、建設業などにまわり、半分強が発電所投資者にまわる。最初は輸入風車がシェアを占めるとしても、部品は日本製品が使われる。固定価格買取制度が導入され日本製風車が増えれば、国内経済への寄与はさらに高まるであろう。
省エネ投資の最初の額や、再生可能エネルギー普及の最初の価格上乗せ額だけ見て「負担」だとするのは、いかにも短期的な見方であり、それが逆に国内産業の売り上げ増や雇用増を妨害してしまうだろう。
地球温暖化を防ぎ、国家の安全保障の問題としてエネルギー自給率を高め、国内の雇用を増やしていくメリットを最大限得るために、省エネ・再生可能エネルギーを軸にしたグリーン経済への転換を今こ
8

10 円/kWh と想定

10

そ強力に進める必要がある。

6.まとめ（1）安全の保証できない原発が来年 5 月に全停止する可能性があり、全停止を前提にした電力需給を考える必要がある。電力の需要と供給には余裕をみる必要があるものの、現在の設備で、原発が全停止
しても夏のピーク対応も基本的に可能である。
（2）原発全停止のコストは、省エネと LNG への代替をしていけば小さくてすみ、高い石油代替を避け、省エネ対策を講じれば、一般家庭で月 1,000 円もの負担をすることはない。
（3）原発が全停止する場合も、省エネと LNG 代替により、京都議定書第一約束期間（2008-12 年）の温室効果ガス排出量は 1990 年比（基準年比）約 3％程度におさまり、これまでのクレジットや森林吸収の数あわせで達成はできる見通しである。
（4）省エネと LNG への転換によって、リスクを回避し、「安全」と「コスト削減」と「環境」とを両立しながら安定供給を図ることはできるため、安全性を度外視して拙速に原発の再稼働をする必要はな
く、そうすべきではない。
（5）温室効果ガスの排出量を 2020 年にむけて 25%以上の削減、2050 年にむけて 80%以上の削減をしていかなければならない前提で考えるならば、2012 年にも 1990 年比横ばいという状況は問題であり、いち早く改善が図られなければならない。これまでは「原発で対応する」として、さらなる対策の導入が進められなかったが、国内排出量取引制度や再生可能電力固定価格買取制度などはすみやかに導入する必要がある。また、電力料金制度を見直し、消費側で電気を選べ、再生可能エネルギーを優先アクセ
スでき、広域でエネルギーリスク分散を行い、優先順位などを公的ルールで決められるよう、発電・送電・配電の分離などを進めることが不可欠である。

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