IEEJ：2018年10月掲載 禁無断転載

原子力発電所長期停止の経済影響に関する一試算
一般財団法人日本エネルギー経済研究所

要旨2012 年の原子力規制委員会発足、及びそれに伴う原子力規制基準の改訂にあたり、原子力規制委員会は、「事業者は、新規制基準適合審査を受けなくてはならない。それに合格したプラントは再稼動することができる」との方針を示した。これにより、事実上、全ての原子力発電所は新規制基準適合性審査を申請し適合性を認可されたのちにしか再稼動できない状況となり、結果的に長期停止状況に入った。2018 年 6 月現在、新規制基準のもとで認可を得て再稼動したプラントは 9 基にとどまっている。福島事故後 2017 年度までの間に、原子力発電所の停止によって発生した追加的化石燃料調達費用等による発電費用増加分は累計で 9.8 兆円にも及ぶ。
本稿では、この長期停止（以下「モラトリアム」）につき、その経済的な影響について機会費用の概念に基づき試算した。モラトリアム期間は今後の停止期間も含め最長で 10 年と仮定し、現在残る既設炉 35 基についてモラトリアムに相当する期間にかかる化石燃料取得費用を試算し、それと原子力発電費との差分となる電力費用削減分を算出すると、燃料費のみでも 4.7 兆円（化石燃料価格の不確実性を考慮すると 2.9～6.2 兆円）、これに炭素価格分を加算すると 11.0 兆円（同 9.3～12.6 兆円）となった。
世界に眼を転じると、米国のように 80 年までの稼働延長を目指す動きも決して例外的ではない。仮に 80 年までの運転を認めた場合には、その経済効果は上記の単純合計値 20 兆円を超えると見ることもでき、原子力発電所の稼働の影響の大きさが伺える。

1．

はじめに

本論文は、2011 年以降多数の原子力発電所が当初の予想を超えて長期停止している現実を踏まえ、その長期停止が持つ経済的な影響の試算を試みたものである。なお、本論文は、長期に亘るモラトリアムに関して、あくまで仮想的にこの期間が運転再開後に（実際に運転していなかった期間として）法律に定められた運転年数に加算されると仮定した場合、どの程度の費用節減効果を得られるのかを試算するものである。
原子力規制委員会は 2012 年 9 月の発足後、原子力規制基準の改訂作業に着手した。2013 年 3 月、原子力規制委員会は、「事業者は、新規制基準適合審査を受けなくてはならない。それに合格したプラントは再稼動することができる」という方針1を示した。この方針には特に根拠となる法規制はなかったが、全ての原子力発電所は、この方針に沿って順次停止されることとなった。
当初は、1 基あたりの審査期間が「5 ヶ月（約半年）程度」と予想されていたこともあり、敷地内破砕帯の活動性について追加的調査を要求されていた一部の事業者を除くほとんどの電気事業者が、自社のプラントの再稼動時期を 2013 年～2015 年頃と想定していた2。防潮堤等の大規模工事も 2015 年度中には完了する予定であり、その工事と並行して適合性審査も進捗するものと考えていたからである。
しかしながら、実際には新規制基準への適合性が認可されるまで予想を超える時間を要することとなった。適合第 1 号となった九州電力・川内 1 号機が発電開始したのは適合性審査申請から 767 日後の 2015 年 8 月 14 日であったが、川内 2 号機は同 835 日後、高浜 3 号機は 938 日後、伊方 3 号機は 1,134 日後、・・・と、後続プラント

12013 年 3 月 19 日、第 33 回原子力規制委員会 資料 8-1「原子力発電所の新規制施行に向けた基本的な方針（私案）」（http://warp.da.ndl.go.jp/info:ndljp/pid/11036037/www.nsr.go.jp/data/000047352.pdf）＊ただし、本資料はその後の委員会の議論を経て改訂されている。改訂版は原子力規制委員会会議、2014 年 5 月 14 日「新たな規制を導入する際の施行時期の取扱い等に関する確認」における「資料」を参照。
（http://www.nsr.go.jp/data/000058874.pdf）
2 例えば北海道電力（株）は 2013 年 4 月 24 日付プレスリリース「電気料金値上げ申請について」における原価算定根拠の一つとして、泊発電所各ユニットの再稼働時期を次のように想定している：1 号機＝2013 年 12 月、2 号機＝2014 年 1 月、3 号機＝2014 年
6 月。
（http://www.hepco.co.jp/info/2013/__icsFiles/afieldfile/2013/04/24/detail_pricerevise.pdf, p.13）

1

IEEJ：2018年10月掲載 禁無断転載の発電開始までのリードタイムは長引く一方となった。9 基目の再稼働プラントとなった玄海 4 号機の発電開始までのリードタイムは 1,803 日であり、現状、新規性基準下で発電を再開するまで、5 年近く（あるいはそれ以上）のリードタイムを要する状況となっている。
表 1 2011 年以降発電を再開したプラントにおける適合性審査申請から発電開始までのリードタイム（日）ユニット申請

発電開始

リードタイム（⽇）

川内 1

2013/7/8

2015/8/14767

川内 2

2013/7/8

2015/10/21835

⾼浜 32013/7/8

2016/2/1938

伊⽅ 3

2013/7/8

2016/8/151134

⾼浜 4

2013/7/8

2017/5/221414

⼤飯 3

2013/7/8

2018/3/161712

⽞海 3

2013/7/12

2018/4/18

1741

⼤飯 4

2013/7/8

2018/5/111768

⽞海 4

2013/7/12

2018/6/19

1803

審査長期化により運転を長期停止したこの長期停止（以下「モラトリアム」という）に対応して、原子力発電の代替発電手段として多くの化石燃料が使用され、電力コストの上昇を招いた。福島事故後 2017 年度までの間にモラトリアムによって発生した追加的な化石燃料調達費用等による発電費用増加は、累計で 9.8 兆円にも及ぶ規模となっている。本論文では、モラトリアムの経済的な影響について、機会費用の概念に基づき、試算を行うこととした。本論文では、予想を超えて長期に亘るモラトリアムを踏まえ、あくまで仮想的なケースとして、この停止期間が実際にプラントが運転していなかった期間として運転期間から控除され、運転再開後の将来においてモラトリアム期間分の運転が追加的に認められる場合があるとするならば、この期間中に削減可能となる化石燃料取得費用等を試算することで、モラトリアム期間相当の運転延長が電力コスト削減効果等に関して、どのような経済価値を持ちうるかを算出することを目的としている。

2．
2-1

試算方法
「モラトリアム」定義の考え方

前述の目的に鑑みれば、「モラトリアム」は「あるプラントが原子力規制委員会の方針に基づき、新規制基準適合審査の下で、運転できなかった期間」と定義されるべきである。現在も適合性審査は続いており、未申請のプラントもある中、この期間が最終的に何年に及ぶかは誰も予測できない。試算上、モラトリアム期間は 10 年でも20 年でも任意の値を設定可能である。
現実には最初の新基準適合性審査申請から 5 年を経過しようとしている現在において廃炉の決定がなされたプ
ラントは福島第一・第二発電所以外では 9 基にとどまること、原子力発電は通常よりもスパンの長い事業と考えられていること等を考慮し、ここではその“使用できない期間”すなわちモラトリアムの上限を 10 年と想定した。
なお、原子力発電所の運転寿命に関する諸外国3の法令を概観すると、日本のように最大 60 年間に寿命を限定する事例は見られず、部品の交換や定期点検を経て新設炉と同等の安全性を有するものを再び運転するという原子炉技術に基づく運転延長の前提に基づき、時間経過ではなく、科学的見地から見た安全性の観点で事実上の寿命が決定されていることが伺える。
例えば、米国では、原子力発電所の当初運転期間について 40 年と定めるものの、事業者が運転期間の延長を申請し規制当局がその安全性を確認した場合、20 年間の運転延長が可能であると定められており、また、運転延長申請の回数については、上限の定めがなく、延長申請を重ねることで 60 年間、80 年間と運転期間を延長するこ

3 日本、中国、ロシア、ウクライナを除く原子炉基数上位５カ国（米国、英国、仏国、カナダ、韓国）を対象とした概観。中国に関しては、立地する原子力発電所の平均年数が低い点、ロシア、ウクライナについては、原子炉の設計概念や安全思想の点で上記５カ国および日本との相違が大きい点を考慮し、比較検討の対象外とした。

2

IEEJ：2018年10月掲載 禁無断転載とが可能な規定である他、英国、仏国、カナダ、韓国に関しては、寿命に関する規定が存在せず、定期的に実施される安全レビューにより安全性が確認された原子力発電所については、運転が可能であるとされている。
このことから、上記のモラトリアム期間を考慮した運転期間の延長に関して、科学的な安全性が確認された場
合、運転延長を可能とすることは、諸外国の事例に照らして一定の合理性があるものと考えることができる。また、付言すれば、諸外国の例に拠れば、モラトリアムの有無によらず、科学的な安全性が確認されたプラントに関しては、60 年を超えて運転することが可能である点についても留意が必要であろう。
プラントごとのモラトリアム期間は、2018 年 6 月 30 日現在、認可を得て再稼働（発電再開）済みかそうでな
いかにより以下のとおり分類できる。
1)

認可を得て再稼働済み：川内 1/2 号機、高浜 3/4 号機、伊方 3 号機、大飯 3/4 号機、玄海 3/4 号機の 9 基
これらについては「2011 年 3 月 11 日以降最初の停止日から、新基準への適合性認可を得て最初に発電再開した日」までをモラトリアムとする。なお、高浜 3 号機及び伊方 3 号機については、停止期間として、運転停止仮処分に従った停止期間もあるが、これは厳密には上記の定義と合致しないため、モラトリアムには含めない。高
浜 4 号機については適合性審査の最終段階が仮処分停止期間となっているため、発電再開の日までをモラトリアムとする。また、大飯 3/4 号機は一度、旧基準の下でストレステストに合格して再稼働している期間があるため、これもモラトリアム期間からは除外する。
2)

審査中または未申請で認可を得ておらず、発電再開に至っていない：1)の 9 基を除く既設炉 26 基
これらについては一律 10 年をモラトリアムとする。なお、東京電力福島第二原子力発電所の 4 基については、正式な運転終了はなされていないものの、6 月 14 日に東京電力社長より「廃炉の方向で検討する」旨の発言があったことから、この既設炉 26 基には含めない。
以上を踏まえ、プラントごとのモラトリアム期間、及びその日数中の平均設備利用率を 70%とした場合の発電電力量を一覧表に示す。
表 2 プラントごとのモラトリアム期間と発電電力量
事業者

発電所

出⼒（万 kW）

2011.3 以降
停⽌⽇

発電開始⽇

停⽌期間(⽇)発電電⼒量（万 kWh）

⽇本原電

東海第⼆110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

敦賀 2116.0

2011/5/7-

3,653

7,118,966

泊1

57.9

2011/4/22

-

3,653

3,553,346

泊2

57.9

2011/8/26-

3,653

3,553,346

泊391.2

2012/5/5-

3,652

5,595,448

⼥川 152.4

2011/3/11

-

3,653

3,215,809

⼥川 282.5

2011/3/11

-

3,653

5,063,058

⼥川 3

82.5

2011/3/11

-

3,653

5,063,058

東通１

110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

柏崎刈⽻ 1110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

柏崎刈⽻ 2110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

柏崎刈⽻ 3110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

柏崎刈⽻ 4110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

柏崎刈⽻ 5110.0

2012/1/25

-

3,653

6,750,744

柏崎刈⽻ 6135.6

2012/3/26

-

3,652

8,319,548

柏崎刈⽻ 7135.6

2011/8/23

-

3,653

8,321,826

北海道電⼒

東北電⼒

東京電⼒

3

IEEJ：2018年10月掲載 禁無断転載

事業者

発電所

出⼒（万 kW）

2011.3 以降停⽌⽇

発電開始⽇停⽌期間(⽇)

発電電⼒量（万 kWh）

中部電⼒

浜岡 3

110.0

2011/3/11

-

3,653

6,750,744

浜岡 4

113.7

2011/5/13

-

3,653

6,977,814

浜岡 5

138.0

2011/5/14

-

3,652

8,466,797

志賀 1

54.0

2011/3/11

-

3,653

3,314,002

志賀 2

120.6

2011/3/11

-

3,653

7,401,270

美浜 3

82.6

2011/5/14

-

3,653

5,069,195

⾼浜 1

82.6

2011/3/11

-

3,653

5,069,195

⾼浜 2

82.6

2011/11/25

-

3,653

5,069,195

⾼浜 3

87.0

2012/2/20

2016/2/1

1,442

2,107,627

⾼浜 4

87.0

2011/7/21

2017/5/22

2,132

3,116,131

⼤飯 3

118.0

2013/9/2

2018/3/16

1,656

3,282,854

⼤飯 4

118.0

2013/9/15

2018/5/11

1,699

3,368,098

中国電⼒

島根 2

82.0

2012/1/27

-

3,653

5,032,373

四国電⼒

伊⽅ 3

89.0

2011/4/29

2016/8/15

1,935

2,893,212

九州電⼒

⽞海 2

55.9

2011/3/11

-

3,653

3,430,605

⽞海 3

118.0

2011/3/11

2018/4/18

2,595

5,144,328

⽞海 4

118.0

2011/12/25

2018/6/19

2,368

4,694,323

川内 1

89.0

2011/5/10

2015/8/14

1,557

2,328,026

川内 2

89.0

2011/9/12015/10/21

1,511

2,259,247

北陸電⼒
関⻄電⼒

3．
3-1

化石燃料節減効果
試算方法及び条件

2．で述べた方法により算出した原子力発電量（延長分）をもとに、稼働延長による発電費用節減額を以下の式によって算出した。
∆C,,,,,,∈(1)

ここで ΔC：累計費用節減額、ffi,t：代替発電の燃料費単価、cfi,t：代替発電の CO2 対策費単価、 ofi,t：代替発電の運転維持費単価、fni,t：原子力発電の核燃料サイクル費単価、 oni,t：原子力発電の運転維持費単価、ei,t：原子力発電量であり、i はプラントを示す添字、t は年を示す添字、Ti はプラント i が追加的に稼働する年の集合である。
代替発電としては、石炭火力発電及び LNG 火力発電を考慮した。なお、長期の地球環境対策の観点から、2050年、もしくはそれを超える将来においては野心的な温室効果ガス削減目標の達成を考慮する必要がある。その場
合でも電力の安定供給性の観点から、一定程度の火力発電が維持される可能性が高いが、その一方で同時に CCS付き火力発電や輸入水素発電など、より高価な発電技術の導入が求められる可能性もある。現状で 2050 年以降の将来を正確に見通すことは難しいことから、ここでは仮に、CO2 対策費用相当分を含んだ火力発電を代替発電手段として計算することとした。本試算はこのような簡略化に基づくものであり、正確な評価はより詳細な検討を要することに注意する必要がある。
石炭・LNG それぞれの価格については、国際エネルギー機関（International Energy Agency：IEA）の World EnergyOutlook 2017（WEO2017）の新政策シナリオ（New Policies Scenario：NPS）における価格想定を参照し、2080 年まで外挿することにより用いた。また CO2 価格についても同じく WEO2017 の NPS による想定を 2080 年まで外挿した。為替レートは 2017 年平均の 112 円/ドルを用いている。燃料価格及び CO2 価格の想定を表 3 に示す。
4

IEEJ：2018年10月掲載 禁無断転載

表 3 燃料価格及び CO2 価格の想定
20162030

2040

2050

2016 年価格ドル/t72858788

LNG

2016 年価格ドル/MBtu

7.0

10.510.610.6

炭素価格

2016 年価格ドル/tCO233484848

⽯炭

ここで、ffi,t 及び cfi,t を計算するために必要な発電効率、発熱量及び CO2 排出係数については、発電コスト検証ワーキンググループによる想定値を用いた。また、代替電源及び原子力発電の運転維持費単価 ofi,t 及び oni,t と原子力発電の核燃料サイクル費 ffi,t についても、発電コスト検証ワーキンググループによる想定値をそのまま適用した。代替発電としてはケース 1（全て石炭火力で代替した場合）、ケース 2（全て LNG 火力で代替した場合）及びケース 3（石炭・LNG を 1：1 の比率で混合した場合）の 3 通りを想定した。
また参考のため、化石燃料費の不確実性に伴う変動幅について、WEO の低価格ケース（Sustainable DevelopmentScenario：SDS）と高価格ケース（Current Policies Scenario：CPS）に基づいた幅として示した。

3-2

試算結果

費用節減額 （ΔC）の試算結果を表 4 に示す。
表 4 累計費用節減額の試算結果
単位：2017 年価格兆円
ケース 1（⽯炭代替）

ケース 2（LNG 代替）

ケース 3（混合）

燃料費のみ

1.5（0.6〜3.2）

7.8（5.3〜9.2）

4.7（2.9〜6.2）

燃料費+炭素価格分

10.3（9.4〜11.9）

11.8（9.3〜13.2）

11.0（9.3〜12.6）

ここに示すように、炭素価格分を含めた累計費用節減額はケース 1（石炭火力代替）で 10.3 兆円、ケース 2（LNG火力代替）で 11.8 兆円、ケース 3（混合）で 11.0 兆円となる。これは 2017 年の日本の GDP のそれぞれ 1.9%、2.1%及び 2.0%に相当する。

4．

結論震災以降、各地の原子力発電所が長期的に停止したことにより、莫大な国富流出と電力コストの上昇を招いたことは度々指摘されてきた。この電力コスト上昇分は製品やサービスの価格に転嫁され、消費者の負担増につながっている。本稿では、いまだ長期停止が続いている上場を踏まえつつ、モラトリアムがもたらす経済的な影響に関して、将来の電力コスト削減の可能性という観点から、あくまでも仮想的なケースとして、モラトリアム期間をプラントの運転年数に加算する場合を仮定し、その経済価値を試算した。試算前提により累計費用節減額には大きな幅が生じるものの、燃料費のみでも 4.7 兆円（化石燃料価格の不確実性を考慮すると 2.9～6.2 兆円）、これに炭素価格分を加算すると 11.0 兆円（同 9.3～12.6 兆円）となった。これはモラトリアム期間の化石燃料調達費用等による発電費用増加分、累計 9.8 兆円に匹敵する大きな効果である。
上述の通り米国では既に 80 年までの稼働延長が検討されており、諸外国の規制もそれを禁止するものではない。モラトリアム期間、もしくは稼働延長期間の 20 年間の発電所稼働は、上記の単純合計値 20 兆円を超える経済影響に相当すると考えることもできる4。原子力発電所の稼働は国民経済に大きな影響を与えるものであり、科学的な議論を踏まえた適切な政策決定が望まれる。
以上
4 正確には原子力発電所の寿命延長は追加的な投資を必要とするため、これは大まかな概算であることに留意する必要がある。

5
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