『電力需給逼迫』について（後編-2）
1 はじめに
前回投稿した本稿の後編-1 では、広域機関（OCCTO）が取りまとめた『2022 年度供給計画（2022 年 3 月）』や東日本大震災当時の資料にもとづき、①向こう
10 年間の需給面からみて原発は必要ないこと、②原発は地震などの災害に脆いこと、③電源が 1 地点に集中しているため、例え甚大な被害に至らなくても緊急停止でブラックアウトリスクを誘発させる危険性があること、④ひとたび甚大な過酷事故を起こせば、その復旧に途轍もない歳月を必要とすること、などを指摘してきた。一言で言えば、原発は、これからの供給力として要求されるレジリアンス（resilience、しなやかさ/回復力）と対極に位置する電源だということを指摘してきた。本投稿ではその続きとして、今後、①原発の経済性、②水力・太陽光など自然エネルギーの有望性、③ＧＸ会議の欺瞞性、④2024 年度から実需給の運用が始まる容量市場を批判的に取り上げるが、今回は紙面の都合上、①原発の経済性に絞って紹介する。

2 原発の経済性について
2021 年 8 月、経産省の諮問機関である総合資源エネルギー調査会の発電コスト検証 WG は新しい発電コスト試算を公表した（2021 試算と略記）。Fig-1 はそれをグラフ化したものである。棒グラフが 2030 年の試算値、黒折線（実線）は 2020 年の試算値を示している。赤折線（点線）は 2030 年（2015 試算）を示している。2030 年（2015 試算）の原発コストは 10.3 円/ＫＷｈだから 1.4 円/ＫＷｈ程コストアップしたことになる。コストアップした電源は原発以外にない。

1

新聞報道でも「今まで最安値だった原発が LNG/太陽光（事業用）よりコスト高」と話題になった。
『原子力資料情報室通信（566 号、2021/8/1）』は 2021 試
算について次のように記している。
「特徴的なのは、これまで経産省が実施してきた試算で初めて原発の発電コストが最安値から脱落した。同省がこれまで行った試
算では、原発コストが他電源よりも高くなりそうになると試算方法を変えるなどして計算上最安値にしてきた。これまで数度も発電コスト試算値を公表してきたが、原発の実稼働を「モデルプラント方式」の中でどう捉えるか、という点については議論が必要。相当量の原発稼働を前提とすると計算の分母である原発の発電量が大きくなり、結果として（リスクに比して）コストが大きく減じて見える。これはモデルプラント方式の根本的な問題点である・・・
（要旨）
」
（注 1）
原発コストの試算については多くの専門家や有識者などからも次のような問題点が指摘されている。①コスト算定の前提となる運転期間/設備利用率が現実を反映していないこと、②資本費（追加的安全対策費の過少評価/本来計上すべき揚水動力の未計上）や損害費用（廃炉/賠償/除染/中間貯蔵費用など）が福島原発事故被害の実際と遊離した低い見積もりになっていること、③廃炉期間（10 年）が異様に短く想定されていること・・・など。本章ではこれらの問題点を取り上げる。
（注1） 原子力資料情報室（認定 NPO、略称 CNIC）のコメントに若干補足をする。モデルプラント方式は、電源毎に標準モデルを想定し、運転期間に渡って毎年発生する費用を評価
時点（運開時点）の価格に換算して合計した総費用（分子）を総発電量（分母）で除して、1kWh 当たりのコストを試算する手法である。均等化発電コスト（Levelised CＯst of Electlicity,
LCOE）とも言う。これに対比されるのが有価証券報告書をもとに試算する方法である。前者は一定の前提条件のもとでの将来予測なのに対し、後者は実績なので、現実をもろに反映している。
経産省によるモデルプラント方式が問題なのは、その前提条件が現実と相当遊離していることである。なお、総発電量も評価時点の価格に換算して合計する。

2-1 発電コスト算定の前提となる運転期間/設備利用率の問題点
次ページの表-1-1 は 2021 試算に使われたモデルプラントの諸元一覧である。経産省ホームページで公開されている「基本政策分科会に対する発電コスト検証に関する報告（発電コスト検証ＷＧ、2021 年 9 月）」を要約したものである。原発/LNG 火力/太陽光のみ記載している。運転年数/設備利用率は複数ケース試算されているが、赤字表示の運転年数/設備利用率で試算されたものが Fig-1 グラフである。
まず、①運転年数について。表 1-2 は廃止決定されている原発 24 基の運転年数を示す表である。
最右列●は❶福島原発事故で自動緊急停止/○は❷地震時に停止中/×は❸地震時には既に廃止決定/❹その他 4 基は地震後も運転継続した原発を表している。４基の原発の運転停止年月は、原子力施設管理年報 2012 年版記載の運転時間実績（2011/2112 年度）から類推した。❶❷は震災日以降運転実績がなく、2011 年
３月 11 日をもって実質的な廃止が確定したといってよい。故に運転期間は運開～廃止年月（廃止決定日）までより短く、40 年未達のものが多い。❸の運転期間は
運開～廃止年月までだが、これも全て 40 年未達で廃止された。❹の４基は震災後も数ヶ月運転を継続（1～10 ヶ月）したが、結局、新規制基準（2013 年７月施行）の適合審査にかけられることもなく廃止決定に至った。
2

表-1-1 モデルプラントの諸元一覧〔原発/ＬＮＧ火力/太陽光（事業用）〕
設備

プラント規模認可出力

原発

120万ＫＷ

40年

60年

60%

70%

LNG火力

85万ＫＷ

30年

40年

60%

70%

太陽光
（事業用）

250KW

運転年数

建設費

廃止費用

①追加安全
対策費

➁ 損害費用

CO2対策費

熱効率

所内率

80%

4800億円（40万円/KW）

750億円
（10年）

1369億円

15.7兆円

-

35.1%

4.0%

80%

1400億円（16.3万円/KW）

69億円
（1年）

-

-

2009億円

54.5%

2.3%

5200万円（20.8万円/KW）

250万円
（1年）

-

-

-

-

0.0%

設備利用率

25年

17%

①再稼働のための設置許可申請額2000億円を1369億円に圧縮して計上②福島原発事故による事故対応費用23.8兆円（廃炉8兆円/賠償7.9億円/除染4兆円 /中間貯蔵1.6兆円/その他2.3兆円）を15.7兆円に圧縮して計上

表の最右下に記載のとおり廃止原発 11 発電所 24 基の平均運転年数は

表1-2 廃止原発の運転年数1984年06月

廃止年月（確定年月）
2018年11月

運転期間
（年）
26

運転停止
2011/3/11●

1971年01月

2012年04月

40●

1974年01月

2012年04月

37

●

78.4

1976年01月

2012年04月

35●

福島1一4号

78.4

1978年01月

2012年04月

33●

6東京電力 福島1一5号

78.4

1978年01月

2014年01月

33

●

7

ＨＤ

110.0

1979年01月

2014年01月

32

●

事業者

事業者

所在県 認可出力

33 年に過ぎない（24～40 年）。CNIC『原子力資料情報室通信』には、世

ＮＯ

52.4

界の原発の平均廃炉年数は大凡 27 年/最高 52 年、60 年運転した原発は2

福島1ー1号

46.0

3

福島1ー2号

78.4

4

福島1ー3号

5

存在しないと記されている。新規制基準のもとでは原則 40 年だが実態としての運転年数は大凡 30 年と見るのが妥当だろう。
それを 60 年に延長するのは狂気の沙汰である。
➁設備利用率はどうか。次ページに 50 年間に渡る長期間の設備利用率をプロットしたグラフを掲載している。それによると 50 年間の平均設備利
用率は 55％に過ぎない。Fig-1 グラフで示した原発の発電コストは設備利1

東北電力 女川1号

福島1一6号
福島2ー1号

110.0

1982年01月

2019年09月

29●

9

福島2－2号

110.0

1984年01月

2019年09月

27

●

10

福島2－3号

110.0

1985年01月

2019年09月

26

●

11

福島2－4号

110.0

1987年01月

2019年09月

24

●

54.0

1976年03月

2009年01月

32

×

84.0

1978年11月

2009年02月

30

×

34.0

1970年11月

2015年04月

40

○

50.0

1972年07月

2015年05月

38

2011/4まで運転

117.5

1979年03月

2018年03月

32

2011/7まで運転

117.5

1979年12月

2018年04月

32

2012/1まで運転

46.0

1974年03月

2015年04月

37

○

57.0

1977年09月

2016年05月

33

○

57.0

1978年02月

2018年05月

33

○

56.0

1975年10月

2015年04月

35

2011/8まで運転

12 中部電力 浜岡1号
13 ＨＤ

浜岡2号

14

美浜1号

15

関西電力

美浜2号

16

らどうかと提案した委員もいたらしい。

18 中国電力 島根1号

17
19
20

2000 年台に入って平均運転年数が 20 年に近づく頃から、新規稼働 5 基の影響で一時的に増減を繰り返しながらも漸減傾向となり、震災年度

福島8

用率 70％で試算されたもの。ＷＧ委員の中には設備利用率をもっと高めた

しかし 50 年間の中で利用率が 80％を超えたのは 3 回しかない。寧ろ、

宮城

営業運転開始

21
22
23
24

大飯1号

静岡

福井

大飯2号

四国電力
九州電力
日本原電

伊方1号
伊方2号
玄海1号
玄海2号

島根
愛媛
佐賀

56.0

1981年03月

2019年04月

30

○

東海

茨城

17.0

1966年06月

1998年03月

31

×

敦賀1号

福井

36.0

1970年03月

2015年04月

41

○

8県

26.5

33

-

11発電所（24基）

平均運転期間（年）補足1：●福島原発事故で緊急停止/○福島原発事故時に運転停止中

両原発とも事故以降停止したまま廃炉（2010 年）67％を最後に一気に 0～20％台の低利用率が 10 年超続く。 補足2：×は事故時既に廃炉決定されていた原発/無印は事故以降も運転継続した原発（1～10ヶ月）
3

Fig-2 の棒グラフ内●表示は全国大の発受電電力量の原発割合を示す。1990 年台後半～2000 年にかけて原発の発電量は全発電量の 30 数％を超えていた。その年度を●表示している。凡例に発受電電力量とあるのは、小売電気事業者が電力事業者以外（自家発事業者）から調達した発電量を含んでいることを指している。

では今後の設備利用率はどうなるのであろうか。経産省と電気事業者（旧一般電気事業者/電源開発/日本電源）、及び原発推進派の政治家・御用専門家などは原発早期再稼働のために、原子力規制委員会に「適合審査の手抜き・審査短縮」圧力をかけてくるだろう。例えば、ＧＸ実行会議有識者の 1 人である竹内純子氏（ 国際環
境経済研究所 理事・主席研究員）は陰に陽に「適合審査を短縮しろ/手抜きしろ」と主張する専門家の一人だ。勿論、露骨にそのような発言をしている訳ではない。
彼女の書いた広報論文の幾つかの中の学者風味の記述の主旨を要約すれば、そう主張しているに等しいということだ。有識者の中には、原発のコストが他電源より高くても原発は稼働すべきと強弁する者もいる。日本には愚かな有識者が多い。ＧＸ会議に参画する有識者の発言については次回の投稿で改めて取り上げる。
第 2 回ＧＸ実行会議（2022/8/24）で電力逼迫解消のために政治決断が求められる事項の一つとして、「原発の早期再稼働に向けた総力結集」を決定したが、その動きはもう既に始まっている。しかし彼らの狙いどおりに事が簡単に進むとは思われない。その理由として、①原発方針の転換を国民に説明できる大義も論拠もな
いこと、➁新規制基準で義務づけられた特重施設工事が多くの原発で遅延していること（特重施設未設置原発と略記）、➂広域機関による核燃料移動禁止命令や裁判所による運転差し止めを命じる判決（あるいは仮処分決定）が相当数の原発（運転差し止め原発と略記）で出されていること、などを挙げれば十分であろう。更に運転再開について周辺自治体との交渉が難航している原発もある。これらは皆、政府と電気事業者側の責に帰す案件ばかりである。
このように地裁・高裁レベルとはいえ、多くの原発で運転差し止め判決/決定が多く出されてきたのが、3.11 以降の際だった特徴である。原発を巡る訴訟は運転差
し止めを求めるものだけではない。国の責任を問う行政訴訟も含め、全国各地では 30 件余の訴訟が提訴されている。
4

参考までに、②＆➂に該当する原発を列挙すると次のようになる。❶再稼働した 10 基のうち、特重施設未設置原発 5 基（美浜 3 号/大飯 3・4 号/玄海 3・4 号）、❷適合審査合格 7 基のうち、特重施設未設置原発 3 基（女川 2 号/高浜 1・2 号）＋運転差し止め原発 3 基（柏崎刈羽 6・7 号〈広域機関〉/東海第二〈水戸地裁〉）、❸適合審査中 10 基（既設分 8 基/新設分 2 基）のうち、運転差し止め原発３基（泊 1・2・3 号〈札幌〉）の合計 14 基となる。
実に適合審査申請をした 24 基（9 基は未申請、2022 年 9 月時点）の 6 割近くが、電気事業者側の責に帰す問題で再稼働できていないのだ。
このようなリアルな現実を見たときに、原発の設備利用率は 55％どころか、高々見積もっても 50％程度とみるのが妥当なのではないかと筆者考える。
【閑人閑話 1】インターネットで公開されている原発差し止め裁判交流会（2018 年 12 月 23 日、京都市）の資料によれば、福島原発事故以前（3・11 以前）の
原発差し止め裁判の勝敗は「2 勝 33 敗」、3・11 以降は「7 勝 16 負」とある。交流会には関西電力（大飯、高浜、美浜）、北陸電力（志賀）の差止訴訟に取り組
む８つの原告団が参加したらしい。
同資料によれば、3・11 以前の住民側勝訴の 1 つ目が、「もんじゅ設置許可無効判決（差し戻し控訴審、2003 年 1 月）
」で逆転勝訴とある。名古屋高裁金沢支部
が原子炉の安全審査に違法な点があるとして設置許可は無効と判決した。2 つ目が、
「志賀原発２号運転差し止め判決（金沢地裁、2006 年 3 月）」で、これが初の運転差し止め判決とある。なお、この判決は 高裁/最高裁とも敗訴となった（2009 年/2010 年）。
3／11 以後の住民側勝訴の運転差止め判決（あるいは仮処分決定）は次ページの表 2 に掲載している。この中でも筆者が特に強く感動し印象に残っている判決は、
大飯原発 3・4 号の運転差し止めを命じた福井地裁判決（樋口英明裁判長、2015/4/21）である。樋口裁判長は判決の中で次のように記している。
・人格権は憲法上の権利であり、また人の生命を基礎とするものであるが故に、我が国の法制下においてはこれを超える価値を他に見いだすことはできない。
・原子力発電所の稼働は・・電気を生み出すための経済活動の自由に属するものであって、憲法上は人格権の中核部分よりも劣位に置かれるべきもの・・。
・原発電技術の危険性の本質及びそのもたらす被害の大きさは、福島原発事故を通じて十分に明らかになったといえる。
・・かような事態を招く具体的危険性が万が一でもあるのかが判断の対象とされるべきであり、福島原発事故の後において、この判断を避けることは裁判所に課せられた最も重要な責務を放棄するに等しい。
・被告は本件原発の稼働が電力供給の安定、コスト低減に繋がると主張するが、当裁判所は、極めて多数の人の生存そのものに関わる権利と電気代の高い低いの問題とを並べて論ずるような議論に加わったり、その議論の当否を判断すること自体、法的に許されないことである・・・。
・原発の運転停止によって多額の赤字が出るとしても、これを国富の流出や喪失というべきではなく、豊かな国土とそこに国民が根を下ろして生活していることが国富であり、これを取り戻すことができなくなることが国富の喪失である・・・
5

表2

原発の運転差止めを巡る判決・仮処分決定一覧〔福島第二原発事故（2011年3月11日）以降、住民側勝訴分〕

判決/決定
NO
年月日

裁判所

区分

対象原発

所在

原告

被告

判決/決定の主旨・理由・評価など
大飯3・4号の運転は広範な周辺住民の人格権を侵害する恐れがあるとして運転差止めを命じた。本判決は仮処分決定を除くと福島原発事故以降に言い渡された原発訴訟の判決としては初めてのものである。

1

2014年
福井地裁
5/21

判決

大飯
3・4号

福井

周辺住民
２50km圏内

関西
電力

・我が国では人格権を超える価値を他に見いだすことは出来ない。人格権に対する具体的侵害の恐れがあるときは侵害行為の差し止めを請求できる。
・福島原発事故では15万人余の住民が避難生活を余儀なくされ、避難の過程で少なくとも入院患者60名が命を失っている。家族離散と劣悪な避難生
活の中でこの人数を超える人が命を縮めたことは想像に難くない。福島原発から250km圏内の住民に避難を勧告する可能性も検討された。
・原発には極めて高度な安全性が要求される。万一の場合にも放射性物質の危険性から国民を守る万全の措置がとられなければならない。
・原発は地震による緊急停止後の冷却機能について外部からの交流電源で冷却水を循環させるシステムを採用している。1260ガルを超える地震によってこのシステムは崩壊し、非常用設備/予備的手段による補完もほぼ不可能となりメルトダウンに結びつく。
・大飯原発は基準値振動700ガルを下回る地震で外部電源が断たれ主給水ポンプが破損し、主給水がたたれる恐れがある。
高浜3・4号の運転は広範な範囲の周辺住民に深刻な災害をもたらす恐れがあるとして運転差止めを命じた。家族の離散という状況下や劣悪な避難生活の中でこの人数を遙かに超える人が命を縮めた

2

2015年
福井地裁
4/14

仮処分
決定

高浜
3・4号

福井

周辺住民
２５0km圏内

関西
電力

・高浜原発の安全施設/技術には多方面にわたり脆弱性があり、運転差止めは具体的危険性を大幅に軽減する有効な手段。
・原発事故によって広範な周辺住民は取り返しのつかない損害を被るおそれが生じ，本案訴訟の結論を待つ余裕はない
・新規制基準はそれに適合すれば深刻な災害を引き起こす恐れが万が一にもないといえる厳格な内容を備えているべき・新規制基準は緩やかに過ぎ、これに適合しても深刻な被害を引き起こす恐れがないとは言い難い。
高浜3・4号の運転は広範な周辺住民の人権を侵害する恐れがあるとして運転差し止めを命じた。本決定は新規制基準の適合性審査に合格し再稼働中の運転を差し止めた最初の決定である。

3

4

2016年
大津地裁
3/9

仮処分
決定

2017年
広島高裁
12/13

抗告審
仮処分
決定

高浜
3・4号

福井

周辺住民
70km圏内関西
電力

・福島原発事故を踏まえた安全設計/運転規制が具体的にどう強化されかの説明責任が尽くされていない。
・過酷事故対策の設計思想/外部電源異常時の対処方法/基準地震動策定に危惧すべき点がある/津波対策/避難計画についても疑問が残る。
・山本善彦裁判長は「福島第一原発事故の原因究明が不十分なのに、この点に意を払わない関西電力/原子力規制委員会に不安を覚える。過酷な事故を生じても致命的な状態に陥らないように新しい規制基準を策定すべきだ」とも述べた。
伊方３号の運転は広範な周辺住民の人格権侵害を犯す恐れがあるとして運転の差止めを命じた。本決定は人格権に基づき国民を放射性物質の危険から守るという観点から司法の果たすべき役割を見据えた画期的決定。

伊方
３号

愛媛

周辺住民
100km圏内

四国
電力

・伊方原発から１３０km離れた阿蘇カルデラについて、原発運転中の火山活動/噴火規模を推定することはできない。過去最大の阿蘇４噴火の噴火規模（火山噴火指数７、約9万年前）を想定すべき。
・阿蘇４噴火時の火砕流が伊方原発敷地に到達した可能性が十分小さいと評価することはできないので、伊方原発の立地は不適である。
・火砕流噴火よりも小さい規模の噴火の際の降下火砕物の層厚と大気中濃度の想定も過小評価である。
伊方３号の運転は広範囲に渡る住民の人格権を侵害する恐れがあるとして運転の差止めを命じた。本決定は地震・活断層の影響評価/火山噴火
規模が争点になり、高等裁判所において初めてその危険性を認めたものである。

5

6

2020年
広島高裁
1/17

2021年
水戸地裁
3/18

仮処分
決定

判決

伊方３号

東海第二

愛媛

茨城

周辺住民
30km圏内周辺住民
30km圏内

四国
電力

日本
原電

伊方3号は広島高裁より運転差し止めの仮処分決定が出された（NO5）が、関電の異議申し立てで同高裁より決定が取り消され、2018/10/27に再稼働した。その後定期検査を経て2020年４月２７日に営業運転に入る計画だったが、運転再開に先駆け、2度目の運転差し止め仮処分決定が広島高裁によりなされたものである。
・活断層の影響/火山噴火規模の評価の２点で事業者と原子力規制委員会の評価は不十分である。
東海第二原発の運転は広範の周辺住民の人格権侵害の具体的危険があるとして運転差止めを命じる判決をした。本判決は過酷事故時の避難計
画不備を正面から取り上げて運転差止めを命じた初めての事例である。
・過酷事故時における避難等の被害緩和策が原子炉施設の安全にとって不可欠である。
・東海第二原発から概ね３０ｋｍ圏内に住民９４万人余が在住している。緊急避難時に94万人余が無秩序に避難した場合、短時間で避難するのは困難・30km圏内の自治体において、原子力災害対策指針の定める実現可能な避難計画策定やこれを実行し得る体制が整えられているとは言えない。
泊原発1・2・3号は防潮堤が機能せず、運転によって、過酷事故時に周辺住民の人格権を侵害する恐れがあるとして運転の差止めを命じた。
本判決は初めて津波に対する安全性の基準を満たしていないことを理由として運転差し止めを命じたものである。

7

2022年
札幌地裁
5/31

判決

泊
北海道
1・2・3号周辺住民
30km圏内北海道
住民の提訴から10年が経過し、新規制基準への適合申請から約8年が経過しているにもかかわらず、北海道電力（被告）が安全性の立証を終える時期
電力 の見通しが立たない状況である。審査会のたびに変更される被告主張に住民側が延々と対応せざる得ないこともある。このような状況から、審理の継続を正当化することは困難だとして札幌地裁は本判決を下した。原子力規制委員会での審査が続いているとしても、被告北海道電力が法廷で主張を尽くさなかったことは、同社の能力の欠如を明示するもので、原発を運転する資格がないといえる。

6

2-2 コスト試算に用いた諸元の問題点
表 1-2 はコスト試算に必要な諸元一覧である。モデルプラント方式では総費用（①～⑪）を評価時点に換算して合計（分子）し、総発電量（分母）で除して試算する。筆者が問題視したい費目を赤字で表記している。経産省が公表したレビューシート（コスト計算書、エクセルシート）によると現価換算割引率は 3.0％とある。
（1）まず始めに現価換算割引率を取り上げる。
モデルプラントは将来に対する長期に渡る投資なのだから、設備建設・運転・設備廃却などに関わる費用は全て投資時の価格に換算される。この換算を僕らは現価換算と呼んできたが、経産省界隈では割引率と称しているので、ここでは現価換算割引率（割引率と略記）と呼ぶ。
現価換算は金利変動をコストに反映させる手法なので、通常、国債（10 年）利回りを目安にする（注 2）。従って OECD 諸国ならまだしも、割引率 3.0％（利回り3％）は、長期に渡ってゼロ金利の現下の日本では異常に高い値と言わざるを得ないだろう。0～1％の範囲で試算すべきだ。10 年超続く安倍・菅・岸田政権の悪政のもとで、郵便局に 100 万円預金しても 10 年間の利息が 100 円足らずで、今の政権のもとでは、日本は成長の望めない衰退した国になっているのだ。
表1-2 発電コスト試算の諸元一覧〔原発/LNG火力/太陽光（事業用）、2020年〕
設備

原発

LNG火力

太陽光
事業用

現価換算
割引率
▲3％／年

資本費（億円）

運転経費（億円）

➀ 建設資

再掲
追加的
安全対策

現価

6,169
初期投資

1,369

695

750
10年

現価換算後

-

-

546

196

513

現価

1,386
初期投資

-

149

69
1年

（6.2億/年）

現価換算後

-

-

118

30

143

➁固定資産税 ➂廃却費用

社会的費用（億円）

④人件費

⑤ 修繕費

⑥ 諸費

⑦ 一般管理費

888

4,688

3,764
（ 94.1億/年）（建設費×12.8％/年）

2,709

2,175

691

1,330

609

263

（22.2億/年） （建設費×1.9％/年）

248

1,196

（建設費×2.4％/年） （建設費×1.1％/年） （建設費×1.2％/年）

769

352

152

⑧ 燃料費

⑨CO2
対策費

⑩損害賠償
4000炉年

⑪
政策
経費

発電量
億KWh
億KWh/年

4,804-

156,808

2,981

2826
（70.6）

2,776

-

-

-

12,999

3,840

-

350 ?

7,591

2,009

-

-

1,177

1,633
2,037
（50.9）

現価5,200万円
初期投資

-

556万円

250万円
1年

3000万円（120万円/年）

-

-

-

600 ?

942万KWh
37.7万KWh

現価換算後

-

-

458万円

116万円

2090万円----

656万ＫWh

補足1：原発建設費6169億円には⑩追加的安全対策費1369億円を含む（4,800＋1,369）。それぞれの発電コストは経費／発電量（40年累計、現価換算後）で求める。 例えば、原発建設費（初期投資）なら、①建設費6169億円/発電量1633億KWh=3.8円
同人件費なら、④人件費513億円（現価換算後）/1633億ＫＷｈ=0.3円/ＫＷｈ（➁～⑨の分子は原価換算後の値）。⑩原発損害費用＝（損害費用156,808億円/4,000炉年）/発電量（単年度）70.6億ＫＷｈ。政策経費は別途の発電量を用いて試算している
補足2：政策経費の代表的事例は長期固定電源（特に原発）の地方交付金やIRR。この経費算定に用いられた電力量は原子力2282億ＫＷｈ/ＬＮＧ火力3534億ＫＷｈ/太陽光919億ＫＷｈ（2020年）である
補足3：放射性廃棄物管理費用（高レベル放射性廃棄物の無毒化には10万年かかると言われている）は計上されていない

同表の費用①～⑨（濃緑）を発電量（濃緑）で除した値が各費目の発電コスト試算値（2020 年）になる。⑩/⑪には煩雑な説明が必要なので、今は説明を省く。
7

Fig-2 は、割引率 3％/1％を比較した 100 年間の現価換算係数〔＝（1/｛1＋（割引率/100）T｝）、Ｔ＝1～101 年〕の推移を示すグラフである。
25 年目の 48％/78％、40 年目の 31％/67％、50 年目の 50 年目 23％/61％となっている（それぞれ太陽光運転終了/原発・火力運転終了/原発廃却終了時）。
表①～⑪の総費用〔資本費（①建設費（初期投資）/②固定資産税/➂廃却費用）＆運転経費（④人件費/⑤修繕費/⑥諸費/⑦一般管理費などの運転維持費と⑧燃料費）＆社会的費用（CO2 対策費（LNG）〕は全て現価換算した値を使うので、割引率の大小はコストに影響を及ぼす。特に資本費は割引率に大きく左右される。結論を先に言えば、燃料費がゼロで資本費の割合が高い再エネにとっては、割引率が高くなるほど不利になる。
廃却費用を事例にとれば、原発では総額 750 億円（75 億円/年×10 年）の費用が計上されている。その期間（建設後 41～50 年）の現価換算係数 23～31％を適用するので、分子は 196 億円（計上額の 20％台）にしかならない。それは LNG/太陽光も同様だが廃却期間 1 年なので計上額の 40％台になる。更に放射性廃棄物管理はどうか。高レベル放射性廃棄物が無毒化（ウラン鉱石並の放射能レベル）するまでに 10 万年余かかると言われている。Fig-2 グラフの横軸をどれ程延ばせば行き着くのだろうか。遅くても 800 年（減少率 3％で 300 年/同 1％で 800 年）で現価換算係数は限りなくゼロに近づく。地層処分施設が閉鎖される 300
年から先は、埋設された放射性廃棄物に異常が発生し、それを手当に費用がいくらかかっても現価換算すれば費用はゼロになる算段なのだ。
要するにモデルプラント方式は不確定要素の大きい長いタームの経済性評価には不向きな方式ということだ（減少率 3％ケースで 100 年余の現価換算係数 5％）。
そういった理由で、経産省試算の発電コストは、機械的に算定した指標程度ものに過ぎないという認識が必要である。数値の一人歩きは危険である。

8

（注 2）下は国債の実質利回りの推移を表すグラフ。2010 年頃までは 1～8％の間で推移していたが、直近 10 年ではほぼゼロ近辺で推移している。

割増率の大小が発電コスト（LCOE と略記）にどのような影響を与えるか。これを説明する前に、どのような現価換算処理をしているか説明しておく。Fig 3-1 は原発の運転維持費（人件費/修繕費/諸費/一般管理費）の経過年別支出額（億円/年）と発電量（億 KWh）の経年変化を表すグラフである。

利回り 3％（＝R％）の国債 100 万円を買えば、1 年後には 103 万円（3％増）、10 年後には 134 万円（34％増）、40 年後には 326 万円（226％増）になる。
これを数式で表すと、金額 AT（T 年後）＝100 万円×（1＋R/100）T となる。逆に T 年後に 100 万円となるには 100 万円/（1＋R/100）T の国債を今買えばよい。この式の 1/（1＋R/100）T を T 年後の現価減少係数.という。つまり T 年後の投資額を現価換算するというのは、投資額に 1/（1＋R/100）T を乗ずることである。この現価減少係数をグラフにしたのが前ページの Fig-2 である。
9

T
同様の考えで、LCOE を数式に表すと、LCOE＝（ ∑𝒏𝑻=𝟏 （UT＋MT＋FT)/(1＋Ｒ）T）/（ ∑𝒏𝑻=𝟏 𝐄T(1＋Ｒ) ）となる。黄色が分子で青が分母。UT/MT/FT/ET はそれぞれ資本費/運転維持費/燃料費/発電量を表す。R 割引率/T 年数。U/M/F/E の添字 T は、その値が年数によって異なることを意味している。Σの添字 T は T＝
1～ｎ年までを集計するという意味だが、分子と分母の T が異なる場合があるから話が少しややこしくなる。運転維持費/燃料費/発電量はいずれも T＝40 年だが、建設費（初期投資）は T＝1 年、それを減価償却費と看做す場合は T＝16 年、固定資産税は T=40 年と異なってくる。
Fig 3-1 は原発の運転維持費（人件費/修繕費/諸費/一般管理費）の事例。毎年支出する運転経費は分子/分母とも運転年数 40 年で現価換算して算定するので、コストは割引率の大小に影響されない。現価換算してもしなくても算定は同じ結果になる。グラフを見れば、運転維持費（棒グラフ）と発電量（折線グラフ）の経年変化が全く同じなのが見てとれる。因みに、Σ運転維持費（現価換算後）6,088 億円／Σ同（現価換算前）10,536 億円＝58％、同Σ発電量（現価換算後）1633
億 KWh／Σ同（現価換算前）2826 億 KWh＝58％となる。七面倒臭い計算をしたが、毎年支出する運転経費は結局、現価換算する必要はないので総経費/総発電量で算定すればよい。これは至極当然で、現価換算の有無や割引率が変わるたびに値が変化するのは困るのだ。発電量も現価換算するのはそのためである。
Fig 3-2 は原発の建設費（あるいは減価償却費）の事例。建設費で表すと棒グラフが初年度に縦方向に積み上がって収まりきれないので、減価償却費で表した。

減価償却費を合計（法定耐用年数 16 年分）すると建設費（初期投資額）6,169 億円と等しくなる。2011 試算までは減価償却費で計上されていたが、2015 試算
10

から建設費で計上するように変更された。建設費コスト算定では、分子/分母で異なる現価換算年数となる。定率償却のケースでは最低補償額 189 億円（取得価格×保証率 3.063％）未満の償却は認められないので、定率償却と称しても、実際は定率償却 10 年/定額償却 6 年で償却される。
従って分子の建設費（もしくは減価償却費）の現価換算年数はゼロ年（もしくは 16 年）。一方、発電量の現価換算は運転期間 40 年に渡って行われるので、発電コ
ストは割引率の大小で大きく異なる。割引率が大きくなるほど発電量が小さくなるのでコストを押し上げる結果となる。
Fig 3-3 は資本費で計上される原発の固定資産税＆廃却費用の事例である。

固定資産税は運転期間 40 年に渡って支払われるので、分子/分母の現価換算年数は共に 40 年である。基本的には運転経費と同じく割引率の大小に影響は受けない
ものの、税額算定のベースになる償却資産評価額が法定耐用年数 16 年間で 9 割ほど目減りするので、減価償却費ほどではないにしろ割引率の大小で多少の影響を受ける。一方、運転満了後の支出になる廃却費用は 750 億円計上されているが、現価換算すれば 200 億円弱に目減りする。故に割引率の大小によって建設費と相反する影響を強く受ける。しかし計上額が建設費の 10％程度なので、LCOE は建設費と一桁以上小さな値となる。このように割引率によって影響される要素に相反するところがあり、レビューシート（経産省公表）でシミュレーションしてみなければ実際のところは分からない。

11

（2）割引率をパラメータとした LCOE の変化について

表3 LCOE 2021試算一覧（2020年、単位：円/KWh）

右の表 3 は Fig-1 で取り上げた 2021 試算の 10 電源を資本費割合の高い順に並べたもの。

NO

資本費割合に着目すると、50％超/40～50％未満/20％未満に 3 分類できる。概ね、再エネ/原発/火力の順になっている。資本費割合が高いのは燃料費ゼロの再エネというのは頷ける。
これらの電源からそれぞれ代表選手を決めて、割引率が資本費にどのような影響を与えるのかをレビューシートを使ってシミュレーションした。政策経費は割引率の影響を受けないので、ここでは除外している。割引率を 0％/1％/2％/3％/4％/5％と変化させて、LCOE をシミュレーションしたのが Fig 3-4 である。

電源

太陽光
（住宅用）
太陽光
2
（事業用）
3 陸上風力4 中水力
5 洋上風力6 原子力
7 小水力
8 石油火力
9 石炭火力
10 LNG火力
1

資本費 運転 維持費 燃料費 社会的 費用

合計

資本費割合
%

14.6

2.5

0.0

0.0

17.1

85%

8.8

3.2

0.0

0.0

12.0

73%

10.0
5.7
12.5
4.9
8.6
4.9
2.0
1.3

4.7
3.0
8.6
3.7
13.4
3.3
2.3
1.2

0.0
0.0
0.0
1.7
0.0
14.8
4.3
6.4

0.0
0.0
0.0
0.6
0.0
3.5
3.9
1.7

14.6
8.7
21.1
10.8
22.0
26.5
12.5
10.7

68%
66%
59%
45%
39%
19%
16%
12%

電源は資本費割合の高い順に太陽光（事業用）/原発/LNG 火力とした。経費内訳は資本費（建設費/固定資産税/除却費用）＆運転経費（人件費/修繕費/諸費/一般
管理費/燃料費）＆社会的経費〔CO2 対策費（LNG 火力）/損害賠償（原発）〕である。予想されたことではあるが、太陽光（事業用）が割引率の大小の影響を最も受け、LNG 火力はそれほど大きな影響を受けない。原発は太陽光と LNG 火力の中間程と予想していたが、太陽光の傾きに近いぐらいの影響を受けるようだ。
では、どの費用が最も影響をうけるのか。運転経費は影響を全く受けないし、社会的費用もそれ程影響されることはない。最も影響を受けるのは資本費、とりわけ建設費が影響を受ける。次ページの Fig 3-5 はそのことを示すグラフである。

12

比較した 3 電源の中で、太陽光は飛び抜けて資本費の割合が高い（73％）ので割引率の影響を最も受ける。資本費割合の最も低い LNG 火力（12％）は割引率の影響が少ない。その中間に位置するのが原発（資本費割合 45％）である。
除却費用は発電満了後に必要となる費用なので、現価換算したとき分子は極端に小さくなる（原発・LNG30％/太陽光 50％程度）
。分母の発電量は現価換算後に原発 60％/太陽光 70％程度になるので、割引率が大きくなるほど LCOE は小さくなる。要するに建設費と除却費用の割引率による影響は相反関係にある。グラフの左目盛りが建設費で右目盛りが除却費用なので両者の値が一桁以上異なる。なお LNG 火力の LCOE は 0.01～0.03 円/KWh レベルなので記載を省略した。

電 源

運転年数

原子力
石炭火力
LNG火力
石油火力
一般水力
中小水力
太陽光
風 力

40年
40年
40年
40年
40年
40年
25年
25年

法定
耐用年数
16年
15年
15年
15年
40年
22年
17年
17年

【まとめ】LCOE による電源別発電コストは、①その前提となる割引率を恣意的に設定することで大きく変動すること、特に建設費の占める割合が大きい再エネにとって高割引率での算定は不利になる（逆に低割引率での算定は有利）、②原発では、算定諸元の運転年数/設備利用率が現実を反映せず過大になったり、恣意的な運用になりがちである。このことは、2-1 章で述べた。そもそも割引率の大小で KWh あたりコストが 2 倍程になる手法そのものの有用性を疑わなければならない。
多くの電源は 40 年運転する。一方、供給計画は向こう 10 年の需要想定にもとづいて行われる。10 年程度のタームであればモデルプラント方式によるコスト試算は有用だろう。100～400 年ターム（運転 40 年/廃却 40 年/放射性廃棄物暫定保管 50 年・地層処分 100～300 年）の LCOE 試算に無理があるのだ。
先に紹介した CNIC は、発電コスト検証 WG 会議にゲスト参加して「有価証券報告書をもとに試算する方法」を提案したが、受け入れられなかったと言っている。
福島事故とその後の現実を踏まえるならば、「有価証券報告書をもとに試算する方法」が最適であると考える。
13

（3）問題視すべき損害賠償費用と追加的安全対策費
表 1-2 で問題視すべき一つは損害費用（過酷事故リスク対策）が社会的費用に分類されていること。電力会社の安全軽視が招いた損害賠償を、何故、国民の税金で賄わなければならないのだろうか。福島原発事故の損害賠償額は、2014 年試算では 9.1 兆円（廃炉期間 40 年）と見積もられていた。それが今回 15.7 兆円に増額されたが、今後も際限なく増え続けるというのが大方の見方である。廃炉まで 40 年どころか 300 年はかかるという指摘もある。
同原発（1～3 号機）による事故対応費用は 23.8 兆円（廃炉 8 兆円/賠償 7.9 兆円/除染 4 兆円/中間貯蔵 1.6 兆円/その他 2.3 兆円）と想定されている。それを理屈捏ねて 15.7 兆円に圧縮し、過酷事故確率 1/4000 炉年を乗じ、1 年間の発電量 70.6 億 KWh/年で除して算定している。発電コスト検証ＷＧの採択した過酷事
故確率は、2011 試算までは 1/2000 炉年であった。それを 2015 試算から 4000 炉年に変更した。2021 試算もこれを踏襲した。追加安全対策の効果が見込
まれるというのがその理由だ。笑止千万である（注 3）。
（注 3）福島原発事故の被害者が提起した 4 訴訟〔生業訴訟（2013 年 3 月提訴）/群馬訴訟/千葉訴訟/愛媛訴訟）〕で国が規制権限を行使しなかったことについて、最高裁（第二小法廷）は国の責任を認めない判決を言い渡した（2022/6/17）。裁判官意見は多数３/少数１に分かれた。多数意見は「経産大臣が「長期評価」の想定に基づいて東京電力に対策をとらせたとしても、大量の海水が主要建屋に侵入して同様の事故が起きた可能性が高いから、国に責任はない」とした。平たく言えば「安全対策をしてもしなくても原発事故という結果は一緒だから、国に賠償責任はない」という児戯の如き論法で国の責任を免責した。このように判事したのは国（経産省）がそのように主張していたからだ。裁判では安全対策（防潮堤嵩上げ/原子力建屋の水密化など）に効果はないと言いながら、発電コスト検証ＷＧでは追加安全対策の効果で過酷事故確率は半分になると言う。二枚舌の論理だから笑止千万なのだ。2000 炉年から 4000 炉年への変更を決めた委員や、それを踏襲することにした委員の誰一人として最高裁判決に異を唱えなかった。筆者は彼らが異を唱えるのを聞いたことがない。

福島事故までの過酷事故発生確率は大凡 1/1400 炉年（注 4）。しかし原発推進派学者は発電コストが安くなるように、1/2000 炉年あるいは 1/4000 炉年と見積ってきた。彼らはそれを「保守的」に見積もり、総合的に判断した結果と強弁する。保守的に見積もるというのは、本来、安全サイドに見積もるということ。まともな科学者なら 1/1000 炉年と見積もるだろう。追加安全対策効果が検証されない限り、希望的予測で効果があると断じてはいけない。これが科学者のとるべき態度だ。委員の、学者としての姿勢が問われる問題でもある。因みに 4,000 炉年を 1,000 炉年で試算すると損害賠償費は 0.6 円/ＫＷｈから 2.2 円/ＫＷｈとなる。
LCOE（損害賠償）＝（15.7 兆円/4000 炉年）/70.6 億 KWｈ/年＝0.56 円/KWh⇒（157 兆円/1000 炉年）/70.6 億 KWｈ/年＝2.22 円/KWh。
（注 4）原発 57 基（営業用）の 2011 年 3 月までの平均運転年数は約 25 年。故に福島第一原発事故時点の総炉年は 1436 炉年（大凡 1400 年）となる。既設炉の炉心損傷事故の起こる頻度基準（目標）は IAEA/米国/英国とも 1 万炉年に 1 回となっているが、Ｍ6 以上の地震発生頻度が日本と桁違いに少ない。日本はＭ6 以上の地震発生が世界の 20％を占める地震大国である。このことを考えると、世界基準/米国基準/英国基準を日本に適用できない。日本では 1400 炉年余のときに過酷事故が現実に起こったのだ。

14

今後の福島第一原発の廃炉費用について、大島堅一教授（龍谷大、原子力市民委員会座長）はオルタナ（ビジネス雑誌）インタビューに答えて次のようにコメントしている。事故廃炉費用の名目で８兆円を計上しているが、燃料デブリ取り出し以降に生じる廃棄物処理費用は推計不能として含んでいない。大型原発を１基廃炉にすると、すさまじい量の放射性廃棄物が出る。日本原子力学会・廃棄物検討分科会の中間報告 2020

表4

追加的安全対策費（2019年12月）

年 7 月によれば、最低でも重量ベースで 1,000 倍以上の放射性廃棄物となる。この処理費用を含む

NO

事業者

と 10～20 円/ＫＷｈ高くなるという次元ではない。天文学的な数字になる。とつまり今回のコスト試算に盛り込まれた 15.7 兆円が、今後、際限なく膨らんで行く可能性は高い。
実際、2015 試算で 9 億円と見積もられていたものが 15.7 兆円に増額された訳だ。公益財団法人の日本経済研究センターは 70～80 兆円になると予想している。
そうなると原発は全ての電源の中で圧倒的にコストの高い電源になる。しかも過酷事故の発生で、日本そのものの存在さえ脅かされるリスクを背負い込み続けるのだ。今よりも数倍高い電気料を払い、過酷事故に怯える日々が 40 年も続いていく。そして 100～300 年余も放射性廃棄物を管理し、地層処分施設閉鎖後には、まだ 10 万年間も高レベル放射性廃棄物が地中 300ｍ付近に放置されるのだ。この費用の追加も全て未来の国民負担となる。未来に対する無責任極まりない所業である。
二つ目に問題視すべきは追加的安全対策費見積もりの無責任さである。新規制基準適合性審査を申請した 16 原発 27 基の 1 基あたりの追加的安全対策費の平均は大凡 2,000 億円だった。それを圧縮して今回は 1,369 億円と見積もった。例えば防潮堤の設置費は省かれている。敷地造成の際に敷地の高さを十分にとれば設置の必要はないというのが理由だ。前の基準でもそのように定められていた

発電所

認可
出力
万ＫＷ

1
泊1号
58
2
北海道電力 泊2号
58
3
泊3号
91
4
東通1号
110
東北電力
5
女川2号
83
6
東京電力
柏崎刈羽6号 136
7
ＨＤ
柏崎刈羽7号 136
8
中部電力
浜岡3号
110
9
ＨＤ
浜岡4号
114
10
北陸電力
志賀2号
121
11
美浜3号
83
12
大飯3号
118
13
大飯4号
118
14
関西電力
高浜1号
83
15
高浜2号
83
16
高浜3号
87
17
高浜4号
89
18
中国電力
島根2号
87
19
四国
伊方3号
82
20
玄海3号
118
21
玄海4号
118
九州電力
22
川内1号
89
23
川内2号
89
24
敦賀2号
116
日本電源
25
東海第二
110
26
中国
島根3号
137
27
電源開発
大間
138
東海第二には特重施設を含まない
1基
赤字は新設原発
出典：しんぶん赤旗（2019/12/29）

工事費円

2000億半ば
3400億
１兆1690億
4000億
1500億
2167億
2631億

5458億
5500億
4500億超4500億超
2400億
900億
1300億
2025億

のだが、これなどは、実際にそれができないから防潮堤が必要になったということに考えが及ばない稚拙な判断と言える。それは、根拠もなく追加安全対策の効果
で過酷事故確率は半分になると決めつける無責任な思考と通底している。なんやかや屁理屈つけて原発発電コストを安く見せたいという歪んだ動機が透けて見える。
2015 試算では 1,000 億円と想定される対策費を 600 億円に圧縮した。福島事故からの歳月の経過とともに、想定される対策費が増えている。検証ＷＧが採用する追加安全対策費そのものが、いい加減で無責任な姿勢で決定されていると思わざるを得ない。右の表 4 はしんぶん赤旗が、追加安全対策を申請した電力各社へのインタビュー回答を報じた記事である。1 基あたり 2000 億円超の対策費の電力会社別費用が示されている。
15

【閑人閑話 2】人類の起源を辿れば、全てアフリカに辿りつく。そこで現代人の祖・ホモサピエンスが誕生したのが 10～10 数万年前。暫くアフリカに留まり、ユーラシア大陸に向けて移動し始めたのが 6～7 万年前と言われている。それが人類学の定説である。その頃まだユーラシア大陸と地続きの日本に到達したのが４～
5 万年前。10 万年はその数倍にあたる途方もなく長い悠久の歳月。日本に到達した人間が今の日本の暮らしぶりを想像できないように、私達も 10 万年後の日本を想像することはできない。想像することはできないにしても、未来に対して責任を負わなければならないのは確かだ。
原発推進派の人々は平気で新たな原発開発が必要だと喧伝する。原発を運転するのは、運転 40 年＋廃棄 40 年＋放射性廃棄物管理 100～300 年＋地層放置 10万年の世界に頸を突っ込むということだ。10 万年の長さを 1 日に短縮すれば、運転 30 秒＋廃棄 30 秒＋放射性廃棄物管理等 1 日となる。僅か 30 秒に過ぎない
間に過酷事故の危険もある。推進派の面々が電力危機だと喧伝するのは、「10 年に 1 回起こる希頻度の電力危機に備えて、10 万年間原発と付き合って行こう」と言っているのに等しい。
「今だけ/金だけ/自分だけ」を信条とする輩の、無責任で亡国的な発言でしかないのだ。
10 万年も原発と付き合うと言うのであれば、放射性廃棄物管理に責任を持たなければならない。日本の人口は 2900 年には 1000 人程になるという予測（中位）もある。人工問題解決は避けて通れないし、どこかの自治体が地層処分を引き受けなければならない。電気の５割は東京・中部・関西エリアの大都市圏で消費されている。しかし原発は過疎地に立地されてきた。適地があれば、せめて地層処分だけは大都市が引き受けるべきである。まず東京都が地層処分の名乗りをしよう。電力
危機なら原発新設もやむを得ないと、何となく考えている大都市圏の住民が、原発の安全性について真剣に考える機会となるだろう。
最終処分方法として地層処分が決定されたのは 2000 年。地下 300m より深い地層中に多重バリアを施して埋設する。最終処分法（2006 年 6 月公布）で発電環境整備機構（NUMO、同年 10 月設立）が地層処分の実施主体と定められた。次ページの図は、低レベル/高レベル放射性廃棄物を併設する地層処分施設のイメージ図である。NUMO ホームページと福島第一原子力発電所廃炉検討委員会が取りまとめた『国際標準からみた廃棄物管理-廃棄物検討分科会中間報告-』（2000 年 7月）の中の図を合成したものである。地上 1～2ｋｍ2/地下 6～10ｋｍ2 の面積となる廃棄物処分施設での処分形態は地層処分（第一種廃棄物埋設-ガラス固化体）と中深度処分（コンクリートピット/トレンチによる第二種廃棄物埋設-ＴＲＵ）に区分される。この規模でガラス固化体約 4 万本（使用済燃料 3.2 万 ton に相当、
現在 2,500 本程保有、これまでに発電した全てを合計すると 26,000 本程度と想定されている）/ＴＲＵ19 千ｍ3 の地層埋設が可能。経費は約 4 兆円と試算されている。地層処分前の冷却期間として 50 年程度暫定保管される。地層処分場は約 100～300 年後に閉鎖され埋め戻される。後は地中 300ｍ近辺に放置なのだ。
最終処分事業を行う資金は、放射性廃棄物を発生する発電事業者が発生量（原発の発電力量見合い）に応じて毎年 NUMO に納付する。納付された資金は原子力環境整備促進・資金管理センターが管理する。NUMO 活動資金はそこから捻出される。その資金を除いて、既に 11 兆円超の資金が積み立てられてきた。この経費は燃料費（核燃料サイクル費）に入っている。国民はもう既に 2000 年から地層埋設に必要な資金を電気料金として支払っているのだ。
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3 まとめ本投稿は、原発の経済性をモデルプラント方式による発電コスト試算（LCOE）の視点から論考を進めてきた。この試算方式は次のような根本的問題があることを指摘してきた。、①将来の投資額を現価換算しなけれなならず、現価換算期間（つまり建設・運転・廃却期間＆放射性廃棄物処理期間）が長期に及ぶほど、LCOE が低
くなるという根本的な問題点を孕んでいること。②割引率の大小で建設費・除却費用が大きく影響を受けること。➂算定の前提となる運転年数/設備利用率が現実にそぐわないこと。④更に原発については、追加安全対策費/損害賠償費が低く押さえられコスト算定を低く見積もる意図が働いていること。など・・・
建設費/政策経費については紙面の都合で殆ど言及しなかったが、これにもメスを入れるべき
ところが相当ある。ここでは④の事例として、これまでの説明で述べてこなかったことを 2
例あげる。❶廃却費用 75 億円は建設費 6169 億円の約 12％程度だが、OECD 諸国などは2021試算の年間発電量（政策経費、2020/2030年、単位：億KWｈ）
年度
原発
石炭火力 LNG火力 石油火力 太陽光
風力
2020年
2,282
2,819
3,574
143
919
170
2030年
2,000
1,800
1,900
200 1,240410
2020実績
370
2,747
3,546
458
162
76

水力
829
930
845

15％を標準としている。火力・太陽光などは OECD 諸国並 5％にしているのに、原発だけは何故か低く見積っている。❷全ての電源共通の政策経費は予算額/年間
発電量で算定される。年間発電量は実績 or 推定値（火力のみ実績）。原発（36 基）は 2,282 億 kWh（2020 年）で算定している。ところが同年度の発電量実績（稼働 9 基）は 370 億ＫＷｈしかない。ＷＧ資料では、36 基の発電量は推定 2,282 億 KWh と記すが根拠を示していない。太陽光/風力などは根拠を示しているのに原発は示さない。2021 年時点で廃止決定されていない原発は、33 基 3,308 万ＫＷ、2030 年時点では 20 基 2,123 万ＫＷ（運転 40 年で全て廃止と仮定）なのだ。36 基は一体どこからでてきた数字なのか？不思議でならない。この発電量を使って、政策経費は原発 1.5 円（政策費 2,981 億円/2,000 億ＫＷｈ）とはじき出されている。2030 年で 20 基 2,123ＫＷの原発の発電量がどうして 2200 億ＫＷｈになるのだろう。他の電源と同じ論理で試算すれば 1.5 円が一桁上に膨れ上がるだろう。このように姑息な算定に原発コストを最安値にしたいという小狡い魂胆が透けて見える。
モデルプラント方式による発電コスト試算の問題点はこれに留まらない。電力会社は公には決して認めないが、揚水水力（主に純揚水式）は原発に不可欠の付帯設備というのが電力業界の常識であった。深夜に「余った電力」を使って揚水というが、揚水は電気を使う動力源として建設されてきた。所謂「系統安定化対策」である。これを原発コストとして計上する必要がある。このコストは過去計上しなかった。しかし原発がベースロード電源として認められるためには、出力調整機能を備えた電源でなければならない。この費用をどの程度見積もるか？ これからの課題だろう。
本稿のまとめとして、原発の運転年数/設備利用率 40⇒30 年/70⇒50％/追加安全対策 1,369 億円⇒2,000 億円/廃却費 750⇒1000 億円/過酷事故発生確率
1/4,000⇒1/1,000 炉年のケース（修正試算①）と、同左＋揚水動力建設（初期投資：2000 億円、建設費 6169⇒8169 億円）のケース（修正試算➁）の 2 通りを試算した。それを次ページの Fig-4 に示す。試算の前提条件を変えれば発電コストが 2 倍超に跳ね上がることが分かる。なお、必要な揚水動力は 50 万ＫＷ（建設単価 40 万円/ＫＷ）と仮定した。建設単価 40 万円は、一般水力の建設単価（2015 試算）63～90 万円に比して随分控えめな値である。
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Fig-5 は、修正試算①➁を Fig-1 に加えたグラフである。試算の前提条件を変えれば、原発が石油火力並にコストの高い電源となることが分かる。

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ＬＣＯＥ算定の前提条件（運転年数/設備利用率）を変えて比較することはフェアではないという意見もあるだろう。数学のような現実世界を抽象化して成り立つ世
界では一理ある。しかし私たちは現実の世界で生きている訳だから、最も大切にしなければならないのは、現実から遊離した想定ではなく、実際に起きている事実である。社会を取り扱う人文科学の世界では事実は必ずしも真実ではないが、自然科学・技術の世界では事実こそ真実なのだ。そのような意味で、運転年数や設備利用率は現実を踏まえるべきである。過酷事故確率も、発電検証ＷＧ委員は『確率論的リスク評価（ＰＲＡ）』を参考にして 1/1 万炉年になると結論づけるが、ＰＲＡ
理論は事故が起きる原因が全て解明され、それを回避する対策が全て網羅されているという前提条件のもとで成りたつ訳で、今だ過酷事故原因が何かは分かっていないし、その回避策も網羅されていない（津波被害の前に地震そのもので被害を受けたという技術者もいる）。だから前提条件を欠く PRA などは空論に他ならない。
現に 1400 炉年余で事故が起きた。この事実こそ大切なのだ。だから過酷事故確率は 1,000 炉年と安全サイドに見積もる必要がある。
廃止が決定された 24 基の原発の運転年数は平均 33 年弱だし、同じく廃止決定された火力 22 機（東京/中部電力ＨＤ保有、JERA 管理）の運転年数は平均 43 年。
だから原発の運転年数は 30 年、火力は 40 年と看做す。原発の設備利用が平均 55％弱、火力が 50％程度いうのは、Fig-2 で示した。ではなぜ火力を設備利用率70％で見積もるのか？ それは、本来なら退却すべき原発と火力（主に非効率な石油火力）が温存され長期計画停止されてきたからである。原発が稼働しなければ
石炭/LNG 火力とも設備利用率は 70～80％になったことは、前回投稿のグラフで示した。なお老朽火力が温存されてきたのは容量市場との絡みもある。
原発 LCOE 算定に、何故、系統安定化対策（揚水水力）が必要なのか？ これについて、先ほど「原発がベースロード電源として認められるためには、出力調整機能を備えた電源でなければならない。この費用をどの程度見積もるか？ これからの課題だろう」と述べたが、これには少し長い補足説明が必要なので、次回投稿でデータを示しながら説明する。
次回投稿は、この続きとして原発と系統安定化対策の諸問題、水力・太陽光など自然エネルギーの有望性、ＧＸ会議の欺瞞性、2024 年度から実需給の運用が始まる容量市場を批判的に取り上げる。
以2022 年 10 月 4 日
脱・原発電力労働者九州連絡会議 副代表 山﨑 明

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