原子力発電
スウェーデン、イギリスは脱原子力を過去に目指していたものの、地球温暖化等の問題によりその政策を見直した。
2011年3月の福島原発事故後、ドイツ、スイスが脱原発に踏み出した。イタリアも国民投票の結果、投票の9割を超える反対で原発再開は凍結された。
福島第一原発事故後、原子力の利用の維持・拡大を目指した動向は以下の通り。
アメリカでは、シェールガスの増産に伴うガス価格の低下の影響で、100基の原子炉のうちいくつかが稼働を停止した。一方、2013年には30年ぶり以上となる新規原子炉建設に着工し、2014年現在5基を建設中である。
エネルギー省の見通し(2014年版)によれば、2012年現在の原子力発電設備容量102GWに対して、今後2040年までの間に4.8GWの発電設備が廃棄される一方で、新規の建設もなされ、結局2040年まで現状と同じ102GWの原子力発電設備を維持する見通しとなっている。原子力の利用を継続するためにアメリカでは当初40年であった運転認可が60年まで延長されており、すでに100基中、半数以上の原子炉で認可が下りている。さらに、60年を超えた運転延長も検討中である。老朽化した既存の発電所よりも低コストで安全とされる小型モジュール炉への転換も検討されている。
ロシアでは、国内の原子力発電所の新設を進めるとともに、国外への原子力プラントの輸出を含めた原子力推進方針を明確にしている。2011年12月には、トヴェリ州のカリーニン原子力発電所4号機が建設を終え、新規運転開始した。その操業式典において国営原子力企業ロスアトムのセルゲイ・キリエンコ総裁は、今後20年間で国内38基、海外28基の新規原発建設を含む3,000億ドル相当の投資を行うと発表している。ロスアトムはロシア国内や旧ソ連圏のみならず、ベトナム、トルコやインドなど海外諸国への原子力売り込みを活発化させている。
イギリスは西側世界で最初に商用の原子力発電を開始した国であり、1990年代後半には発電電力量の1/4を原子力が賄っていた。チェルノブイリ原子力発電所事故後、原子力開発は停滞し、プラントの老朽化・閉鎖に伴い発電シェアは低下を続けていた。2000年代に入って北海油田の枯渇や地球環境問題への対処から原子力を見直す機運が高まり、温室効果ガスの削減目標(2050年に1990年比で80%削減)に合わせて、2008年の原子力白書において原子力を積極的に推進する方針が明確に打ち出された。低炭素エネルギーの導入促進のための差額補填契約 (CfD) による補助の対象に原子力も入れることで、新規建設を進めようとしている。2013年には英国内で原子力発電所の建設を目指すフランス電力と英国政府の間でCfDの合意・契約がなされ、欧州委員会の承認の下、新規建設が進められようとしている。
中国では福島第一原発事故の直後に原子力発電所の新規建設許認可を一時停止していたが、翌2012年には安全基準の充足を確認できたとして許認可停止を解除、多数の原子力発電所建設を開始した。中国は2014年現在、31基34GWと、世界で最も多数の原子力発電所を建設中の国である。2014年現在の発電設備容量15GWに対し、2020年には58GWの発電所を運転、さらに2030年までに200GWまで建設を進める計画である。発電用原子炉の建設のみならず、高温ガス炉や高速増殖炉、小型炉などの新技術を積極的に開発し、海外への原子力輸出も進めて、原子力発電強国を樹立することを目指している。
韓国でも福島第一原発事故後、依然として原子力新設の動きが進んでいる。2013年に大統領に就任した朴槿恵政権は2014年、現在の原子力発電所23基に対して今後建設中・計画中の11基を稼働させ、さらに5 - 7基を2035年までに運転開始させるという長期エネルギー基本計画を決定した。また、海外への原子力プラント輸出戦略も進めており、2030年までに計80基の発電所を輸出することを目指している。すでにアラブ首長国連邦に最初の原子力発電所輸出を行っているが、今後も東南アジアやアフリカに輸出を進める方針とされる。
インドでは、欧米で利用が拡大してきた軽水炉の技術ではなく、トリウム燃料サイクルの技術開発を進めてきた。しかし核拡散防止条約に未加盟であることから諸外国との原子力協力が進まず、原子力発電設備の拡大は限定的であった。その後2007年に締結された米印原子力協定以降、海外諸国(日本など一部を除く)との協力関係が進み、大量の軽水炉建設計画が急速に進展した。2032年までに、現在の日本の設備容量を超える63GWまで原子力発電設備を拡大する目標を持っている。
フランスは発電電力量のうち70 - 80%が原子力であり、アレヴァを中心とする巨大な原子力産業をもち、海外への原子力事業展開を積極的に進めていることでも知られる原子力大国である。しかし2012年に大統領となったフランソワ・オランドは原子力への依存度低減を公約として掲げており、2014年には2025年までに原子力比率の50%までの低減を目指す法案が可決された。一方で、現在建設中であるフラマンヴィル原子力発電所3号機は予定通り建設・運転開始を進める方針とされており、今後の動向が注目される。
カナダ
小型モジュール炉の開発支援を表明したが、環境団体などが反対している。
既に原子力発電所を有している国での原子力推進計画に加えて、新たに原子力を導入しようとしている国もある。前述のアラブ首長国連邦 (UAE)、トルコ の他、サウジアラビア、ヨルダン、ポーランド、カザフスタン、ベトナム などが挙げられる。UAEはすでに2012年に原子力発電所の建設に着工しており、原子力公社は2017年から2020年の間に4基の原子力発電所の運転開始を目指している。ベトナムは2030年までに原子炉14基を稼働させる計画を明らかにした。
2014年10月時点で、運転可能な原子力発電所を所有する30カ国に対し、新たに建設する計画のある国(提案段階含む)は17カ国である。既に所有している国での増設含め、世界全体で新規建設中・計画中の原子力発電所は以下の通り。
経済産業省の総合資源エネルギー調査会電気事業分科会の原子力部会は、2006年6月時点でまとめた報告書に「日本の原子力政策は、原子力設備の更新が予想される2030年以後も原子力発電が現在の総発電量の3割程度という水準か、それ以上の割合を占めることが適切である」といったことを記載し、それが資源エネルギー庁のウェブサイトにも掲載された。MOX燃料によるプルサーマル計画が開始した。また、増え続ける使用済み核燃料に含まれるプルトニウムの処分方法とウラニウムの輸入量を減らすための解決策として、高速増殖炉計画が推進され、高速増殖炉もんじゅが試験を繰り返していた。
福島原発事故により、エネルギー計画は大幅に見直されることとなった。福島原発事故後の2015年6月に、政府はコスト試算および地球温暖化ガス削減などを考慮して、2030年に目標とする電源構成比率(エネルギーミックス)を決定した。これは単なる目標であるが、それによれば原子力発電20-22%、再生可能エネルギー発電(水力含む)22-24%、石炭火力発電26%、液化天然ガス・石油火力発電30%である。この目標数字は2019年に政府によって継続が承認された。
しかしながら原子力発電の比率は、50基以上あった原子力発電所を原子力規制委員会の再稼働認可と地元の同意をとって30基以上を再稼働かつ運転期間を60年に延長した場合の数字であり、達成は困難とする見方が強い。しかも政府は原子力発電依存度はできる限り低下させることを発表している。福島事故前の日本の原発依存度は26%であったが、現在の再稼働状況(9基が稼働中)から2030年原発依存度を予測すると、原発新増設やリプレイスが無ければ17%程度にしかならずエネルギーミックス目標の20%に達しない。
なお地球温暖化防止に関する世界的議論から化石燃料特に石炭火力発電の抑制が要求され、日本では石炭・ガス火力発電の割合55%以下にする目標が立てられている。すなわち原子力発電と再生可能エネ(水力含む)発電の割合を45%以上に高めることが求められている。それによって日本の国際約束である二酸化炭素26%削減を実現するものである。
エネルギー安全保障問題、地球環境問題等の影響で世界的に原子力への期待が高まっている。そのため、原子力エネルギー政策の国際的な協調が行われるようになってきており、アレヴァと三菱重工業、ウェスティングハウス・エレクトリック(CBSコーポレーション)と東芝、ゼネラル・エレクトリックと日立製作所が提携するなど、原子力産業界に変化が見られる。
日本では、国外の売り込みにおいてUAEで韓国勢に、ベトナムではロシア勢に それぞれ敗れるなど遅れが目立ち始めたため、2010年10月には東芝・日立・三菱重工に加え東京電力などの電力会社を交えた合弁会社として国際原子力開発を設立し、日本国外向けの受注活動で相互協力する姿勢を示している。しかし福島原発事故のために原子力発電所建設費用は従来の3倍に上昇し、2019年現在海外原子力発電建設の案件は全く無くなった。
現行の原子力発電の利点として、以下の諸点が主張されている。
火力発電に対する原子力・再生可能共通のメリットとして、発電過程においては、温室効果ガスである二酸化炭素を排出しない。また全工程(両者、プラントの建設や燃料の採掘・濃縮・輸送などを含める)で火力発電と比較した場合、二酸化炭素の排出量が十分の一以下である。
火力発電に対する原子力・再生可能共通のメリットとして、酸性雨や光化学スモッグなど大気汚染の原因とされる窒素酸化物や硫黄酸化物を排出しない。
発電量あたりの単価が安く、優れた経済性をもつ。立地や研究開発、高レベル放射性廃棄物処分、再処理、廃炉などのコストを全て含んだとしても、火力発電に比べてコスト競争力をもち、特に化石燃料価格の上昇時にはコスト優位性が高まる。しかし既存原発の再稼働に限定すれば原発にコスト競争力があっても、新規に原発を建設するとなると福島原発事故以後には建設コストが従来の2-3倍に跳ね上がっており(原発1基建設に1.5兆円かかる)、原発にコスト競争力があるとは言えなくなった。
発電コストに占める燃料費の割合が他の燃料系の発電方法に比べ極めて低いため、燃料価格が上昇してもトータルの発電コストが上昇しにくい。
火力発電に比べた場合、燃料のエネルギー密度が高く、備蓄および輸送が容易な面もある。
火力発電に比べた場合、燃料を一度装填すると1年程度は交換する必要がない。
以下は、火力発電(特に石油)に比べてのメリットである。
中東に大きく依存する石油と違い、ウラン供給国はオーストラリアやカナダなど、政情の安定した国が多い。
仮に海水中のウランやトリウム資源といった膨大な資源量を考慮せず、地表付近に埋蔵されるウランのみに限ったとしても、可採年数(確認可採埋蔵量÷年間生産量)は石油や天然ガスに比べて大きい(石油42年、天然ガス60年、ウラン100年、石炭122年)。なお、資源量を「豊富」と評する意見もある。
核燃料物質の国際的な入手ルート・価格がほぼ確立し安定しているために、化石燃料型の発電に比べて相対的に安定した電力供給が期待できる。
比較的少量の核燃料を繰り返し使用する核燃料サイクルが確立できれば、燃料資源の乏しい国でも核燃料物質の入手に関わる制約を緩和できる。使用済み燃料の中からプルトニウムを抽出し、再度利用するプルサーマルについては、欧州先進諸国において既に数十年以前から継続的に実施されている。また、日本では高速増殖炉もんじゅの研究開発が停滞しているが、世界ではロシア、中国、インドやフランスなどの諸国が高速炉の研究開発を継続しており、それぞれ新たに実証炉や商用炉の運転が目指されている。
海水からのウラン捕集が安価に実現すれば、さらに豊富な資源を利用できる。ウランの捕集自体はすでに成功しており、技術開発を進める日本原子力研究開発機構の研究者は、将来的には鉱石ウランと比較しても十分に採算のあるウラン燃料を作れると予想している。
日本の場合、電源立地地域対策交付金などの電源三法交付金制度がある。
発電量TWhあたりの死者数は、石油火力の場合36人、石炭火力の場合は161人、LNG火力の場合は4人に対し、原子力発電の場合は0.04人と、原子力発電より火力発電の方が圧倒的に多く、危険である。つまり、逆に言えば、火力発電に比べて原子力発電の方が安全ということになる。
現行の原子力発電には以下の問題点が主張されている。
平時における三重水素の放出。
平時における温排水の放出(コンバインドサイクル火力発電所では出力100万kWあたり40m3/秒、ガスタービンと蒸気タービンのコンバインドサイクル火力発電所では25m3/秒、原子力発電所では70m3/秒)。
重大事故が発生すると環境に甚大な被害を与え、その影響は数千キロメートルを超え広範囲に及ぶ。また、日本共産党中央委員会付属社会科学研究所所長の不破哲三は、次のように述べている。軽水炉の場合、万が一、水が止まってしまうと、大量に発生し続ける崩壊熱を除去できなくなり、30分後には核燃料が溶け始めてばらばら(炉心溶融)になり、2時間ほどで原子炉が損傷、破壊されるという構造上の不安定性を抱えている。このような事態は、放射性降下物(一般的に死の灰と呼ばれる)の大量放出、社会的な非常事態に直結している。
重大事故が発生し、高レベルの放射線や放射性物質が大量に漏洩した場合、人間が接近することが困難となり、修復が著しく困難になる。
日本共産党の不破哲三は、放射性廃棄物の後始末ができない、と述べており、「トイレなきマンション」と呼ばれることもある。日本学術会議のある検討委員は、地震の多い日本では地層処分を行うのは困難であり、非常に危険な賭けである、と述べている。数万年という長い半減期を持つ高レベル放射性廃棄物に対しては、地下深くに埋設して処分する深地層処分が検討されているが、しかし、放射性物質の漏洩のリスクへの恐れなどから、地域住民の中には近隣での処分に反対する人も多い。現在、スウェーデンとフィンランドを除く多くの国で地下埋設の処分地が確保できていない。日本でも、その安全性についてはさらに評価を進める必要があるとされ、高レベル放射性廃棄物の最終処分地は未だ決まっていない。
日本では、冷却水を利用するために立地場所を海岸線沿いにしている。この場合津波の被害を受ける可能性がある。
後進国や発展途上国で原発が建設された場合、安全性が懸念される。
発電施設および核廃棄物処理施設へのテロリズムの危険。軍事目標としての脆弱性。
地殻中の天然ウラン資源量は有限であり、将来枯渇する。たとえばウランは一般に100年の可採年数とされるが(前出)、70年とする試算もある。
プルトニウムは天然にはほとんど存在せず、ウラン燃焼後の使用済燃料の中に生成される。高速増殖炉でこれを大量に利用することが検討されているが、日本ではもんじゅのトラブルが相次いだ。MOX燃料として利用することも可能であるが、高速増殖炉を利用したときのような量は確保できない。
天然ウランから核燃料を作る工程で発生する劣化ウランは劣化ウラン弾として使用可能。
使用済み核燃料に含まれるプルトニウムは核兵器の材料となり得る(開発国に対しては核拡散防止条約の批准を義務付けることが必要)。ただし、抽出には非常に高い技術と専用の設備が必要である。
再生可能エネルギーが普及し原子力による発電量が減少している中でも核保有国が小型モジュール炉の開発を行っているのは、軍事に必要な核技術を維持するためであり、政府や産業界の都合で原子力発電が維持されているという主張がある。
使用済み核燃料の管理、廃炉、事故時の賠償等、周辺的な事項に多大なコストが掛かる。フィンランドやフランスでは、アレヴァ社による初めての第3世代原子炉建設であるという理由や、建設遅延等のため、新規原子炉建設の費用が高騰しているといわれる。
バックエンド費用は莫大な額になると推定されている。再処理費用についても、電気料金を財源とする費用は六ヶ所再処理工場での再処理に充てられる分だけであり、全ての核燃料の再処理にはさらなる費用負担が必要だと推定されている。
原子炉の運転に伴い中性子線やガンマ線が発生するため、発電施設で働く作業者が過度に被曝しないよう、遮蔽を考慮した設計にする、管理区域を設けるなど特別の対応をする必要がある。
電力の生産地と消費地が離れて存在するため、長距離送電時の電力ロスが大きい、送電網のコスト、また送電線事故での停電リスクが増大する。
経済学者の円居総一は「発電単価の比較において、採算性が悪く高コストである原子力の安全性を強化すること自体、経済効率性を削ぎ経済負担を増加させてしまう」と主張している。円居は「原子力発電に、幼稚産業的な、将来的に基幹産業になっていくという潜在性があったのなら、政府の支援も合理性がある。しかし、核廃棄物の処理が永続的であることを考慮すれば、幼稚産業保護の基準を満たし得ない」と主張している。
再生可能エネルギーのコストが低下する一方で、原子力発電は基準の厳格化などでコストが増大し、メリットが薄くなっているという主張がある。
円居総一は「日本の電力をすべて原発に代えても、世界規模でのCO2削減効果は0.21%にしかならない」と主張している(2001年時点)。
日本では一定出力で運転がなされているため、需要の増減に対する調整能力がなく、夜間電力の利用促進などがなされてきた。円居総一は「原子力発電は、発電量を調整できないため無駄な電力を生みやすく、社会的な効率性を阻害してきた」と主張している。なお、この問題は蓄電池の開発が進めば解決できる。
原子力に対し、電力料金に含まれる電源開発促進税を財源とする財政費用が最も多く充当されてきた。
原子炉の解体処分に伴い、低レベル放射性廃棄物に相当する廃棄物が大量に発生する。
日本では、将来の原子力発電を担う技術者が減少傾向にあり、原子力関係の学科も減少傾向にある
需給に合わせた細かい出力の調整ができない。高性能な蓄電池の開発により解消できるが、同時に太陽光や風力にもメリットが生まれるため、コスト面での競争力が低下する。
シビアアクシデント発生時に被害を最小化するため、また本質的な大きい危険性を内包する発電所なので、。原発推進の根拠としてよく言及される石油枯渇に関しては、石油製品の使用量減少および石油の採掘技術の向上などにより、可採埋蔵量は年々増加傾向にあるという資料 がある。
夜間などの需要減により"余ってしまう"原子力発電電力の有力な受け皿として、揚水発電所が設置されていることがある。夜間などの消費電力量が少ない時間帯に"余った"電力で低い場所から高い場所にポンプで揚水(つまり「水汲み」)しておき、昼間などの消費電力量が多くなる時間帯に水を高所から低所に落とし、その水力で発電をする。
一方、揚水発電は原子力のみのために作られたものではない、という意見がある。
1999年に通商産業省(現経済産業省)資源エネルギー庁の発表によれば、1kWhあたりの発電コストは次のように試算された。
原子力 5.9円
LNG火力 6.4円
石炭火力 6.5円
石油火力10.2円
水力 13.6円
2010年に経済産業省資源エネルギー庁は、各エネルギーにおける1kWhあたりの発電コストを再試算した(ただしこれは福島原発事故以前のデーターを用いたものである。なお、この内原子力発電コストの見積もりについては、原子炉建設の際の漁業補償金、原子力に特有な再処理費用、1kWhあたり1 - 2円の燃料費等のバックエンドコストは含んでいるが、電源三法による地元への交付金(税金)、電力企業からの地元対策寄付金、原子炉廃炉解体費用、原発事故の際の賠償金等は含んでいないため、これらを算入すると原子力発電コストはさらに高くなる。):
太陽光 49円
風力(大規模)10 - 14円
水力(小規模除く)8 - 13円
火力 7 - 8円
原子力 5 - 6円
地熱 8 - 22円
(注)2008年における日本のエネルギー別の発電電力量割合は、原子力 26.0%、石油火力 10.3%、石炭火力 25.2%、LNG火力 28.3%、水力 7.8%、その他2.4%であった。
エネルギー政策が専門の大学教授である大島堅一は、2010年に各エネルギーにおける1 kWhあたりの発電コストを次のように試算した。
原子力 10.68 円
火力 9.90 円
水力(一般水力)3.98 円
なお、「一般水力」とは、揚水発電を除いた余剰電力のエネルギー貯蔵を行わない通常の水力発電を指す。
2010年に米国エネルギー省アメリカ合衆国エネルギー情報局 (DOE/EIA) が公表した、2016年にアメリカで運用を開始する新規発電所の百万kWhあたりの発電コストは以下の通り。なお、1ドル=90円としてkWhあたりコストも表示。
2011年11月8日に内閣府の原子力安全委員会では、深刻な原発事故は1基あたり500年間稼働すると1回発生し、その際5兆円の損害賠償が必要になると仮定し、従来コストに1.6円積み増して原発コストが最大7.6円/kWhと試算する中間報告を出した。
さらに上記とは別に、2011年12月13日、内閣府国家戦略室のコスト等検証委員会が発表した各発電コスト(円/kWh)の2010年時点価格と2030年予測は下記の通り。これによると、既に2010年段階で、原子力と石炭・LNG火力発電コストは約10円/kWhでほぼ等しい。日本の火力発電のうちでも石油火力発電コストは特に高く、太陽光発電と同等の約37円/kWhのコストが掛かっている。また、原子力は廃炉費用・再処理費用・高レベル放射性廃棄物処分費用・立地費用・研究開発費用・事故リスク対応費用などを全て含んで8.9円/kWh以上となっており、この試算段階で5.8兆円と想定された福島第一原発事故の被害額が追加的に1兆円上昇すると、原子力発電単価は0.09円/kWh上昇する、とされた。事故の総費用が正確に分からない現状を反映しているので流動的である。
さらに2015年5月26日、経済産業大臣の諮問機関である総合資源エネルギー調査会の元に設置された専門家会合(発電コスト検証ワーキンググループ)は、2030年エネルギーミックス策定のための電源別発電コストの再検証試算を発表した。その結果は以下の表の通り。表中の数値は政策経費も含む発電単価である。
原子力発電については、追加的安全対策費などでコストアップし、かつ福島第一原発事故の被害額が9.1兆円に上方修正された一方で、追加的安全対策により事故発生頻度が1/2に引き下げて評価され、2030年モデルプラントで10.3円/kWhからとされた。なお9.1兆円の事故被害額が仮に1兆円増加すると、原子力発電単価は0.04円/kWh上昇する。この試算においても廃炉費用・再処理費用・高レベル放射性廃棄物処分費用・事故リスク対応費用等が含まれており、また立地費用や研究開発費用は政策経費の一部とされている。
太陽光は将来大幅コストダウンが見込まれており、2030年において12.5円/kWh から 16.4円/kWhと評価された。またベースロード電源に指定されている石炭火力発電コストは、発電コスト計ではLNG火力発電をわずかに下回っただけであった。地熱発電は政策経費を含んだ場合、前回よりも大幅コスト高の16.8円/kWhとなった。結果として今回の発電コスト試算では、割引率3%の下限値でみると、電源別で原子力発電が一番安価になった。
表中の括弧内は政策経費を含まない発電単価、すなわち国からの補助等を除外して算出した発電単価。
エネルギー政策分析や需給見通しなどのレポートを数多く発表する日本エネルギー経済研究所の研究者である松尾雄司らは、2011年から2014年にかけて、1970年以降の一般電気事業者の有価証券報告書を分析し、原子力発電のコストは他の発電方法と比較して安価であったとして、1970年 - 2011年平均の日本の発電コスト実績値を以下の通り算出した。原子力については廃炉費用・再処理費用・放射性廃棄物処分費用等を含んでいる。
さらに、類似の方法として有価証券報告書を用いた上述の大島堅一による評価例との相違を分析し、大島による発電コストの計算方法は事業報酬の考え方や物価・利子率等の扱いについて問題があると述べている。
米国のシンクタンクが、「原子力発電コストは世界平均で1キロワット時当たり平均14セント(約15円)で、太陽光発電とほぼ同レベルであり、陸上風力発電や高効率天然ガス発電の8.2セント(約9円)よりもかなり高コスト」との試算を出した。エネルギー問題の米国企業系シンクタンク「ブルームバーグ・ニュー・エナジー・ファイナンス」が2014年9月16日に発表した。東京電力福島第1原発事故後の安全規制強化もあって建設費や維持管理に掛かる人件費などが世界的に高騰している一方で、太陽光発電はコスト低下が進んでいることが主な理由としている。このことは原子力の経済優位性が薄れていることを印象付ける結果となった、とされた。
電力企業が原子力発電所建設申請時に経済産業省電源開発調整審議会に提出した発電原価の試算の一部は以下の通りである(塩谷喜雄「本当の原発発電原価を公表しない経産省・電力業界の詐術」新潮社ニュースマガジン、2011年7月7日付より)。
柏崎刈羽5号機 19.7円/kWh
浜岡3号機 18.7円/kWh
泊原発1号機 17.9円/kWh
女川1号機 17.0円/kWh
玄海3号機 14.7円/kWh
大飯3号機 14.2円/kWh
大飯4号機 8.9円/kWh
玄海2号機 6.9円/kWh
なお、これらの原子炉設置許可申請書に示されている発電原価は、運転年数として、例えば税制上の法定耐用年数に該当する16年を使用している。原子力発電所を実際に40年間運転することを想定した場合には、発電原価はより安価になる、と述べられている。
温室効果の原因となる二酸化炭素の排出量が少ないことは、原子力発電の利点の一つとされている。電力中央研究所が2000年 (平成12年) に発表した試算によれば、原子力をはじめとする各種発電方式について、発電所の建設から廃止までの発電量と二酸化炭素排出量を考慮した、1kWhあたりの二酸化炭素排出量は以下のように試算した。
原子力 22 グラム
水力 11 グラム
LNG火力 608 グラム
石油火力 742 グラム
石炭火力 975 グラム
原子力発電では核分裂反応に起因する二酸化炭素の排出は全くないが、発電所の建設、運用、廃止や燃料の生産、輸送、廃棄物の処分等に起因する二酸化炭素の排出も上記の試算には含まれているため、若干の排出が見られる。この点は水力発電も同様である。
原子力 北海道電力泊発電所3号機 約2,926億円 91.2万kW(32億円/万kW)2009年(平成21年)12月営業運転開始
揚水型水力 東京電力葛野川発電所 約3,800億円 160万kW(24億円/万kW)1999年(平成11年)12月3日1号機営業運転開始
天然ガス 電源開発市原発電所 約100億円 11万kW(9億円/万kW)2004年(平成16年)10月営業運転開始
石炭 北陸電力敦賀火力発電所2号機 1,275億円程度 70万kW(18億円/万kW)2000年(平成12年)9月営業運転開始
風力 電源開発郡山布引高原風力発電所 約120億円 6.6万kW(18億円/万kW)2007年(平成19年)2月 営業運転開始
動力炉・核燃料開発事業団他 『原子力と機械技術』 大河出版、2012年9月、復刻版。ISBN 978-4-88661-332-5。
大島堅一, 除本理史 「」『経営研究』 大阪市立大学経営学会, 第65巻第2号、2014年8月、1-24頁、120006001766。