原発の現状はどうなっているのか。

　２０１１年当時、原発は５４基あった。　東京電力福島
第一原発事故後、各地の原発は順次運転を止め、１２年
には稼働原発がゼロに。　その後は、新しい基準による
原子力規制委員会の審査を通った原発だけが再稼働
できるようになった。

　これまでに再稼働したのは１４基。　１５年の九州電力
川内原発（鹿児島県）を皮切りに、西日本の原発が先行
した。　２４年には、東日本大震災で被災した東北電力
女川原発（宮城県）が再稼働した。　ほかに４基が審査を
通っている。　東電柏崎刈羽（新潟県）の２基と、北海道
電力泊３号機、日本原子力発電東海第二（茨城県）だ。

　一方で、電力会社が廃炉を決めた原発も少なくない。　事故前に廃炉が決まっていたの
は東海と中部電力浜岡（静岡県）２基の計３基だったが、その後に福島第一、福島第二の計
１０基を含む２１基が加わった。

　審査をクリアできずにいる原発や、審査を申請せず、廃炉にもなっていない原発もある。
事故前から建設中だった原発はＪパワー（電源開発）大間、東電東通（青森県）、中国電力
島根３号機の３基あるが、規制委の審査を通ったものはない。

　日本で最初の商用原発は東海原発で、１９６６年に営業運転を始めた。　高度成長とその
後のオイルショックを背景に各地で原発の建設が進んだ。

　しかし、７９年に米スリーマイル島原発事故、８６年に旧ソ連チェルノブイリ原発事故が起きたこともあり、原発への風当たりは強くなる。　撤回に追い込まれる計画が出るなど、新たな場所への立地は厳しくなっていた。

　福島の事故後は一層、困難になった。　運転中の原発にしても、いずれ寿命を迎える。

■技術の維持課題

　原発の運転期間は原則４０年で、６０年まで延長可能とされている。　これは事故の教訓を踏まえてできたルールだ。　２０２５年には、審査などによる停止期間を上乗せできる制度が始まったが、先細りは避けられない状況だ。

　仮に６０年稼働するとしても、建設ラッシュのころの原発は３０年代から次々に止まってい
く。　このため、国はすでに原発がある場所での建設を推し進めようとしている。　関西電力美浜原発（福井県）では、新原発の建設の検討に向けた地質調査が始まった。

　ただ、原発は調査開始から稼働までに２０年かかるとも言われる。　運転停止が長引き、
新設もないなかで、原子力分野の人材不足や技術力の維持も課題になっている。

■サイクル進まず

　原発は発電後もやっかいな課題を抱える。　国は原発
利用の前提として、使用済み燃料を再利用する「核燃料
サイクル政策」をとってきたが、各過程が行き詰まってい
る。

　使用済み燃料は再処理工場（青森県六ケ所村）に運び、プルトニウムやウランを取り出す
ことになっている。　これを燃料（ＭＯＸ燃料）にして使えば「準国産エネルギー」になる算段
だった。

　しかし、ＭＯＸ燃料の活用が期待された高速増殖炉は原型炉「もんじゅ」の廃炉で頓挫し、従来型の原発で少しずつ使うほかない状況だ。　１９９７年完成のはずだった再処理工場
は、トラブルや審査の長期化で完成時期の延期を２７回繰り返し、いまだ稼働していない。
現在は２０２６年度の完成が目標だが、思うように進むかはわからない。

　このサイクルが回らず、原発の燃料貯蔵プールから使用済み燃料を運び出せないままだ
と、いずれ原発は運転できなくなる。　現在、全体で貯蔵容量の８割が埋まった状態にある。原発敷地の内外で貯蔵施設の整備が進むものの、見通しが立っていない電力会社もある。

　最終的に生じる「核のごみ」（高レベル放射性廃棄物）は、１０万年にわたり地下に隔離しなければならない。　その処分地選びも進んでいない。

　０２年に自治体の公募が始まったものの、調査に着手できない状況が続いた。　２０年以
降、北海道寿都町、神恵内村と、佐賀県玄海町で第１段階の文献調査が始まったが、全国
的な広がりはみられない。　第２段階の概要調査に進むには知事の同意も必要で、道筋は
見えていない。
（編集委員・佐々木英輔）

■再エネ、太陽光１２年で２０倍

　エネルギー基本計画で、原発とともに「最大限活用する」とされた再エネは、主力電源に
なる可能性が高まっている。

　政府は福島第一原発事故の後、再エネの導入を強力に後押ししてきた。　当時はコストが高かったため、再エネの電気を電力会社が一定期間定額で買う「固定価格買い取り制度」
（ＦＩＴ）を２０１２年に導入。　そこから一気に普及が進んだ。

　この間、最も増えたのは太陽光だ。　２３年度の発電量は１１年度と比べて約２０倍になっ
た。　立地の制約が少なく、設置工事も比較的簡単なことが大きかった。　バイオマス発電
は約２・５倍、風力発電も約２倍になった。

　ただ、太陽光は、国土面積あたりの導入量がすでに主要国の中で最大級となり、平らな
土地も減りつつある。　各地で景観や自然破壊などに伴うトラブルも後を絶たず、導入ペー
スは落ちている。

　解決策として期待されているのが、薄くて折り曲げられる次世代型の「ペロブスカイト
太陽電池」だ。　従来は設置しにくかった小さな屋根やビルの壁面にも貼れ、場所を選ばな
い利点がある。　農作物を育てながら、その上で発電もする「営農型太陽光発電」も、少し
ずつ導入が進んでいる。

　海に囲まれた日本の特性を生かした洋上風力もポテンシャルは高い。　洋上は強い風が
安定して吹き、陸上より風車を大型化させやすい。　太陽光や風力は季節や天候によって
発電量が変動するため、それを補う蓄電池も導入が進み、コストも下がっている。
（新田哲史）

■電源構成、火力６９％高止まり

　電気をどのような発電手段でまかなうのかを示す「電源
構成」は、時代とともに変化してきた。　戦後しばらく電力
供給の中心を担ったのは、水力発電や石炭・石油を燃料
とした火力発電だった。　だが、１９７０年代に２度のオイル
ショックを経て、石油依存への危機感が高まり、原発や
液化天然ガス（ＬＮＧ）火力の導入が本格化。　２０１０年度
には、原発が２５％、火力が６５％、水力を含む再生可能
エネルギーが１０％を占めた。

　だが、１１年３月の東日本大震災と東京電力福島第一原発事故を機に、原発は順次停止。
その穴を埋めたのは火力で、１２〜１４年度には全発電量の９割近くを担った。　その後、１５
年度から原発の再稼働が進み、再エネも少しずつ普及していった。　その結果、２３年度
現在では、原発９％、再エネ２３％、火力６９％となった。　ただ、依然として火力への依存度
は高い。

　政府は温室効果ガスの排出量を５０年に実質ゼロにするという目標の実現にむけて、
「脱火力」を進める考えだ。　そのため、発電時に二酸化炭素（ＣＯ２）を出さない原発と
再エネを「脱炭素電源」と捉え、ともに「最大限活用」する方針だ。

　２５年２月に閣議決定した「エネルギー基本計画」では、４０年度の電源構成について、
原発を２割、再エネ４〜５割、火力３〜４割とする目標を設定した。　その達成には、再エネと原発の比率を倍増させなければならない。
（新田哲史）

■発電方法、コストは

　建設費や燃料費も含めたトータルでみると、どの発電方法が安いのか。

　米投資銀行ラザードが発電方法別のコストを毎年算定している。　その推移をみると、
この１５年間で最も大きな変化があったのが再エネだ。　２００９年に発電施設をつくった
場合と、いま（２５年）つくる場合のコストを比較すると、太陽光は約６分の１、陸上風力は約
半分になった。　福島の原発事故をきっかけに各国で導入が広がり、技術開発や量産化が
進んだためだ。

　石炭やガス火力はウクライナ侵攻による燃料価格の高騰で、コストも増えている。　原発も建設費上昇で１．５倍に。　イギリスの研究機関ブルームバーグＮＥＦによる発電コストのデータでも、おおむね同じ結果が示されている。

　ただ、経済産業省が２４年に公表した試算では、原発が事業用太陽光に次いで安いとの
結果だった。　海外の試算と大きく違う理由は、建設費の算定の仕方だとみられる。
経産省は原発の新設費を１基あたり７２００億円としたが、欧米で建設中か近年運転開始
した原発は２兆円を超えるものが多い。　「経産省の試算は最新の動向を踏まえたものに
なっていない」との指摘がある。
（新田哲史)