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かおりかがんじ
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エネルギーの将来について確たる知識に基づき価値観を越えて合意をつくるプロジェクト平成 28 年 9 月 19 日電源別発電コスト評価の概要と主要な論点日本エネルギー経済研究所松尾雄司参考 : 発電コスト検証ワーキンググループ http://www.enecho.meti.

1 エネルギーの将来について確たる知識に基づき価値観を越えて合意をつくるプロジェクト平成 28 年 9 月 19 日電源別発電コスト評価の概要と主要な論点日本エネルギー経済研究所松尾雄司参考 : 発電コスト検証ワーキンググループ basic_policy_subcommittee/mitoshi/cost_wg/6/pdf/6_5.pdf 発電コスト検証ワーキンググループによる評価の概要 1

2 報告内容 1 電源別発電コスト評価の概要発電コスト検証ワーキンググループによる評価発電コスト評価の方法と割引率実績値の評価 ( 有価証券報告書による評価 ) 海外の試算例 2 発電コスト評価に係る主要な論点政策経費の扱い再生可能エネルギー発電コストの低減高レベル放射性廃棄物処分事故リスク対応費用廃止措置再処理各種団体等による評価例 2

3 日本の発電総費用の推移 (12 社計 ) 燃料費 ( ガス ) 燃料費 ( 燃料油 ) 燃料費 ( 石炭 ) その他火力原子力水力新エネ等発電量 ( 右軸 ) 兆円億 kwh 1, 9, 8, 8.3 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, H18 H19 H2 H21 H22 H23 H24 H25 H26 H27 ( 出所 ) 一般電気事業者及び卸電気事業者有価証券報告書より推計日本全体の発電費用は過去年間 7 兆円程度で推移但し平成 2 年度 (28 年度 ) には原油価格の高騰に伴い 9.1 兆円まで上昇平成 23 年度 (211 年度 ) 以降原子力発電所の停止による化石燃料購入分の増加により平成 24~26 年度には 11 兆円程度まで上昇平成 27 年度には原油価格の低下や発電量の減少を受け 8.3 兆円まで低下 3

4 日本の平均エネルギー輸入価格円 / 千 kcal 原油天然ガス石炭 ( 一般炭 ) ~28 年にかけて原油価格の高騰に伴い全てのエネルギー価格が上昇その後一度低下したのち再び上昇を続けていたが 215 年には大幅に下落 4

5 日本の平均発電単価の推移 JPY/ kwh FY ( 出所 ) 一般電気事業者及び卸電気事業者有価証券報告書より推計日本の発電コスト ( 全電源平均 ) は過去 7~8 円 /kwh 程度で推移していたが 28 年には原油価格の高騰に伴い 1.7 円 /kwh まで上昇その後年には 8 円 /kwh 台まで低下したものの 211 年以降原子力発電所の稼働停止と原油価格の再上昇に伴い 13~15 円 /kwh 程度まで上昇 5

6 1 電源別発電コスト評価の概要 6

7 発電コストの試算方法について 1 モデルプラントによる方法電源ごとに適切な建設単価燃料費等を想定してモデル計算を実施し発電コストを評価均等化発電原価 (Levelized Cost of Electricity : LCOE) の評価手法として世界的に広く用いられているあくまでも想定に基づく試算であり将来にわたって発電を行う場合のコストを評価することが多い技術そのもののパフォーマンスを評価するためには最適例 :( 国内 ) コスト等検証委員会 (211) RITE(211, 214) 発電コスト検証 WG(215) など ( 海外 ) MIT(29) OECD/NEA(215) など 2 有価証券報告書による方法電力会社の有価証券報告書 ( 財務諸表 ) から発電にかかったコストを評価実績値として過去の一時点での発電コストを評価するもの技術そのもの以外の要因 ( 政治的社会的等 ) の影響を含む多くの限界はあるものの 1 の試算を補完する有用な情報が得られる例 :( 国内 ) 電力中央研究所 (1999) 大島 (21) 日本エネルギー経済研究所 (1992, 1995, 211, 213) 7

8 政府機関による電源別発電コスト試算総合資源エネルギー調査会原子力部会 (1999) 原子力 :5.9 円 /kwh 水力 :13.6 石油火力 :1.2 LNG 火力 :6.4 石炭火力 :6.5 ( 割引率 3% 原油価格 13 ドル /bbl) 総合資源エネルギー調査会コスト等検討小委員会 (24) 原子力 :5.3 一般水力:11.9 石油火力:1.7 LNG 火力 :6.2 石炭火力:5.7 ( 割引率 3% 原油価格 27ドル /bbl) 隠れたコストを含め総合的に評価コスト等検証委員会 (211) 原子力 :8.9~ 一般水力 :1.6 石油火力 :22.1 LNG 火力 :1.7 石炭火力 :9.5 ( 割引率 3% 原油価格 1 ドル /bbl~) 総合資源エネルギー調査会発電コスト検証ワーキンググループ (215) 原子力 :1.1~ 一般水力 :11. 石油火力 :3.6~43.4 LNG 火力 :13.7 石炭火力 :12.3 ( 割引率 3% 原油価格 1 ドル /bbl~) 8

9 発電コスト検証ワーキンググループの評価例 ( 割引率 3%) 年モデルプラント政策経費含む ( 政策経費除く ) 円 /kwh 1.1~ (8.8~) 原子力 12.3 (12.2) 石炭火力 13.7 (13.7) LNG 火力 21.6 (15.6) 風力 ( 陸上 ) 23 年モデルプラント政策経費含む ( 政策経費除く ) 円 /kwh 1.3~ (8.8~) 原子力 12.9 (12.9) 石炭火力 13.4 (13.4) LNG 火力風力 ( 陸上 ) 16.9 (1.9) 地熱 3.3~34.7 (2.2~23.2) 11. (1.8) 一般水力 13.6~ 21.5 (9.8~ 15.6) 16.8 (1.9) 風力 ( 洋上 ) 地熱 23.3 (2.4) 小水力 (8 万円 /kw) 11. (1.8) 一般水力 ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ資料 27.1 (23.6) 小水力 (1 万円 /kw) 23.3 (2.4) 小水力 (8 万円 /kw) 27.1 (23.6) 29.7 (28.1) バイオマス ( 専焼 ) 小水力 (1 万円 /kw) 29.7 (28.1) バイオマス ( 専焼 ) 12.6 (12.2) バイオマス ( 混焼 ) 3.6~43.4 (3.6~43.3) 13.2 (12.9) バイオマス ( 混焼 ) 石油火力 28.9~41.7 (28.9~41.6) 石油火力 24.2 (21.) 太陽光 ( メガソーラー ) 12.7~ 15.6 (11.~ 13.4) 29.4 (27.3) 太陽光 ( 住宅用 ) 12.5~ 16.4 (12.3~ 16.2) 13.8~15. (13.8~15.) 熱価値控除ガスコジェネ 14.4~ 15.6 (14.4~ 15.6) 熱価値控除太陽光太陽光ガス ( メガ ( 住宅用 ) コジェネソーラー ) 24.~27.9 (24.~27.8) 熱価値控除石油コジェネ 27.1~31.1 (27.1~31.1) 熱価値控除石油コジェネ政策経費事故リスク対応費 CO2 対策費燃料費運転維持費追加的安全対策費資本費政策経費事故リスク対応費 CO2 対策費燃料費運転維持費追加的安全対策費資本費 215 年 2 月 ~5 月に行われた発電コスト検証ワーキンググループでは幅広いデータに基づき電源別の発電コストを詳細に評価 214 年現在風力発電太陽光発電等の再生可能エネルギー発電のコストは原子力火力等に比べて高い水準にある但し将来的には量産効果等により大幅なコスト低減が見込まれる可能性もある一方で風力太陽光等の自然変動電源が大量に導入された場合には別途系統安定化やバックアップに伴う費用負担が発生する 9

10 215 年試算の特徴 ( 前回 211 年試算との比較 ) 最新情報の反映福島事故の被害額 (5.8 兆円 / 回 9.1 兆円 / 回 ) 追加的安全対策費用 (194 億円 / 基 1, 億円 / 基 ) 再生可能エネルギー発電のコスト ( 調達価格等算定委員会による最新データを利用 ) 政策経費の整理原子力発電関連費用 ( 立地対策費用研究開発費用 ) FIT 制度に係る追加的負担分系統安定化費用の評価資本費の計算方法の修正 1

系統安定化費用系統安定化費用 ( 調整費用 ) の評価結果 8, 7, 6, 5, 4, 3, 自然変動電源比率 6%~12% 億円円 /kwh 自然変動電源発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh) 5.1 4.5 3 47 7 5.

3 OECD によるシステムコスト評価例単位 : ドル /MWh 2, 1, 総発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh).3.4.

11 系統安定化費用系統安定化費用 ( 調整費用 ) の評価結果 8, 7, 6, 5, 4, 3, 自然変動電源比率 6%~12% 億円円 /kwh 自然変動電源発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh) 年間の系統安定化費用 ( 億円 ) OECD によるシステムコスト評価例単位 : ドル /MWh 2, 1, 総発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh) % 9% 12% ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ資料 ( 出所 )OECD/NEA (212) 風力太陽光等の自然変動電源が大量に導入された場合には火力発電等の調整費用や再生可能エネルギー発電に係る地域間連系線の増強費用等各種の系統安定化費用が追加的に必要となる発電コスト検証ワーキンググループではこのうち調整費用についてモデル計算により評価を試みた自然変動電源導入比率が 12% の場合年間の調整費用は 7, 億円程度となる更に大量の自然変動電源を導入した場合や地域間の需給のアンバランスを考慮した場合にはより高額の費用が発生する 11

12 割引率とは? 現在の 1 万円と 1 年後の 1 万円は同じ価値ではない ( 例 ) 仮に利子率が3% の場合現在 : 1 万円 1 年後 : 13 万円 2 年後 : 16.9 万円 1 年後 : 万円現在の 1 万円は 1 年後の万円と等価値 1 年後の 1 万円は現在の 74.4 万円に相当異なる時点での金額を比較する際には一定の割引率を用いて価値換算を行うことが必要ある事業に対して投資家がリスクを感じる場合その投資家はより高い収益率を要求する事業への投資リスクは割引率を通じてコスト計算に影響を与える割引率は利子率のようなものでありインフレ率とは別の概念例 ) 名目割引率 ( 名目利子率 ) が 5% インフレ率が 2% の場合実質割引率 ( 実質利子率 ) は 3% になる発電コスト試算では全て実質値で議論するのが一般的 12

13 発電方式と割引率火力発電建設費燃料費稼働開始時の現在価値に換算原子力発電 2 18 運転維持費建設費燃料費 + バックエンド積立額等運転維持費再生可能エネルギー発電建設費運転維持費火力発電の費用は燃料費が高いため割引率を高く設定すると原子力発電や再生可能エネルギー発電と比較してより急速に費用が小さくなる 13

14 平準化発電原価 (LCOE) の計算方法費用建設費燃料費稼働開始時の現在価値に換算運転維持費収入 P( 円 /kwh) 発電量 (kwh) kWh の電力が P 円の収入をもたらすと想定しライフサイクル全体の費用と収入 ( ともに現在価値に換算後 ) が一致するように P を設定この P が平準化発電原価 (LCOE) と呼ばれる計算上は割引後の総費用を割引後の総電力量で除した値が LCOE になる ( 出所 )OECD/NEA, Projected Costs of Generating Electricity 215 Edition 原子力や再生可能エネルギー発電では割引率が大きくなると分子 ( 割引費用 ) は小さくならない一方で分母 ( 割引電力量 ) が小さくなるために LCOE は火力に比べて大きくなる 14

15 [ 参考 ] 初期投資 ( プラント建設等 ) の計算方法について OECD 他による LCOE 評価例 12 費用 ( プラント建設 ) プラント稼働前の建設費用として計上 ( 稼働 ) ( プラント建設 ) ( 稼働 ) 年数コスト等検証委員会費用プラント稼働後の減価償却費として計上年数 OECD 試算を含む海外の試算例では初期投資はプラント建設時の費用として評価することが多いそれに対しコスト等検証委員会試算では運転開始後の減価償却費として計上合計の費用 ( 割引前の実質額 ) としては変らないが割引計算によって若干の相違が生じる発電コスト評価の国際的な比較の観点からも OECD 試算と同様初期投資額は運転開始前に計上することが望ましい 15

16 [ 参考 ] 減価償却の計算法に係る論点 ( コスト等検証委員会試算 ) 25 2 円 /kwh 補正前補正後 ~ 9.3 ~ 原子力石炭火力 (23) LNG 火力 (23) 一般水力住宅用太陽光 (23) 上限住宅用太陽光 (23) 下限陸上風力 (23) 上限陸上風力 (23) 下限地熱 (23) 上限地熱 (23) 下限小水力 (23) 下限 ( 出所 ) コスト等検証委員会試算シートより計算一般的な LCOE 法では初期建設費用についてはその費用発生時に計上もしくは減価償却費として割引かずに計上することが多いこれに対しコスト等検証委員会試算ではプラント建設に係る費用を減価償却費として割引いて計上仮に減価償却を割引かずに試算した場合原子力発電コストは 8.9 円 /kwh から 9.3 円 /kwh まで住宅用太陽光下限 (23 年 ) は 9.9 円 /kwh から 11.2 円 /kwh まで上昇特に再生可能エネルギー発電のコスト計算時や割引率を変化させた場合にこの影響が大きく現れる 16

17 割引率の変化による電源別発電コストへの影響 16 円 /kwh LNG 火力石炭火力原子力原子力 ( 政策経費含む ) 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 11% 12% ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ試算シートより計算原子力発電は火力発電に比べ発電コストに占める初期投資の影響がより大きいこのため割引率が高くなると原子力発電のコスト競争力は顕著に低下する政府による適切な施策がない場合には事業者からみた投資リスクが増大し原子力の新規導入は大幅に停滞する 17

18 年度平均発電単価 (9 社 ) 15 1 円 /kwh 廃炉コストバックエンドコスト運転管理コスト燃料コスト資本コスト 5 水力水力 (197 年度以降運開 ) 火力原子力地熱等 ( 新エネ ) 発電コスト ( 円 /kwh) = [ 電気事業営業費用 ]+[ 支払利息 ] 発電電力量 ( 送電端 ) 197~211 年度の一般電気事業者 9 社の財務諸表等に基づき発電コストを試算 197~211 年平均発電単価は水力が最も安く次いで原子力地熱等 ( 新エネルギー ) 火力の順となる火力発電単価のうち 66% を燃料コストが占める水力発電単価が安いのは原価償却済みの設備が多いことに起因する仮に 197 年度以降の運開分のみに限定すると水力発電単価は 15.3 円程度と推計される 18

太陽光風力太陽光風力は ( 世界的には ) コスト低下が進んでおり特に陸上風力は他電源と比較しても安価 ( 出所

19 海外の試算例 :OECD/NEA, IEA 原子力石炭ガス OECD/NEA 及び IEA による評価では割引率 3% 7% 及び 1% で試算を実施 3% の条件下では原子力は石炭火力天然ガス火力に比べて安価であるが 1% ではその何れよりも高価になる太陽光風力太陽光風力は ( 世界的には ) コスト低下が進んでおり特に陸上風力は他電源と比較しても安価 ( 出所 )OECD/NEA,IEA, Projected Costs of Generating Electricity 215 Edition (215) 19

20 海外の試算例 : 英国エネルギー気候変動省 (DECC) 年価格英ペンス /kwh 炭素価格その他可変運転維持費 + 燃料費準備費 15.8 固定運転維持費資本費天然ガス火力原子力 ( 初号機 ) 陸上風力大規模太陽光 ( 出所 )DECC, Electricity Generation Costs 213, (213). 英国エネルギー気候変動省 (Department of Energy and Climate Change: DECC) の試算では 1% の割引率を想定原子力発電は 213 年建設段階では 9. ペンス /kwh と天然ガス火力に比べて高い水準にあるが以後若干コストが低減し 219 年運開レベルでは 8. ペンス /kwh となる 2

21 海外の試算例 : 米国エネルギー省 (DOE) 年価格米セント /kwh 送電費用可変運転維持費 + 燃料費固定運転維持費資本費従来型 IGCC 従来型先進型石炭火力天然ガス火力原子力陸上風力太陽光 ( 出所 )U.S. EIA, Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 214, (214). 米国エネルギー省 (DOE) の試算では税引後加重平均資本コスト (Weighted average cost of capital) を 6.5% として試算概ね割引率 1~11% 相当になっていると推測される原子力発電コストは天然ガス火力よりも高く従来型石炭火力と同程度 21

差額支払い契約による固定価格買取制度 ) の導入により原子力発電の新規建設再開を目指しているまた

22 投資環境による影響 : 海外の事例 ( 出所 ) 下郡けい英国電力市場改革と原子力発電第 55 回研究報告討論会 (H25.1.8) 英国では 1989 年以降電気事業の民営化市場の自由化に伴い原子力発電所新設は大きく停滞現在 FIT-CfD( 差額支払い契約による固定価格買取制度 ) の導入により原子力発電の新規建設再開を目指しているまた新規原子力発電所建設計画の進む東南アジア諸国等では莫大な初期投資をどのようにして行うかが大きな課題として認識されているこれらの国では資金調達環境の整備が原子力の導入にとって不可欠 22

23 2 発電コスト評価に係る主要な論点 23

24 OECD 試算の評価範囲発電コスト専門家会合での評価範囲狭義の発電コスト ( 発電事業者による費用負担 ) 資本コスト運転維持コスト燃料コスト核燃料サイクルコスト ( 廃棄物処分再処理等含む ) 廃炉コスト等広義の発電コスト CO 2 対策コスト系統対策コスト事故リスクコストその他の外部コスト別途評価対象とする範囲その他の費用負担導入促進のための費用 (FIT のための追加負担等 ) 研究開発費用気候変動による被害額等発電コスト以外の要因として考慮すべき事項基本的に狭義の発電コスト即ち電気事業者の費用負担分に相当するものを対象として評価それ以外のものについてはコストとしての定義自体が必ずしも明確ではない例外としてより広義の発電コストのうちCO 2 対策コストのみ加算されている (21 年試算では3ドル /tco 2 ) その他の広義の発電コスト ( 外部コスト系統対策コスト等 ) については別途詳細に評価することを想定 (OECD 内外の諸機関等において評価を実施 ) 技術以外の要因 ( 社会的政策的等 ) によって変動する費用負担は発電コストの評価の対象外と位置付けられている 24

1 月末までの設備認定量等を用いて評価核融合宇宙太陽光等は3に含まれるものとし計上せず一方で高速増殖炉の研究開発費用は2に含まれるとし計上

25 政策費用 : 今回試算エネルギー関連の政府支出 ( 平成 26 年度予算 ) を右表のように整理し 1 及び2のみを計上単年の発電量で除することにより政策費用単価 (FIT 分以外 ) を評価分母の発電量として再生可能エネルギー発電は導入量が未だ小さいため平成 27 年 1 月末までの設備認定量等を用いて評価核融合宇宙太陽光等は3に含まれるものとし計上せず一方で高速増殖炉の研究開発費用は2に含まれるとし計上再生可能エネルギーについては別途 FIT 制度による上積み分を計上特にIRRの高い地熱発電について大きなコストとなっている OECD 試算に準じ CO 2 対策費用は政策経費とは別のものとして評価 25

26 CO 2 価格相当分の考え方 ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ資料 IEAのWorld Energy Outlookでは3つのシナリオごとにCO 2 価格を想定現行政策シナリオ :ドル/tCO2 新政策シナリオ:37ドル/tCO 2 (EU) 45シナリオ :1ドル/tCO 2 ( ともに23 年時点での価格 ) 今回試算ではこのうち新政策シナリオ (37ドル/tCO2) に準じてCO 2 対策費用を評価新政策シナリオは19 世紀後半からの気温上昇を2 に抑えることができないシナリオであるため IEAをそのまま信じるならばここでは追加的に適応費用もしくは被害額が発生する但し世界全体でCO 2 を半減せず適応策により対処した場合にはトータルの費用は比較的安価になるとの評価があることなどから今回は 45シナリオ相当の1ドル /tco 2 ではなく 37ドル /tco 2 を使用 26

27 太陽光発電風力発電建設単価の国際比較日本2,6 1,56-2,59 2, 日本2,9 1,427-2,384 2,432,296 メキシコ英国カナダカナダフランスドイツデンマークオランダオスイス豪州太陽光 ( メガソーラー ) 1,8-2,7 1,4 1,3 1,94 1,8-1,8-1,87 1,83 1,56 タイフランス/kW 米国ドルススウェーデンマレーシア豪州イタリアイタリアノノポルトガルルウェールウェーーストリアペイン( 出所 ) IEA PVPS (214) ( 出所 ) IRENA (214) 陸上風力 1,9-3,1 1,96 2,65 1,999 2,452 2,12 1,928 1,978 1,891 2,9 /kw 1,874 1,657 米国ドル日本の太陽光風力発電コストは現状で諸外国に比べて高い水準にある 27

28 太陽光発電風力発電建設単価の推移 ( 日本 ) 4 万円 /kw 太陽光 ( 住宅用 ) 35 万円 /kw 風力実績値 (IEA Wind) 実績値 15 1 実績値 (NEDO) ( 出所 ) NEDO ( 出所 ) NEDO, IEA 資料より作成太陽光発電コストは過去導入促進に伴い急速に低下一方で風力発電単価は実績として低下しておらずむしろ上昇傾向さえ見られる今後の更なる普及拡大に伴うコストの低減が望まれる 28

29 今回試算の考え方 ( 例 : 住宅用太陽光発電の設備費用 ) 万円 /kw 国内価格国際価格国際価格に収斂今回の試算ではまず 214 年モデルプラントについては調達価格等算定委員会の評価値を使用 ( 諸外国に比べて割高 ) 次いで IEA( 国際エネルギー機関 ) の World Energy Outlook 214 での再生可能エネルギー導入見通しをもとに習熟効果によるコスト低減を評価 ( 前回試算ではグリーンピース及び欧州太陽光発電産業協会 (EPIA) による見通しに準じて導入拡大を想定 ) 他方で 23 年に国際価格に収斂するシナリオも作成し評価の幅を持たせた但し前回試算に比べて幅はかなり小さくなっている ( 例 :23 年の住宅用太陽光前回 :9.9~2. 円 /kwh 今回 :12.7~15.6 円 /kwh) 29

30 高レベル放射性廃棄物処分に係る費用原子力発電所の競争力を考える上で放射性廃棄物処分にいくらかかるかということは最も重要な側面の一つだといえるこれまでの経験で明らかなのは放射性廃棄物処分の費用は原発が運転開始されてからずっと後に発生するため過小評価されやすいことである数十年前ならこうした費用の過小評価は単に無能だったからわからなかったとされていたのかもしれないが世界中で経験が蓄積されるにともなって実際の費用について知らないふりをすることは次第に難しくなってきた原発を長い間利用してきた国では廃棄物処分が実際に始まっていてこれにかかる費用は明白で否定できないものになりつつある英国のセラフィールドには再処理前の使用済核燃料を取り扱う施設に加え最新の核燃料サイクル施設があるここの除染は国営の英国原子力廃止措置機関 (NDA) が管理している現在の見積もりではセラフィールド核燃料サイクル施設を除染するだけで 7 億ポンド ( 約 12 兆円 ) を超える費用が必要だと推定されている自然エネルギー財団トーマスコーベリエル理事長未来の世代のために : 放射性廃棄物の処分費用を考える (214.5) 3

高レベル放射性廃棄物処分 ( 出所 ) NUMO 高レベル放射性廃棄物 ( 使用済燃料 )

超長期の管理費用はかからない但し本当に管理せずに数十万年の安全性を確保できるのか

31 高レベル放射性廃棄物処分 ( 出所 ) NUMO 高レベル放射性廃棄物 ( 使用済燃料 ) はガラス固化した後炭素鋼製のキャニスタの中に入れ厚いベントナイトでくるんで深地層下 (3m 以深 ) に処分する一度埋設を完了したら以後数十万年の間人類は管理をしない方針 ( より短期間の中間管理費用は行う可能性あり ) 従って超長期の管理費用はかからない但し本当に管理せずに数十万年の安全性を確保できるのかは大きな問題として受け止める必要あり想定される処分場の大きさは例えば深度 1m 面積 6~1km 2 など ( 左図 ) 31

32 高レベル放射性廃棄物処分に係る費用発電コスト検証ワーキンググループでは高レベル放射性廃棄物処分に関しては処分場の建設操業に係る費用を 2.8 兆円程度と評価これによる発電単価への寄与は.4 円 /kwh 程度仮に処分場の管理に 1 万年間毎年 1 億円の費用がかかったとしても累積の管理費用 ( 現在価値換算後 ) は計算上 33 億円に止まり ( 割引率 3%) 処分場建設費用 (2.8 兆円 ) に比べると極めてわずかこれは ( 不正確に言うと ) 仮に ( 実質 ) 利子率を 3% とすると 33 億円の初期投資で永遠に管理費用を捻出できることを意味しているこれらのことから高レベル放射性廃棄物処分のコストの問題は原子力の経済性を考える際には大きな論点にはなり得ない一方で数十万年間の安全性確保は重要な問題であり引き続き検討議論が必要毎年 ( 仮に )1 億円の管理費用がかかった場合 ( 割引率 3%) 地層処分の長期安全性評価結果例 1 億円 / 年? 最終処分からの年数 ( 出所 ) 核燃料サイクル開発機構 (1999) 32 原子力発電環境整備機構 (21)

33 事故リスク対応費用 :211 年試算における試算方法コスト等検証委員会による事故リスクコストの計算方法は以下の通り前提 1 : 福島第一原子力発電所事故の事故被害額を 5.8 兆円以上と想定前提 2 : 21 年度の原子力発電電力量 2,722 億 kwh 前提 3 : 4 年の相互扶助を想定事故リスク費用として以下の通り試算 5.8 兆円 4 年 2,722 億 kwh =.5 円 /kwh 以上 ( 出所 ) コスト等検証委員会 4 年に一度の確率で福島相当の事故が発生するとして被害金額の期待値を計算したことに相当仮に事故被害額が1 兆円上昇すると.9 円 /kwhの発電コスト上昇となる即ち被害額 1 兆円 ( 事故リスクコスト.9 円 /kwh) 程度では原子力発電のコスト競争力は大きくは失われない反面 5 兆円 ( 同 4.5 円 /kwh) 規模になると火力発電に比べてコストが高くなるという結果に 33

朝日新聞による報道朝日新聞 (214 年 6 月 27 日 ) は原発コストは火力より割高に専門家が試算発表へと題する記事を掲載それによれば立命館大大島堅一教授と大阪市立大除本理史教授の試算として全国の原子力発電所が再稼働し稼働 4 年で廃炉にする場合原発の発電コストは11.

34 朝日新聞による報道朝日新聞 (214 年 6 月 27 日 ) は原発コストは火力より割高に専門家が試算発表へと題する記事を掲載それによれば立命館大大島堅一教授と大阪市立大除本理史教授の試算として全国の原子力発電所が再稼働し稼働 4 年で廃炉にする場合原発の発電コストは11.4 円 /kwhとなり火力発電より割高となるとされたここではまず 5.8 兆円の事故被害額を大島教授の再推計により 11.1 兆円と改めて評価 ( 下表原子力 A ) この11.1 兆円の被害額を 4 年廃炉の場合の215 年 ~ 255 年の累積原子力発電量で除することにより事故リスク対応費用を3 円 /kwh 程度と評価 ( 出所 ) 朝日新聞 4 年廃炉の場合の発電設備容量の推移原子力発電と火力発電のコスト比較 34

35 事故リスクコストの試算方法 1 損害期待値による方法事故発生頻度事故被害額 (+プレミアム分?) により算出論点 : 原子力事故につきその発生頻度を定量的に評価することは実際上難しい低確率高被害額のリスクは単純な被害額期待値よりも大きいはずとの議論がなされることが多い 2 積立 ( 相互扶助 ) による方法事故の発生頻度にかかわらずある一定年限 (1 年 4 年 1 年など ) までに事故被害額相当の金額が積み上がるように単年の積立額を設定そこから発電量当りの単価を算出一般的には一定の割引率ないし利率を想定して計算されることが多い大規模低確率の損害を対象とした保険料金を算定する際に用いられることがある論点 : 算出される値は事故の発生確率によらずまた原子力発電所の稼働量にもよらない kwh 当りの単価として評価することに意味があるのか? 保険料の評価のために有効な手法であったとしても国民負担として適切かは不明 ( 仮に事故発生確率が1 年に1 度のとき 1 年で積立を行い稼働開始後 1 年で実際に積立ったとした場合その後の発電分には事故リスクコストがかからないことになるのか?) 35

36 事故リスク対応費用 : 今回試算 ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ今回試算では概念上前回の共済方式を踏襲したものとされた但し前回試算を損害費用を5 基 4 年の発電量で割ったもの = 損害費用を2, 炉年の発電量で割ったものと見做しこの 2, 炉年を算定根拠と呼んだその上で追加的安全対策の影響を考慮具体的には安全対策のうちある一つのみを講じた場合の相対的なPRAの結果を参考として.5 倍になると想定し算定根拠を2, 2=4, 炉年に 1 度と設定この値と新たな福島事故被害評価額 (9.1 兆円 / 回以上 ) とをもとに事故リスク対応費用を.3 円 /kwh 以上と評価但し 211 年試算で実際に分母として用いられた発電量 (21 年度の原子力発電量 2,722 億 kwh 4 年 ) は 12 万 kw のモデルプラントに対して 1,5 炉年分の電力量になる 36

37 諸外国における評価例事故リスク対応費用は欧州において多くの試算例があるが発生頻度相当にして最大 1 万倍単価にして最大 5 億倍程度の差が見られる発生頻度相当を低く見積もる OECD/NEA や独 IER では PRA 等のアプリオリな発生頻度の値を使用一方でライプチヒ保険フォーラムは最大で 1 炉年に 1 度発生する事故を想定して評価を実施近年の試算例では実際の事故発生頻度を踏まえ発生頻度相当数を 1-4 炉年に 1 度前後に取る例が多い事故発生頻度相当数 OECD/ NEA (23) ライプチヒ保険フォーラム (211) IER (213) Rabl (213) Lévêque (213) and D'haeseleer (213) フランス会計検査院 (214) 事故リスク対応費用 Torfs (21) OECD/NEA (23) NewExt (24) ライプチヒ保険フォーラム (211) IER (213) 実測値から推定される事故発生頻度 (95% 信頼区間 ) 1,5 炉年に1 度 16, 炉年に3 度 1E-8 1E-7 1E-6 1E-5 1E-4 1E-3 1E-2 1E-1 1E+ 回 / 炉年点線 : 発電コスト検証ワーキンググループ相当点線 : 発電コスト検証ワーキンググループ Rabl (213) Lévêque (213) and D'haeseleer (213) フランス会計検査院 (214) 1E-5 1E-4 1E-3 1E-2 1E-1 1E+ 1E+1 1E+2 1E+3 1E+4 ユーロセント /kwh 37

38 廃止措置に係る費用コスト等検証委員会の評価原子炉の廃炉 ( 廃止措置 ) に伴う費用は電気事業者が毎年当該施設からの発電電力量に応じて原子力発電施設解体引当金として積み立てている ( 平成元年より電気料金算定上の料金原価に算入 ) ここでの評価に基づき発電コスト検証ワーキンググループでは廃止措置に伴う費用を 716 億円 / 基と評価発電単価への寄与は.1 円 /kwh 諸外国での廃炉費用の評価例 OECDによる評価廃止措置費用 = 建設費 ( オーバーナイトコスト ) の15% と想定 4,2 億円の原子炉に対しては 63 億円 / 基程度との想定米国既に運転を停止した23 基の原子炉のうち既に1 基が廃止措置を完了費用も確定済み仏国 214 年の会計検査院レポートにおいて現在運転中の原子炉 58 基の廃止措置費用を 192 億ユーロ (2.7 兆円 ) と想定 1 基当りにすると約 46 億円 / 基 ) 英国閉鎖済みの MAGNOX 炉について今後 21 年頃までに廃止措置を行う予定見積もられている費用は 21 基で 81.9 億ポンド (1.4 兆円 ) 1 基あたり 671 億円 / 基程度但しこれは 2.2% の割引率によって現在価値に換算された金額であり上記の各国の見積額とは性質が異なる 38

39 廃止措置に係る費用 : 米国の実績例米国 Maine Yankee( メインヤンキー ) 原子力発電所の廃止措置 Maine Yankee 原子力発電所は 1972 年から 1996 年まで平均費用 2.5 セント /kwh で電力を供給 1997 年に経済性を理由に閉鎖以後 8 年の間にほぼ廃止措置プロジェクトを達成要した費用は約 5 億 6,8 万ドル ( 約 58 億円 ) 廃止措置完了後の跡地運転中の Maine Yankee 発電所 ( 出所 ) 経済産業省資料 39

40 再処理に係る費用コスト等検証委員会では再処理等については六ヶ所村施設の操業廃止費用等を 11.7 兆円と評価これを用いて発電コストへの寄与を.46 円 /kwh 程度 ( 現状モデル割引率 3%) と試算仮に今後再処理施設操業が 5 年遅延し施設の建て直しに相当する 3 兆円程度の追加コストがかかったと想定した場合でも再処理等の費用は.68 円 /kwh 程度従って六ヶ所再処理工場建設計画の遅延等の影響は限定的 ( 出所 ) 原子力委員会資料 4

41 再処理に係る費用 : 海外の試算例 AFCI (29) MIT (211) Rot hwel l (211) Harvard (23) 21 年米セント /kwh NEA (213) 25TWh/ yr 4TWh/ yr 8TWh/ yr Once-through Twice-through Adv. Recycling 海外の試算例でも再処理を行うケースは直接処分ケースに比べて高額となる但し原子力発電コスト全体に占める比率は大きくはない 41

42 まとめ発電コスト検証ワーキンググループは前回試算 (211 年 ) に対し方法論から見直しを行うとともに最新のデータを反映させることにより更に広い範囲にわたってより正確な評価を行うことを試みたものそれにもかかわらず未だ検討を要する課題は多い例えば政策経費の考え方 FIT の追加負担分の評価方法原子力に係る事故リスク対応費用系統安定化費用など但し原子力発電の経済性は個別の費用項目よりもむしろ資金調達環境 ( 割引率 ) に依存するこのためもし今後電力自由化状況の中で長期にわたる原子力発電の維持継続を目指すならば政府の主体的な取り組みが必要となる再生可能エネルギー発電特に太陽光発電と風力発電のコストは世界的には急速な低下を示しているが国内ではまだ高い状況にある今後のコスト低下の動向を見極めることが不可欠であるとともに系統安定化費用に関する分析をより強化する必要がある 42

43 [ 参考資料 ] 43

44 原子力発電単価の推移 (9 社平均 ) 発電コスト, 円 /kwh 設備利用率, % 9 ( 設備利用率 ) 廃炉コストバックエンドコスト運転管理コスト燃料コスト資本コスト ( 利息以外 ) 資本コスト ( 利息 ) 設備利用率 ( 右軸 ) 発電コスト ( 実質 ) 原子力発電コストは 6~1 円 /kwh 程度で概ね安定的に推移設備利用率に対して負の相関をもっていることが読み取れる資本コスト特にその利息部分の低減に伴い発電コストは低下を続けていた但し 2 年以降は資本コストの低下は落ち着く一方で運転管理コストやバックエンドコストが上昇設備利用率の低下もあり発電単価は上昇傾向に 211 年度には設備利用率の低下により発電単価は大きく上昇 44

45 火力発電単価の推移 (9 社平均 ) 発電コスト, 円 /kwh ( 原油輸入価格 ) 原油輸入価格, 円 /kl 6, 5, 廃炉コストバックエンドコスト運転管理コスト , 3, 2, 1, 燃料コスト資本コスト ( 利息以外 ) 資本コスト ( 利息 ) 原油輸入価格 ( 名目 ) 発電コスト ( 実質 ) 火力発電単価は原油輸入 CIF 価格に直結して大きく変動 198 年代前半と 25 年以降の原油価格高騰時に大幅に上昇している発電単価が最も上昇した 1982 年度には 17.9 円 /kwh に燃料多様化の努力に伴い 25 年以降の原油価格高騰時の発電単価上昇は 198 年代ほど大きくはないそれでも 28 年及び 211 年には 12 円 /kwh を超える水準まで上昇している 45

46 水力発電コストの推移 (9 社平均 ) 発電コスト, 円 /kwh 廃炉コストバックエンドコスト運転管理コスト燃料コスト資本コスト ( 利息以外 ) 資本コスト ( 利息 ) 発電コスト ( 実質 ) 水力発電設備はかなりの部分が既に減価償却済みであるためその発電単価は火力原子力に比べて安価全体を平均して発電コストに占める資本コストの比率が59% と他電源に比して高いことが特徴このため発電単価の変動は新規建設の影響を大きく受ける大規模揚水発電所が相次いで運転開始した1974 年度には 11.1 円 /kwhまで上昇 46

47 平均発電コストの推移 (9 社 ) 発電コスト, 円 /kwh 廃炉コストバックエンドコスト運転管理コスト燃料コスト資本コスト発電コスト ( 実質 ) 全電源平均の発電単価は安定時には 8 円 /kwh 程度で推移但し原油価格が高騰した 198 年代前半や 25 年以降には発電コストの上昇が見られる 25 年以降の原油価格高騰時には電源分散化の努力により 198 年代に比べ発電単価の上昇は抑制されていたしかし 211 年度には原子力の設備利用率低下の影響もあり 11.8 円 /kwh まで上昇 212 年度には後述の通り 13.5 円 /kwh となっており結局 198 年代前半と同等の水準にまで急上昇している 47

48 原子力発電の資本コストにおける金利の影響有利子負債残高 (1 兆円 ) 支払利息( 兆円 ) 3.5 橙線 : 3. 長期プライムレート ( 右軸 ) 有利子負債残高 (9 社計 : 名目 ) 12% 1% 青線 : 支払利息有利子負債残高 ( 右軸 ) 8% 6% 1..5 支払利息 (9 社計 : 名目 ) 4% 2% 電気事業者が利息を支払う際の実質的な金利 ( 図中青線 ) は長期プライムレート ( 橙線 ) とともに 198 年代までは高い水準にあったが 9 年代以降急速に低下これに伴い原子力発電コストは 198 年代から 2 年代にかけて大きく低減したこの金利の影響を評価するため仮に現状程度の安い金利が過去継続していたと仮定して 197~ 211 年の原子力発電の平均コストを試算すると前頁に示す 7. 円 /kwh よりも.5 円 /kwh ほど安価となる今後以前のような高い金利水準は想定しにくい一方で電気事業者の資金調達環境はこれまでに比べ悪化する可能性がある原子力発電の経済性が金利によって大きく左右されるという点については特別な注意が必要 48 %

49 評価例 1:OECD/NEA による評価例 (23) ( 出所 )OECD/NEA, Nuclear Electricity Generation: What Are the External Costs?, (23). OECD/NEA(23) では発電に係る各種の外部コストを評価その中で事故リスクコストについては以下の通り試算事故発生確率 (1, 炉年に1 度 ).19( 大規模放出に至る確率 ) 事故直接被害額 (17 億ユーロ ) 経済影響への補正 (1.25) リスクプレミアム (2) 1 基の年間発電量 (7 TWh) 49 =.12ユーロ /kwh

50 評価例 2: ライプチヒ保険フォーラム (211) (1) ドイツのシンクタンクライプチヒ保険フォーラム (211) は Calculating a risk-appropriate insurance pemium to cover third-party liability risks that result from operation of nuclear power plants と題するレポートにおいて同国の原子力発電に伴う保険料を計算現行の制度は原子力発電のリスクの一部しかカバーできておらずそれ以外の部分は暗黙裡において国民負担となっていると評価 1. 事故被害額事故被害額につき一回の事故あたり 5.9 兆ユーロと試算癌の影響が大半を占める 2. 事故発生確率単位 : 十億ユーロ平均被害額加重被害額癌 ( 致死 ) 1,679 4,44 癌 ( 非致死 ) 遺伝子損傷避難区域のGDP ロス食品への影響避難に係る費用 2 2 合計 2,528 5,98 テロによる攻撃や人的過誤コンピュータウィルス等の要因を考慮して事故発生確率を評価但し次頁に述べる事故リスク単価の計算に際しては評価した事故発生確率を用いていない 5

51 評価例 2: ライプチヒ保険フォーラム (211) (2) 3. プレミアム分の評価 5.9 兆ユーロ ( 最悪ケース ) の事故被害額に対し低確率高被害額であることのプレミアム分 (.19 兆ユーロ ) を加算合計 6.9 兆ユーロと評価 4. 事故被害に対する積立額の計算仮に事故の発生確率を 1/1 としても事故が起きるのが 1 年後であるとは限らない割引率を 2% とした場合積立期間 (A) に応じて単年の積立額は右記 (B) の通りとなる 5. 事故リスク単価の評価発電単価への上乗せ分としての事故リスクコストの計算方法は以下の通り事故リスク単価 [ ユーロ /kwh] = 単年積立額 [ ユーロ ] 単年原子力発電量 [kwh] プール数例えば積立期間を 1 年とした場合ドイツ全体を一つのプールとして積立てる場合には 195 億ユーロ 1,4 億 kwh で.14 ユーロ /kwh 積立期間 1 年では 3.96 ユーロ /kwh 17 基独立にプールする場合には事故リスク単価はその 17 倍 51

52 評価例 3: フランス会計検査院 (212, 214) フランス会計検査院 (Cour des comptes) は原子力発電に係るコストを評価した報告書 The costs of nuclear power sector (212) 及び Le cout de production d l electricite 1. nucleaire 事故被害額 actualisation 214 の中で事故リスクコストについて言及放射線防護原子力安全研究所(IRSN) による評価事例をもとに過酷事故の被害額を 1,2 億ユーロと想定 2. 事故リスク単価の評価 4 年間で上記の 1,2 億ユーロを積立てると想定利率は 5% 年間の積立額は 9.9 億ユーロフランスの年間発電量で除すると.24 ユーロセント /kwh となるサイト関連コスト過酷事故重大事故復旧コスト 5 5 リプレースコスト 6 9 その他 - - 合計 1 15 汚染地域コスト立入禁止区域 - 13 放射線管理区域合計オフサイト放射線関連コスト緊急時対応 - 3 公衆衛生 - 1 精神的影響 17 農業生産物の損失 9 14 移転費用 1 合計 9 54 イメージコスト仏 IRSN による事故被害額評価例 (213 ) 単位 : 億ユーロ農業生産品への需要低下 13 6 観光への影響その他製品の輸出影響合計 5 1,8 電力系統への影響合計 1,2 4,5 52

53 [ 参考 ] 各種団体等による評価例 53

54 [ 参考 ] 自然エネルギー財団による発電コスト評価例 18 円 /kwh ~.5 7.+α コスト等検証委員会 (35 万円 /kw) 1.9 実績値 ( エネ研試算 ) 自然エネルギー財団 (5 万円 /kw) 自然エネルギー財団 (7 万円 /kw) 事故リスクコスト政策コスト廃炉コスト運転維持コスト核燃料サイクルコスト資本コスト ( 出所 ) コスト等検証委員会 (211) 自然エネルギー財団エネルギー基本計画への提言 ( 平成 25 年 12 月 ) 及び当所試算自然エネルギー財団はコスト等検証委員会試算に対し欧米での近年の建設費上昇福島事故後の安全対策強化などを考慮して原子力の建設単価を5 万円 /kw 7 万円 /kwに増やして原子力発電単価を試算但し上記とは別途更に安全対策費用として194 億円 / 基 495 億円 / 基と追加的に計上なおこれらの数字の根拠については必ずしも明確に記されていない更に建設単価上昇分に比例して運転維持コストも上昇するものと想定日本の過去の実績値からみて明らかに大きい建設コスト上昇を見込む理由と運転維持コストの増大との関連について再検証が必要と思われる核燃料サイクルコストについては第二再処理工場にかかるコストの増加を追加的に想定し 1.4 円 /kwh 2.1 円 /kwh と増額実際にはコスト等検証委員会試算には第二再処理工場のコストも既に織り込まれている政策経費としては緊急時計画区域の拡大による交付金増額を適用 ( その妥当性については後述の日経センター参照 ) 事故被害額については日本経済研究センターを引用し2 兆円と想定追加的安全対策を見込むにもかかわらず 54 安全性の向上 ( 事故発生確率の低減 ) を見込んでおらず試算自体方法に再考が必要

55 [ 参考 ] 大島 (21) による試算方法発電単価 : 各社の有価証券報告書をもとに供給約款料金算定要領に準じて試算発電単価 = 営業費用 +( 電気事業固定資産 etc.) 報酬率発電電力量 ( 送電端 ) 開発単価 : 電源開発促進対策特別会計 ( 電源特会 ) 及び一般会計 ( 科学技術新興費エネルギー対策費 ) のうち原子力火力水力に係るものを全て計上その合計値を 9 電力合計の発電電力量で割る [197~27 平均 ] 原子力 1.64 円火力.2 円水力.12 円原子力 + 揚水 1.68 円立地単価 : 電源立地対策費の合計値を 9 電力の発電電力量で割る [197~27 平均 ] 原子力.41 円火力.8 円水力.6 円原子力 + 揚水.42 円 55

56 [ 参考 ] 大島 (21) による発電単価試算結果 2 円 /kwh 実線 : 当所試算点線 : 大島 (21) 18 火力原子力水力大島 (21) は発電コストに支払利息を含める代りに事業報酬を推定した値を加算全般的にコストを高めに評価するが特に発電量に比して核燃料資産等を多く有していた 198 年代以前の原子力単価を高く評価する傾向あり大島の試算では 197~27 年度の名目発電単価をそのまま加重平均その意味するところは不明発電コストとは発電を行う主体が発電のために要したコストを意味するものでありそれ以外の事業報酬等を加算するのは誤り少なくとも発電コストは安価であったが電気事業に係る制度のためにそれ以上の負担が国民に課されていたと述べるべき 56

57 [ 参考 ] 原子力を早期廃止した場合にかかるコスト仮に原子力発電を直ちに停止し以後発電所維持等の費用を一切かけないとした場合以下の (A) と (B) の差が正味のコスト増となる (A) コスト : 化石燃料の購入額増加燃料構成や化石燃料価格為替レート火力発電効率等の変化に応じて 2~4 兆円 / 年程度の費用増 ( 年度の実績レベルでは 3.6 兆円 / 年 ) 化石燃料の購入増加は日本にとって純粋な国富の流出であることに注意する必要あり (B) ベネフィット : 原子力発電の継続に係る費用の節約原子力発電所の操業等に係る費用運転管理費や核燃料サイクル関連費用廃炉費用放射性廃棄物処分費用等の追加分 (H23 年度実績ベースで合計 1.2 兆円 / 年 ) 立地対策研究開発等に係る費用実績ベース ( コスト等検証委員会 ) では.3 兆円 / 年原子力発電を全廃した場合にも必要な原子力関連費用原子力発電の資本費用 ( 減価償却費等 ) H23 年度実績ベースで.5 兆円 / 年廃炉費用の未積立分全社計で 1 兆円超と推計されるその他バックエンド費用等実際には仮に即時廃止したとしても操業や立地研究に係る費用をすぐに全廃はできない上に電力会社の経営悪化や電気料金値上げに伴う混乱社会的損失も決して無視できない 57

58 [ 参考 ] 脱原子力によるコストとベネフィット兆円 / 年大島 (211) コスト火力発電への代替大島 (211) 実績値より推計ベネフィットコスト等検証委より推計立地対策研究開発等高レベル放射性廃棄物処分再処理原子力運転費用等再生可能増加火力増加 ( 出所 ) 大島堅一原発のコスト岩波新書 (211) 及び当所試算大島 (211) は今後 15 年間の脱原発のコストとベネフィットを概算特に再処理費用が高く評価されており全量再処理を実施する場合にのみ原子力は高価であることを主張する試算結果と理解される再処理については六ヶ所再処理工場及び第二再処理工場のコストを合計して 15 年で除し年間の費用としている実際には再処理工場は 15 年間のみ稼働するものではない一方もし今後 15 年間にかかり得る費用を単純に合計するのであれば第二再処理工場の費用は計上されないはず一方で火力の燃料増加は 15% の節電分を控除して計算実際には脱原発の如何にかかわらず省エネルギーの努力は続けるべきであり脱原発のオプションとその可否を考える際に一方にのみ節電を想定すべきではない仮に脱原発のコストとして23 年に向けた火力効率向上や輸入天然ガス価格低減を想定ベネフィットとして実績値もしくはコスト等検証委員会に準じて推計すると上図の通りとなる化石燃料の輸入は再生可能エネルギーや原子力のコストとは異なり純粋な国富流出である点にも注意が必要 58

59 [ 参考 ] 脱原発の費用試算例 ( 出所 ) 日本経済研究センター原発を残すには - 事故対応費用の明示官民の事業団へ一本化を ( 平成 25 年 1 月 9 日 ) 日本経済研究センターは原子力継続 / 脱原子力の2つのケースについて 25 年までの累積費用総額をそれぞれ12 兆円 /9 兆円と評価但しCO 2 削減目標を高く設定すれば高い保険料を支払っても原子力維持が望ましくなるとも述べられているこの試算においては図 1-1に示される通り原子力継続ケースで電源立地交付金が非常に高く設定されていることが大きな特徴防護地域が3kmに拡大されたことに伴い交付金が 6.7 倍に増加するものと想定実際には立地交付金は防護地域の範囲によって定められるわけではなく 3km 範囲の緊急時防護措置準備区域 (UPZ) の考え方が導入された後も交付金制度は変更されていない平成 21 年度の電源立地地域対策交付金予算額 1,117 億円のうち周辺自治体への交付分 ( 原子力発電施設等周辺地域交付金相当部分 ) は 33 億円のみ 4 年間の累積では 1.2 兆円程度であるが仮にこれが数倍に増加したとしても日本経済研究センター試算の 5 兆円規模には達しない資源エネルギー庁電源立地制度の概要地域の夢を大きく育てる 59

60 [ 参考 ] 廃炉による発電コスト上昇の試算例 25 円 /kwh 割引率 1% で計算 2 社会的費用 21. 燃料費運転維持費 1 8.9~ 9.1 LNG 火力 1.7 円 /kwh 石炭火力 9.4 円 /kwh 5 資本費通常の原子力発電コスト ( コスト等検証委員会 ) 川内 1 号機 (1 年間のみ運転 ) 東海第二 (5 年間のみ運転 ) 金子教授試算東海第二 (5 年間のみ運転敦賀発電所を廃炉とした場合 ) ( 出所 ) 金子勝原発は火力より高い岩波ブックレット No.88 (213) 金子 (213) はコスト等検証委員会の試算シートを用い既存の各原子炉につき残存簿価廃炉費用と安全対策費用を考慮し厳密な 4 年間運転を想定更に社会的コスト等を積み増して今後の発電コストを試算更に今後一部の原子炉が廃炉となりその残存簿価廃炉費用安全対策費用等が同一電力会社内の他の原子炉に転嫁されたと仮定した場合のコストを算出減価償却の済んでいない資産や廃炉費用等は今後原子力発電を継続するにせよ停止するにせよ必要となる費用となるものであり金子教授はこれを不良債権と呼称社会的費用の評価や安全対策費用の評価等に若干の疑念はあるものの金子教授の試算は概ね原子力発電所の稼働再開や一部の炉の運転期間延長をしない限り国民に大きな負担がかかることを示しているものと理解される 6

試算の概要 (1) 電源別の発電コスト推計方法にはモデルプラントによる方法と有価証券報告書による方法がある有価証券報告書による方法では償却の済んだ発電設備のコストを評価できないなどの方法上の問題があるこのため日本においては特に水力発電についてコストを大幅に過小評価することとなる一方で実

試算の概要 (1) 電源別の発電コスト推計方法にはモデルプラントによる方法と有価証券報告書による方法がある有価証券報告書による方法では償却の済んだ発電設備のコストを評価できないなどの方法上の問題があるこのため日本においては特に水力発電についてコストを大幅に過小評価することとなる一方で実第 35 回原子力委員会資料第 3-1 号平成 3 年 9 月 13 日原子力委員会定例会有価証券報告書を用いた火力原子力発電のコスト評価財団法人日本エネルギー経済研究所 1 試算の概要 (1) 電源別の発電コスト推計方法にはモデルプラントによる方法と有価証券報告書による方法がある有価証券報告書による方法では償却の済んだ発電設備のコストを評価できないなどの方法上の問題があるこのため