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2030年の日本の電源構成見通し：より多

くのガスと太陽光発電の導入は可能

2015年 6月 1日、日本政府は長期エネルギー需給見通し（案）を公開した。

政府案とブルームバーグ・ニュー・エナジー・ファイナンスが分析した長期予

測の間には、複数の重要な違いがある。弊社は、再生可能エネルギーとガス火

力発電の果たす役割はより大きく、逆に原子力発電と石炭火力の役割はより小

さくなると考えている。本レポートは、両者の差異とその背景にある理由につ

いて詳しく述べている。

• 原子力: 日本政府は、2030年の電力供給量のうち、原子力発電が占める割合を 20%から

22%（213-234TWh）と予測している。そのためには少なくとも 38GW の発電容量が必要に

なるであろう。弊社の分析によれば、最も楽観的なシナリオでさえ、2030年に運転可能な

発電容量は 26GWのみである。原子炉の運転期間制限年数 40年を延長する場合に発生する

コストや追加的に発生する規制の重荷を考慮すると、現在の政策に大幅な変更がない限り、

2030年時点の電力供給量に占める原子力発電の割合は、10％にも満たないであろう。

• 火力発電: 政府は、2030年の電力供給量のうち、火力発電が占める割合を、2013年時点の

87%を大幅に下回る 56％と予測している。一方、弊社の分析における火力発電の割合は、

65%である。両者の最も大きな違いは、ガス火力発電の役割である。政府の予測では、石炭

火力発電とガス火力発電の割合をそれぞれ 26%、27%とし、石油火力発電に関しては 3%と

している。弊社の予測では、石炭火力発電が占める割合を 23％、ガス火力発電を 42％、そ

して石油火力発電を 0％としている。

• 再生可能エネルギー: 政府による再生可能エネルギーに関する予測は、固定価格買取制度の

ような政府支援メカニズムがなければ、再生可能エネルギープロジェクトは経済的に成り立

たないという暗黙の仮定に基づいている。結果として、2030年に太陽光発電が電力供給量

に占める割合を 7%と予測している。一方、弊社は、太陽光発電の占める割合が 12％に達す

ると予測している。

• 二酸化炭素排出削減量: 政府による予測では、2013年を基準とした 2030年時点の二酸化炭

素排出削減量は、全セクターを通じて 26％としている。弊社は、2030年の電源構成予測に

基づき、2030年時点の二酸化炭素排出削減量を 28％と予測する（予測は電力セクターのみ

が対象）。つまり、政府及び弊社の見通しにおける削減量の値は、ほぼ等しい可能性があ

る。ただし、弊社の削減量の予測はより高い再生可能エネルギーとガス火力発電の占める割

合に起因し、政府の予測はより野心的な原子力発電の発電量の目標を達成することに由来し

ている。

• 弊社の見解: 弊社のエネルギー長期見通しは、現在の政策、市場動向、経済学に基づいてい

る。一方、政府による長期エネルギー需給見通しは、矛盾する政治的目標 – 政治的に優遇さ

れている石炭火力発電・原子力発電を守ることと同時に、より少ない二酸化炭素排出削減量

を達成すること – を調整する試みのように思われる。

ENERGY – JAPAN – WHITEPAPER

2015年 6月 2日

Contents 1. はじめに ............................2

2. 電源構成 ............................2

3. 2030年の新設発電所の発

電コスト ............................5

4. 電力需要見通し .................7

5. 結論 ...................................7

APPENDICES .........................9

Ali Izadi-Najafabadi

+81 3 3201 3586

[email protected]




2015年 6月 2日

1. はじめに

2011年 3月 11日の東日本大震災以前、日本政府は、安価かつ安定的な電力供給を確保すると同

時に、電力セクターにおける二酸化炭素排出量を削減することを目的として、原子力発電の占め

る割合を、2010年の 30%から 2030年までに 50％に引き上げることを計画していた。それ以

降、原子力発電に対する国民の警戒感、上昇を続ける電気料金に対する産業界の懸念、そして再

生可能エネルギーと電力システム改革に対する電力会社の慎重姿勢を背景に、政府の長期エネル

ギー需給見通しは流動的であった。また、2013年末に民主党から自民党への政権交代が行われ

たことに伴い、長期エネルギービジョンのとりまとめに更なる遅れが生じた。

震災後に発表された「エネルギー基本計画」（2014年 4月 11日、閣議決定）には、具体的な数

値目標が全く含まれていなかった。それどころか、自民党政権による原子力発電及び石炭火力発

電に対する支援に沿うような形で、両電源はベースロードとして扱われている。再生可能エネル

ギー（水力を含む）の役割に関しては、同基本計画の脚注で、前回のエネルギー基本計画で掲げ

られた発電電力量に占める再生可能エネルギー等の割合目標として掲げられた 13.5%（2020

年）、約 20%（2030年）に触れながら、「これまでのエネルギー基本計画を踏まえて示した水

準をさらに上回る水準の導入を目指す」としている。

自民党政権は、新設された原子力規制委員会が、原子力発電所の再稼働を先導すると自信を持っ

ていたため、電源構成に関する長期見通しを作成することを念頭に、今年 1月、経済産業省資源

エネルギー庁の「長期エネルギー需給見通し小委員会」の招集を開始した。長期見通し（案）の

取りまとめの期限は、明確に設定されてはいなかった。しかし、同委員会のゴールは、年末にフ

ランス・パリで開催予定の COP21交渉の準備に向け、今年 6月にドイツ・ボンで開催される気

候変動会議で、排出削減量目標 - 国連の INDC（各国が自主的に決定する約束草案）- の提出に間

に合わせることであった。4月 28日、同委員会は 2030年までの「長期エネルギー需給見通し

骨子（案）」を、6月 1日に「長期エネルギー需給見通し（案）」を公開した。

長期エネルギー需給見通し（案）は、矛盾する政治的目標 – 政治的に優遇されている石炭火力発

電・原子力発電を守ることと同時に、より少ない二酸化炭素排出削減量を達成すること – を調整

する試みのように思われる。しかしながら、弊社は、同見通し（案）で述べられている論拠と、

現在の市場動向及び政策との間に矛盾があると考えている。本レポートでは、同見通し（案）に

おける主要な問題について解説をする。

2. 電源構成

電源構成の予測に関する弊社と政府のアプローチは、根本的に異なっている。政府は全ての既存

原発の再稼動と他の技術、現在計画中のプロジェクトの稼動を前提としているように見える。さ

らに、電源コストを 2013年の 9.7兆円から 2030年に 9.4兆円に引き下げるとしている。弊社の

試算では、まず電力需要を予測した後、既存電源構成（原子力、火力、再生可能エネルギー）が

規制や経済環境の下でどのようになるかを予測している。次に既に発表されている計画中のプロ

ジェクトと未発表のプロジェクトの経済性を考慮して、供給不足が生じないかを検証している。

https://www.bnef.com/Insight/9601




2015年 6月 2日

2.1. 原子力発電

日本政府は、2030年の電力供給量のうち、原子力発電の占める割合を 20%から 22%（213-

234TWh）と予測している。そのためには 37.4GW から 41.1 GW の発電容量が必要になるであ

ろう。弊社の分析によると、最も楽観的なシナリオ（Figure 2）を取ったとしても、さらに

11.9GW から 15.6GW の発電容量が必要となるであろう。したがって、日本政府は少なくとも

13基の原子炉の運転期間制限年数 40年を延長しなければならないこととなる。13基は以下の通

りである。北海道電力泊原子力発電所 1号機、東北電力女川原子力発電所 1号機、東京電力柏崎

刈羽原子力発電所 1号機、2号機と 5号機、中部電力浜岡原子力発電所 3号機、関西電力高浜原

子力発電所 3号機と 4号機、中国電力島根原子力発電所 2号機、四国電力伊方原子力発電所 2号

機、そして九州電力玄海原子力発電所 2号機、川内原子力発電所 1号機と 2号機である。しかし

ながら、これら全ての原子炉の運転期間の延長は福島の事故以来続く国民の反原発の機運からと

ても難しいであろう。また、経済的にも、全ての安全基準を満たし、延長のための安全審査の許

可を得るためには膨大な追加的コストがかかるであろう。また、新しい原子力発電所の建設も視

野に入るかもしれない。しかしながら、政府の公式見解では、原発の新増設は行わない方向であ

る。原子力発電の予測シナリオに関する詳細は、アペンディクスを参照。

Figure 2: ブルームバーグ・ニューエナジーファイナンスの原子力発電容量と発電量の予測

GW TWh

Source: Bloomberg New Energy Finance, Japan’s Ministry of Economy Trade and Industry

2.2. 火力発電

政府は 2030年の電力供給のうち、火力発電が占める割合を、2013年時点の 87％を大幅に下回

る 56％と予測している。一方、弊社の分析における火力発電の割合は 65％である。両者の最も

大きな違いは、ガス火力発電の役割である。政府の予測では、石炭火力発電とガス火力発電の割

合をそれぞれ 26％、27％とし、石油火力発電に関しては 3％としている。弊社の予測では、石炭

火力発電が占める割合を 23％、ガス火力発電を 42％、そして石油火力発電を 0％としている。

政府はその説明として、発電効率の良い石炭火力発電技術、例えば、超々臨界圧などを採用する

0

50

100

150

200

250

300

0

10

20

30

40

50

60

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

発電容量 -悲観的シナリオ発電容量 - ベースシナリオ発電容量 -楽観的シナリオ

発電供給量 -悲観的シナリオ発電供給量 -ベースシナリオ発電供給量 -楽観的シナリオ

政府の2030年容量予測

Figure 1: 発電量における原

子力発電の占める割合の比較

(%)

Source: Bloomberg New Energy

Finance, Japan’s Ministry of

Economy, Trade and Industry

2%21%

9%

2013 2030 政府 2030 BNEF




2015年 6月 2日

ことに言及している。一方、弊社は、現存する電力会社の発電資産と計画中のプロジェクト、特

に太陽光発電など出力不安定な再生可能エネルギーの増加に対し、ガスタービンが必要となるこ

とから、今後ガス火力発電がより大きな役割を担う、と考えている。

Figure 3: 発電電力量における再生可能エネルギーの割合の比較

(%）

Figure 4: 発電電力量における火力発電の割合 (%）

Source: Bloomberg New Energy Finance, Ministry of Economy, Trade and Industry

2.3. 再生可能エネルギー

日本政府は、固定価格買取制度がない場合には再生可能エネルギーは導入されない、という暗黙

の仮定を置いているように思われる。また、政府の再生可能エネルギーの導入量予測は、固定価

格買取制度において新たな設備認定量やその取り消しが有りうるにもかかわらず、主にこれまで

の設備認定量（風力の場合は、環境影響評価中のプロジェクトの容量）に基づいている。政府と

弊社の再生可能エネルギー導入量予測における最大の違いは、太陽光発電の予測にある。

太陽光

日本政府は、2030年までの太陽光発電導入量を 64GW – そのうち 9GW は住宅用、55GWは非

住宅用 – としている。64GWのうち 61GW は、導入済の 25GWと固定価格買取制度下の既存の

設備認定に基づいている。残りの 3GW は、政府が提示した将来の固定価格買取に伴う費用に基

づき算定された。既に、多くの国々においてインセンティブがなくとも屋根上太陽光発電が経済

的であるという事実にもかかわらず、政府の予測には、公的支援がなければ太陽光発電は導入さ

れないという暗黙の仮定が置かれている。現在、日本の平均的な屋根上住宅用太陽光発電システ

ムの価格（Figure 5）は、ドイツやオーストラリアのそれを 50%以上上回っている。両国の市場

では、固定価格買取制度のような支援が減らされたことに伴い、すぐに太陽光発電システム価格

が低下した。今では、ドイツとオーストラリアの屋根上太陽光発電の発電コストは、電気料金に

対して十分な競争力がある。日本でも、新たに屋根上太陽光発電の増加を抑えるような規制が課

せられない限り、両国が経験した道を歩むことを否定する理由はないと考える。

弊社の分析では、太陽光発電の予測に際し、固定価格買取制度の設備認定の取り消しの可能性を

考慮している。また、電気料金の影響を直に受ける屋根上太陽光発電の経済性について、分析を

行っている。その結果として、日本では 2030年までに累積 95.3GW の太陽光発電が導入される

と予測している。そのうち、1MW 未満のプロジェクト（大部分が屋根上太陽光）が 82％を占め

ると考えている。

8.5% 9.0% 8%

7.0% 12%11.6%

23.0%26.1%

2013 2030 政府 2030 BNEF

地熱

風力

バイオマス

太陽光

水力

31% 26% 23%

41%

27%42%

14.6%

3.0%

86.8%

56.0%

65.0%

2013 2030 政府 2030 BNEF

石油

ガス

石炭

https://www.bnef.com/Insight/9971




2015年 6月 2日

Figure 5: 住宅用太陽光発電システムの平均価格, $/W (DC)

Source: Bloomberg New Energy Finance, Solarchoice, J-PEC, BSW-Solar

風力

2030年における、弊社の風力発電導入予測量（11.1GW）は、詳細部分は異なるものの、政府の

予測値（10GW）に非常に近い。政府は陸上風力発電の予測導入量を 9.18GW、洋上風力発電を

0.82GW と予測している。一方、弊社の予測値は、陸上風力発電が 8GW、洋上風力発電が

3.1GW である。政府の予測は、稼働済の 2.7GW と現在環境影響評価中の案件 5.2GWに基づい

ている。さらに、送電ネットワークの運用ルール整備と拡大に伴い、まだ発表されていない

2.1GW 分のプロジェクトが新たに加わると予測している。また、政府は洋上風力発電セクター

を手厚く支援する一方、導入量を低く見積もっており、これは驚きに値する。2014年、日本政

府は、洋上風力発電の固定買取価格を、世界で最も高い 36円/kWhに設定した。さらに、洋上風

力発電の技術開発に対し、2014年には 49億円、2015年に 79.3億円という非常に大きな額の公

的資金を投入した。また、政府による予測では、陸上風力発電事業者が掲げる最も重要な課題 -

他の発電技術と比べてはるかに厳しい環境影響評価プロセス – の解決について十分に議論がされ

ていない。現時点では、112.5MW 未満の石炭火力発電所を建設するほうが、同出力規模の風力

発電所を建設するよりも容易である。

3. 2030年の新設発電所の発電コスト

弊社が予測した 2030年の再生可能エネルギープロジェクトの平準化発電コスト（Levelised cost

of electricity: LCOE）は、政府の予測値よりも低い（Figure 6）。一方、火力発電では、ガス火力

は政府と弊社の予測が一致しているのに対し、石炭火力では弊社の予測発電コストは政府よりも

低い。

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

Q1 2008 Q1 2009 Q1 2010 Q1 2011 Q1 2012 Q1 2013 Q1 2014 Q1 2015

ドイツ日本中国製多結晶シリコンモジュールオーストラリア (3kW )




2015年 6月 2日

Figure 6: 2030年の新設発電所（1MW以上）に関する平準化発電コスト（LCOE）の比較

($/MWh)

Source: Bloomberg New Energy Finance, Ministry of Economy, Trade and Industry. Note: 2030年の政府の予

測値の円ドルレートは 1 ドル=105.24円。

石炭価格に関する政府と弊社の予測値は、それぞれ$129/t、$133/tと非常に近い。しかし、発電

コストの計算において、政府は超々臨界圧の適用を仮定しているように見られる一方、弊社の分

析では、現在までに発表されている新設石炭火力発電プロジェクトの大部分に、超臨界圧または

亜臨界圧が適用されると仮定している。現在、超々臨界圧の利用を義務付ける規制はない。ま

た、112.5MW 未満の石炭火力発電は環境影響評価の対象ではない。その結果、大部分の石炭火

力発電所には、より低コストの亜臨界圧が適用されると考えられる。

弊社は、日本に特化した原子力発電のコスト予測を有していない。政府による原子力発電コスト

の予測値は 8.8-10.1円/kWhであるが、これはこれまで日本に建設された中で、最も新しい原子

力発電所に基づいていると見られる。しかしながら、近年西洋諸国における原子力発電プロジェ

クト（例：英国のヒンクリー C （92.5ポンド/MWh、日本円にして 17.96円/kWh））の経験を

踏まえると、政府が算出した発電コストの範囲は現実的な値ではないと考えられる。

政府の太陽光発電のコスト予測では、同技術の経験曲線に基づいて設備コスト（太陽光発電モジ

ュール、インバーター）の低減が進むことを仮定している。しかし、建設コストは 2030年まで

に 85,000円/kW（10kW以上）（58,000/kW、10kW未満）と一定で推移すると仮定している。

この背景には、人件費の上昇と（経験の蓄積に伴う）効率化によるコスト低減とが相殺するとい

う理由がある。また、政府の太陽光発電のコスト計算では、資本コストの 5%を発電所の廃棄コ

ストとして計上している。一方、弊社の分析では、ドイツのような成熟市場の経験を踏まえ、経

験曲線に基づくコスト低減は、設備費のみならず人件費など、資本コスト全体に適用されると仮

定している。

0 50 100 150 200

政府

BNEF

政府

BNEF

政府

BNEF

政府

BNEF石炭

CC

GT

陸上風力

太陽光




2015年 6月 2日

4. 電力需要見通し

政府案は、2030年までに電力需要が 1,176TWhに増加すると予測している。これは年平均経済

成長率 1.7%に基づいており、2013年（967TWh）の電力需要と比べて 21%の増加である。しか

し、過去 15年間における日本の年平均 GDP成長率は 0.67%である。同案では高い経済成長を

仮定する背景が説明されていないが、日本銀行のインフレ目標率 2%を考慮し合致するよう試算

したように取れる。我々の需要分析では、世界銀行/IMFにより示された経済見通しを尊重し、名

目年平均経済成長率 1%を使用する。

Figure 7: 電力需要の予測 (TWh)

Source: Japan’s Ministry of Economy, Trade and Industry, Bloomberg New Energy Finance. Note*: 2030年の

政府の見通しにおける電力需要予測では、自家発電用と系統電力とが区別されていない。

スマートメーター、家庭やビルのエネルギーマネジメントシステムの利用、需要反応と住宅用燃

料電池コージェネシステムなどの技術開発を考慮すると、2030年における政府の需要予測は17%

減少して981TWhとなり、我々が予測する946TWh（産業用自家消費を除くと851TWh）に近づ

く。さらに政府の需要予測が2013年より1.5%上回るのに対し、弊社は2%下回ると予測する。政

府の予測では2030年に人口が2013年の1億2700万人から1億1700万人に減少するとしていること

から、弊社の予測も政府も楽観的な見通しになる可能性がある。

5. 結論

環境変化、例えば地政学的紛争に拠る天然ガスの価格高騰などが起こった結果、弊社の予測が現

実とならない可能性も十分にあるだろう。しかしながら、弊社は、第三者機関として、最大限に

利用可能なデータと市場環境に関する理解を踏まえ、将来予測を試みている。一方、政府の予測

は、今回の長期エネルギー需給見通し（案）のように、政治的な選好の影響を受ける可能性があ

る。経済産業省・資源エネルギー庁の下に置かれている小委員会のような組織には高位の行政官

がおり、規制当局の圧力があるため、現実的には政治的配慮の影響を受けずに長期見通しを作成

することには期待できないだろう。米国のエネルギー情報局のように、行政の高官や権力が一切

作用しない独立機関が分析を行うことにより、このような課題に取り組んでいる国々もある。将

来的に、日本においてもこのようなアプローチの選択を考慮することが、必要になるのではない

だろうか。

861.65 980.80850.72

196.10966.6

1,176.90

946.31

2013 2030 政府* 2030 BNEF

省エネ

自家発電

系統電力

http://www.eia.gov/




2015年 6月 2日

Table 1: 将来電源構成の比較

発電技術 2030 政府 2030 BNEF

石炭 26% 22.8%

ガス 27% 42.2%

石油 3% 0%

原子力 20 ~ 22 % 8.9%

水力 8.8 ~ 9.2 % 8.4%

地熱 1.0 ~ 1.1% 0.8%

バイオマス 3.7 ~ 4.6% 2.9%

風力 1.7% 2.4%

太陽光 7% 11.6%

再生可能エネルギー合計 22 ~ 24% 26.1%

ゼロ・エミッション電源合計 42 ~ 46% 35%

火力発電合計 54 ~ 58% 65%

Source: Bloomberg New Energy Finance, Japan’s Ministry of Economy Trade and Industry. Note: BNEF2030

の原子力発電の値は、弊社のベースシナリオの値に基づいている。




2015年 6月 2日

Appendices

Appendix A: 原子力発電所再稼働シナリオの詳細

弊社の原子力発電再稼働の新しい予測は以下の Table 2の通りである。予測は、各原子炉の状況

を調査した結果に基づいている。

• 悲観的シナリオ：今後 2年間で 12基の原子炉が再稼働することを見込む。2015年 8月と 9

月にそれぞれ再稼働が見込まれる九州電力川内原子力発電所 1号機と 2号機を含む。悲観シ

ナリオでは加圧水型(PWR)で再稼働の安全審査を受けている 12基の再稼働を予測する。前

述の九州電力川内原子力発電所 1号機と 2号機に加え、玄海原子力発電所 3号機と 4号機、

関西電力高浜原子力発電所 3号機と 4号機、大飯原子力発電所 3号機と 4号機、四国電力伊

方原子力発電所 3号機と、北海道電力の泊原子力発電所の 1から 3号機である。

• ベースシナリオ：26の原子炉（総発電容量 24.4GW）が今後 3年間で再稼働すると予測す

る。悲観シナリオの 12基に加え、下記の原子炉をベースシナリオでは含んでいる。

– 沸騰水型軽水炉(BWR)で、かつ再稼働の安全審査を受けている 6基（東京電力柏崎刈羽

原子力発電所 1号機、6号機と 7号機、中国電力島根原子力発電所 2号機、中部電力浜

岡原子力発電所 4号機、東北電力女川原子力発電所 2号機）。

– 安全審査の申請はまだ行われていないが、追加的な安全基準の建設がされている 5つの

原子炉。例えば、柏崎刈羽原子力発電所 5号機、浜岡原子力発電所 3号機と女川原子力

発電所 3号機である。

– 20年の運転延長申請をした関西電力高浜原子力発電所 1号機と 2号機、美浜原子力発電

所 3号機。

• 楽観的シナリオ：37の原子炉（総発電容量 36.5GW）が再稼働することを予測する。そのう

ち、2基はまだ建設中である。中国電力の島根原子力発電所 3号機（2011年 3月時点で

93.7％完成）と電源開発の大間原子力発電所（2021年 12月に完成予定）がそれにあたる。

さらに、このシナリオでは大飯原子力発電所の 1号機と 2号機にも 20年の運転延長が許可

されると見込んでいる。これは、いずれの原子炉も比較的発電容量が大きい（総発電容量

2.35GW）加圧水型であり、同じ大飯原子力発電所の他の原子炉が安全審査中であることが

理由としてあげられる。このシナリオでは以下の要因を除き、再稼働することを予想する。

– 1978年以前に建設（すなわち、4年以内に 40年の運転期間制限に達する）された 8つ

の原子炉。関西電力美浜原子力発電所 1号機と 2号機、中国電力島根原子力発電所 1号

機、四国電力伊方原子力発電所 1号機、九州電力玄海原子力発電所 1号機、そして日本

原子力発電敦賀 1号機と東海 2号機である。電力会社は、この 8基について高い安全基

準を満たすための追加的コストがかかることを懸念し、再稼働のための安全審査の申請

をしていない。高浜原子力発電所 1号機と 2号機、美浜原子力発電所 3号機（1974年、

1975年、1976年位それぞれ建設された）は例外であり、これらは 20年の延長申請と再

稼働の安全審査の申請中である。

– 福島県にある 4つの原子炉（東京電力福島第一原子力発電所 1号機から 4号機）。

– 活断層の危険性があると原子力規制委員会が指摘している地域にある 5つの原子炉（日

本原子力発電敦賀原子力発電所 2号機と、東北電力東通発電所 1号機と 2号機、東京電

力の東通発電所 1号機と 2号機）。




2015年 6月 2日

Table 2: 原子力発電所再稼働シナリオ

6. シナリオ 7. 原子炉

8.

9. タイプ 10. 予想再稼働年

(CY) 11. 現況

12. 発電容量(MW)

13. 40年運転

制限年

悲観的シ

ナリオ

九州- 川内 1、2 PWR Q3 2015 原子力規制委員会の全安全審査に合格し、地域住民の承

諾済み。1号機は 8月、2号機は 9月に再稼働予定。

890

890

2024

2025

関西-高浜 3,4 PWR Q1 2016 再稼働に向けた最初の安全審査に合格し、次のステップ

にあたる工事計画認可のための申請中。

870

870

2025

2025

四国- 伊方 3 PWR Q1 2016 最初の安全審査の許可は 6月中の見通し。2015年中の再

稼働を目指すが、地域住民の承諾はまだ得ていない。

890 2034

九州-玄海 3,4 PWR Q1 2016 再稼働に向けた安全基準の申請中。基準地震動想定が原

子力規制委員会に承認された。

1,180

1,180

2034

2037

関西- 大飯 3, 4 PWR Q3 2016 再稼働に向けた安全基準の申請中。基準地震動想定は承

認されたが、耐震補強にの必要性に関して検討中。

1,180

1,180

2031

2033

北海道-泊 1,2,3 PWR Q3 2016 Q1 2017,Q3 2016

安全審査の申請中かつ基準地震動想定も審査中。北電は

安全基準に関して今後 5倍の投資を行うことを決定。

579

579

912

2029

2031

2049

悲観的シナリオ総発電容量: 11.2GW (12 reactors)

ベースシ

ナリオ

(悲観的シ

ナリオを

含む)

東京電力- 柏崎刈羽 6,

7

BWR,

ABWR

H2 2016 安全審査の申請中. 地震・津波に関する調査は 10回以上

行われ、地質・地盤調査は最終段階にある。

1,356

1,356

2036

2037

中国- 島根 2 BWR H2 2016 ベントとその他の安全対策を審査中。 820 2029

九州- 玄海 2 PWR H2 2016 安全審査未申請だが、玄海 3、4号機後に再稼働の予測。 559 2021

四国- 伊方 2 PWR H1 2017 安全審査未申請だが、伊方 3号機後に再稼働の予測。 566 2022

東京電力-柏崎刈羽 1,5 BWR, ABWR

H1 2017 1号機は安全審査中。5号機は再稼働の安全審査申請はま

だ行われていないが、安全基準を強化するよう建設中。

1,100

1,100

2025

2030

関西- 高浜 1&2 PWR H1 2017 20年の運転延長申請と再稼働に向けた安全審査の申請

中。

826

826

2014+20

2015+20

関西 – 美浜 3 PWR H1 2017 Appendix B: 20年の運転延長と再稼働に向けた安全審査の申請中。活

断層でない可能性が高いと原子力規制委員会が評価。

826 2016+20

東北- 女川 2, 3 BWR H1, H2 2017 2号機が安全審査中。2015年中にベントが完成し、津波

対策のための耐震壁は 2016年 3月に完成予定。

825

825

2035

2042

中部- 浜岡 4 BWR 2017 安全審査中。2016年 9月追加の安全対策が完成予定。 1,137 2033

中部- 浜岡 3 BWR 2018 安全審査中。2017年 9月追加の安全対策が完成予定。 1,100 2027

ベースシナリオ総発電容量: 24.4GW (26 reactors)

楽観的シ

ナリオ

(悲観的と

ベースシ

ナリオを

含む)

北陸- 志賀 1,2 BWR

ABWR

2017 Appendix C: 2号機が安全審査中。いずれの原子炉も活断層の可能性

があり原子力規制委員会の調査中。

540

1,206

2033

2046

中国- 島根 3 ABWR 2017 (start) Appendix D: 2011年 4月時点で建設工事が 93.6％完成（これ以上の詳

細な情報は開示されていない）。

1,373 2057e

東北- 女川 1 BWR 2017 Appendix E: 津波対策用の高い耐震壁は 2016年 3月に完成予定。 524 2024

東京電力-柏崎刈羽2,3,4

BWR

2017 Appendix F: 東京電力はベントとその他の安全対策基準を検討中。 1,100

1,100

1,100

2030

2033

2034

関西- 大飯 1,2 PWR 2018 Appendix G: 関西電力が 20年の運転延長申請を行うことを予測する。 1,175

1,175

2019+20

2019+20

中部- 浜岡 5 ABWR 2019 Appendix H: 中部電力は追加的な安全対策基準の建設を検討中。 1,380 2045

電源開発- 大間 ABWR 2021 (start) Appendix I: 安全審査の申請中。安全強化策 2020年までに完成予定。 1,383 2061e

楽観的シナリオ総発電容量: 36.5GW (37 reactors)

Source: Nuclear Regulatory Authority, Bloomberg New Energy Finance. Note: ABWR、BWR、PWRは、それぞれ advanced

boiling water reactor、boiling water reactor、pressurised water reactorの略称である.




2015年 6月 2日

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2015年 6月 2日

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