イランのブーシェフル原子力発電所が唯一の稼動中の原子力発電所である[60]。おける原子力発電は1994年に開始されたばかりで、後発国といえる。%となっているが、今後の経済発展に伴う需要増に対応するため中国政府は相当数の原発建設を計画している[63]。行わず、常時一定の電力供給を専門としている。%を53基の原子力が担っていた[47]。%程度となっている[64]。2010年3月に営業運転期間が40年に達した敦賀発電所1号機をはじめ、長期運転を行う原子炉が増加する見込みであることから、これらの安全性の維持が課題となっている、と指摘された(2010年11月時点)[65]。関西電力の大飯発電所3号機・4号機の2基のみが稼動していたがその後停止し、長らくゼロ稼働状態が続いていた。1号機が震災後初めて原子力規制委員会の安全審査を経て再び起動し、9月10日に通常運転に復帰した[66]。福島第2原子力発電所の原発4基は2019年7月に東京電力により廃炉決定がなされた。廃炉には40年を要し廃炉費用は2800億円と見積もられている。「原子力発電所」を参照31ヶ国中上位15ヶ国を掲載。核燃料サイクルの概念図。「原子力撤廃」を参照ベルギーでは2003年1月に脱原子力法が成立し、2004年に7基あった原子炉を2025年までに全廃すると決めた[57]。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[77]。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。利用の維持・拡大を目指した動向は以下の通り。アメリカ合衆国アメリカでは、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[79]。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[45]。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[80]。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[81]、すでに100基中、半数以上の原子炉で認可が下りている[82]。60年を超えた運転延長も検討中である[83]。ロシアロシアでは、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[84]。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[85]。イギリス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。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[86]。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[87]。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[88]。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[89]、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[45]。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[90]。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[91]。して原子力新設の動きが進んでいる。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[92]。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。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[93]。インドインドでは、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。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[94]。(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[95]。80%が原子力であり[47]、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。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[96]。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。(UAE)[62]、トルコ[97]の他、サウジアラビア[98]、ヨルダン[99]、ポーランド[100]、カザフスタン[101]、ベトナム[102]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[103]。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[104][105]。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。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[107]。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、2010年現在は原型炉のもんじゅが試験を繰り返し行っていたが廃止が決定された。核燃料サイクル政策としてMOX燃料によるプルサーマル計画も進められている。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[108][109]。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。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。最近の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。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。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[111]。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[112]。案件は全く無くなった。原子力発電の利点として、以下の諸点が主張されている。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[113]。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[114][115]。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[116]。発電量あたりの単価が安く、優れた経済性をもつ[116]。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[117]。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[116]。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[118]。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[118]。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[116][119][120][121]。)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)[122]。資源量を「豊富」と評する意見もある[123]。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[124]。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[125]。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[126]。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[127][128]。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。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[129][130]。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[132]。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[134]。不破哲三は、次のように述べている[11]。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[11]。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[11]。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[135]。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[11]、「トイレなきマンション」と呼ばれることもある[136]。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[137]。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[138][136]。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[139]、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[140]。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[141][142]。この場合津波の被害を受ける可能性がある[143]。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[144]。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[145]。軍事目標としての脆弱性[146]。地殻中の天然ウラン資源量は有限であり、将来枯渇する[147]。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[148]。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[149]。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)。抽出には非常に高い技術と専用の設備が必要である[150]。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[151][152]。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[153]。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[154]。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[155]。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[156]。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。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[157]。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)[158]。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[159]。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[160]。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[153]。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[161]。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[162]、原子力関係の学科も減少傾向にある[163]需給に合わせた細かい出力の調整ができない[164]。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、電力消費地を遠く離れた「田舎」にしか建設できず、地域差別的な社会的倫理が問われる[要出典]。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[165][166][167]がある。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[169]。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[170]。諸試算編集エネルギー収支比編集この節の加筆が望まれています。原子力発電とその他の発電コスト試算編集この節の加筆が望まれています。(2015年10月)経済産業省による試算1編集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[171]。kWhあたりの発電コストは以下の通り[172][173][174]。経済産業省による試算2編集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。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。kWhあたりの発電コストを次のように試算した[177]。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。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[178]。\7.8政府機関による福島原発事故後の発電コスト試算編集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[179]。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[180]。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。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。20.1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[181]。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。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〜とされた。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。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12.5〜16.4円/kWhと評価された。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%(建設資金融資の利息に相当)[要出典]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[182][183]。23.6)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。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[117][184]。9.3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[185]。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[186]。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)。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。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[114]。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。原子炉においては、重水と区別するため、一般的な水は軽水と呼ばれる。同様に、廃熱のための施設は火力発電所でも必要となる。平和の目的に限り、安全の確保を旨として、民主的な運営の下に、自主的にこれを行うものとし、その成果を公開し、進んで国際協力に資するものとする。現在は沖縄電力を含めて10社となっている。沖縄電力は日本原子力発電に出資していない。参考:美浜発電所3号機2次系配管破損事故[44]。1982年5月20日。2011年10月18日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年12月8日閲覧。110002286572、2010年11月3日閲覧。2010年4月1日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年10月30日閲覧。2010年2月8日閲覧。2010年10月31日閲覧。2010年11月6日閲覧。2010年11月27日閲覧。2010年12月3日閲覧。2010年11月27日閲覧。2011年5月14日閲覧。2010年12月3日閲覧。2010年11月6日閲覧。2010年12月3日閲覧。2005年9月23日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年4月6日閲覧。2011年4月23日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年4月6日閲覧。2010年12月3日閲覧。2010年12月3日閲覧。2010年11月6日閲覧。2019年2月21日閲覧。2019年2月21日閲覧。2010年11月14日閲覧。2011年3月22日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年1月20日閲覧。2011年1月20日閲覧。2011年1月20日閲覧。2011年1月20日閲覧。2011年1月29日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年1月20日閲覧。2011年1月20日閲覧。2010年11月14日閲覧。2005年7月9日閲覧。2005年7月9日閲覧。2015年7月9日閲覧。2015年7月9日閲覧。2011年6月14日閲覧。2011年4月27日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年11月6日閲覧。2010年12月9日閲覧。2010年11月6日閲覧。978-4-86003-389-7。2010年11月3日閲覧。2011年3月26日閲覧。2011年3月26日閲覧。2015年9月24日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年3月26日閲覧。2011年8月10日閲覧。2015年10月11日閲覧。2010年11月3日閲覧。2014年12月20日閲覧。2015年10月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2012年9月1日閲覧。2014年12月20日閲覧。2019年2月9日閲覧。2010年12月14日閲覧。2010年12月10日閲覧。2018年4月28日閲覧。2018年4月30日閲覧。2011年8月14日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年11月14日閲覧。2010年11月14日閲覧。2011年3月26日閲覧。2011年3月24日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年3月26日閲覧。2014年12月20日閲覧。2010年12月28日閲覧。オリジナルの2010年11月23日時点におけるアーカイブ。2010年12月28日閲覧。2010年12月28日閲覧。2014年12月20日閲覧。2010年9月1日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年11月26日閲覧。オリジナルの2011年2月16日時点におけるアーカイブ。2011年1月17日閲覧。2015年9月20日閲覧。オリジナルの2010年1月23日時点におけるアーカイブ。2010年12月8日閲覧。オリジナルの2010年12月10日時点におけるアーカイブ。2010年12月8日閲覧。2010年12月2日閲覧。2011年6月13日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年12月20日閲覧。2014年11月30日閲覧。2014年11月30日閲覧。オリジナルの2014年3月1日時点におけるアーカイブ。2014年11月30日閲覧。2014年11月30日閲覧。2014年11月30日閲覧。オリジナルの2010年2月12日時点におけるアーカイブ。2010年2月9日閲覧。2014年11月30日閲覧。2010年6月23日閲覧。2014年11月30日閲覧。2014年11月23日閲覧。2011年3月22日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年12月11日閲覧。2015年11月28日閲覧。“経済産業省は...原子力発電の割合は...20~22%とした。...LNG(液化天然ガス)火力27%、石炭火力26%、石油火力3%とした。2015年11月28日閲覧。“...火力発電所の利用が増えたことにより、CO2の排出量が増えています。これらの改善が今後の重要な課題です。...それぞれの発電コストを改めて検証したうえで...エネルギーミックス...が、2015年7月16日に決定されました。2015年8月23日閲覧。“...運転延長にしても原子力規制委員会の審査次第であり、認められるかはわからない。...経産省案は...全部動かすような想定にしている。...「20~22%」というのは、単なる計算...にすぎない。2010年12月12日閲覧。2014年12月20日閲覧。2001年8月、2010年11月14日閲覧。2014年11月30日閲覧。2014年11月23日閲覧。2014年11月16日閲覧。2011年3月2日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年3月2日閲覧。2010年8月31日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年10月30日閲覧。2014年11月24日閲覧。2015年10月27日閲覧。“ウランは、カナダやオーストラリアなどの政情が安定した国から輸入しているので、安定した供給が期待できます。2014年11月23日閲覧。2014年12月20日閲覧。2010年10月30日閲覧。“...ウランは、石油と同様に海外からの輸入に依存しています。...特定地域への強い偏在がなく、...政情の安定した国々に分散しているため、資源確保の観点から供給安定性に優れています。2010年10月30日閲覧。2014年11月30日閲覧。“混合酸化物(MOX)燃料は、1963年...以来...欧州諸国を中心に過去40年にわたり利用されてきており、MOX燃料を軽水炉で利用するプルサーマルは、約5,290体の実績を有している。2014年11月30日閲覧。2014年11月30日閲覧。2010年10月30日閲覧。2014年11月30日閲覧。2010年7月29日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年10月30日閲覧。2013年8月19日閲覧。2013年9月19日閲覧。2015年1月2日閲覧。2015年1月2日閲覧。2015年1月2日閲覧。2015年1月2日閲覧。2011年6月23日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年10月30日閲覧。2014年12月24日閲覧。“我が国においても、これまで科学的知見が蓄積されている方法は地層処分。他方、その安全性に対し十分な信頼が得られていない。...地層処分に向けた取組を進める...際、以下の取組を並行的に進めることが必要。2011年3月3日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年10月30日閲覧。2015年9月19日閲覧。2015年9月19日閲覧。オリジナルの2011年7月30日時点におけるアーカイブ。2011年7月31日閲覧。2015年1月23日閲覧。40015406780、2015年1月23日閲覧。2010年10月30日閲覧。2010年10月30日閲覧。2014年12月24日閲覧。2014年12月24日閲覧。2011年6月18日閲覧。16:電力料金を通じて支払われている電源開発促進税を主財源とする財政費用は、原子力が最も高い。24:バックエンド費用は莫大な額になのぼるとされている。...消費者が現在負担している費用は、あくまで六ヶ所再処理工場での再処理に関するもののみである。全量再処理するのであれば、さらに必要になる。2010年10月30日閲覧。『原発に頼らなくても日本は成長できる』50頁。『原発に頼らなくても日本は成長できる』48頁。『原発に頼らなくても日本は成長できる』62頁。2015年1月2日閲覧。『原発に頼らなくても日本は成長できる』iii頁。2010年10月30日閲覧。2010年10月30日閲覧。Engineerは1990年ごろと比較して40%前後減っている。2010年10月7日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2010年10月30日閲覧。2015年1月23日閲覧。“地球上に存在する原油の絶対埋蔵量のうち、採算が取れると判断された油田の埋蔵量が「可採埋蔵量」で...探査・探鉱の技術や...生産技術が進歩して開発コストが下がれば、石油の可採埋蔵量は今後も増加します。2015年1月23日閲覧。40年程度の水準を維持し続けてきました。2015年1月23日閲覧。2015年1月23日閲覧。2013年8月27日閲覧。...原子力発電だけは...100%運転を続けていれば当然、...エネルギーをほとんど使わない時などには電気が余ってしまうわけなんです。...そこでどうすればいいかというときに、揚水発電というのを思いついたんです。...下と上に池を作って、原子力発電所の電気が余った時に、下の池から上の池にポンプで水を汲み上げておく。2014年12月20日閲覧。2010年11月14日閲覧。2006年12月16日閲覧。2006年12月16日閲覧。8)運転年数40年の場合、最も安いのはLNGで4.88円/kWh、続いて石炭の4.93円/kWhとなり、その次に原子力発電の5.73円/kWhという結果になった。LNGとの差は1円/kWh近くにもなっている。2006年12月16日閲覧。2011年5月23日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年7月11日閲覧。2012年5月22日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2012年4月3日閲覧。2011年7月11日閲覧。2011年5月9日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年5月19日閲覧。2011年12月14日時点のオリジナル[リンク切れ]よりアーカイブ。2011年12月13日閲覧。2015年9月16日閲覧。2015年4月28日閲覧。2015年10月27日閲覧。2014年11月16日閲覧。“原子力発電のコストは...建設単価の上昇や設備利用率の低迷等により高い水準となっているものの、実績値ベースでは他電源に比べて依然として安価であった。2013年10月18日閲覧。2014年11月16日閲覧。"「泊1号機17.9円、女川1号機16.98円、柏崎刈羽5号機19.71円、浜岡3号機18.7円、大飯3号機14.22円、玄海3号機14.7円」...比較的原価見積もりが高い原発を列挙したが、1kWh当たりのコストが10円を切っている原発が2つだけある。大飯4号機の8.91円と、玄海2号機の6.86円である。2014年11月23日閲覧。2014年11月23日閲覧。5頁、2014年11月23日閲覧。2008年2月11日閲覧。2010年11月7日閲覧。2010年10月30日閲覧。2008年2月11日閲覧。2008年2月11日閲覧。エネルギー大転換の経済学』ダイヤモンド社、2011年7月。978-4-478-01654-1。出典は列挙するだけでなく、脚注などを用いてどの記述の情報源であるかを明記してください。記事の信頼性向上にご協力をお願いいたします。624〉、1999年4月。『原子力ハンドブック』原子力ハンドブック編集委員会編、オーム社、2007年11月。249〉、2008年2月。978-4-10-610249-3。ERC出版、1994年10月。(電気事業講座)』電力新報社、1997年2月。大河出版、2012年9月、復刻版。978-4-88661-332-5。120006001766。原子力ウィキメディア・コモンズには、原子力発電に関連するメディアがあります。3.0のもとで利用可能です。プライバシーデスクトップ。