原子力ルネサンス — エネルギー安全保障が世界の原発建設を再加速させる構図

はじめに

2011年の福島第一原子力発電所事故以降、原子力発電は世界的に「退潮」の時代を歩んできた。ドイツは2023年に原発全廃を完了し、欧州の一部諸国も脱原発路線を維持してきた。しかし、2022〜2023年のロシア・ウクライナ戦争に端を発したエネルギー危機、そして2025〜2026年の中東紛争の激化による原油・天然ガス価格の再騰という二重の衝撃を受けて、各国はエネルギー安全保障の観点から原子力を再評価し始めている [1]。

IEAが2025年に公表した「世界エネルギー展望（World Energy Outlook）」では、2050年のネットゼロ達成シナリオにおいて原子力発電容量が2023年比で約2倍に拡大する必要があるとの試算が示された [1]。太陽光・風力などの変動性再生可能エネルギーが主力電源となる一方で、原子力はベースロード電源として系統安定性を確保する役割が再評価されている。また、データセンターのAI向け電力需要の急拡大という新たな需要要因も、原子力を「24時間・365日稼働する低炭素電源」として重視する文脈を生んでいる [6]。

本稿では、世界の原子力建設動向、SMR（小型モジュール炉）の可能性と課題、日本の政策転換、そして建設コストの現実という四つの軸でこの「原子力ルネサンス」の実相を検証する。エネルギー安全保障と脱炭素の両立という難題への処方箋として原子力が果たしうる役割と、その限界を中立的な視点で整理する。

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世界の原子力建設動向

中国・インドの新規建設ラッシュ

世界の原子力発電容量の今後の成長を主導しているのは、中国とインドだ。IAEAの電力炉情報システム（PRIS）のデータによれば、2026年時点で建設中の原子炉は世界全体で60基を超え、このうち半数以上が中国またはインドの案件とされる [3]。中国は2020年代に入ってから毎年6〜8基のペースで新規原子炉を建設・接続しており、国内の原発容量は急速に拡大している。2035年までに原発容量を現状の約3倍に引き上げるという目標が政府の計画に盛り込まれているとされる。

中国の原子力拡大は複数の要因に支えられている。第一に、中国は国産の原子炉設計（「華龍一号」など）の開発に成功し、外国技術への依存を減らしながら建設コストの低減を実現しつつある。第二に、国有企業が建設・運営を一体的に担う体制により、金融・規制・建設の各プロセスを迅速に進めることができる。第三に、石炭依存から脱却して大気汚染を改善するという国内政策上の要請が、原子力の拡大を後押ししている [7]。

インドは現在10基程度の原子炉を建設中であり、国産の加圧重水炉（PHWR）技術を中心に、ロシアとの協力によるVVER型炉の建設も進めている [3]。インドは核不拡散条約（NPT）への未加盟という地政学的制約を抱えつつも、2008年の「インド・米国民間核協力協定（123合意）」以降は国際的な核燃料取引へのアクセスを確保しており、原子力拡大の障壁は以前より低くなっている。経済成長に伴う電力需要の急拡大と、石炭・天然ガスの輸入コスト削減という国産エネルギー確保の観点から、インドの原子力推進は当面続く見通しだ。

欧米の既存炉延長と新設の機運

欧米における原子力回帰は、アジアのような新規建設ラッシュとは異なる形で進んでいる。米国では、既存の原子炉の運転期間を60年から80年へ延長する認可申請が相次いでおり、これによって既存設備の資産価値を最大限に活用しながら低炭素電力の供給を維持する戦略が主流だ [7]。また、2023〜2024年にはマイクロソフトやグーグルなどのビッグテックが原発由来の電力の長期購入契約（PPA）を結ぶ事例が相次ぎ、民間需要の観点からの原子力評価が高まっている [1]。

欧州では、フランスが原子力回帰の最前線に立つ。マクロン大統領は2022年に新規原子炉6基（欧州加圧水型炉 EPR2）の建設計画を発表し、2026年現在も計画は推進されている。ベルギーも脱原発スケジュールを10年延長し、既存炉の運転継続を決定した。ポーランドやチェコ、スウェーデンなども新規原発建設や原子力へのシフトを表明しており、欧州の原子力政策地図はロシアのウクライナ侵攻を境に大きく塗り替えられた [3]。

一方で、ドイツの原発全廃（2023年完了）という政策は変わっておらず、欧州内でも原子力への態度は二分されている。EU域内では、原子力を「タクソノミー（持続可能な投資分類）」に含める決定が2022年に下されており、グリーンファイナンスの対象として原発への投資を正当化する枠組みが整った [1]。この決定は、民間資本の原子力分野への流入を促進する効果をもたらしうる。

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SMR（小型モジュール炉）の可能性と課題

技術的概要とコスト削減の見込み

SMR（Small Modular Reactor：小型モジュール炉）は、出力が300MW（メガワット）以下の原子炉を工場で製造し、現地に輸送して組み立てる方式の原子炉だ。従来型の大型原発（出力1000〜1600MW）と比較して、初期投資額が小さく、設置場所の自由度が高く、需要の変動に合わせて複数基の組み合わせで対応できる柔軟性が利点として挙げられる [7]。

IEAの「エネルギー技術展望2025」では、SMRがエネルギー移行において重要な役割を果たす可能性がある技術として位置付けられている [7]。工場での量産化による「学習効果（Learning Curve）」で建設コストが低減し、工期の短縮と品質の安定化が実現すれば、従来の大型炉が抱える「建設コスト超過・工期遅延」という構造問題を解決できる可能性がある。また、SMRの一部はパッシブ安全系（電力供給がなくても冷却できる安全システム）を採用しており、事故時の炉心損傷リスクが低いことも特徴とされる。

米国では、NuScale PowerのSMR計画（VOYGR-6）が先行しているほか、Kairos Power、TerraPower、X-energyなど複数の企業がDOE（米国エネルギー省）の支援を受けて技術開発を進めている。英国ではRolls-Royceがコンソーシアムを組んでSMR実用化を目指しており、カナダやポーランドも設置地を選定しつつある [3]。

商業化の遅れとリスク

しかし、SMRの商業化は当初の期待より遅れている。米国でNuScaleが主導したユタ州のSMRプロジェクト（UAMPS）は2023年末にコスト見積もりの大幅な上方修正が明らかになり、参加自治体が相次いで離脱した結果、プロジェクト自体が中止に追い込まれた [7]。SMRは大型炉と同様の核燃料・廃棄物管理・規制対応コストが小型設備に集中するため、スケールメリットの観点では大型炉に劣る側面があり、「工場製造による量産効果」が期待通りに実現しなければコスト競争力は生まれない。

規制の観点では、SMRは新型の原子炉設計を採用するため、各国の規制当局による安全審査のプロセスが新規に必要となる。米国のNRC（原子力規制委員会）、英国のONR、日本の原子力規制委員会などはSMR向けの審査フレームワークの策定を進めているが、大型炉と同等の厳格さで審査を行えば、規制コストが相対的に割高になる可能性がある [5]。

また、SMRで使用が想定される高濃縮ウラン燃料（HALEU：High-Assay Low-Enriched Uranium）は現在、製造能力が世界的に限られており、供給制約がSMR展開のボトルネックになりうるとの指摘もある [7]。SMRが「原子力ルネサンス」の主役になるためには、燃料供給チェーンの整備と規制環境の整合化という二つの課題の解決が不可欠だ。

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日本の原子力政策転換

GX基本方針と再稼働の進捗

日本では2023年2月に経済産業省が「GX実現に向けた基本方針」を閣議決定し、原子力を「脱炭素のエネルギー源」として明確に位置付けた [5]。この方針は、2011年の福島事故以降に続いてきた「原子力依存低減」路線からの実質的な転換を意味するものとして注目を集めた。具体的には、安全性が確認された原子炉の再稼働を最大限進める方針に加え、次世代革新炉（既存炉のリプレースを念頭に置いた高安全性炉）の開発・建設支援も盛り込まれた。

再稼働の進捗については、2024〜2026年の間に原子力規制委員会による「新規制基準」審査を通過した原子炉の数が増加しており、九州電力・関西電力・四国電力を中心に複数の機組が運転を再開した [5]。2026年4月時点で稼働中または稼働準備中の原子炉は10基を超えており、震災後の最低水準（一時はゼロ基）からは回復基調にある。ただし、事故前に60基弱あった原子炉のうち、稼働に至る見込みのあるものは全体の3分の1程度に留まるとの試算もある。

再稼働が進まない理由としては、立地自治体の同意取得の困難さ、テロ対策施設（特定重大事故等対処施設）の整備義務、そして地元住民の心理的受容の問題が挙げられる。原子力規制委員会が審査を終えて「適合性確認」を出しても、自治体や地元首長が再稼働に同意しなければ運転再開ができない仕組みが、再稼働のスピードを制約する構造的な要因となっている [5]。

新増設・リプレースの議論の現状

GX基本方針においては、既存炉の再稼働に加えて「次世代革新炉の開発・建設」が盛り込まれた。具体的には、廃炉が決定した原子炉の建設地に高安全性の革新炉を建設する「リプレース」の考え方が含まれており、東芝・三菱重工・日立GEニュークリア・エナジーなどの国内原子力メーカーが独自の革新炉設計の開発を進めている [5]。

しかし、新増設・リプレースの実現には多くのハードルが残る。まず、立地地域の住民・自治体の同意という政治的ハードルが最大の課題だ。既存炉の再稼働でさえ困難を伴う中で、まったく新しい原子炉の建設に地域の理解を得ることはより一層難しい。次に、建設費用の問題がある。欧米での新規原発建設（フランスのEPR、英国のヒンクリーポイントCなど）では工期遅延と費用超過が常態化しており、日本での新設においても同様のリスクが想定される [7]。

政府は電力会社が新設コストを電気料金に転嫁できる「差額精算制度（CfD：Contract for Difference）」に類似した支援制度の検討を進めているとされるが、消費者や産業界にとっての電力コスト負担増という問題を抱える [5]。2050年カーボンニュートラル目標を達成するために原子力が必要だという認識と、建設コスト・地域受容・廃棄物処理という現実的な制約との間でのバランスをどう取るかが、日本の原子力政策の核心的な課題となっている。

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原子力とコストの現実

建設コスト高騰という構造問題

原子力発電の復権を論じる際に避けて通れないのが建設コストの問題だ。英国のヒンクリーポイントC原発は当初2013年時点で160億ポンド程度と見積もられた建設費が、その後たびたび見直された結果、2026年時点では350億ポンド超に膨らんでいるとされる [7]。フランスのフラマンビル3号機も当初の3倍以上の費用がかかった。米国でもジョージア州のヴォーグル原発3・4号機が工期を7年以上超過し、当初見積もりの数倍のコストで2023〜2024年に完成した事例がある。

この建設コスト高騰の構造的背景には、いくつかの要因がある。第一に、数十年にわたる新設停止期間中に建設ノウハウと熟練工が失われた「スキルの空洞化（skill gap）」だ。核関連施設の建設に必要な溶接、配管、電気配線などの特殊技能を持つ作業者が減少しており、再育成には時間とコストがかかる [7]。第二に、原子力専用の規制要件（品質保証、文書化、検査）の厳格化が、建設プロセスのあらゆる段階にコストを上乗せしている。第三に、近年の資材価格（鉄鋼、コンクリート、銅など）と人件費の上昇がある。

IEAは「世界エネルギー展望2025」において、新設原発の均等化発電コスト（LCOE）は地域・設計・金利水準によって大きく異なるものの、欧米では太陽光・風力と比べて高コストとなるケースが多いと指摘している [1]。ただし、LCOEには系統安定化コスト（変動電源のバランシングコスト）が含まれないため、原子力のシステム価値をLCOEだけで評価することの限界も認識されている。

核廃棄物・廃炉コストの長期負担

建設コスト以上に長期的な問題となるのが、使用済み核燃料の処理・処分と廃炉費用だ。使用済み核燃料の最終処分（深地層処分）については、世界でもフィンランド（オルキルオト）が世界初の最終処分場の建設を進めているのみで、多くの国では中間貯蔵に留まり最終的な解決策が未確定の状態が続いている [3]。日本でも最終処分地の選定が難航しており、核燃料サイクル政策（使用済み燃料の再処理・プルサーマル）の実現も当初計画から大幅に遅れている。

廃炉費用については、各国の規制当局が電力会社に廃炉引当金の積み立てを義務付けているが、積み立て額が実際の廃炉費用に見合うかどうかについては不確実性がある。英国のセラフィールド核施設の廃炉・廃止措置費用は数百億ポンドに達すると試算されており、その一部は政府（納税者）が負担することになっている [7]。

核廃棄物処理・廃炉コストは通常の発電コスト試算に完全には反映されておらず、これらを適切に算入した場合の原子力のLCOEは一段と高くなるとの指摘もある [3]。原子力を「安い」電源として訴求することの困難さは、建設コスト高騰と廃棄物コストという二重の問題から生じている。ただし、エネルギー安全保障と脱炭素という政策目標が経済合理性だけで評価できない側面を持つことも、各国政府が補助金や規制優遇を通じて原子力を支援する理由として挙げられる [4][1]。

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注意点・展望

「原子力ルネサンス」という言葉は2000年代にも使われたが、その後の福島事故で議論は一時収束した。今回の再評価がその時と異なる点は、気候変動・エネルギー安全保障という複合的な文脈から生じており、政策的背景がより強固であることだ。しかし、建設コスト・廃棄物・安全・地域受容というハードルが解消されたわけではなく、「議論の再加速」が「建設の加速」に直結するかどうかは慎重に見る必要がある。

SMRについては、2026〜2030年代前半に最初の商業炉が運転開始する見込みの案件がいくつかあるが、NuScaleのプロジェクト中止のように計画が暗礁に乗り上げるリスクも現実的だ。商業化が軌道に乗るまでには10〜20年の時間軸が必要との見方もあり、短期的なエネルギー問題の解決策にはなりえない [7]。

日本については、GX方針のもとで再稼働は着実に進みつつあるが、新増設・リプレースの実現には政治的・経済的・社会的な難関が重なる。核廃棄物の最終処分地問題が未解決のまま新設を進めることへの批判は、社会的議論の場で引き続き提起されるだろう。

エネルギー安全保障の観点から原子力を選択する判断は理解できるが、そのコストと副作用を社会全体でどう分担するかという問いは、いずれの国においても政治的決断を要する問題として残り続ける。

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まとめ

エネルギー安全保障と脱炭素の両立という難題を前に、原子力が世界的に再評価されている状況は現実のものとなっている。中国・インドは新規建設を積極的に進め、欧米は既存炉の延命と限定的な新設で対応しようとしている [1][3]。IEAが提示する2050年ネットゼロシナリオでは、原子力の役割が現在より大幅に拡大することが想定されている [1]。

SMRは技術的な可能性を持つ一方で、商業化の遅れとコスト問題が解決されていない [7]。日本はGX基本方針のもとで再稼働を進め、次世代炉の開発も目指しているが [5]、新増設の実現には社会的・政治的な壁が立ちはだかる。そして、建設コストの高騰と核廃棄物・廃炉の長期的コストという現実は、原子力を「安い」電源として位置付けることの難しさを改めて示している [7]。

「原子力ルネサンス」が真に実現するかどうかは、コスト低減技術の進展、規制環境の整合化、社会的受容の変化、そして各国政府の政策的コミットメントの持続という複数条件の組み合わせにかかっている。当面の間は「中国・インドによるアジアの原発拡大」と「欧米・日本での限定的な再評価と既存炉活用」というパターンが続くとみられ、「ルネサンス」という言葉が示すような広範な復活が全球規模で進むまでには、なお多くの課題が残る。