若狭ネット

○該当箇所：第３章第２節1(1)①E(b)「原子力は、燃料投入量に対するエネルギー出力が圧倒的に大きく、数年にわたって国内保有燃料だけで発電が維持できる準国産エネルギー源として、優れた安定供給性と技術自給率を有する自律性が高い電源であり、他電源と遜色ないコスト水準で変動も少ない。」（p.60）

○意見の概要：2024年12月発電コスト検証WG試算では原子力は太陽光・風力より高い。AP1000やEPRなど革新軽水炉の建設費は1兆～2兆円に上がっていて、原発新設の経済性はすでにない。「他電源と遜色ないコスト水準」は撤回すべきである。

○意見：2024年12月の発電コスト検証WGの試算によれば、2040年新設では、太陽光(事業用)7.0～8.9円/kWh、太陽光(住宅用)7.8～10.7円/kWhに対し、原子力は12.5円/kWh以上と高い。しかも、新設電源の比較であるにもかかわらず、原子力の資本費は、旧型原発の建設費5,496億円＋追加的安全対策費1,707億円＝7,203億円と設定している。ところが、新設原発の建設費はAP1000やEPRなど革新軽水炉では1兆数千億円～2兆数千億円に上がっているにもかかわらず、それが反映されていない。三菱重工業のSRZ-1200は基本設計段階のため建設費を見積もることすらできない。原発新設の経済性はすでに失われているのであり、「他電源と遜色ないコスト水準」というのは撤回すべきである。

○理由：2024年12月の発電コスト検証WGの試算によると、2023年新設の太陽光（事業用）が10.9円/kWhに対し原子力は12.6円/kWh以上と高い。火力は、LNG火力19.1円/kWh、石炭火力24.8円/kWhで、もっと高い。2040年新設では、太陽光(事業用)7.0～8.9円/kWh、太陽光(住宅用)7.8～10.7円/kWh、原子力12.5円/kWh以上で太陽光の優位が高まる。原子力だけ「以上」となっているのは重大事故による損害賠償・廃炉費に事故発生確率をかけたコストによって変わるからであり、事故発生確率には恣意性が残る。しかも、新設原発を対象にしながら、その資本費を旧型原発の建設費5,496億円＋追加的安全対策費1,707億円＝7,203億円と設定している。これは「旧型原発を建てて福島事故後の平均的な追加的安全対策費を加える」ものであり、今後新設対象となるAP1000やEPRなど革新軽水炉とは異なる。AP1000やEPRなど革新軽水炉の建設費は1兆数千億円～2兆数千億円へ跳ね上がっている。三菱重工業のSRZ-1200は基本設計段階のため建設費を見積もることすらできない。原発新設の経済性はすでに失われているのであり、「他電源と遜色ないコスト水準」と断言するのは根拠がない。

○該当箇所：はじめに「従来のような再生可能エネルギーか原子力かといった二項対立的な議論ではなく、再生可能エネルギーと原子力をともに最大限活用していくことが極めて重要となる。」（p.10）

○意見の概要：再エネと原子力を最大限活用するための施策は正反対であり、両立し得ない。原発優先・再エネ抑制の現施策を撤回し、脱原発・再エネ優先の施策へ転換すべきである。

○意見：再エネと原子力を最大限活用するための施策は正反対であり、両立し得ない。太陽光・風力の最大限活用には、欧州連合EUで具体的に実施されて実績を上げてきた「再エネ優先給電」と「送電部門の所有権分離」が不可欠である一方、原子力の最大限活用には、「原子力・石炭火力などのベースロード電源優先」と「送電部門の電力会社支配維持」が不可欠であり、再エネ最大限活用のための施策とは根本的に対立する。太陽光・風力は限界費用が最も安く、メリットオーダーによれば真っ先に優先給電されるはずだが、低需要期には出力制御されて給電できず、送電容量制限を口実に優先アクセスも保障されない。このような現施策の延長線上では、再エネの抜本的拡大はあり得ず、原子力最大限活用も再エネ最大限活用も期待通りには進まず、共倒れになる。再エネと原子力は、恣意的な議論によってではなく、客観的な施策において二項対立になっているのであり、「原子力・石炭火力などのベースロード電源優先」と「送電部門の電力会社支配維持」の現在の原発優先・再エネ抑制の施策から「再エネ優先給電」と「送電部門の所有権分離」の脱原発・再エネ優先の施策へ転換すべきである。

○理由：「再生可能エネルギーか原子力かといった二項対立的な議論」は決して恣意的な課題設定によるものではなく、現行のエネルギー政策そのものが「原子力優先施策」を次々と具体化する一方、「再エネ優先施策」を排除し、後退させ、「二項対立」させているからである。電力需給に係る施策では、「原子力・石炭火力などベースロード電源優先」と「再エネ優先給電」は互いに対立し、両立することなどあり得ない。電力送電に係る施策では、原子力推進のためには「送配電部門の電力会社支配」が不可欠である一方、太陽光・風力など再エネ推進のためには「送電部門の所有権分離」が不可欠であり、両者は二律背反である。

第六次エネルギー基本計画では、再生可能エネルギーを「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組」むと書き込みながら、「原子力・石炭火力などベースロード電源優先」から「再エネ優先給電」へ転換せず、「送電部門の所有権分離」を拒否し続けて「送配電部門の電力会社支配」を維持してきた。すべては原発再稼働を進め、原発新増設を復活させるためであり、その結果、太陽光・風力発電は、固定価格買取制度FITで一時的に普及したものの、進展速度が低下した。国内最大の発電会社JERAによる電力市場相場操縦事件、関西電力など電力四社によるカルテル事件、送配電会社顧客情報等の漏洩事件など「電力会社の市場支配力行使」によって、ピーク時の約16％もの新電力が廃止・解散・取消または休止へ追い込まれた。この現実を教訓とすれば、再エネを一層急速に拡大するためには、「再エネ優先給電」と「送電部門の所有権分離」の２大施策を断行するしかないことは明らかだ。日本と同様に、石炭火力中心の電力構成で、EUのような国際的連系線もないオーストラリアでは、2022年5月に発足した労働党のアルバニージー政権が、エネルギー政策を大転換させ、「2030年までに再エネ比率82％」、「2038年までに石炭火力ゼロ」を目標に掲げた。再エネ比率はすでに2022年度発電電力量の37％（太陽光16％、風力13％、水力・その他8％）に達し、南オーストラリア州では太陽光と風力が74％を占めており、決して非現実的な目標ではない。「太陽光16％」の6割強が屋根置き太陽光発電（主に自家消費）であり、大規模太陽光発電は4割弱に過ぎない。決して「広大な土地」が太陽光発電を広げているわけではない。「メリットオーダーによる再エネの優先給電」と「送電部門の所有権分離」は、すでに実現していて目標実現の条件はすでにできている。日本もオーストラリアのエネルギー基本計画を見習うべきである。

○該当箇所：第２章第１節「2035年度、2040年度において、温室効果ガスを2013年度からそれぞれ60％、73％削減することを目指す。」(p.19)

○意見の概要：地球温暖化対策計画（案）では、「2035年度、2040年度において、温室効果ガスを2013年度からそれぞれ60％、73％削減することを目指す。」(p.19)としているが、2035年度目標を「2013年度から66％削減」へ引上げるべきである。

○意見：地球温暖化対策計画（案）では、「2035年度、2040年度において、温室効果ガスを2013年度からそれぞれ60％、73％削減することを目指す。」(p.19)としているが、これでは「オーバーシュートしない又は限られたオーバーシュートを伴って温暖化を1.5℃（＞50%）に抑える」(p.9)ための責任を果たすことができない。AR6統合報告書では、「2030年までに2019年の水準から約43%（34％～60％）削減し、2035年までに約60％（49％～77％）削減する必要」(p.9)があるとしており、これを日本政府の「2013年度」基準へ換算すると、「2013年度から2030年度51％削減、2035年度66％削減、2040年度73％削減する必要がある」となる。2040年度はかろうじて平均レベルだが、2035年度は60％ではなく、少なくとも平均レベルの66％へ引き上げるべきである。

○理由：地球温暖化対策計画（案）では、「AR6統合報告書に基づくと、オーバーシュートしない又は限られたオーバーシュートを伴って温暖化を1.5℃（＞50%）に抑えるためには、世界全体の温室効果ガス排出量を2030年までに2019年の水準から約43%（34％～60％）削減し、2035年までに約60％（49％～77％）削減する必要があり、1.5℃目標達成に向けた取組は大幅に不足しており、世界全体で、この10年の間に全ての部門において大幅で急速な、そして即時の排出削減を行い、2025年までに世界全体の排出量のピークを迎える必要がある。」（p.9）と「はじめに」の項で強調しておきながら、本文の第２章第１節では、「2035年度、2040年度において、温室効果ガスを2013年度からそれぞれ60％、73％削減することを目指す。」(p.19)と腰砕けになっている。AR6統合報告書の「2019年度」基準を日本政府の「2013年度」基準へ換算すると、「2013年度から2030年度51％削減、2035年度66％削減、2040年度73％削減する必要がある」となる。2040年度目標は73％でかろうじて平均レベルだが、2035年目標は平均レベルの66％に満たない。これでは、産業革命以来、温室効果ガスを排出して地球温暖化を進めてきた先進国の一員としての責任を果たすことができない。脱炭素社会実現を目指す企業グループ「日本気候リーダーズ・パートナーシップICLP」は「2013年度から2035年度に75％以上削減」を政府に提言しているが、本文にはこのような提言があったことすら触れていない。なぜ、AR6統合報告書が指摘する「2013年度から2035年度66％削減」ではなく、提言された「75％削減」でもなく、「60％削減」なのか、国民が納得できる理由を本文中に説明できない以上、少なくとも平均レベルの「66％削減」とすべきである。

意見４：第7次エネルギー基本計画(案)では、「再生可能エネルギーか原子力かといった二項対立的な議論ではなく、再生可能エネルギーと原子力をともに最大限活用していくことが極めて重要となる。」としているが、再エネと原子力を最大限活用するための施策は正反対であり、両立し得ない。太陽光・風力の最大限活用には、欧州連合EUで具体的に実施されて実績を上げてきた「再エネ優先給電」と「送電部門の所有権分離」が不可欠である一方、原子力の最大限活用には、「原子力・石炭火力などのベースロード電源優先」と「送電部門の電力会社支配維持」が不可欠であり、再エネ最大限活用のための施策とは根本的に対立する。太陽光・風力は限界費用が最も安く、メリットオーダーによれば真っ先に優先給電されるはずだが、低需要期には出力制御されて給電できず、送電容量制限を口実に優先アクセスも保障されない。このような現施策の延長線上では、再エネの抜本的拡大はあり得ず、原子力最大限活用も再エネ最大限活用も期待通りには進まず、共倒れになる。さらに、第7次エネルギー基本計画(案)では、「廃炉を決定した原子力発電所を有する事業者の原子力発電所のサイト内での次世代革新炉への建て替え」の「具体化を進めていく」と踏み込んでいる。しかし、「次世代革新炉への建て替え」は百万kW級原発1基当り1兆数千億円～２兆数千億円の建設費を要し、これを電気料金(託送料金)に転嫁する方針であることから、建て替えが進むほど電気料金は高騰せざるをえない。原子力の電気を使いたくないために新電力へ契約変更した消費者からも原発建て替え費を徴収するのは、商法違反でもある。福島事故の実態に即しても次世代革新炉の安全性は実証されておらず、福島事故を繰り返すリスクも決して小さくない。福島事故を繰り返さないためにも、現行の「可能な限り原発依存度を低減する」方針を堅持し、「次世代革新炉への建て替え」を認めず、再生可能エネルギーを「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組」むという現エネルギー基本計画を具体化するため、「再エネ優先給電」と「送配電部門所有権分離」へ転換すべきである。

理由４：「再生可能エネルギーか原子力かといった二項対立的な議論」は決して恣意的な課題設定によるものではなく、現行のエネルギー政策そのものが「原子力優先施策」を次々と具体化する一方、「再エネ優先施策」を排除し、後退させ、「二項対立」させているからである。電力需給に係る施策では、「原子力・石炭火力などベースロード電源優先」と「再エネ優先給電」は互いに対立し、両立することなどあり得ない。電力送電に係る施策では、原子力推進のためには「送配電部門の電力会社支配」が不可欠である一方、太陽光・風力など再エネ推進のためには「送電部門の所有権分離」が不可欠であり、両者は二律背反である。これらの「二項対立的施策」のどちらをとるかで第7次エネルギー基本計画の性格が決まる。第六次エネルギー基本計画では、再生可能エネルギーを「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組」むと書き込みながら、「原子力・石炭火力などベースロード電源優先」から「再エネ優先給電」へ転換せず、「送電部門の所有権分離」を拒否し続けて「送配電部門の電力会社支配」を維持してきた。すべては原発再稼働を進め、原発新増設を復活させるためであり、その結果、太陽光・風力発電は、固定価格買取制度FITで一時的に普及したものの、進展速度が低下した。国内最大の発電会社JERAによる電力市場相場操縦事件、関西電力など電力四社によるカルテル事件、送配電会社顧客情報等の漏洩事件など「電力会社の市場支配力行使」によって、ピーク時の約16％もの新電力が廃止・解散・取消または休止へ追い込まれた。この現実を教訓とすれば、再エネを一層急速に拡大するためには、「再エネ優先給電」と「送電部門の所有権分離」の２大施策を断行するしかないことは明らかだ。

日本と同様に、石炭火力中心の電力構成で、EUのような国際的連系線もないオーストラリアでは、2022年5月に発足した労働党のアルバニージー政権が、エネルギー政策を大転換させ、「2030年までに再エネ比率82％」、「2038年までに石炭火力ゼロ」を目標に掲げた。再エネ比率はすでに2022年度発電電力量の37％（太陽光16％、風力13％、水力・その他8％）に達し、南オーストラリア州では太陽光と風力が74％を占めており、決して非現実的な目標ではない。「太陽光16％」の6割強が屋根置き太陽光発電（主に自家消費）であり、大規模太陽光発電は4割弱に過ぎない。決して「広大な土地」が太陽光発電を広げているわけではない。「メリットオーダーによる再エネの優先給電」と「送電部門の所有権分離」は、すでに実現していて目標実現の条件はすでにできている。日本もオーストラリアのエネルギー基本計画を見習うべきである。

　また、第７次エネルギー基本計画(案)では、「次世代革新炉への建て替え」を打ち出す一方、「安定的に事業運営できるような事業環境の整備」とか「原子力事業者の予見可能性確保」とかの抽象的表現で、１基当り１兆数千億円～２兆数千億円もの巨額の建て替え費用を国民に転嫁する方針を検討するとしている。原発が経済性を有するものであれば、このような「事業環境の整備」など不要だ。2024年12月の発電コスト検証WGの試算によると、「2023年新設」の太陽光（事業用）が10.9円/kWhに対し原子力は12.6円/kWh以上と高い。火力は、LNG火力19.1円/kWh、石炭火力24.8円/kWhで、もっと高い。「2040年新設」では、太陽光(事業用)7.0～8.9円/kWh、太陽光(住宅用)7.8～10.7円/kWh、原子力12.5円/kWh以上となり、太陽光の優位が高まる。原子力だけ「以上」となっているのは重大事故による損害賠償・廃炉費に事故発生確率をかけたコストによって変わるからだ。しかも、原発の建設費はAP1000やEPRなど革新軽水炉では1兆数千億円～2兆数千億円に上がっている。最新のポーランド第1原発(AP1000×3基計375万kW)計画の総投資額は約450億ユーロ(約7.3兆円、１基2.4兆円)と見込まれている(原産新聞2024/12/20)。にもかかわらず、旧型原発の建設費5,496億円＋追加的安全対策費1,707億円＝7,203億円と設定している。これは旧型原発を建てて福島事故後の平均的な追加的安全対策費を加えたもので、AP1000やEPRなど革新軽水炉とは異なる。三菱重工業のSRZ-1200は基本設計段階のため建設費を見積もることすらできない。原発の経済性はすでに失われており、「次世代革新炉への建て替え」を断念し、「事業環境の整備」を検討することを含めて一切やめるべきである。

意見：再生可能エネルギーについて、第六次エネルギー基本計画では「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入」とされていたが、第7次エネルギー基本計画(案)では「最優先の原則の下で」が削除された。また、「再生可能エネルギーを主力電源として最大限導入するとともに、特定の電源や燃料源に過度に依存しないようバランスのとれた電源構成を目指していく。」とされ、再エネに過度に依存しない枠内での「最大限導入」であることが明示されている。これでは、「再エネを主力電源として最大限導入」することなどできない。欧州連合EUでは、2001年EU再エネ指令で「再エネ優先給電」を義務化するとともに再エネ目標を明記し、2009年電力指令で送電部門の所有権分離、ITO型分離、ISO型分離のいずれかを義務付け、これらを車の両輪として、太陽光や風力など再エネを抜本的に拡大してきた。ところが、日本では、原子力や石炭火力などのベースロード電源を優先させ、送電部門を法的分離に留め、電力会社による電力市場支配を容認し続けている。再エネを主力電源として最大限導入するためには、EUのように「再エネ優先給電」へ転換し、「送電部門の所有権分離」を断行する以外にない。でなければ、再エネはほとんど進まず、日本は再エネ後進国へ転落し、石炭火力やLNG火力に大きく依存し続けることになる。2050年カーボンユートラル実現に向けて第7次エネルギー基本計画が歴史的に最重要な計画になることを改めて認識し、抜本的な転換を図るべきである。

理由：欧州連合EUでは電力指令が3回出されている。1996年第1次電力指令では送電部門の「会計分離」、2003年第2次電力指令では「法的分離（資本関係のある別会社化）」、2009年第3次電力指令では「所有権分離、ITO型分離（法的分離だが、所有権分離に相当する厳しい行為規制・役職者就任条件・中立性を担保するための役職者設置で中立性を確保）、機能分離（送配電設備の所有権を残したまま運用・整備計画を独立系統運用機関ISOに移譲、ISO型分離ともいう）」のいずれか」が義務付けられた。これら3つの電力指令に符合して、2001年と2009年に再エネ指令が出された。2001年第1次再エネ指令では、電力消費に占める再エネの目標が明記され、再エネの優先給電（Priority Dispatch,）が義務化され、再エネの優先アクセス（Priority Access, 送電線への接続手続きの優先、電力市場への優先送電、送電線逼迫時の優先送電）が選択可能とされた。2003年第2次再エネ指令では、最終エネルギー消費に占める再エネの目標（国別）が明示され、再エネの「優先給電」義務化に加えて、再エネの優先アクセス（Priority Access, 系統接続された再エネの電力市場への接続ルールに則った送電：定義が微修正された）か、保証アクセス（Guaranteed Access, 系統接続された再エネの電力市場への最大限の送電）か、いずれかの導入が義務化され、優先接続（Priority Connection, 接続されていない再エネの送電線への優先接続）の導入も選択可能とされた。

このように、EUでは、電力需要を再エネで優先的に満たす優先給電の義務化、それを送配電網の利用を通じて実現するための優先アクセス/保証アクセスの義務化によって再エネの急速な拡大が図られたのである。前者の「優先給電」は再エネの限界費用ゼロの特性とメリットオーダーによる給電によって、後者の「優先アクセス/保証アクセス」は所有権分離による送電部門の中立化によって担保され、実現された。要するに、電力需給面での「再エネの優先給電」と送電線による電力送電面での「送電部門の所有権分離＝中立化」は車の両輪であり、これらがEUでの再エネの急拡大を推し進めたと言える。

ところが、日本では、原子力や石炭火力等のベースロード電源が優先され、再エネが出力制御されている。その出力制御ルールは、(1)火力(石油、LNG、石炭)の出力制御、揚水・蓄電池の活用、(2)他地域への送電（連系線）、(3)バイオマスの出力制御、(4)太陽光、風力の出力制御、(5)長期固定電源（水力、原子力、地熱）の出力制御となっている。真っ先に火力が出力制御されるとはいえ、太陽光・風力のように発電停止になるのではなく、契約された最低出力率（石炭火力の6割弱が31%以上の出力）まで低減されるだけで、51％以上の出力までしか出力制御されない石炭火力が２割程度もある。原子力は全く出力制御されないため、原発の再稼働が進むほど、再エネの出力制御量が増え続ける。しかも、太陽光発電で出力制御の最も多い第1四半期（4～6月）は太陽光発電量の最も多い時期でもあり、出力制御の影響は極めて大きい。再稼働される原発が増え、アンモニア混焼で石炭火力が延命されればされるほど、再エネの出力制御も長期化し、再エネが増えるに伴って出力制御量も増えていき、それが再エネの「最大限の導入」にブレーキをかける。第7次エネルギー基本計画(案)では「再生可能エネルギーか原子力かといった二項対立的な議論ではなく、再生可能エネルギーと原子力をともに最大限活用していくことが極めて重要」、「バランスの取れた電源構成の確保を目指」すというが、現実そのものが二項対立的になっている。

この悪循環を断ち切るには、エネルギー基本計画を「ベースロード電源（原子力と石炭火力）重視」から「再エネ優先給電」へ転換させることが不可欠である。それを送電面で保証するために「送配電子会社の所有権分離」が必要であり、少なくともITO型分離が不可欠である。出力制御ルールの(4)と(5)を逆転させれば、石炭火力の廃止が加速され、原発再稼働も抑制される。原子力の「出力変動運転」が必要となれば、「連系線による域外送電や系統接続蓄電池」の増強で事実上可能だ。再エネ用を原子力用と見なせば済み、柔軟性のない原子力の統合コストが最も高くなる。脱原発による再エネ拡大しか解決の道はない。

意見２：六ヶ所再処理工場は、1993年の着工から32年後の今なお操業開始の目処が立たず、2024年8月には2026年度末までの27回目の竣工時期延期が発表されている。ところが、アクティブ試験を強行したため、六ヶ所再処理工場の主工程は極度に放射能汚染されており、設計工事認可審査で耐震補強工事が必要になっても工事ができないという「レッド・セル問題」を抱えていて、審査不合格になる可能性が高い。たとえ、操業できても、プルサーマル実績から10％操業に留まらざるを得ない。にもかかわらず、第7次エネルギー計画(案)では、むつ市中間貯蔵施設での50年貯蔵後の搬出先を六ヶ所再処理工場とするため、六ヶ所再処理工場の「（操業期間40年以上の）長期利用」が打ち出され、これまで「第二再処理工場」で再処理する計画だった「使用済MOX燃料」を六ヶ所再処理工場の処理対象に加える方針までもが謳われている。もんじゅ廃炉や第二再処理工場計画消失で一層明確になった「プルトニウム利用の核燃料サイクル」の破綻を率直に認め、「軽水炉でのプルトニウム利用＝プルサーマルの中止」と「高速炉開発からの撤退」を第7次エネルギー基本計画に明記すべきである。そして、行き先のない使用済燃料をこれ以上生み出さないため、ドイツを見習って脱原発へ転換し、すべての原発を1日でも早く閉鎖することである。第7次エネルギー基本計画では、その道筋をこそ国民に示すべきである。

理由２：第7次エネルギー基本計画(案)では、「中間貯蔵施設等に貯蔵された使用済燃料は六ヶ所再処理工場へ搬出するという方針のもと、そのために必要となる同工場の安全性を確保した安定的な長期利用を進める。」と明記し、むつ市中間貯蔵施設での50年中間貯蔵後の使用済燃料搬出先を六ヶ所再処理工場と明示している。当初は「40年操業」が前提とされ、再処理等拠出金単価も「800tU/年×40年操業＝総処理量32,000tU」を前提に算定されてきた。しかし、その前提そのものが崩れ、今や800tU/年のフル操業は夢物語となり、実際には10％程度の操業（総再処理量約3,200tU）しか見込めず、これでは、2024年6月末現在19,738tU（原発サイト16,770tU、六ヶ所再処理工場2,968tU）の一部しか再処理できないばかりか、2024年6月現在15.10兆円に膨れ上がった再処理事業費を賄えなくなっている。というのも、原子力委員会は「我が国におけるプルトニウム利用に関する基本的な考え方」（2018.7.31）において「プルサーマルの着実な実施に必要な量だけ再処理が実施されるよう認可を行う。」との方針に転換したが、2009～24年の15年間にプルサーマルで消費された英仏プルトニウムは5.7トン、年平均0.38トンにすぎないからである。こうなったのは、輸入MOX燃料費が輸入ウラン燃料費の10倍と高く、認可されたMOX燃料装荷体数の1/3程度しか装荷されていないこと、仏MOX燃料加工工場の品質欠陥で1/3操業となっていて、日本へのMOX燃料輸送が遅れていることなどによる。仮に、六ヶ所再処理工場が800tU/年の再処理量でフル操業すれば毎年6.6トンのプルトニウムが生み出されることから、年平均0.38トンの消費に見合う六ヶ所再処理工場の操業度は平均5.8％程度に留まらざるを得ない。福島事故後の長期停止などを除外して、「13ヶ月運転・3ヶ月定期点検のサイクルで連続的にプルサーマルが実施される」と過大想定しても、年平均0.692トン、10％程度の操業に留まる。これでは、仮に、六ヶ所再処理工場が操業開始できたとしても、現在貯蔵されている使用済燃料2,968tUを処理するのがやっとであり、仮に、原発サイトや中間貯蔵施設に貯蔵された使用済燃料を六ヶ所再処理工場へ搬入できたとしてもほとんど再処理できないことになる。最大のプルトニウム所有者である東京電力は原発再稼働そのものが実現不可能で、プルサーマルの見込みは全くない。このような操業状態で、40年以上へ利用期間を延期してもほとんど問題の解決にならない。六ヶ所再処理工場が仏再処理工場と同様に老朽化のために故障や事故を多発させ、重大事故を起こす危険性すらあり、MOX燃料加工工場も品質欠陥でほとんど操業できない事態に陥るリスクもある。こうなれば、国内製造MOX燃料費は輸入MOX燃料よりさらに高騰せざるを得ないであろう。このように、時を経るに連れて、六ヶ所再処理工場・MOX燃料加工工場の抱える問題点が顕在化していかざるを得ない。それは現時点ですでに十分な根拠をもって見通せるのであり、これを無視して「長期利用」で国民の目を欺き、嘘をつき続けるのは、もうやめるべきである。

また、第7次エネルギー基本計画(案)では、これまで「第二再処理工場」で計画されてきた「使用済MOX燃料の再処理については、国際連携による実証研究を含め、2030年代後半を目途に技術を確立するべく研究開発を進めるとともに、その成果を六ヶ所再処理工場に適用する場合を想定し、許認可の取得や実運用の検討に必要なデータの充実化を進める。」と明記し、六ヶ所再処理工場の再処理許可条件に使用済MOX燃料を加える方針を初めて打ち出した。すでに亡霊化していた「第二再処理工場」建設の可能性は跡形もなくなったと言えるが、それを六ヶ所再処理工場に押しつけることで、使用済MOX燃料の搬出先がなくなることを回避しようというのであろうが、姑息である。プルサーマルによる使用済MOX燃料を再処理しても、回収されるプルトニウムは非核分裂性プルトニウムの割合が多く、劣化していて使い物にならない。

六ヶ所再処理工場の操業が、原発サイト内で溜まり続ける使用済燃料の問題を解決する「最後の切り札」とされているため、すべての矛盾が六ヶ所再処理工場に集中するという結果を招いている。これを解決する道は、再処理をやめ、プルサーマルや高速炉開発などのプルトニウム利用を断念することである。そして、脱原発へ転換して、行き先のない使用済燃料をこれ以上生み出すのをやめることである。第7次エネルギー基本計画ではその道筋をこそ国民に示すべきである。

意見１：福島第一原発炉心溶融事故を教訓とするのであれば、事故の原因と結果、国の責任について教訓を具体的に明らかにし、その教訓を活かすことを最優先とすべきである。したがって、第六次エネルギー基本計画の基本精神、すなわち、「安全を最優先し、再生可能エネルギーの拡大を図る中で、可能な限り原発依存度を低減する。」を削除せずに残し、再生可能エネルギーを「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組」むとの記述の中の「最優先の原則の下で」を削除せずにそのまま残し、再エネで原子力を速やかに置き換える方針をこそ示すべきである。また、「悲惨な事態」による直接の被害者である低線量被ばく者への医療費減免措置の段階的撤廃を中止し、原爆被爆者援護制度に倣い、健康手帳を交付して、将来にわたる医療保障を行うための法制度の整備を謳うべきである。

理由１：第7次エネルギー基本計画（案）の「はじめに」には、福島第一原発炉心溶融事故の原因と結果、原子力災害の甚大さと廃炉の困難な状況について、具体的には全く記載されていない。「II. 東京電力福島第一原子力発電所事故後の歩み」には、「東京電力福島第一原子力発電所事故を経験した我が国としては、前述した我が国を取り巻く情勢変化も踏まえ、再生可能エネルギーを主力電源として最大限導入する。その上で、今後も原子力を活用し続ける上では、安全性の確保を最優先とし、『安全神話』に陥って悲惨な事態を防ぐことができなかったという反省を一時たりとも忘れてはならない。」とは記載されているものの、なぜ、「悲惨な事態」を防ぐことができなかったのか、「反省」すべき事故の原因と国の責任が明らかにされていない。福島事故による「悲惨な事態」の具体的内容には一切触れられず、政府として「悲惨な事態」をどのように把握し理解しているのかも不明である。原子力災害に伴う放射線被ばくの被害は14年後のこれから将来に向けて顕在化する可能性が高いにもかかわらず、医療費等減免措置の段階的撤廃を進めるなど被災者切り捨て施策を進めており、「悲惨な事態」を隠蔽しようとする姿勢しか見えない。「福島復興」の名の下に「福島事故の隠蔽」が図られているとしか思えない。低線量被ばくの危険性を暴いた国際核施設労働者調査（INWORKS）の最新論文では、100mSv以下は元より50mSv以下の集団でも、被ばく線量に応じて固形がんが統計的に有意に増えていることが示されている。これを踏まえれば、福島事故被害者への医療保障を将来にわたって講ずるべきであり、「悲惨な事態」に真摯に向き合うべきである。さらに、デブリ除去などの廃炉作業が具体的に進む見通しはほとんどなく、ひとたび重大事故を起こせば数十兆円の経済的損失が生じることが明白であるにもかかわらず、福島事故を経験した日本で、福島事故による悲惨な事態を国内外に知らしめ、原子力推進に警鐘を発すべきところ、「原発依存度を低減する」のではなく、なぜ、「今後も原子力を活用し続ける」のか、その説明が全くない。

このように第7次エネルギー基本計画の基本的考え方が、福島事故を顧みない形で示され、第六次エネルギー基本計画の基本精神、すなわち、「安全を最優先し、再生可能エネルギーの拡大を図る中で、可能な限り原発依存度を低減する。」を削除し、再生可能エネルギーを「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組」むとの記述から「最優先の原則」を削除し、原子力を再エネと並べて、「今後、再生可能エネルギー、原子力などエネルギー安全保障に寄与し、脱炭素効果の高い電源を最大限活用する。」へ大転換しようとしている。また、「既設炉の最大限活用」を新たに項立てし、「再稼働の加速に向け、原子力事業者を始めとした産業界は、『再稼働加速タスクフォース』の下に連携し、泊、大間、東通、女川、柏崎刈羽、東海第二、志賀、浜岡、敦賀及び島根において、原子力規制委員会による設置変更許可等の審査への適切な対応、使用前事業者検査の的確な実施、現場技術力の維持・向上を進める。国も、事業者間の協力強化等を指導していく。」としている。しかも、原子力規制委員会発足の大前提であった「原則40年で廃炉、例外としての1回限りの20年延長」には全く言及せず、「原子力発電所の運転期間については、ＧＸ脱炭素電源法に基づき、運転期間に最長６０年という上限を設ける従来の枠組みは維持しつつ、利用政策の観点から、原子力事業者から見て他律的な要素により停止していた期間に限り、６０年の運転期間のカウントから除外することを認める新たな制度が整備された。」とし、既定路線として「40年超運転」だけでなく、「60年超運転」もGX方針を追認する形で導入している。これらは、福島事故を顧みず、フクシマを繰り返すことを厭わない暴挙である。

　2022年6月8日の第15回原子力規制委員会で、ようやく意見募集への結果が明らかにされ、「基準地震動等審査ガイドの改正」が審議されました。
　意見募集は2022年2月25日～3月26日（30日間）で、意見数は62件（のべ96件）でした。
私の出した3つの意見はNo.86、No.87、No.66に全文が掲載され、原子力規制庁の「考え方」が示されています。それぞれの「考え方」に続いて、私の（「考え方」への批判）を載せていますので、ご覧ください。

【別紙1】基準地震動及び耐震設計方針に係る審査ガイド等の一部改正について（案）に関する御意見及び御意見に対する考え方（案）（出典：原子力規制庁「基準地震動等審査ガイドの改正」，第15回原子力規制委員会,資料1(2022.6.8)）

＜意見86＞———————
　新旧対照表pp.18-19の「（解説）」は「3.3.2 断層モデルを用いた手法による地震動評価」の（４）の詳細項目①～③をほぼそのまま転記し、「（４）｢震源断層を特定した地震の強震動予測手法（『レシピ』）｣を用いて地震動評価を行っている場合には、レシピに示された関係式及び手順に基づいて行われていることに留意する必要がある。また、レシピに示されていない方法で評価を行っている場合には、その方法が十分な科学的根拠に基づいていることに留意する必要がある。」と追記したものである。
　このレシピには「(ア) 過去の地震記録や調査結果などの諸知見を吟味・判断して震源断層モデルを設定する場合」と「(イ) 長期評価された地表の活断層長さ等から地震規模を設定し震源断層モデルを設定する場合」の2種類があり、検討用地震に対応する地震観測記録が存在しない場合には、（ア）を用いてはならず、（イ）を用いるべきであることが示されている。たとえば、日本地震学会2016年度秋季大会(2016.10.5)で東京大学地震研究所の纐纈一起教授は、「『震源断層を特定した地震の強震動予測手法』と熊本地震」(予稿集S15-06)を発表し、2016年4月の熊本地震の震源断層評価結果に基づき、「詳細な活断層調査を行っても震源断層の幅の推定は困難であるので、活断層の地震の地震動予測には『手法』（イ）の方法を用いるべきであることを確認した。」と結論づけている。
　したがって、（４）として追記された前半部分について、｢震源断層を特定した地震の強震動予測手法（『レシピ』）｣を用いて地震動評価を行っている場合には、検討用地震に対応する地震観測記録に基づいて震源断層が適切に推定されているケースでは（ア）を用い、地震観測記録がないケースでは（イ）を用いることとし、レシピに示された関係式及び手順に基づいて行われていることに留意する必要がある。」と修正すべきである。

＜考え方＞
➢御指摘の規定は、事業者が地震動評価においてレシピを引用している場合には、その手順等に基づいて評価を行っているか、審査において留意して確認すること等について規定しているものであり、レシピの中で示される手法の適用条件に関して規定する必要はないと考えます。
➢なお、新規制基準では、震源として考慮する活断層の評価に当たって詳細な調査を求めていることから、事業者が、過去の地震記録や調査結果などの諸知見を吟味・判断して震源断層モデルを設定する場合に用いる（ア）法で評価していることを審査において確認しています。
　以上より、原案のとおりとします。

（「考え方」への批判）
　島崎邦彦元原子力規制委員長代理による入倉式批判や熊本地震に基づくレシピの検証などで、地震観測記録等から震源断層を推定できない場合には、レシピ（イ）を使うべきで、レシピ（ア）を使うべきではないと地震学界で主張されているにもかかわらず、原子力規制庁の「考え方」は、「レシピの中で示される手法の適用条件に関して規定する必要はない」と断言し、事業者が「レシピ（イ）を用いず、レシピ（ア）を用いた」ことを「審査において確認」しながら、その妥当性については審査の対象外だと明言したことは、極めて重大である。
　地震調査研究推進本部のレシピでは、レシピ（ア）とレシピ（イ）が明確に区別されており、検討用地震に関する地震観測記録によって地下の実際のすべり分布が分からなければ震源断層の広がりを正確に推定することなどできず、将来活動しうる震源断層の広がりを推定することも、その不確かさを判断することもできない。にもかかわらず、検討用地震に関する地震観測記録がない中で、事業者がどのようにして「過去の地震記録や調査結果などの諸知見を吟味・判断して震源断層をモデルを設定（震源断層を推定）」できるのか、という根本問題から目を背けている。つまり、原子力規制庁は、レシピ（ア）が適用できるかどうかの判断を回避している。レシピ（ア）の適用ありきであって、その妥当性に疑問を差し挟むことは許さないという姿勢を明確にしたと言える。これでは、地震動評価について審査しないと言うに等しい。

＜意見87＞———————
　新旧対照表pp.20-21の「（解説）」は「3.3.3 不確かさの考慮」の（２）の詳細項目①と②をほぼそのまま転記し、①に「なお、アスペリティの応力降下量（ 短周期レベル） については、新潟県中越沖地震で得られた知見を踏まえた不確かさが考慮されていることに留意する必要がある。」と追記したものである。
　しかし、新潟県中越沖地震で得られた知見から「アスペリティの応力降下量（ 短周期レベル）」を1.5倍にする場合、応力降下量を1.5倍にし、すべりの重ね合わせ数を1/1.5にして短周期レベルも1.5倍にする場合は妥当だが、統計的グリーン関数法で要素地震の応力降下量を最初から1.5倍にする方法では短周期レベルは「1.5の2/3乗」倍に留まり、1.5倍にならない。この誤りを避けるには、「アスペリティの応力降下量および短周期レベル」と書き換えるべきである。
　また、2012年8月17日に原子力安全・保安院が出した「活断層による地震動評価の不確かさの考慮について（考え方の整理）」では「応力降下量について1.5倍又は20MPaの大きい方※」とされ、※印の注意書には「※断層のずれのタイプや地域特性について十分な検討が行われた場合、これ以外の数値を用いて評価しても良い。」とされている。
　さらに、新潟県中越沖地震で得られた知見は震源特性が1.5倍も大きかったという知見であり、これまでの審査でも、アスペリティだけでなく震源断層の平均についても応力降下量と短周期レベルは1.5倍にされている。
　結論的には、「アスペリティの応力降下量（ 短周期レベル）」を「応力降下量※および短周期レベル」に書き換え、「※アスペリティの応力降下量については1.5倍又は20MPaの大きい方」と注記すべきである。

＜考え方＞
➢改正案における「なお、アスペリティの応力降下量（短周期レベル）については、新潟県中越沖地震で得られた知見を踏まえた不確かさが考慮されていることに留意する必要がある。」との記載は、改正前の3.3.2（４）①２）のアスペリティの応力降下量（短周期レベル）に関する記載について、より適切な位置に記載を移動し、表現を適正化したものです。
　この記載は、短周期領域における加速度震源スペクトルのレベル（短周期レベル）を保守的に設定する観点で、アスペリティの応力降下量の不確かさ考慮について、応力降下量に一定の倍率を考慮していることを確認していることを表したものであり、アスペリティの応力降下量と短周期レベルの両方について別々に不確かさを考慮しなければならないという意味ではありません。
➢御意見のうち「アスペリティの応力降下量については1.5倍又は20MPaの大きい方」については、新規制基準では、応力降下量の不確かさについて定量的な要求はしておらず、審査において、施設ごとに必要に応じて断層のずれのタイプや地域特性について十分な検討が行われた上で、不確かさが考慮されていることを確認しています。
以上より、原案のとおりとします。

（「考え方」への批判）
「アスペリティの応力降下量と短周期レベルの両方について別々に不確かさを考慮しなければならないという意味ではありません」としているが、これそのものが、原子力規制庁の断層モデルに関する無知をさらけ出すものだと言える。断層モデルによる地震動評価法における「アスペリティの応力降下量と短周期レベル」の関係については、旧原子力安全委員会の地震動解析技術等作業会合(平成２１年４月２３日）の資料第１−１号「波形合成法の基本的考え方」（東京電力株式会社)で詳しく解説されている。この知識を前提として、意見を述べたところ、恐ろしいことに、原子力規制庁には、この知識がなかったことが判明した。
　その知識を要約すると次のようになる。
　①手法A：基本モデルと同じ要素地震波を用い，応力降下量補正係数Cと重ね合わせ数nを新たに設定する。この考え方は，通常の入倉法におけるΔσのCによる補正と類似しており，経験的グリーン関数法と統計的グリーン関数法のいずれにも適用できる。
⇒応力降下量補正係数C’＝1.5C，すべり量の分割数n’D＝nD/1.5（長さL方向と幅W方向の分割数nLとnWは同じ）と設定すると、応力降下量は1.5倍、短周期レベルAも1.5倍になる。
　②手法B：要素地震の応力降下量Δσeを基本モデルから変更し，基本モデルと同じCとnを用いる。この考え方は，要素地震波を人工的に作成する統計的グリーン関数法にのみ適用できる。
⇒要素地震の応力降下量をΔσ’e＝1.5Δσとし，CとnDは同じ（nLとnWも同じ)と設定すると、応力降下量は1.5倍だが、短周期レベルAは「1.5の2/3乗」倍になり、1.5倍より小さくなる。
　この評価に基づき、翌日の第１9回耐震安全性評価特別委員会（2009.04.24）で報告され、入倉特別委員会委員長が次のようにまとめている。
「・・・バックチェックにおいて中越沖地震の反映の一つとして、短周期レベルを基本モデルに対する1.5倍をばらつきとして検討すべきというのが保安院の指示にあったわけですけれども、それについて事業者の方法について必ずしも明確ではないのではないか。実際に1.5倍というものはどういうものかについて、必ずしも方法論が正確に行われているかどうか、ご意見がございましたので、作業会合において特にこの論点に絞ってご説明いただきました。
　先ほどご説明がありましたように、もちろん、こういう計算法にはいろんな手法があるわけですが、典型的な手法としては２つに分けることが出来る。１つは応力降下量、実際には実効応力というべきなんですけれども、実効応力を1.5倍にすると同時に短周期を1.5倍にするという、そういう手法で基本モデルに対する基準地震動の計算に対して、短周期レベルが1.5倍になるような計算をする、そういう方法についてご説明いただいたのと、もう一つの方法は実効応力は1.5倍になるけれども、実効応力を1.5倍ということを拘束条件として計算すると、短周期レベルは必ずしも1.5倍にならない。大体の値としては１．３倍程度という少し高周波というか、短周期が足りないような計算法もある。
　そういう２つの方法が混在して説明されている可能性があるということで、これまでに例えば柏崎刈羽であるとか、北陸電力の説明の中で北陸電力に関しては混在があったわけですけれども、東京電力に関しては両方とも1.5倍になるということ、そういうことが分かりました。そういう意味で、保安院の指示に従って基準地震動を評価する場合には、短周期レベルが1.5倍になるような計算法をとるべきではないかということが、昨日の作業会合では確認されたわけです。」（速記録pp.15-16）
　原子力規制庁は、このように重要な応力降下量と短周期レベルの関係について無知であることを恥じることなく、「新規制基準では、応力降下量の不確かさについて定量的な要求はしておらず、審査において・・・確認しています」としていることも重大である。そもそも、新潟中越沖地震が起こらなければ「応力降下量(短周期レベル)1.5倍」という不確かさの定量的な要求は出てこなかったのであり、それを考慮しなくてもよいというのであれば、その根拠を「考え方」で示すべきである。

＜意見66＞———————
　新旧対照表pp.21の「（解説）」の「（２）必要に応じた不確かさの組み合わせによる適切な考慮」は「3.3.3 不確かさの考慮」の（２）の詳細項目②をそのまま転記し、「②地震動評価においては、震源特性（ 震源モデル） 、伝播特性（ 地殻・上部マントル構造） 、サイト特性（ 深部・浅部地下構造） における各種の不確かさが含まれるため、これらの不確かさ要因を偶然的不確かさと認識論的不確かさに分類して、分析が適切になされていることに留意する必要がある。」としているが、偶然的不確かさについては「破壊開始点」のバラツキぐらいしか考慮されておらず、地震動そのものの確率論的バラツキがこれまで一貫して全く考慮されていない。わざわざ不確かさを偶然的不確かさと認識論的不確かさに分類したにもかかわらず、「地震動そのものの確率論的バラツキ」が偶然的不確かさから除外されている。このようにするのであれば、その根拠を解説で明記すべきである。
　他方、「4. 震源を特定せず策定する地震動」で導入された標準スペクトルの策定時には、M5～M6.5の地震観測記録の基盤波の平均に対して標準偏差の3倍のバラツキが考慮されており、不整合であり、ご都合主義である。「3. 敷地ごとに震源を特定して策定する地震動」における検討用地震に対しても、地震学界で常識的に認められている地震動の１標準偏差で「倍半分」程度のバラツキを考慮し、平均像として求められた現在の基準地震動に対して2倍のばらつきを考慮すべきである。

＜考え方＞
➢御指摘の「地震動そのものの確率論的バラツキ」の意味するところが必ずしも明らかではありませんが、不確かさに関する扱いについてはNo.19の御意見に対する考え方を参照してください。
➢「震源を特定せず策定する地震動」に関する御指摘について、標準応答スペクトルは、震源を特定せず策定する地震動のうち全国共通に考慮すべき地震動として策定したものです。その策定に当たっては、地域的な特徴を極力低減させて普遍的な地震動レベルを設定するために、地表に明瞭な痕跡が見られない地震（Mw6.5程度未満）として、推定誤差等を考慮し、Mw5.0～6.6の震源近傍の多数の地震観測記録（89地震）を統計処理しています。
➢したがって、各種調査により評価対象となる断層を特定するなどし、震源断層モデル等を設定した上で策定する「敷地ごとに震源を特定して策定する地震動」とは、不確かさの扱いを含め、地震動評価の手法が異なることから、「不整合であり、ご都合主義である」との御指摘は当たりません。
➢標準応答スペクトルの策定の詳細については、「「震源を特定せず策定する地震動に関する検討チーム」の検討結果について－全国共通に考慮すべき「震源を特定せず策定する地震動」に関する検討報告書－」（令和元年８月28日第24回原子力規制委員会資料３）を参照ください。
　以上より、原案のとおりとします。

（「考え方」への批判）
　原子力規制庁は、「『地震動そのものの確率論的バラツキ』の意味するところが必ずしも明らかではありません」としているが、地震動を確率論的に評価する場合には、同一の地震と見なす地震の母集団を定め、その地震観測記録を地震基盤などの統一的に評価可能な地震波に変換した上で、その地震波集合を母集団とみなして地震動の偶然変動を抽出することになる。この偶然変動を一般にもわかりやすい表現で「バラツキ」と称するのはごく普通のことである。それを明らかでないというのは、偶然変動そのものを理解していないからである。参照すべきという「No.19の御意見に対する考え方」（下記参照）は、断層長さやマグニチュードなど震源断層モデルのパラメータ推定における精度に関するものであり、地震動そのものの偶然変動とは別の次元のものである。これを参照せよということは、確率論的モデルについて全く混乱しているとしか言いようがない。
　また、「『敷地ごとに震源を特定して策定する地震動』とは、不確かさの扱いを含め、地震動評価の手法が異なる」というが、「だから地震動の偶然変動を考慮しなくてよい」という理由にはならない。震源断層モデルのパラメータにおける不確かさの扱いを含めて評価手法が異なっても、各評価手法によって算出される地震動はそれぞれの震源断層モデル・パラメータに基づく平均的な地震動評価にすぎず、実際には、それを中心にして地震動は偶然変動するのであり、その偶然変動はいずれの地震においてもほぼ「倍半分」のバラツキをもっている。たとえば、新潟県中越沖地震を教訓とした応力降下量(短周期レベル)1.5倍の震源パラメータに基づく地震動評価結果も、その仮定の下での平均的な地震動評価結果に過ぎず、実際の地震観測記録を見れば一目瞭然だが、平均に対して「倍半分」がほぼ「±1標準偏差」となってばらついている。
　標準応答スペクトルの元になった地震波は「Mw5.0～6.6の震源近傍の多数の地震観測記録（89地震）」だが、これを単一の母集団と見なして「平均＋３標準偏差」となるように標準応答スペクトルを定めたものであり、母集団の設定に疑問は残るが、地震動の偶然変動を考慮したものと評価できる。にもかかわらず、「敷地ごとに震源を特定して策定する地震動」では、このような偶然変動を考慮する必要はないと主張するのは、まさに「不整合であり、ご都合主義である」と言える。原子力規制庁は、それを理解できないほど知識水準が落ちてしまったのであろうか。

＜No.19の御意見に対する考え方＞
➢No.１の御意見に対する考え方のとおり、今回の改正は、審査実績等を踏まえた表現の改善等を行うものです。
➢改正前の基準地震動審査ガイド3.2.3（２）の規定に係る改正については、複雑な自然現象の観測データにばらつきが存在するのは当然であり、経験式とは、観測データに基づいて複数の物理量等の相関を式として表現するものであることに注意して審査を行うべきとする、従来からの趣旨をより明確に記述するためのものであり、審査の内容を変更するものではありません。
➢なお、基準地震動審査ガイドにおいては、従来から、地震動評価に大きな影響を及ぼす支配的なパラメータの不確かさを十分に考慮することにより、保守的な地震動評価が行われていることを審査官等が確認する趣旨を規定しています。一方で、当該不確かさの考慮に更に経験式の元となった観測データのばらつきを上乗せすることは、震源断層を特定した地震の強震動予測手法（「レシピ」）で示された方法ではなく、かつそのような方法に係る科学的・技術的知見を承知していないため、元々規定していません。
➢審査ガイドの目的に関する御指摘については、No.８の御意見に対する考え方を参照ください。
　以上より、原案のとおりとします。

＜No.1の御意見に対する考え方＞
➢今回の改正は、審査実績等を踏まえた表現の改善等を行うものであり、規制要求や審査の緩和を行うものではありません。
➢原子力規制委員会は、令和２年度から、審査実績を踏まえた規制基準等の記載の具体化・表現の改善に計画的に取り組んでおり、今回の改正もその一環です。
➢なお、審査ガイド（原子力規制委員会が作成するガイドのうち、核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律に基づく基準規則等に関する審査に用いるためのもの。）は、基準規則やその解釈等のように規制要求を定めるものではありません。
　以上より、原案のとおりとします。

＜No.8の御意見に対する考え方＞
➢基準地震動及び耐震設計方針に係る審査ガイド（以下「基準地震動審査ガイド」という。）は、従前から「基準地震動の妥当性を厳格に確認するための方法の例を示した手引」として策定しているものです。
➢審査ガイドの位置付けについては、「審査ガイドの位置付け」（令和３年６月16 日原子力規制委員会了承）を参照ください。
　以上より、原案のとおりとします。

下記の「基準地震動及び耐震設計方針に係る審査ガイド等の一部改正（案）」への意見募集に意見を３件提出しました。

基準地震動及び耐震設計方針に係る審査ガイド等の一部改正について（案）に対する意見募集について

受付開始日時    2022年2月25日0時0分

受付締切日時    2022年3月27日0時0分

————–＜意見１＞————————————-

新旧対照表pp.18-19の「（解説）」は「3.3.2 断層モデルを用いた手法による地震動評価」の（４）の詳細項目①～③をほぼそのまま転記し、「（４）｢震源断層を特定した地震の強震動予測手法（『レシピ』）｣を用いて地震動評価を行っている場合には、レシピに示された関係式及び手順に基づいて行われていることに留意する必要がある。また、レシピに示されていない方法で評価を行っている場合には、その方法が十分な科学的根拠に基づいていることに留意する必要がある。」と追記したものである。

このレシピには「(ア) 過去の地震記録や調査結果などの諸知見を吟味・判断して震源断層モデルを設定する場合」と「(イ) 長期評価された地表の活断層長さ等から地震規模を設定し震源断層モデルを設定する場合」の2種類があり、検討用地震に対応する地震観測記録が存在しない場合には、（ア）を用いてはならず、（イ）を用いるべきであることが示されている。たとえば、日本地震学会2016年度秋季大会(2016.10.5)で東京大学地震研究所の纐纈一起教授は、「『震源断層を特定した地震の強震動予測手法』と熊本地震」(予稿集S15-06)を発表し、2016年4月の熊本地震の震源断層評価結果に基づき、「詳細な活断層調査を行っても震源断層の幅の推定は困難であるので、活断層の地震の地震動予測には『手法』（イ）の方法を用いるべきであることを確認した。」と結論づけている。

したがって、（４）として追記された前半部分について、｢震源断層を特定した地震の強震動予測手法（『レシピ』）｣を用いて地震動評価を行っている場合には、検討用地震に対応する地震観測記録に基づいて震源断層が適切に推定されているケースでは（ア）を用い、地震観測記録がないケースでは（イ）を用いることとし、レシピに示された関係式及び手順に基づいて行われていることに留意する必要がある。」と修正すべきである。

————–＜意見２＞————————————-

新旧対照表pp.20-21の「（解説）」は「3.3.3 不確かさの考慮」の（２）の詳細項目①と②をほぼそのまま転記し、①に「なお、アスペリティの応力降下量（ 短周期レベル） については、新潟県中越沖地震で得られた知見を踏まえた不確かさが考慮されていることに留意する必要がある。」と追記したものである。

しかし、新潟県中越沖地震で得られた知見から「アスペリティの応力降下量（ 短周期レベル）」を1.5倍にする場合、応力降下量を1.5倍にし、すべりの重ね合わせ数を1/1.5にして短周期レベルも1.5倍にする場合は妥当だが、統計的グリーン関数法で要素地震の応力降下量を最初から1.5倍にする方法では短周期レベルは「1.5の2/3乗」倍に留まり、1.5倍にならない。この誤りを避けるには、「アスペリティの応力降下量および短周期レベル」と書き換えるべきである。

また、2012年8月17日に原子力安全・保安院が出した「活断層による地震動評価の不確かさの考慮について（考え方の整理）」では「応力降下量について1.5倍又は20MPaの大きい方※」とされ、※印の注意書には「※断層のずれのタイプや地域特性について十分な検討が行われた場合、これ以外の数値を用いて評価しても良い。」とされている。

さらに、新潟県中越沖地震で得られた知見は震源特性が1.5倍も大きかったという知見であり、これまでの審査でも、アスペリティだけでなく震源断層の平均についても応力降下量と短周期レベルは1.5倍にされている。

結論的には、「アスペリティの応力降下量（ 短周期レベル）」を「応力降下量※および短周期レベル」に書き換え、「※アスペリティの応力降下量については1.5倍又は20MPaの大きい方」と注記すべきである。

————–＜意見３＞————————————-

新旧対照表pp.21の「（解説）」の「（２）必要に応じた不確かさの組み合わせによる適切な考慮」は「3.3.3 不確かさの考慮」の（２）の詳細項目②をそのまま転記し、「②地震動評価においては、震源特性（ 震源モデル） 、伝播特性（ 地殻・上部マントル構造） 、サイト特性（ 深部・浅部地下構造） における各種の不確かさが含まれるため、これらの不確かさ要因を偶然的不確かさと認識論的不確かさに分類して、分析が適切になされていることに留意する必要がある。」としているが、偶然的不確かさについては「破壊開始点」のバラツキぐらいしか考慮されておらず、地震動そのものの確率論的バラツキがこれまで一貫して全く考慮されていない。わざわざ不確かさを偶然的不確かさと認識論的不確かさに分類したにもかかわらず、「地震動そのものの確率論的バラツキ」が偶然的不確かさから除外されている。このようにするのであれば、その根拠を解説で明記すべきである。

他方、「4. 震源を特定せず策定する地震動」で導入された標準スペクトルの策定時には、M5～M6.5の地震観測記録の基盤波の平均に対して標準偏差の3倍のバラツキが考慮されており、不整合であり、ご都合主義である。「3. 敷地ごとに震源を特定して策定する地震動」における検討用地震に対しても、地震学界で常識的に認められている地震動の１標準偏差で「倍半分」程度のバラツキを考慮し、平均像として求められた現在の基準地震動に対して2倍のばらつきを考慮すべきである。

「エネルギー基本計画（案）に対する意見の募集」はこちら

————- 意見その６ ——————————————————————————————

・該当箇所：第4章(2)714-718行、734-736行、第5章(1)1029-1033行、第5章(3)1437-1445行、第5章(5)1573-1579行、第5章(11)3227-3233行、第5章(13)3558-3561行

「２０５０年カーボンニュートラルの実現に向けて、電化の促進、電源の脱炭素化が鍵となる中で、再生可能エネルギーに関しては、Ｓ＋３Ｅを大前提に、２０５０年における主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組む。」（第4章(2)734-736行）

「近年、太陽光発電等の変動型再生可能エネルギーの拡大により、一部地域では再生可能エネルギー電気の出力制御が実施されるなど、再生可能エネルギーの余剰電力が生じることがあるが、このタイミングに需要をシフト（上げＤＲ）することは、需給一体で見たときにエネルギーの使用の合理化につながる。また、猛暑や厳冬、発電設備の計画外停止等が起因となる需給ひっ迫時等においては、節電要請等の需要の削減（下げＤＲ）が有効な対策の一つとなる。他方、現行省エネ法では、夏冬の昼間の電気需要平準化を一律に需要家に求めており、需給状況に応じて柔軟に需要を創出・削減する枠組みとはなっていない。このため、供給サイドの変動に応じて需要を最適化する枠組みの構築を進めていく。」（第5章(3)1437-1445行）

「今後とも、２０５０年カーボンニュートラル及び ２０３０年度の温室効果ガス排出削減目標の実現を目指し、エネルギー政策の原則であるＳ＋３Ｅを大前提に、電力部門の脱炭素化に向け、再生可能エネルギーの主力電源化を徹底し、再生可能エネルギーに最優先の原則で取り組み、国民負担の抑制と地域との共生を図りながら最大限の導入を促す。具体的には、地域と共生する形での適地確保や事業実施、コスト低減、系統制約の克服、規制の合理化、研究開発などを着実に進め、電力システム全体での安定供給を確保しつつ、導入拡大を図っていく。」（第5章(5)1573-1579行）

「これらのネットワーク増強等について効率化を促しつつ、必要な費用を公平に確保していくため、２０２３年度に託送料金制度を見直し、レベニューキャップ制度を導入するとともに、Ｓ＋３Ｅを大前提に再生可能エネルギーに最優先の原則で取り組むという方針の下で、発電側課金制度の円滑な導入に向けて、導入の要否を含めて引き続き検討を進める。なお、託送料金の仕組みを活用し、原子力事故に係る賠償への備えに関する負担や廃炉に関する会計制度措置を講じているところであり、こうした自由化後の公益的課題に対する費用回収の取組も着実に進める。」（第5章(11)3227-3233行）

・意見内容

　太陽光・風力への「接続可能量（電力需給面）」と「送電網接続制限（送電容量面）」を撤廃し、接続工事費負担を抜本的に軽減し、送配電網の管理運営権を電力会社から公平中立な公的機関に完全委譲すべきです。

・理由

再生可能エネルギーを「主力電源として最優先の原則の下で最大限の導入に取り組」（第4章(2)715-716行）むには、再エネの優先接続・優先給電が不可欠です。ところが、優先接続・優先給電を妨害している現在の政策をそのままにしていては不可能です。第１に、電力需給面からの「接続可能量」（電力需給面からの給電制限）を撤廃すべきです。第２に、送電容量面からの「送電網接続制約」（送電容量面からの接続制限）を根本的に緩和する措置が不可欠です。第３に、送電網接続点（一次変電所）までの「電源線設置工事・管理費負担」（送配電網整備費の費用負担）を抜本的に軽減すべきです。

経産省は、「接続可能量」を超える再エネ接続には無制限・無補償の出力制御を導入しておきながら（中３社を含めて2021年4月から全国へ拡大）、再エネの大量導入を実現するためには、「需要側において、時期・時間に応じて再エネ余剰電力が発生している時に需要をシフト（上げDR）し、需給逼迫時等に需要を抑制（下げDR）することが重要」であり、「今後、省エネ法において、これらを制度的に促すための枠組みを検討していく」としていますが、そんな小手先の施策ではなく、経産省の導入した「接続可能量」をはじめ、再エネ普及を妨げるシステムをすべて見直し、撤廃し、再エネ最優先で最大限に導入可能なシステムへと根本的に造り替え、再エネ優先接続・優先給電へ転換すべきです。

そのためには、欧州連合EU等で実際に行われているように、送電網の管理・運営権を公平・中立な全国統一の送電網管理機関に委譲し、電力会社による送配電網支配を断ち切るべきです。その上で、地域間連系線を増強して再エネ最優先で全面開放すべきです。そうするだけで再エネの出力制御は不要になります。送電網増強費は高速道路網と同様に全国負担とし、再エネ導入を進める新電力に新たな負担となる発電側基本料金の2023年度導入は中止すべきです。

電力会社による電力市場支配力の源泉は送配電網の支配にあります。2016年4月の小売電力自由化以降も、この支配力が依然として強すぎるため、2020年4月の発送電分離を機に「総括原価方式による電気料金規制制度」を廃止する予定でしたが、電力会社の支配力が弱まるまで存続させることになっています。再エネの優先接続・優先給電を妨げる最大の原因は電力会社による送配電網支配を通じた電力市場介入です。送配電網の管理・運営権を電力会社から剥奪しない限り、再エネの最優先・最大限の導入は妨害され続けるでしょう。

————- 意見その７ ——————————————————————————————

・該当箇所：第5章(1)1155-1162行、(7)2505-2514行、(13)3582-3585行

「（d）石炭　現時点の技術・制度を前提とすれば、化石燃料の中で最もＣＯ２排出量が大きいが、調達に係る地政学リスクが最も低く、熱量当たりの単価も低廉であることに加え、保管が容易であることから、現状において安定供給性や経済性に優れた重要なエネルギー源である。今後、石炭火力は、再生可能エネルギーを最大限導入する中で、調整電源としての役割が期待されるが、電源構成における比率は、安定供給の確保を大前提に低減させる。」（(1)1155-1162行）

「具体的には、非効率な火力、特に非効率な石炭火力については、省エネ法の規制強化により最新鋭のＵＳＣ（超々臨界）並みの発電効率（事業者単位）をベンチマーク目標として設定する。その際、アンモニア等について、発電効率の算定時に混焼分の控除を認めることで、脱炭素化に向けた技術導入の促進につなげていく。こうした規制的措置に加え、容量市場については、２０２５年度オークションから、一定の稼働率を超える非効率な石炭火力発電に対して、容量市場からの受取額を減額する措置を導入することで、非効率石炭火力のフェードアウトを着実に推進していく。また、脱炭素化を見据えつつ、次世代の高効率石炭火力発電技術である石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）や石炭ガス化燃料電池複合発電（ＩＧＦＣ）などの技術開発等を推進する。」（(7)2505-2514行）

「火力発電については、再生可能エネルギーの更なる最大限の導入に取り組む中で、当面は引き続き主要な供給力及び再生可能エネルギーの変動性を補う調整力として活用しつつ、非化石電源の導入状況を踏まえながら、安定供給確保を大前提に、非効率石炭のフェードアウトといった取組を進め、火力発電の比率をできる限り引き下げる。その際、エネルギー安全保障の観点から、天然ガスや石炭を中心に適切な火力ポートフォリオを維持し、電源構成ではＬＮＧ火力は２０％程度、石炭火力は１９％程度、石油火力等は最後の砦として必要最小限の２％程度を見込む。更に、今後の重要なエネルギー源として期待される水素・アンモニアの社会実装を加速させるため、電源構成において、新たに水素・アンモニアによる発電を１％程度見込む。」（(13)3582-3585行）

・意見内容

　石炭火力へのバイオマス・アンモニア混焼やCCSは、石炭火力の延命につながり、CO2削減に寄与せず、化石資源採掘を促します。2050年より早い廃止を掲げ、石炭火力を速やかにフェードアウトさせる計画を具体化すべきです。

・理由

発電コスト検証ワーキンググループによる「基本政策分科会に対する発電コスト検証に関する報告」（2021年9月）では、2030年新設プラントの発電コスト比較で、太陽光（事業用、住宅）と風力は8～9円台で、13円台の石炭火力より安いという結果が示され、CO2の最大の発生源である石炭火力を「安定供給性や経済性に優れた重要なエネルギー源」（1158-1159行）と位置づける根拠はすでに失われています。CO2排出量を減らすためのバイオマス混焼やアンモニア混焼、さらにCO2分離回収・貯留CCS（Carbon dioxide Capture and Storage）は石炭火力の経済性を一層悪化させるだけであり、石炭火力の延命にしかなりません。石炭火力を「火力電源のうち最優先で速やかにフェードアウトさせるべき電源」と位置づけ直し、CCS開発費をそのために使うべきです。

石炭火力のバイオマス混焼やアンモニア混焼などでは、CO2排出量をLNG火力程度へ引き下げるだけでも50％以上の混焼が必要ですが、アンモニア混焼率を引上げようと燃焼空気を増やすと、有害な窒素酸化物NOxが大量に発生するため、20％混焼が限度だとされています。実証試験が計画されているアンモニア20％混焼では、石炭火力の運転時CO2発生量は864g-CO2/kWhから20％減っても691g-CO2/kWhに留まり、石油火力と同等で、LNG火力(GTCC)の2.3倍から1.8倍となるだけで、ほとんど変わりません。石炭火力のCO2削減策は「早期廃止」以外にないのです。

CCSによる発電単価上昇は、資源エネルギー庁評価でも、石炭火力で7～9円/kWh、LNG火力で3～４円/kWhと高く、国内のCO2貯留地は制約されているため、さらに、船舶輸送費が加わって4～5割増になります。CCSコスト削減のために、分離・回収したCO2を「油田回復EORやガス田回復EGR用に売却する方策」や「自らEORやEGRに用いて産出した石油やガスを売却する方策」も提案されていますが、関西電力子会社「KANSOテクノス」の実績評価では、貯留コストを回収できる程度に留まります（KANSOテクノス成果発表会，2007.12.17）。また、それは化石資源採掘を助長するものであり、CO2削減方針に反します。CCSやEOR・EGRは、CO2貯留・注入後のCO2漏洩の恐れがあり、シェールガス生産時に問題となった地震頻発の可能性もあります。

CCS、EOR、EGR、バイオマス混焼、アンモニア混焼などで石炭火力を延命させるのではなく、大幅なエネルギー消費削減と最優先かつ最大限の再エネ拡大で早期に石炭火力を廃止すべきです。

ところが、2019年度実績から2030年度に向けた経産省の「石炭フェードアウト計画（2030年度見通し）」では、大手電力の非効率な石炭火力（Sub-C、SC)が39基から20基程度へ減るものの、効率的な石炭火力（USC、IGCCその他）は30基から35基へ増え、その他事業者との合計では、石炭火力149基4,791万kWから145基4,800万kWでほとんど変わりません。にもかかわらず、発電電力量が31％から26％へ減っているのは、効率的な石炭火力の設備利用率を67％に維持しながら、非効率な石炭火力の設備利用率を38％程度へ下げて、減ったように見せかけただけです。これではフェードアウト計画とは言えません。今回のエネ基本計画（案）では石炭火力はさらに発電電力量の19％に下がり、総発電電力量も9300～9400億kWhへ下がっていますので、石炭火力は1,780億kWh程度へ減らさねばなりません。そのためには、さらに1,500万kW程度減らす必要があります。

他方、「火力は45年運転で廃止」を仮定した経産省の「今後10年間の火力供給力（調整力）の増減見通し」では、2021年以降10年間で、大手電力の石炭火力は686万kW新設、499万kW廃止で、合計187万kW増と試算しており、石炭フェードアウト計画の大手電力277万kW減（新設・廃止でUSC他433万kW増、SC他710万kW減）にするには、大手電力だけで「運転45年未満」の石炭火力で464万kW以上の追加廃止が必要になります。さらに、「石炭火力19％」にするには、その他事業者を含めて、さらに、1,500万kW以上の削減が不可欠です。高効率であっても石炭火力の新設は中止すべきであり、既存石炭火力についても2022～2038年に石炭火力をフェードアウトさせる欧州諸国（仏2022年、英2024年9月末、伊2025年、スペイン2030年、独2038年）を見習って、2050年よりできるだけ早くフェードアウトさせる計画を打ち出し、具体的に進めるべきです。

非効率石炭火力を38％の低稼働率でも維持し続ける理由は、原発停止時のカバー電源用、また、夏冬の電力不足対応用と考えられますが、再エネを最優先で最大限導入し、原発も閉鎖すれば、その必要はなくなります。他方、容量市場による「４年後の容量確保契約」とバイオマス混焼による「再エネFIT買取期間20年の制約」が石炭火力延命に利用されている可能性もあります。容量市場は廃止すべきであり、このような延命のための利用は言語道断です。