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。