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原子力発電の経済性とは、原子炉による発電に伴うコスト、財務リスク、および経済的要因に関するものであり、発電所の建設に必要な資本、運転期間全体にわたる運転費と燃料費、廃炉費用、放射性廃棄物管理費用などが含まれる。また、資金調達構造、炭素価格設定メカニズム、システム統合要件など、他のエネルギー源に対する原子力発電の競争力に影響を与える、より広範な政策、規制、および市場状況も含まれる。
原子力発電所の建設コストは、世界各地で、また時代によって大きく異なっている。1970年代には、特に米国でコストが急激に上昇した。一方、日本や韓国などの国々では、近年のコスト動向は大きく異なり、建設コストが安定したり、低下したりする時期もあった。
新規原子力発電所は、通常、建設に多額の設備投資が必要です。燃料費、運転費、保守費は、総コストのごく一部です。原子力発電所の長い耐用年数と高い設備利用率により、発電量当たりの価格への影響は少なく、最終的な廃炉や廃棄物の貯蔵・管理に十分な資金を蓄積することができます。さらに、炭素税や炭素排出量取引などの気候変動緩和策は、化石燃料発電よりも原子力発電の経済性を高めます。原子力発電は、設備投資が2,000ドルから3,000ドル/kWの間であれば、再生可能エネルギー発電とコスト競争力があります[ 1 ] 。ただし、フィンランドのオルキルオトにある第3号機のように、予期せぬ問題によりこの値が大幅に高くなる稀なケースもあり、推定6,800ユーロ/kWとなっています。
気候変動に関する政府間パネル（IPCC）は、原子力発電を低炭素で成熟したエネルギー源と位置付けています。1993年以降、世界の発電量に占める原子力発電の割合は減少傾向にありますが、IPCCは原子力発電が低炭素エネルギー供給に貢献できる可能性があると指摘しています。IPCCの評価では、未解決の廃棄物管理問題、国民の受容、運用、財務、規制上のリスクなど、いくつかの障壁が挙げられています。[ 2 ]
太陽光発電は原子力発電に比べて設備利用率が非常に低く、高価なエネルギー貯蔵や送電が必要になる前に、太陽光発電が市場に浸透できる範囲には限界があります。これは、原子力発電は「メンテナンスが少なく、燃料補給前に長期間運転できるように設計されている」のに対し、太陽光発電は常に燃料補給の状態にあり、より大規模なバックアップ電源を必要とする燃料不足によって制限されているためです。[ 3 ]
米国では、原子力発電は北米の天然ガス価格の低迷との競争に直面している。元エクセロンCEOのジョン・ロウは2012年に、米国における新たな原子力発電所は「現時点では全く意味がない」とし、天然ガスの供給過剰が続く限り経済的には成り立たないだろうと述べた。[ 4 ]
2016年、ニューヨーク州知事のアンドリュー・クオモは、ニューヨーク州公益事業委員会に対し、原子力発電所（州の発電量の3分の1、排出量ゼロの発電量の半分を占める）が、他州で閉鎖された原子力発電所に取って代わった天然ガス発電所との競争において収益性を維持できるよう、再生可能エネルギー源に対する補助金と同様の料金負担者負担の補助金を検討するよう指示した。[ 5 ]
ブルームバーグによる2017年の分析によると、米国の原子力発電所の半数以上が赤字で運営されており、特に単一ユニットの発電所がそうであった。[ 6 ]
経済シンクタンクDIWベルリンによる2019年の調査では、原子力発電は世界のどこでも利益を生んでいないことが判明した。[ 7 ]原子力発電の経済性に関する調査では、原子力発電はこれまで財政的に実行可能になったことはなく、ほとんどの発電所は政府による多額の補助金を受けて建設され、多くの場合軍事目的が動機となっており、原子力発電は気候変動対策として良いアプローチではないことが判明した。1951年以降の原子力発電所建設の傾向を検証した結果、平均的な1,000MWの原子力発電所は平均48億ユーロ（77億豪ドル）の経済損失を被ることが判明した。これらの調査結果は、親原子力団体であるドイツ原子力協会（Kerntechnische Gesellschaft eV ）が発行する国際原子力ジャーナルに掲載された追跡調査で反駁された。[ 8 ]
原子力発電は、コストが安定した発電源となる前に、多額の初期投資が必要です。原子力発電は、水力発電所やメタンガス発電所と同様に、ベースロード電源です。[ 9 ] メタンガス発電所や石炭火力発電所は、初期費用は安いですが、世界経済、エネルギー価格、気候変動、健康コストの変動に対する脆弱性など、原子力発電所が回避できるコストリスクが伴います。原子力の初期費用と継続費用は、敷地許可と使用済み燃料の安全な保管の両方に関する規制に関連する価格変動の影響を受けやすいです。しかし、原子力プロジェクト自体は、他の大規模インフラ投資よりも本質的にリスクが高いわけではありません。[ 10 ]世界金融危機後、世界の電力需要は減少し、規制は不クリーンだが安価なエネルギーに対してより寛容になりました。東ヨーロッパでは、長年計画されているプロジェクトの多くが資金調達に苦労しており、特にブルガリアのベレネとルーマニアのチェルナヴォダの追加原子炉が挙げられ、一部の潜在的な支援者は撤退しました。安価なガスが入手可能で、将来の供給が比較的安定している地域では、これはクリーンエネルギープロジェクトにとっても大きな問題となる。
したがって、他の発電方法との比較は、原子力発電所の建設期間と資金調達に関する仮定に大きく依存します。原子力発電の経済性の分析では、将来の不確実性のリスクを誰が負うのかを考慮に入れる必要があります。現在までに稼働しているすべての原子力発電所は、国営または規制された電力独占企業によって開発されており[ 11 ] [ 12 ]、政治的変化や規制強化に伴うリスクの多くは、供給者ではなく消費者が負っています。
現在、多くの国が電力市場を自由化しており、これらのリスク、および資本コストが回収される前に補助金を受けたエネルギー源からの安価な競争が発生するリスクは、消費者ではなく発電所の供給者と運営者が負担しており、新しい原子力発電所への投資リスクの評価が大きく異なっています。[ 13 ]第3世代+原子炉は、数十年にわたって使用されてきた既存の設計を段階的に改良しながら、前世代よりも設計寿命が大幅に長いとされています。[ 14 ]これにより、減価償却期間が長くなるため、建設コストの上昇をある程度相殺できる可能性があります。
「原子力発電の一般的な経験則では、発電コストの約3分の2は固定費で占められ、その主なものは融資の利息の支払いと資本の返済のコストである…」[ 15 ]
原子力発電所の建設と資金調達にかかる資本コストは、原子力発電のコストの大きな割合を占めています。2014年に米国エネルギー情報局は、2019年に稼働開始する新規原子力発電所の資本コストが均等化発電コストの74%を占めると推定しました。これは化石燃料発電所の資本割合（石炭63%、天然ガス22%）よりも高く、他の非化石燃料源の資本割合（風力80%、太陽光発電88%）よりも低い値です。[ 16 ]
フランスの原子力発電所運営会社であるアレバは、原子力発電1kWhあたりのコストの70%は建設工程の固定費であると述べている。[ 15 ] 一部のアナリストは（例えば、マーティン・コーエンとアンドリュー・マッキロップの著書『終末の機械』で引用されているスティーブ・トーマスなど）、原子力発電の経済性に関する議論でしばしば見落とされているのは、自己資本コスト、つまり企業が自己資金で新しい発電所の建設費用を支払うコストが、一般的に負債コストよりも高いということだと主張している。[ 17 ]借入のもう1つの利点は、「低金利で大規模な融資が手配されれば（おそらく政府の支援を受けて）、その資金をより高い利回りで貸し出すことができる」ということかもしれない。[ 17 ]
「原子力発電の大きな問題の一つは、莫大な初期費用です。これらの原子炉は建設に非常に費用がかかります。収益は非常に大きいかもしれませんが、その回収には非常に時間がかかります。初期費用を回収するのに何十年もかかることがあります。多くの投資家は集中力が短いので、投資が報われるまでそんなに長く待つことを好みません。」[ 18 ]
持続的な建設プログラムの一環として建設される最初の原子力発電所の資本コストが大きく、収益が戻ってくるまでの建設期間が比較的長いため、最初の数基の原子力発電所の資本コストの維持が、原子力エネルギーの経済的競争力を決定する最も重要な要因となる可能性がある。 [ 19 ]この投資は、電力コストの約70% [ 20 ]から80% [ 21 ]を占める可能性がある。実業家で原子力専門家のティモシー・ストーンは2017年に、「[新しい]原子力発電において重要な2つの数値は、資本コストと資本コストのみであると長らく認識されてきた」と述べている。[ 22 ]原子力発電所の資本をその寿命にわたってコスト計算するために選択された割引率は、総コストに対して最も敏感なパラメータであると言える。[ 23 ]新しい原子力発電所の寿命が長いため、新しい原子力発電所の価値の大部分は将来の世代の利益のために生み出される。
多くの国で最近電力市場が自由化されたことにより、原子力発電の経済性は魅力が薄れており、[ 24 ] [ 25 ]自由化された電力市場では新たな原子力発電所は建設されていない。[ 24 ]以前は、独占的な供給者が数十年先まで出力要件を保証することができた。現在、民間発電会社はより短い出力契約と将来の低コスト競争のリスクを受け入れなければならないため、より短い投資回収期間を望んでいる。これは、関連する燃料費が高くても、資本コストが低い、または補助金が多い発電プラントタイプに有利である。[ 26 ]
さらに、自由化された電力市場からの多額の埋没費用と予測不可能な将来の収入のため、民間資本が有利な条件で利用できる可能性は低いという難点があり、これは資本集約型である原子力発電にとって特に重要である。[ 27 ]業界のコンセンサスは、収益が独占市場によって保証されている規制された公益事業環境で稼働する発電所には5%の割引率が適切であり、競争的な自由化された発電所または商用発電所環境では10%の割引率が適切であるというものである。[ 28 ]しかし、株式資本と負債資本を区別するより洗練された財務モデルを使用した独立したMITの研究（2003年）では、平均割引率は11.5%と高かった。[ 13 ]
2016年の研究では、過去に建設された原子炉のコストは確かに増加したが、これは必ずしも原子力発電のコスト上昇の固有の傾向があることを意味するものではないと主張した。なぜなら、以前の研究は建設された原子炉のごく一部しか調査しておらず、完全な分析では原子炉のコスト傾向は国や時代によって大きく異なることが示されたからである。[ 29 ]
原子力発電所の生涯コストを推定するもう1つの重要な要素は、設備利用率です。学者であり原子力技術者でもあるアントニー・シリアーズ氏によると、「巨額の設備投資と低い変動運転コストのため、原子力発電所は投資に対するリターンを得るために常に稼働できる場合に最も費用対効果が高い。そのため、発電所運営者は現在、設備利用率（最大容量に対する平均発電量）を常に92%達成している。設備利用率が高いほど、電力単位当たりのコストは低くなる。」[ 9 ]
建設の遅延は、発電所のコストを大幅に増加させる可能性があります。発電所は建設中は収入を生み出さず、負債が発生した時点から利息を支払わなければならないため、建設期間が長くなると、直接的に金融費用が増加します。[ 30 ]
現代の原子力発電所は、5年以内（カナダ重水素ウラン（CANDU）ACR-1000は42ヶ月、AP1000は発注から運転開始まで60ヶ月、欧州加圧水型原子炉（ EPR ）は最初のコンクリート打設から運転開始まで48ヶ月、ESBWRは45ヶ月）で建設される予定である[ 31 ] 。これは、以前の発電所が10年以上かかっていたのとは対照的である。
日本とフランスでは、合理化された政府の許認可および認証手続きにより、建設コストと遅延が大幅に削減されています。フランスでは、航空機モデルの安全性認証に使用されるプロセスと同様の安全工学プロセスを使用して、1つの原子炉モデルが型式認証されました。つまり、個々の原子炉を認可するのではなく、規制当局は特定の設計とその建設プロセスを認証して、安全な原子炉を製造しました。米国法では原子炉の型式認可が認められており、このプロセスはAP1000とESBWRで使用されています。[ 32 ]
カナダのダーリントン原子力発電所は、主に遅延や政策変更が原因でコスト超過しており、これは新しい原子炉に反対する人々からよく指摘されている。建設は1981年に74億カナダドル（1993年調整後）の費用で開始され、1993年に145億カナダドルの費用で完了した。価格上昇の70%は、3号機と4号機の延期に伴う遅延による利息、4年間で46%のインフレ、その他の財政政策の変更によるものだった。[ 33 ]
英国と米国では、原子力発電所のコスト超過が複数の電力会社の倒産につながった。米国では、これらの損失が1990年代半ばのエネルギー自由化を促し、カリフォルニア州では電気料金の高騰と停電を引き起こした。英国が電力会社の民営化を開始したとき、原子力発電所は「あまりにも不採算で売却できなかった」。最終的に1996年に政府はそれらを無償で譲渡した。しかし、それらを引き継いだブリティッシュ・エナジー社は、2004年に34億ポンドの救済を受けなければならなかった。[ 34 ]
原子力発電所の運転コストとは、発電所を稼働させ続けるためのすべての費用を指します。これには、燃料、廃棄物処理、廃炉、運転員の賃金、保守費用が含まれます。[ 35 ]
燃料費は原子力発電所の運転費用の約28%を占める。[ 36 ] 2013年時点では、原子炉燃料費の半分は濃縮と加工に費やされており、ウラン濃縮原料費は運転費用の14%を占めていた。[ 37 ]ウラン価格が2倍になると、既存の原子力発電所で生産される電力コストは約10%増加し、将来の発電所ではその半分程度増加する。[ 38 ]原料ウランのコストは原子力発電のコストに約0.0015ドル/kWh寄与するが、増殖炉ではウランコストは0.000015ドル/kWhに低下する。[ 39 ]
原子力発電所には核分裂性燃料が必要です。一般的に使用される燃料はウランですが、他の材料が使用される場合もあります（MOX燃料を参照）。2005年の世界市場におけるウランの平均価格は1ポンドあたり20米ドル（1キログラムあたり44.09米ドル）でした。2007年4月19日には、価格は1ポンドあたり113米ドル（1キログラムあたり249.12米ドル）に達しました。[ 36 ] 2008年7月2日には、価格は1ポンドあたり59米ドルまで下落しました。[ 40 ]
2008年時点では、特に小規模企業を中心に採掘活動は急速に拡大していたが、ウラン鉱床を生産段階に乗せるには10年以上かかる。[ 36 ]経済協力開発機構（OECD）、原子力機関（NEA） 、国際原子力機関（IAEA） といった業界団体によれば、現在世界で測定されているウラン資源は、1kgあたり130米ドルの価格で経済的に回収可能であり、現在の消費率で「少なくとも1世紀」は持つだろう。[ 41 ]
世界原子力協会によれば、「現在のスポット価格の3倍未満のコストカテゴリーで、従来型原子炉のみで使用される世界の現在の測定済みウラン資源（5.7 Mt）は、約90年間持続するのに十分である。これは、ほとんどの鉱物の通常のレベルよりも高いレベルの確実な資源を表している。現在の地質学的知識に基づくと、さらなる探査と価格の上昇により、現在の資源が消費されるにつれて、さらに資源が得られることは確実である。」[ 42 ]現在知られているすべての従来型埋蔵量のみに存在するウランの量（リン酸塩/リン鉱石鉱床、海水、その他の供給源などの「非従来型」埋蔵量に存在する、現在経済的に採算が合わない膨大な量のウランを除く）は、現在の消費率で200年以上持続するのに十分である。
すべての原子力発電所は放射性廃棄物を排出します。これらの廃棄物を米国内の恒久的な場所に保管、輸送、処分する費用を賄うため、電気料金に1キロワット時あたり0.1セントの追加料金が加算されます。 [ 43 ] 原子力発電を使用している州の電気料金の約1%が、カナダでの核廃棄物処分資金に充てられています。[ 44 ]
英国では、低レベル放射性廃棄物の処分費用は1立方メートルあたり約2,000ポンドと報告されている。高レベル放射性廃棄物の処分費用は1立方メートルあたり67,000ポンドから201,000ポンドの間である。[ 45 ]一般的な割合は低レベル放射性廃棄物が80％、高レベル放射性廃棄物が20％で、[ 46 ]原子炉1基で年間約12立方 メートルの高レベル放射性廃棄物が発生する。[ 47 ]
原子力発電所の寿命が尽きると、発電所は廃炉されなければなりません。これには、解体、安全な保管、または封じ込めのいずれかが含まれます。米国では、原子力規制委員会（NRC）は、発電所が閉鎖後60年以内に廃炉プロセスを完了することを義務付けています。発電所の停止と廃炉には約5億ドル以上かかるため、NRCは発電所の所有者に対し、発電所がまだ稼働している間に将来の停止費用を支払うための資金を積み立てることを義務付けています。[ 48 ]
メルトダウンを起こした原子炉の廃炉は、必然的に困難で費用もかさむ。スリーマイル島は事故から14年後に8億3700万ドルで廃炉となった。[ 49 ]福島原発事故の復旧費用はまだ不明だが、約1000億ドルと推定されている。[ 50 ]
憂慮する科学者同盟の2011年の報告書は、「核拡散とテロの防止にかかる費用は、民生用原子力発電の負の外部性として認識され、徹底的に評価され、経済評価に組み込まれるべきである。ちょうど地球温暖化ガスの排出量が石炭火力発電の経済性におけるコストとしてますます認識されているのと同じように」と述べている。[ 51 ]
原子力発電所の運営者が利用できる保険は国によって異なる。最悪の原子力事故の費用は非常に大きいため、民間保険業界がその規模のリスクを引き受けることは困難であり、完全な保険の保険料は原子力エネルギーを非経済的にするだろう。[ 52 ]
原子力発電は、パリ条約（原子力第三者責任）、ブリュッセル補足条約、ウィーン条約（原子力損害に対する民事責任）[ 53 ]、および米国ではプライス・アンダーソン法に従って事故責任を制限または構造化する保険の枠組みの下で主に運営されてきた。この潜在的な責任不足は、原子力発電のコストに含まれない外部コストであるとよく主張される。
カナダでは、カナダ原子力賠償責任法により、原子力発電所の運営者は、2017年から、個々の原子炉の数に関係なく、施設ごとに6億5000万カナダドルの賠償責任保険に加入することが義務付けられています（1976年に定められた以前の7500万カナダドルの要件から増加）。この金額は、2018年には7億5000万カナダドル、2019年には8億5000万カナダドル、2020年には10億カナダドルに増加します。[ 54 ] [ 55 ]保険金額を超える請求は、政府が任命した独立した裁判所によって評価され、連邦政府によって支払われます。[ 56 ]
英国では、1965年原子力施設法が、英国の原子力事業者が責任を負う原子力損害に対する責任を規定している。事業者の賠償限度額は1億4000万ポンドである。[ 57 ]
米国では、 1957年以来、プライス・アンダーソン法が原子力発電産業の保険を規制している。原子力発電所の所有者は、認可された原子炉ユニットごとに、民間保険で得られる最大額（4億5000万ドル）の保険料を毎年支払う必要がある。[ 58 ]この一次または「第一層」の保険は、第二層によって補完される。原子力事故により4億5000万ドルを超える損害が発生した場合、各認可者は、最大1億2125万5000ドルまでの超過額の按分額を負担することになる。[ 59 ]
現在、運転許可を受けている原子炉は 104 基あり、この二次資金層には約 126.1 億ドルが含まれています。これにより、仮想的な単一原子炉事故の場合、一次と二次の合計補償額は最大 130.6 億ドルになります。これらの資金の 15 パーセントが消費された場合、残りの金額の優先順位は連邦地方裁判所に委ねられます。二次資金層が枯渇した場合、議会は追加の災害救援が必要かどうかを決定する義務を負っています。[ 59 ] 2005 年 7 月、議会はプライス・アンダーソン法を新しい施設にも拡大しました。
発電量1キロワット時（kWh）またはメガワット時（MWh = 1,000 kWh）あたりのコストは、地域ごとのコスト、規制制度、それに伴う財務リスクやその他のリスク、資金調達の可否とコストによって国ごとに異なります。発電容量1キロワットあたりの建設コストは、冷却水の入手可能性、地震の可能性、適切な送電網接続の可否などの地理的要因にも左右されます。そのため、世界規模でコストを正確に見積もることは不可能です。[ 60 ]
均等化発電原価（LCOE）の推定と比較において、非常に重要な要素は想定割引率であり、これは投資家が資金の長期価値よりも短期価値を優先する傾向を反映しています。これは物理的な要素ではなく経済的な要素であるため、割引率の特定の値を選択するだけで、その初期想定に基づくエネルギーの推定コストが2倍または3倍になる可能性があります。原子力発電などの低炭素エネルギー源の場合、専門家は、将来の世代にとっての低炭素エネルギーの価値が気候変動による将来の非常に高い外部コストを防ぐため、割引率を低く（1～3%）設定する必要があると強調しています。[ 61 ]
多くのLCOE比較では高い割引率（10%）が使用されていますが、これは主に商業投資家が脱炭素化への貢献を考慮せずに短期的な利益を優先していることを反映しています。例えば、IPCC AR3 WG3の10%割引率に基づく計算では、原子力発電のLCOE推定値は$97/MWhでしたが、割引率を1.4%と仮定するだけで推定値は$42/MWhに低下し、これは初期資本コストが高い他の低炭素エネルギー源で提起されているのと同じ問題です。[ 61 ]
他のクロスマーケットLCOE推定値は、さまざまな理由で大幅に遅延した、非公開の厳選されたプロジェクトのポートフォリオに基づいて計算しているが、予定通りかつ予算内で建設されたプロジェクトは含まれていないため、批判されている。たとえば、ブルームバーグ・ニュー・エナジー・ファイナンス（BNEF）は、非公開のプロジェクトポートフォリオに基づいて、原子力発電のLCOEを190～375ユーロ/MWhと推定しているが、これは、OL3ブロックの建設遅延を考慮しても、実際に存在するオルキルオト原子力発電所の公表されているLCOEである30ユーロ/MWhよりも最大900%高い値である。ただし、この数値は、新旧の原子炉の平均LCOEに基づいている。公表された方法論の詳細に基づくと、BNEFは資本コストを実際（1.56%）より230%高く、固定運転コストを実際より300%高く、定格出力を実際（1,600MW）より低く（1,400MW）想定しており、これらすべてが価格の大幅な過大評価につながったと指摘されている。[ 62 ]
2019年、米国エネルギー情報局（EIA）は、2023年に稼働開始予定の新型原子力発電所の均等化発電コストを、政府補助金控除前で$0.0775/kWhに修正した。これは、規制産業の資本コスト4.3%（WACC - 税引前6.6%）を30年間のコスト回収期間で使用して算出されたものである。[ 63 ]金融会社ラザードも均等化発電コストに関する報告書を更新し、新型原子力発電所のコストを$0.118～$0.192/kWhとした。これは、商業資本コスト7.7%（WACC - リスクの高い40%の自己資本による資金調達の場合は税引前12%、60%の融資による資金調達の場合は8%）を40年間の耐用年数で使用して算出されたものである。[ 64 ]
中国における新規プラントの価格は、欧米諸国よりも低い。[ 65 ]
中国における新規原子力発電所の現在の入札価格は、1kWあたり2800ドルから3500ドルと推定されている[ 66 ] 。これは、中国が福島原発事故後の休止期間を経て、新規建設計画を加速させる計画であったためである。しかし、より最近の報告では、中国は目標を達成できないと示唆されている。中国の原子力発電はこれまで太陽光発電や風力発電よりも安価であったが、これらの発電コストは低下している一方で、原子力発電コストは上昇している。さらに、第3世代の発電所は、以前の発電所よりもかなり高価になると予想されている[ 67 ] 。
一般的に、原子力発電所は、同等の石炭火力発電所やガス火力発電所よりも建設コストがかなり高くなります。天然ガスが豊富で安価な場合は、従来型発電所の運転コストは低くなります。[ 68 ]ほとんどの発電形態では、発電所の近隣や風下にある人々の健康に悪影響を与える汚染など、生産者が直接支払わない第三者に課される何らかの負の外部コストが発生しますが、発電コストにはこれらの外部コストが反映されないことがよくあります。
さまざまなエネルギー源の「実際の」コストを比較することは、多くの不確実性によって複雑になります。[ 69 ]
ラザード社のエネルギー源別均等化発電原価推定値に関する報告書（第10版）では、原子力発電の補助金なし価格を97～136ドル/MWh、太陽光発電を50～60ドル/MWh、陸上風力を32～62ドル/MWh、洋上風力を82～155ドル/MWhと推定している。[ 70 ]
しかし、原子力産業への最も重要な補助金は現金による支払いではありません。むしろ、建設費と運営リスクを投資家から納税者と料金負担者に転嫁し、コスト超過、債務不履行、事故、核廃棄物管理など、さまざまなリスクを彼らに負わせています。このアプローチは原子力産業の歴史を通じて驚くほど一貫しており、本来であればリスクの低いエネルギー投資を優先するはずの市場選択を歪めています。[ 71 ]
ベンジャミン・K・ソヴァクールは2011年に、「原子炉だけでなく、ウラン鉱山や精錬所、濃縮施設、使用済み燃料貯蔵施設、廃炉施設など、核燃料サイクル全体を考慮すると、原子力発電は最もコストのかかるエネルギー源の1つであることがわかる」と述べた。[ 72 ]
ブルッキングス研究所は2014年に「低炭素および無炭素電力技術の純便益」を発表し、エネルギーと排出コストの分析を行った結果、「新規の原子力、水力、天然ガス複合サイクル発電所の純便益は、新規の風力または太陽光発電所の純便益をはるかに上回る」と述べ、最も費用対効果の高い低炭素電力技術は原子力発電であると結論付けた。[ 73 ] [ 74 ]さらに、 MITのポール・ジョスコウは、「均等化発電原価」（LCOE）指標は、風力エネルギーなどの断続的な電源の使用によって発生するバックアップ発電所の頻繁な運転の必要性などの追加コストを隠蔽し、ベースロード電源の価値を過小評価するため、電力源を比較する手段としては不適切であると主張している。[ 75 ]
クリスティン・シュレーダー＝フレシェットは、原子力発電の経済性に関する30本の論文を分析し、利益相反の可能性を調べた。その結果、30本のうち18本は原子力産業または原子力推進政府から資金提供を受けており、原子力推進の立場をとっていた。11本は大学または非営利の非政府組織から資金提供を受けており、反原子力の立場をとっていた。残りの1本は資金提供者が不明で、原子力推進の立場をとっていた。原子力推進の研究は、政府補助金を無視したり、可能な限り実証的証拠よりも業界の予測値を使用したりするなど、コスト削減手法を用いているとして非難された。この状況は、業界が資金提供した研究の98%が肯定的な結果をもたらす医学研究と比較された。[ 76 ]
世界原子力協会によると、2020年3月現在：
原子力発電所は、他の燃料資源が容易に入手できない地域では競争力がある傾向がある[ 78 ]。特にフランスは、化石燃料の国内供給がほとんどない。[ 79 ]フランスの原子力発電の経験は、時間の経過とともにコストが減少するどころか逆説的に増加しているという点でも特徴的である。[ 80 ] [ 81 ]
長期的な回収が見込めるプロジェクトに巨額の資本を投資すると、企業の信用格付けに影響を与える可能性がある。[ 82 ] [ 83 ]
外交問題評議会の原子力エネルギーに関する報告書は、原子力発電の急速な拡大により、原子炉用コンクリートや鋼鉄などの建材、熟練労働者や技術者、熟練検査官による安全管理が不足する可能性があると主張している。これにより、現在の価格が上昇するだろう。[ 84 ]
古い原子力発電所は一般的に、変化する需要に合わせて出力を大きく変化させる能力がやや限られていた（負荷追従と呼ばれる手法）。[ 85 ]しかし、多くのBWR、一部のPWR（主にフランス）、および特定のCANDU原子炉（主にブルース原子力発電所のもの）は、さまざまなレベルの負荷追従能力（時には相当なもの）を備えており、ベースラインの発電ニーズ以上のものを満たすことができる。いくつかの新しい原子炉設計も、何らかの形で強化された負荷追従能力を提供している。[ 86 ]例えば、アレバEPRは、毎分82.5MWで990MWから1,650MWまで電気出力をスルーできる。[ 87 ]
原子炉の特定の部品を製造する企業の数は限られており、特に原子炉容器や蒸気システムに使用される大型鍛造品は限られています。2010年時点で、1100MWe以上の原子炉用圧力容器を製造しているのは、わずか4社（日本製鋼所、中国第一重工業、ロシアのOMZイジョラ、韓国の斗山重工業）だけです。[ 88 ] [ 89 ]これは国際的な原子力発電の拡大を阻害するボトルネックとなる可能性があると指摘されていますが、[ 90 ]一部の西側の原子炉設計では、個別の加圧燃料チャンネルに依存するCANDU派生型原子炉のように、鋼鉄製の圧力容器を必要としません。蒸気発生器用の大型鍛造品は、依然として非常に重いものの、はるかに多くのサプライヤーによって製造できます。
原子力発電産業と核兵器産業の両方を持つ国にとって、両者の相乗効果は、そうでなければ不安定な経済状況にある原子力発電所にとって有利になる可能性がある。例えば、英国では、研究者らが国会議員に対し、政府がヒンクリー・ポイントCプロジェクトを利用して、核技術を維持することで英国軍の核関連活動を相互補助していると報告している。これを支持するサセックス大学の研究者アンディ・スターリングとフィル・ジョンストンは、「電力消費者から軍事核インフラへの効果的な補助金がなければ、トライデント原子力潜水艦計画の費用は法外なものになるだろう」と述べている。[ 91 ]
規模の経済への期待は、ドイツの「コンヴォイ」（実際に建設されたのはわずか3基で、ドイツの連邦制のため互いに大きく異なっている）やその後継機であるフランス・ドイツ共同開発のEPR（原子力発電所） [ 92 ] [ 93 ]のような「標準原子炉設計」の開発の理由の一つであった。[ 94 ] [ 95 ]
西側諸国の原子力産業は、多額の政府補助金や支援にもかかわらず、建設の遅延、コスト超過、発電所のキャンセル、原子力安全問題の歴史がある。[ 96 ] [ 97 ] [ 98 ]
2011年の福島原発事故後、使用済み燃料のオンサイト管理の要件の増加と設計基準リスクの増大により、現在稼働中の原子力発電所と新規建設の原子力発電所のコストは上昇する可能性が高い。[ 99 ]福島原発事故後、国際エネルギー機関は2035年までに建設される追加の原子力発電容量の推定値を半減した。[ 100 ]
2020年現在、一部の企業や組織は、従来型の原子炉ではなく小型モジュール式原子炉設計を採用し、原子力発電所建設の従来のコストを削減することを目的とした提案やプロジェクトの開発に取り組んでいます。 [ 101 ]例えば、ワシントン州ベルビューに拠点を置き、ビル・ゲイツが共同設立したTerraPower社は、ワイオミング州ケメラーに建設予定地を設け、10億ドルでナトリウム高速炉を建設することを目指しています。[ 102 ] [ 103 ]
また、2020年には、ブレット・クーゲルマスが設立したワシントンDCに拠点を置く研究機関であるエネルギーインパクトセンターが、加圧水型原子炉を備えた原子力発電所のオープンソース設計図を提供するプラットフォームであるOPEN100プロジェクトを発表しました。OPEN100モデルを使用すると、2年間で3億ドルで発電所を建設できる可能性があります。[ 101 ]
シリコンバレーを拠点とするスタートアップ企業であるOklo Inc. は、従来の原子力発電所から発生する放射性廃棄物を燃料とするマイクロモジュール式原子炉の建設を目指している。 [ 104 ] OPEN100 と同様に、Oklo はプラントの建設を標準化することでコストを部分的に削減することを目指している。[ 105 ] [ 106 ]同様の計画を開発している他の企業には、X-energy、NuScale Power、[ 105 ] General Atomics、Elysium Industries などがある。[ 104 ]
同発電所は近年、収益性が悪化しており、その主な原因は、発電所の燃料として使用される天然ガスの供給過剰によるエネルギー価格の低下である。
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