「S+3E」とは
S+3E（エスプラススリーイー）とは、日本のエネルギー政策の根幹をなす基本方針です。具体的には、安全性(Safety)を大前提とし、エネルギーの安定供給(Energy Security)、経済効率性(Economic Efficiency)、環境への適合(Environment)を同時達成するべく、取り組みを進めています。
資源に乏しい日本において、エネルギーを安定的かつ低廉に供給し続けるためには安全性を大前提とし、3つの「E」を同時に達成することが不可欠です。この「S+3E」の観点に基づき、特定の電源に過度に依存せず、火力、原子力、再生可能エネルギーなどをバランスよく組み合わせることを「エネルギーミックス（電源構成）」と呼びます。
なぜエネルギーミックスが必要なのか
日本においてS+3Eに基づくエネルギーミックスが必要不可欠な理由は、「すべての面で優れたエネルギーが存在しないから」であり、かつ「日本が資源の乏しい島国だから」です。
各発電方法には必ず「一長一短（トレードオフ）」があります。
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再生可能エネルギー（太陽光・風力）
CO2を排出しませんが、時間帯や天候に発電量が左右されるため、単独では安定供給を維持できません。また、再生可能エネルギー固定価格買取制度による価格支援が必要であり、お客さまが使用電力量に比例して負担する賦課金が年々増加しています。 -
火力発電
需給変化に応じた調整力に優れますが、CO2排出や燃料調達リスクがあります。また、国際情勢の影響等により、価格高騰のリスクがあります。 -
原子力発電
安定供給と脱炭素を両立できますが、厳格な安全確保が大前提となります。また、コストに占める燃料費の割合が小さいため、燃料費が高騰しても電気料金への影響を抑えることができます。
さらに、日本は欧州と異なり、隣国と送電網がつながっていない島国です。そのため、電力が不足しても他国から融通を受けることができません。 したがって、特定の電源に依存するリスクを避け、異なる特性を持つ電源を組み合わせて互いの弱点を補完し合うことで、S+3Eのバランスを保つ必要があります。
S+3Eの各要素と現状
日本は資源に乏しく、島国であるため隣国と送電網がつながっていません。そのため、単一の電源に頼ることはリスクが高く、以下の安全性を大前提とし、３つの「E」の視点すべてを満たすバランスが求められます。
安全性（Safety）
S+3Eのすべての基盤となる大前提が「安全性」です。 特に原子力発電の利用にあたっては、東日本大震災の教訓を深く刻み、安全の確保を最優先事項としています。
1.「新規制基準」による規制の強化
福島第一原子力発電所の事故検証を通じて得られた教訓が、新規制基準に反映されており、以下の点への対応が求められています。
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設計基準の強化
地震や津波への対策が強化されたほか、火山、竜巻などの自然災害、火災など幅広いリスクに備えるため、設計基準が強化されました。 -
シビアアクシデント対策の新設
炉心損傷などの重大事故（シビアアクシデント）への対策は、これまで電力会社の自主的な取り組みと位置付けられていましたが、新規制基準では対策が義務付けられました。 -
テロ対策の新設
意図的な航空機衝突などに備え、炉心や格納容器の損傷による影響を緩和するためのバックアップ対策として、特定重大事故等対処施設の設置が義務付けられました。
2. 深層防護による安全確保
深層防護とは、何重にも安全対策がなされていることを意味し、原子力発電所における安全確保の考え方です。
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第１層：異常の発生を防止
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第２層：異常が事故に拡大することを防止
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第３層：炉心損傷を防止
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第４層：大規模放出を防止、緩和
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第５層：住民被害を防止、緩和
3.新規制基準への適合に留まらない自主的取り組み
電力会社は、原子力発電所のさらなる安全性向上に向けて、自ら改善の取組みを進めるなど、引き続き不断に安全性を追求しています。
【データ詳細】原子力発電所の新規制基準の内容を見る
| 規制基準 | 区分 | 項目 | 備考 |
|---|---|---|---|
| 従来の規制基準 | シビアアクシデントを防止するための基準（いわゆる設計基準） （単一の機器の故障を想定しても炉心損傷に至らないことを確認） |
自然現象に対する考慮 | |
| 火災に対する考慮 | |||
| 電源の信頼性 | |||
| その他の設備の性能 | |||
| 耐震・耐津波性能 | |||
| 新規制基準 |
設計基準の強化 外的事象に対する考慮の拡大 |
意図的な航空機衝突への対応 | 新設（テロ対策） |
| 放射性物質の拡散抑制対策 | 新設（シビアアクシデント対策） | ||
| 格納容器破損防止対策 | |||
| 炉心損傷防止対策（複数の機器の故障を想定） | |||
| 内部溢水に対する考慮 | 強化又は新設 | ||
| 自然現象に対する考慮（火山・竜巻・森林火災を新設） | |||
| 火災に対する考慮（難燃性ケーブルの使用等） | |||
| 電源の信頼性（独立の2回線確保等） | |||
| その他の設備の性能（通信設備の強化等） | |||
| 耐震・耐津波性能（防潮堤の設置等） | 強化 |
安定供給（Energy Security）
エネルギー資源の大部分を海外に依存している日本にとって、エネルギーを安定的に確保することは生命線です。
1. 極めて低いエネルギー自給率
日本のエネルギー自給率は16.4%（2024年度・速報値）と、OECD主要国の中でも極めて低い水準に留まっています。これは、日本がエネルギー資源のほぼ全量を海外からの輸入に頼っていることを意味します。
2. 地政学リスクと高い中東依存度
日本は、原油・天然ガス・石炭といった化石燃料の大部分を輸入に頼っています。なかでも、原油は輸入の約96%（2024年度）を中東地域に依存しており、国際情勢の変化やシーレーン（海上輸送路）のリスクを非常に受けやすい脆弱な構造にあります。
3. 島国としての制約
日本は島国であり、欧州のように隣国とパイプラインや送電網でつながっていません。そのため、有事の際に他国からエネルギーの融通を受けることが物理的に困難です。
解決策：エネルギー自給率の向上とリスク分散
こうした構造的な課題を解決するためには、資源調達先の多角化に加え、以下の取り組みが必要です。
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再生可能エネルギー
軽量で柔軟性のあるペロブスカイト太陽電池の早期社会実装や、浮体式洋上風力発電の最適な海上施工方法の確立などを図っていく。 -
原子力発電
安全性の確保を大前提に「最大限活用」するとともに、事業者単位で保有する発電所の敷地内でのリプレースを検討していく。
【データ詳細】主要国のエネルギー輸入依存度の数値を見る
| 国名 | 輸入依存度（原子力を含む） | 輸入依存度（原子力を除く） |
|---|---|---|
| 日本 | 85% | 91% |
| 韓国 | 79% | 96% |
| イタリア | 75% | 75% |
| ドイツ | 67% | 68% |
| フランス | 45% | 86% |
| インド | 35% | 37% |
| イギリス | 35% | 42% |
| 中国 | 19% | 22% |
| アメリカ | -13% | -3% |
| ブラジル | -16% | -15% |
| ロシア | -75% | -68% |
| カナダ | -93% | -85% |
- （注）下向きのグラフは輸出していることを表す
【データ詳細】日本が輸入する化石燃料の相手国別比率を見る
| 燃料種別 | 主な輸入相手国 | 比率 |
|---|---|---|
| 原油※1 原油輸入量 1億3,629万kl |
アラブ首長国連邦 | 43.6% |
| サウジアラビア | 40.1% | |
| クウェート | 6.4% | |
| カタール | 4.1% | |
| オマーン | 1.0% | |
| 中東その他 | 0.7% | |
| 中東 計 | 95.9% | |
| アメリカ | 1.9% | |
| エクアドル | 1.2% | |
| その他 | 0.9% | |
| 天然ガス※2 LNG輸入量 6,587万t |
オーストラリア | 38.4% |
| マレーシア | 15.7% | |
| アメリカ | 8.8% | |
| ロシア | 8.6% | |
| パプアニューギニア | 5.6% | |
| インドネシア | 5.1% | |
| オマーン | 5.0% | |
| ブルネイ | 4.4% | |
| カタール | 4.3% | |
| アラブ首長国連邦 | 1.3% | |
| その他 | 2.7% | |
| 石炭※2 一般炭輸入量 10,546万t |
オーストラリア | 72.4% |
| インドネシア | 12.9% | |
| アメリカ | 5.6% | |
| カナダ | 4.2% | |
| 南アフリカ | 3.8% | |
| その他 | 1.1% |
- （注）四捨五入の関係で合計値が合わない場合がある
経済効率性（Economic Efficiency）
産業競争力の維持や安定した国民生活のために、可能な限り低廉な価格で電力を供給することが求められます。しかし、近年、日本の電気料金は上昇傾向にあり、家計や産業への負担が増加しています。
1. 燃料費の高騰と円安の影響
東日本大震災以降、原子力発電の長期停止に伴い、燃料費の高い火力発電への依存度が増加しました。さらに、ロシアによるウクライナ侵攻などの地政学リスクによる資源価格の高騰や、円安の進行が重なり、燃料調達コストが大幅に上昇しました。 これにより、震災前（2010年度）と比較して、電気料金単価は家庭向けで約53%上昇、産業向けで約83%上昇しています（2024年度実績）。
2. 再生可能エネルギー賦課金の負担
再生可能エネルギーの導入拡大に伴い、固定価格買取制度（FIT）に基づく「再エネ賦課金」の負担も年々増加しています。 2025年度の買取費用総額は約4.9兆円に達し、そのうち国民が電気料金の一部として負担する賦課金総額は約3.1兆円となっています。
解決策：バランスの取れた電源構成
コスト変動リスクの高い化石燃料への依存度を下げ、発電コストが安定している原子力発電の再稼働や、コスト低減が進む再エネをバランスよく組み合わせることで、電気料金の抑制と安定化を目指す必要があります。
【データ詳細】電気料金平均単価の推移を見る
| 年度 | 電灯平均単価（家庭用） （円/kWh） |
電力平均単価（産業用） （円/kWh） |
|---|---|---|
| 2010 | 21.39 | 14.33 |
| 2011 | 22.32 | 15.32 |
| 2012 | 23.44 | 16.50 |
| 2013 | 25.53 | 18.38 |
| 2014 | 27.49 | 20.31 |
| 2015 | 26.02 | 18.93 |
| 2016 | 24.29 | 17.36 |
| 2017 | 25.73 | 18.45 |
| 2018 | 27.23 | 19.34 |
| 2019 | 27.44 | 19.26 |
| 2020 | 25.82 | 17.76 |
| 2021 | 28.09 | 19.28 |
| 2022 | 34.00 | 27.55 |
| 2023 | 28.78 | 24.89 |
| 2024 | 32.80 | 26.23 |
【データ詳細】再生可能エネルギーなどによる設備容量の推移を見る
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 凡例（電源種別） | 太陽光、風力、中小水力、バイオマス、地熱 |
| 単位 | 万kW |
| 対象年度 | 2010年度〜2022年度 |
| 2010〜2012年度 年平均伸び率 | 9% |
| 2012〜2022年度 | 固定価格買取制度 |
| 2012〜2022年度 年平均伸び率 | 15% |
【データ詳細】固定価格買取制度導入後の賦課金の推移を見る
| 年度 | 賦課金単価 （円/kWh） |
平均モデル （円/月） |
買取費用 | 賦課金 |
|---|---|---|---|---|
| 2012 | 0.22 | 57 | 約2,500億円 | 約1,300億円 |
| 2014 | 0.75 | 195 | 約9,000億円 | 約6,500億円 |
| 2016 | 2.25 | 585 | 約2.3兆円 | 約1.8兆円 |
| 2018 | 2.90 | 754 | 約3.1兆円 | 約2.4兆円 |
| 2020 | 2.98 | 774 | 約3.8兆円 | 約2.4兆円 |
| 2022 | 3.45 | 897 | 約4.2兆円 | 約2.7兆円 |
| 2023 | 1.40 | 364 | 約4.7兆円 | 約1.1兆円 |
| 2024 | 3.49 | 907 | 約4.8兆円 | 約2.7兆円 |
環境適合（Environment）
地球温暖化対策として、発電に伴うCO2排出量の削減は重要な課題です。日本政府は「2050年カーボンニュートラル」を宣言しており、電力部門もその実現に向けた主導的な役割が期待されています。
1. CO2排出量の現状
震災以降、CO2排出係数の低い原子力発電が停止し、火力発電への依存度が高まったことで、CO2排出量は一時的に増加しました。しかし、近年は再エネの拡大や原子力発電所の再稼働、最新鋭の高効率火力発電設備の導入により、CO2排出量は改善しています。
2. 2050年カーボンニュートラルへの道筋
2050年の目標達成に向けては、供給側と需要側の両面からのアプローチが必要です。
-
供給側の取り組み：
-
非化石電源の拡大
発電時にCO2を出さない再生可能エネルギーの主力電源化と、安全確保を大前提とした原子力発電の活用（再稼働・リプレース等）を進めます。 -
火力の脱炭素化
水素・アンモニアの混焼・専焼技術や、排出されたCO2を回収・貯留・利用するCCUS（Carbon dioxide Capture, Utilization and Storage）技術の実装を推進します。
-
-
需要側の取り組み：
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産業・運輸・家庭などのあらゆる部門において、最大限の電化を図る必要があります。 また、技術的に電化が困難な分野への水素等の脱炭素エネルギーの供給や利用促進も必要です。
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【データ詳細】電気事業からのCO2排出量の数値を見る
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 凡例 | 販売電力量（左目盛・億kWh）、原子力発電電力量（左目盛・億kWh）、CO2排出量（右端目盛・億t-CO2）、使用端CO2排出係数（右目盛・kg-CO2/kWh） |
| 2007年度まで | 電事連実績 |
| 2008〜2014年度 | 電事連及び新電力有志実績 |
| 2015年度以降 | 協議会実績 |
| 1970年度（グラフ上の数値） | CO2排出量 1.55、販売電力量 2,599、使用端CO2排出係数 0.596、原子力発電電力量 46 |
| 2022年度（グラフ上の数値） | CO2排出量 3.27、販売電力量 7,486、使用端CO2排出係数 0.437、原子力発電電力量 508 |
| 注記 | CO2排出量および使用端CO2排出係数について、2008〜2015年度実績は京都メカニズムクレジット等による調整後の値を示し、2008〜2012年度のマーカー（◆及び■）は調整前の値を示す。 |
| 年度 | CO2排出量 （億t-CO2） |
販売電力量 （億kWh） |
使用端CO2排出係数 （kg-CO2/kWh） |
原子力発電電力量 （億kWh） |
|---|---|---|---|---|
| 1970 | 1.55 | 2,599 | 0.596 | 46 |
| 1975 | 1.91 | 3,466 | 0.551 | 251 |
| 1980 | 2.04 | 4,334 | 0.470 | 826 |
| 1985 | 2.17 | 5,183 | 0.418 | 1,596 |
| 1990 | 2.75 | 6,589 | 0.417 | 2,014 |
| 1995 | 2.94 | 7,570 | 0.389 | 2,911 |
| 2000 | 3.15 | 8,379 | 0.376 | 3,219 |
| 2005 | 3.73 | 8,826 | 0.423 | 3,048 |
| 2006 | 3.65 | 8,894 | 0.410 | 3,034 |
| 2007 | 4.24 | 9,344 | 0.454 | 2,638 |
| 2008 | 3.38 [4.02] | 9,031 | 0.374 [0.445] | 2,581 |
| 2009 | 3.08 [3.61] | 8,732 | 0.353 [0.413] | 2,797 |
| 2010 | 3.25 [3.82] | 9,239 | 0.352 [0.413] | 2,882 |
| 2011 | 4.16 [4.46] | 8,765 | 0.475 [0.509] | 1,018 |
| 2012 | 4.17 [4.94] | 8,680 | 0.481 [0.569] | 159 |
| 2013 | 4.93 [4.94] | 8,703 | 0.567 [0.567] | 93 |
| 2014 | 4.69 [4.70] | 8,497 | 0.552 [0.553] | 0 |
| 2015 | 4.41 [4.44] | 8,314 | 0.531 [0.534] | 67 |
| 2016 | 4.30 [4.32] | 8,340 | 0.516 [0.518] | 153 |
| 2017 | 4.11 [4.11] | 8,285 | 0.496 [0.497] | 290 |
| 2018 | 3.72 [3.70] | 8,036 | 0.463 [0.461] | 575 |
| 2019 | 3.45 [3.44] | 7,764 | 0.444 [0.443] | 563 |
| 2020 | 3.29 [3.28] | 7,469 | 0.441 [0.439] | 341 |
| 2021 | 3.26 [3.25] | 7,503 | 0.435 [0.434] | 643 |
| 2022 | 3.27 [3.25] | 7,486 | 0.437 [0.435] | 508 |
- （注）1[ ]内の値は、京都メカニズムクレジット等による調整前のCO2排出量および使用端CO2排出係数を示す。
- （注）2原子力発電電力量については、2014年までは電事連実績、発電端電力量となり、2015年以降は協議会実績、送受電端電力量となる。
【データ詳細】日本の電源種別ライフサイクルCO2の比較の数値を見る
| 発電プラント | 合計 （kg-CO2/kWh） |
発電燃料燃焼 | 設備・運用 |
|---|---|---|---|
| 石炭火力 | 0.943 | 0.864 | 0.079 |
| 石油火力 | 0.738 | 0.695 | 0.043 |
| LNG火力 | 0.599 | 0.476 | 0.123 |
| LNGコンバインド | 0.474 | 0.376 | 0.098 |
| 太陽光 | 0.038 | — | 0.038 |
| 風力 | 0.026 | — | 0.026 |
| 原子力 | 0.019 | — | 0.019 |
| 地熱 | 0.013 | — | 0.013 |
| 水力 | 0.011 | — | 0.011 |
- （注）原子力は使用済燃料再処理、プルサーマル利用、高レベル放射性廃棄物処分等を含めて算出
各発電方法の特徴と役割（メリット・デメリット）
S+3Eを達成するためには、各電源の特性（メリット・デメリット）を理解し、組み合わせることが重要です。
| 水力発電 | 一般水力 （流れ込み式） |
河川流量をそのまま利用して発電。CO2を排出しない純国産エネルギーだが、電力需要の変化に柔軟に対応できないため、ベース供給力として活用。 |
| 揚水式水力 | 電力供給に余裕がある時に水を汲み上げ、必要な時にその水を落として発電。CO2を排出しない純国産エネルギー。出力調整が容易で即応性に優れ、ピーク時や緊急時の供給力として活用。 | |
| 火力発電 | LNG火力 （液化天然ガス） |
燃料調達の安定性に比較的優れるものの、国際情勢の影響等により、価格高騰のリスク。燃焼時のCO2排出量が石炭・石油より少ない。出力調整がしやすく、電力需要の変化に応じたミドル供給力として重要。 |
| 石炭火力 | 燃料の埋蔵量が豊富で政情が安定した国から調達できるため、供給安定性と経済性に優れるが、国際情勢の影響等により、価格高騰のリスク。CO2排出量が多いため、高効率化やアンモニア混焼等の対策が必要。ベース供給力として活用。 | |
| 石油火力 | 燃料の運搬・取扱いが石炭・LNGより容易。電力需要のピーク時や緊急時対応用の供給力として活用。国際情勢の影響等により、価格高騰のリスク。 | |
| 原子力発電 | 運転時にCO2を排出しない。少ない燃料で発電でき、輸送や貯蔵も容易であるため、供給安定性と経済性に優れるベース供給力。安全確保と放射性物質の管理が大前提。 | |
| 再生可能 エネルギー |
太陽光・風力 | CO2を排出しない重要な純国産エネルギー。発電量が季節や天候に左右されるため、単独では安定供給を維持できず、火力や揚水発電による調整（バックアップ）が必要。 |
| 地熱 | 天候に左右されず安定的に発電できる純国産エネルギー。CO2排出もほぼない。開発にかかる時間や開発エリアが課題だが、ベース供給力として活用。 | |
関連情報：日本のエネルギーミックス
現在の日本の電源構成比率や、政府が掲げる2040年度のエネルギーミックスの見通しについては、以下のページで詳しく解説しています。
よくあるご質問
-
S+3Eとは
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