23 年のエネルギーミックス一次エネルギー供給構成発電構成 6 原油換算百万 kl 億 kwh % 24% 再生可能 ( 含水力 ) 原子力 % 1% ,666 9,88 1,65 17% 程度の省エネ再生可能 22~24

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しほこたけすえ
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1 CIGS シンポジウム 215 平成 27 年 7 月 23 日 25 年の低炭素社会実現に向けた課題と日本の役割日本エネルギー経済研究所研究主幹松尾雄司

2 23 年のエネルギーミックス一次エネルギー供給構成発電構成 6 原油換算百万 kl 億 kwh % 24% 再生可能 ( 含水力 ) 原子力 % 1% ,666 9,88 1,65 17% 程度の省エネ再生可能 22~24% % 天然ガス石炭 19% 25% 原子力 2~22% LNG 火力 27% 1 43% 石油 32% 2 石炭火力 26% ( 出所 ) 長期エネルギー需給見通し小委員会資料 213 ( 電力需要 ) 23 ( 電力需要 ) 23 ( 発電量 ) 石油火力 3% 総合資源エネルギー調査会の下に設置された長期エネルギー需給見通し小委員会において現在 23 年までのエネルギーミックスのあり方についての議論が進められている徹底した省エネルギーの促進とともに 23 年の再生可能エネルギー発電比率を 22~24% 原子力発電比率を 2~22% としエネルギーの安定供給や経済効率性環境への適合等を図ることとされている 2

3 23 年に向けた省エネルギーの推進エネルギー効率の改善実質 GDP と電力需要の推移見通し 199, 197, 212= 最終エネルギー消費計実質 GDP 199~21 197~ ~23 213= 電力需要実質 GDP 省エネ ( 出所 ) 長期エネルギー需給見通し小委員会資料 GDP 当りの最終エネルギー消費量は 23 年にかけて 35% 改善これは石油危機後の 197~199 年と同レベルの急速なエネルギー効率の改善に相当する電力需要量の伸びは過去エネルギー消費全体の伸びを大きく上回り GDP の成長にほぼ比例する形で拡大今後 23 年にかけて GDP は成長する一方大幅な省エネ ( 節電 ) の効果により電力需要はほぼ横ばいとなる想定その実現は決して容易ではない 3

4 エネルギー起源 CO 2 排出量の削減目標 14 MtCO 2 日本のエネルギー起源 CO 2 排出量の推移 ( 参考 ) 英国の場合 MtCO 年目標 ( 今回 ) (25 年 8% 減 ) 23 年のエネルギー起源 CO 2 排出量は 25 年比 24% 213 年比 25% の 9.27 億トン仮にこの目標を直線的に延長させると 25 年には 213 年比で 55% 程度となる 25 年に 8% 削減を達成するためには 23 年までの削減努力の延長ではなく更に抜本的な対策の深化が必要とされる 4

5 各国のエネルギー起源 CO 2 排出量及び CO 2 排出原単位の推移エネルギー起源 CO 2 排出量の推移 GDP 当りエネルギー起源 CO 2 排出量の推移 2, MtCO 2 MtCO 2 ( 米国 ) 6, 9 tco 2 /212 年百万ドル 1,8 1,6 1,4 1,2 1, 8 6 英国日本ドイツ米国 ( 右軸 ) 5, 4, 3, 2, 4 1, フランス 2 韓国韓国 5 ドイツ米国 4 英国 3 日本 2 1 フランス ( 出所 )IEA, WDI より推計 CO 2 排出原単位 (GDP 当りの CO 2 排出量 ) は各国ともに低下を続けている原子力発電比率が極度に高いフランスは他の諸国に比べて原単位が小さい日本は石油危機後 (197~198 年代 ) に省エネルギーの推進等により原単位が改善一方で英国やドイツは 199 年以降改善を続け現状では概ね同程度の水準にある 5

6 ( 参考 ) 主要国の約束草案の比較 199 年比 25 年比 213 年比 GDP 当り温室効果ガス排出量 (kgco 2 eq/ ドル ) 212 年実績年予測日本 ( 審議会要綱案 ) 23 年米国 225 年 18.% 25.4% 26.% ~16% 26~28% 18~21%.45.27~.28 EU 23 年 4% 35% 24% 米国は 25 年比の数字を EU は 199 年比の数字を削減目標として提出 6

7 エネルギー起源 CO 2 排出量の部門別構成比 (212 年 ) 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % ( 出所 )IEA 統計より推計 3% 7% 9% 5% 5% 4% 3% 11% 17% 12% 43% 4% 36% 41% 5% 54% 16% 41% 5% 8% 5% 6% 6% 4% 5% 15% 13% 3% 37% 4% 4% 6% 5% 17% 6% 1% 15% 29% 2% 24% 14% 11% 12% 8% 12% 8% 11% 14% 7% 8% 1% 3% 6% 6% 1% 14% 日本米国英国フランスドイツ中国インド韓国転換 ( 発電以外 ) 発電業務等家庭運輸 ( 自動車以外 ) 運輸 ( 自動車 ) 産業 ( 鉄鋼以外 ) 鉄鋼 ( 註 ) 産業運輸民生各部門の排出量は電力分を含まない鉄鋼には高炉及びコークス炉のエネルギー消費分を含む日本は欧米先進諸国に比べ鉄鋼業を含む産業部門 ( 特に製造業 ) の CO 2 排出比率が高い極端な低炭素化を実現することが欧米諸国に比べて難しい状況にある 7

8 日本のエネルギー起源 CO 2 排出量の内訳 (213 年度 ) 1,4 1,2 1, 8 6 MtCO2 民生 127 運輸 216 産業 353 1, 家庭業務 22 航空船舶鉄道自動車他産業紙パルプ窯業土石化学鉄鋼他 ( 出所 ) 国立環境研究所温室効果ガスインベントリオフィス 4 2 エネルギー転換他転換発電 ? 213 年度の日本のエネルギー起源 CO 2 排出量のうち転換部門が 44% を占める産業部門運輸部門民生部門の直接排出量 ( 電力消費による間接排出分等を含まない ) はそれぞれ 29% 17% 及び 1% 8

9 25 年 8% 削減に近づくためには? 発電部門を可能な限りゼロエミッションに近づけるゼロエミッション電源 : 再生可能エネルギー原子力 CCS つき火力 CO 2 フリー水素民生部門を可能な限りゼロエミッションに近づける運輸部門を可能な限りゼロエミッションに近づける産業部門においても最大限の省エネ低炭素化を行う 9

10 電源別発電コストの評価結果年モデルプラント政策経費含む ( 政策経費除く ) 円 /kwh 1.1~ (8.8~) 原子力 12.3 (12.2) 石炭火力 13.7 (13.7) LNG 火力 21.6 (15.6) 風力 ( 陸上 ) 16.9 (1.9) 地熱 23 年モデルプラント政策経費含む ( 政策経費除く ) 円 /kwh 1.3~ (8.8~) 原子力 12.9 (12.9) 石炭火力 13.4 (13.4) LNG 火力風力 ( 陸上 ) 3.3~34.7 (2.2~23.2) 11. (1.8) 一般水力 13.6~ 21.5 (9.8~ 15.6) 16.8 (1.9) 風力 ( 洋上 ) 地熱 23.3 (2.4) 小水力 (8 万円 /kw) 11. (1.8) 一般水力 ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ資料 27.1 (23.6) 小水力 (1 万円 /kw) 23.3 (2.4) 小水力 (8 万円 /kw) 27.1 (23.6) 29.7 (28.1) バイオマス ( 専焼 ) 小水力 (1 万円 /kw) 29.7 (28.1) バイオマス ( 専焼 ) 12.6 (12.2) バイオマス ( 混焼 ) 3.6~43.4 (3.6~43.3) 13.2 (12.9) バイオマス ( 混焼 ) 石油火力 28.9~41.7 (28.9~41.6) 石油火力 24.2 (21.) 太陽光 ( メガソーラー ) 12.7~ 15.6 (11.~ 13.4) 29.4 (27.3) 太陽光 ( 住宅用 ) 12.5~ 16.4 (12.3~ 16.2) 13.8~15. (13.8~15.) 熱価値控除ガスコジェネ 14.4~ 15.6 (14.4~ 15.6) 熱価値控除太陽光太陽光ガス ( メガ ( 住宅用 ) コジェネソーラー ) 24.~27.9 (24.~27.8) 熱価値控除石油コジェネ 27.1~31.1 (27.1~31.1) 熱価値控除石油コジェネ政策経費事故リスク対応費 CO2 対策費燃料費運転維持費追加的安全対策費資本費政策経費事故リスク対応費 CO2 対策費燃料費運転維持費追加的安全対策費資本費 215 年 2 月 ~5 月に行われた発電コスト検証ワーキンググループでは幅広いデータに基づき電源別の発電コストを詳細に評価 214 年現在風力発電太陽光発電等の再生可能エネルギー発電のコストは原子力火力等に比べて高い水準にある但し将来的には量産効果等により大幅なコスト低減が見込まれる可能性もある一方で風力太陽光等の自然変動電源が大量に導入された場合には別途系統安定化やバックアップに伴う費用負担が発生する 1

系統安定化費用 8, 7, 6, 5, 4, 3, 系統安定化費用 ( 調整費用 ) の評価結果自然変動電源比率 6%~12% 億円円 /kwh 自然変動電源発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh) 5.1 4.5 3 47 7 5.

3 OECD によるシステムコスト評価例単位 : ドル /MWh 2, 1, 総発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh).3.4.

11 系統安定化費用 8, 7, 6, 5, 4, 3, 系統安定化費用 ( 調整費用 ) の評価結果自然変動電源比率 6%~12% 億円円 /kwh 自然変動電源発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh) 年間の系統安定化費用 ( 億円 ) OECD によるシステムコスト評価例単位 : ドル /MWh 2, 1, 総発電量当りの系統安定化費用 ( 円 /kwh) % 9% 12% ( 出所 ) 発電コスト検証ワーキンググループ資料 ( 出所 )OECD/NEA (212) 風力太陽光等の自然変動電源が大量に導入された場合には火力発電等の調整費用や再生可能エネルギー発電に係る地域間連系線の増強費用等各種の系統安定化費用が追加的に必要となる発電コスト検証ワーキンググループではこのうち調整費用についてモデル計算により評価を試みた自然変動電源導入比率が 12% の場合年間の調整費用は 7, 億円程度となる更に大量の自然変動電源を導入した場合や地域間の需給のアンバランスを考慮した場合にはより高額の費用が発生する 11

12 太陽光発電風力発電建設単価の国際比較ドル /kw 2,6 1,56-2,59 2,62 太陽光 ( メガソーラー ) 1,8-2,7 1,4 1,3 1,94 1,8-1,8-1,87 1,56 ( 出所 ) IEA PVPS (214) ( 出所 ) IRENA (214) 陸上風力 1,83 1,9-3,1 1, ドル /kw 2,9 1,427-2,384 2,432,296 2,65 1,999 2,452 2,12 1,928 1,978 1,891 2,9 1,874 1, 日本豪州カナダデンマークフランスイタリアマレーシアノルウェースペインスウェーデンタイ米国日本豪州オーストリアカナダフランスドイツイタリアメキシコオランダノルウェーポルトガルスイス英国米国日本の太陽光風力発電コストは現状で諸外国に比べて高い水準にある 12

13 太陽光発電風力発電建設単価の推移 ( 日本 ) 4 万円 /kw 太陽光 ( 住宅用 ) 35 万円 /kw 風力実績値 (IEA Wind) 実績値 15 1 実績値 (NEDO) ( 出所 ) NEDO ( 出所 ) NEDO, IEA 資料より作成太陽光発電コストは過去導入促進に伴い急速に低下一方で風力発電単価は実績として低下しておらずむしろ上昇傾向さえ見られる今後の更なる普及拡大に伴うコストの低減が望まれる 13

太陽光発電の導入の現状 GW 9 買取価格 ( 非住宅用太陽光 ) 4 円 /kwh+ 税 36 円 /kwh+ 税 32 円 /kwh+ 税 1% 山梨県北杜市における導入状況 8 7 6 5 4

11112 1 2 3 H24 H25 H26 H27 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % ( 出所 ) 経済産業省国際的に見ても高い買取価格の設定により

14 太陽光発電の導入の現状 GW 9 買取価格 ( 非住宅用太陽光 ) 4 円 /kwh+ 税 36 円 /kwh+ 税 32 円 /kwh+ 税 1% 山梨県北杜市における導入状況設備認定量 (A) 導入比率 (B A: 右軸 ) 設備導入量 (B) H24 H25 H26 H27 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % ( 出所 ) 経済産業省国際的に見ても高い買取価格の設定により太陽光発電の設備認定量は急速に増加 ( 平成 27 年 3 月現在 82.6GW) 但し実際の導入量はその 2% 程度急速な太陽光発電の導入は一部で環境問題等も引き起しつつある ( 出所 ) 北杜市在住者より提供 14

CCS と水素の利用 ( 発電部門 ) CCS と水素発電のコスト比較例 8. 7. 6.

地下に圧入する技術 5. 4. 3. 2. 1. 水素発電 (25 円 /Nm 3 )..8 1. 1.2 1.

15 CCS と水素の利用 ( 発電部門 ) CCS と水素発電のコスト比較例コスト増加分円 /kwh 水素発電 (3 円 /Nm 3 ) ( 出所 ) 松尾他, (213) 二酸化炭素回収貯留 (Carbon Capture and Sequestration: CCS) は発生した二酸化炭素を回収し地下に圧入する技術水素発電 (25 円 /Nm 3 ) LNG 輸入 CIF 価格 (211 年実績値に対する比 ) CCS の概念図 CCS ( 高価格 ) ( 現状 ) ( 低価格 ) CCS 込みの化石燃料改質再生可能エネルギー原子力等によって製造した水素を用いて発電を行った場合には発電はほぼゼロエミッションと見做すことができる但し CCS 付き火力発電 CO 2 フリー水素発電ともにコスト面導入可能量等での課題は残り実現可能性は不透明 CO 2 フリー水素の概念図 ( 出所 ) 経済産業省 ( 出所 ) 川崎重工業株式会社 15

16 民生部門の電力化率 1% 家庭部門の燃料別エネルギー消費比率 1% 業務部門の燃料別エネルギー消費比率 8% 25% 33% 37% 42% 49% 8% 17% 12% 28% 4% 48% 59% 6% 4% 2% 16% 15% 31% 19% 18% 18% 19% 17% 15% 12% 11% 28% 26% 26% 2% 太陽熱電力都市カス LPG 灯油石炭等 6% 4% 2% 68% 12% 56% 15% 42% 19% 3% 24% 熱電力ガス石油石炭 % 13% % 3% 3% 14% ( 出所 ) 日本エネルギー経済研究所エネルギー経済統計要覧家庭業務部門のエネルギー消費における電力比率は上昇を続けており今後も上昇が見込まれる但し 25 年までに 1% に近い電力比率となるかは疑問仮に電源が完全にゼロエミッションとなったとしても電力以外のエネルギー消費が残った場合には民生部門エネルギー消費のゼロエミッション化は遠ざかる 16

運輸部門水素利活用技術の導入可能性 6 EJ IEA による運輸部門エネルギー消費評価例 (OECD 計 2 シナリオ ) 5 4 3 2 1 水素バイオ燃料電力天然ガス重油ジェット燃料軽油ガソリン ( 出所 ) 水素燃料電池戦略協議会 212 23 25 ( 出所 )IEA, Energy Technology

17 運輸部門水素利活用技術の導入可能性 6 EJ IEA による運輸部門エネルギー消費評価例 (OECD 計 2 シナリオ ) 水素バイオ燃料電力天然ガス重油ジェット燃料軽油ガソリン ( 出所 ) 水素燃料電池戦略協議会 ( 出所 )IEA, Energy Technology Perspectives 215 運輸部門においては燃料電池車船飛行機 (CO 2 フリー水素の利用 ) 電気自動車 ( ゼロエミッション電源 ) バイオエネルギーの利用によってエネルギー利用を低炭素化することは可能但し 25 年までの時間スケールにおいてこれらの技術による代替をどこまで進められるかは明確でない 17

産業部門革新的製鉄プロセス技術開発 (COURSE 5) IEA による産業部門 CO 2 排出量評価例 (OECD 計 2 シナリオ ) 2 1 5 MtCO 2 1 985 1 584 1 968 5-5 98 (CCS 導入量 ) 434 212 23 25 ( 出所 ) 鉄鋼連盟 ( 出所 )IEA, Energy Technology Perspectives 215

18 産業部門革新的製鉄プロセス技術開発 (COURSE 5) IEA による産業部門 CO 2 排出量評価例 (OECD 計 2 シナリオ ) MtCO (CCS 導入量 ) ( 出所 ) 鉄鋼連盟 ( 出所 )IEA, Energy Technology Perspectives 215 産業部門においても長期の将来に向けて革新的技術の開発が進められている例として革新的製鉄プロセス技術 (COURSE 5) では水素による鉄鉱石の還元と高炉ガスからの CO 2 分離回収により製鉄業における生産工程の CO 2 排出量を約 3% 削減可能技術の導入によって削減できる排出量には限界がある IEA による世界半減シナリオにおいては産業部門への CCS の大量導入によって排出量を削減することが想定されているがそれでも排出量は残る 18

19 モデル試算例 :25 年までのエネルギーミックスと水素発電の導入 ( 参考 ) 松尾川上江藤柴田末広柳澤 25 年の低炭素社会に向けた水素エネルギーの位置づけと導入見通し : (213) 1,4 MtCO 2 1,2 1, 8 (23 年現行目標 ) % 65% 8% 日本の CO 2 削減量を 25 年に 199 年比 65% と仮に設定し水素の導入を見込んだケース及び見込まないケースについてコスト最適化による技術導入モデルを用いてエネルギー需給を試算 Case : CO 2 制約なし Case 1: CO 2 制約あり水素利用可能 Case 2: CO 2 制約あり水素利用不可能 CCS 導入量上限については仮に 25MtCO 2 / 年程度と想定 19

20 モデル試算結果例 : 一次エネルギー供給及び発電量構成 5 Mtoe 一次エネルギー供給構成 1,2 TWh 発電量構成 4 1, Case Case 1 Case 2 Case Case 1 Case 2 Case Case 1 Case 2 Case Case 1 Case 石油石炭天然ガス原子力水力他再生可能水素石炭火力石炭 _CCS 石油火力ガス火力ガス _CCS 原子力水力他再生可能水素 ( 出所 ) 松尾他, (213) 25 年にかけて石油の一次消費量は大幅に減少 CO 2 制約のないケース (Case ) では石炭の利用が拡大するが制約のあるケース (Case 1 及び 2) では石炭も大幅に減少 CO 2 制約とともに水素の導入を想定した Case 1 では発熱量ベースで一次エネルギー消費の 8% 程度が水素となる一方 Case 2 では天然ガスの利用が増加 2

21 モデル試算結果例 : 水素導入量及び炭素価格水素導入量炭素価格 25 1 億 Nm 3 1, ドル /tco Case 1 ( 水素あり ) 8 6 Case 2 ( 水素なし ) Case 1 ( 水素あり ) Case 2( 水素なし ) 5% 55% 6% 65% 7% 75% 5% 55% 6% 65% 7% 75% CO 2 削減率 (199 年比 ) CO 2 削減率 (199 年比 ) ( 出所 ) 松尾他, (213) 水素の導入を想定した Case 1 では 25 年に発電量の 16% となる 151 TWh の導入が行われる ( 水素導入量 816 億 Nm 3 相当 ) Case 1 における CO 2 削減率 65% 及び 7% での炭素価格は 25 年時点でそれぞれ 359 ドル /tco 2 及び 558 ドル /tco 2 一方で水素の導入を想定しない Case 2 では 65% 削減時の炭素価格は 4,17 ドル /tco 2 に CO 2 価格の試算結果はモデルの前提条件 ( 想定する技術の導入可能量等 ) に強く依存する但し現状の努力の継続拡大によって削減できる CO 2 排出量に限界があること自体は本分析のみでなく比較的一般性のある結論であると思われる 21

22 まとめ 23 年のエネルギーミックス及び CO 2 排出削減目標の達成は決して容易ではない更にその政策の単純な延長のみでは 25 年 8% 削減の目標の達成は困難 25 年 8% 削減を達成するためには発電部門民生 ( 家庭業務 ) 部門運輸部門におけるエネルギー消費を可能な限りゼロエミッションに近づけ産業部門においても可能な限り省エネルギー低炭素化を進めることが求められるそのためには二酸化炭素回収貯留 (CCS) や水素の利用バイオエネルギーの大量導入など現状ではコストが高いまたは利用可能性が確実でないエネルギーの利用も含めた対策が必要となる諸外国と比較して省エネルギーの余地の小さい日本においてその十分な実現が可能であるかは現状では明確でない地球環境問題への対処のためには日本国内のみでなく世界規模の視点からものを見ることが必要この視点からは先進的な低炭素技術を開発しその普及促進に努めることが最も重要な課題となるまた適応策や実際の被害の発生も考慮に入れて将来のビジョンを考える必要がある 25 年を超えた将来の低炭素社会実現のためには現在想定されていない技術の開発普及が必要潜入観なくあらゆる可能性を視野に入れて技術開発を進めることが強く求められる 22

MARKALモデルによる2050年の水素エネルギーの導入量の推計

MARKALモデルによる2050年の水素エネルギーの導入量の推計 IEEJ 2013 年 5 月掲載禁無断転載 EDMC エネルギートレンド MARKAL モデルによる 2050 年の水素エネルギーの導入量の推計 - 低炭素社会に向けた位置づけ - 計量分析ユニット川上恭章 1. はじめに 2011 年 3 月に生じた東日本大震災および福島第一原子力発電所事故は日本のエネルギー政策に大きな影響を与えた前年の 2010 年に公表されたエネルギー基本計画 1)

23 年のエネルギーミックス 一次エネルギー供給構成 発電構成 6 原油換算百万 kl 億 kwh % 24% 再生可能 ( 含水力 ) 原子力 % 1% ,666 9,88 1,65 17% 程度の省エネ 再生可能 22~24

23 年のエネルギーミックス一次エネルギー供給構成発電構成 6 原油換算百万 kl 億 kwh % 24% 再生可能 ( 含水力 ) 原子力 % 1% ,666 9,88 1,65 17% 程度の省エネ再生可能 22~24