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なごみにいだ
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1 CCS とその他低炭素技術のコストについて 2011 年課題の概要 NO.2

2 CCS とその他低炭素技術のコストについて 2011 年課題の概要 NO.2 は利用者の便宜のために THE COSTS OF CCS AND OTHER LOW-CARBON TECHNOLOGIES ISSUES BRIEF 2011, NO. 2 を英語から日本語に翻訳したものですグローバル CCS インスティテュートは日本語版のいかなる内容についてもその正確性信頼性又は完全性について保証しません

3 要点気候変動のリスク管理には様々な産業分野にまたがる幅広い低炭素技術の開発や普及が必要とされる 450ppm という厳しい目標は大気中の CO 2 を除去する技術や CO 2 回収貯留 (CCS) 技術などの産業由来の CO 2 排出を相殺することができる技術を結集させることによってのみ効率的に達成可能であると考えられる本書は発電事業に焦点をあて大気への CO 2 排出量削減の一役を担うと考えられる様々な技術のコストを検証するグローバル CCS インスティテュートは過去 2 年間にわたり様々な CCS 技術に関する最新のコスト研究を追跡調査し報告してきた CCS 以外の低炭素技術に最新の研究をあてはめ様々な技術に係るコストを一貫した手法とこれら技術に内在する経済的な前提条件から算出した本書で比較対象とする技術には CCS 風力原子力太陽熱太陽光発電などが含まれる主な成果を以下に示す CCS は電力部門における CO 2 排出削減手段として他の低炭素技術よりも高い競争力がある水力発電と陸上風力発電は電力部門からの CO 2 排出削減技術の中で最も低コストである比較的低コストであるこれらの技術が ( 利用可能性が限られているという理由により ) 開発され尽くされた場合又はこれら技術が利用できない国では CCS が非常に高い競争力を持つようになる現在の CCS 技術を導入した石炭火力発電所における CO 2 の排出低減又は排出防止に係るコストは CO 2 1 トン当たり 23~92 米ドルで天然ガス火力発電所のコストよりも若干高いこれに対して洋上風力発電による削減コストは CO 2 1 トンあたり 90~176 米ドル太陽熱では 139~201 米ドル太陽光発電ではさらにそれを上回る特に CCS などのまだ十分に成熟していない最新技術については将来的にコストが下がることに留意する必要がある国際エネルギー機関 (IEA) は CCS を利用しない場合電気事業分野における CO 2 削減コストが 70% 以上高くなる可能性があることを示しており上述の知見と一致する気候変動対策には早急な対応が必要である国際社会は地球の気温上昇を 2 以内に抑えるレベルに大気中の温室効果ガス (GHG) 濃度を維持するための目標をコペンハーゲン合意で設定した (UNFCCC 2009) この大気中のGHG の濃度目標は CO 2 換算で約 450ppm であり 2050 年までに世界全体の排出量を2000 年比の炭素換算量で 50~85% 減じるという大幅な削減が求められている (IPCC 2007) CO 2 の軽減又は削減コストが産業分野ごとに異なることにかんがみると国や世界全体で効率的な排出量の大幅削減を達成することは一部の産業分野が他分野よりも早く一段と踏み込んで調整を行うことを意味するエネルギーに関連した世界全体の CO 2 排出量の40% 以上を占める発電及び熱供給事業分野は ( 図 1) 完全な脱炭素化を実施すべき分野の候補の一つであるこの分野における脱炭素化は農業などの他の分野よりも少ない費用で達成できる可能性が高い

4 図 1 世界のエネルギー関連の分野別 CO 2 排出量 (2008 ( 年 ) 出典 :CO 2 Emissions from Fuel Combustion Highlights(IEA 2010a) 増え続ける電力需要に対応するため発電の脱炭素化には CO 2 の回収又は削減を行わない化石燃料発電から脱却し例えば再生可能エネルギー原子力 CCS といった低炭素又はゼロ炭素の発電技術を導入する必要がある 450ppm という厳しい目標はバイオマスを燃料資源として導入したCCS などネガティブ CO 2 排出 (CO 2 排出を全く行わないとともに大気中の CO 2 を除去する ) の可能性がある技術の効果的な利用によってのみ達成可能である (Ecofys 2011 IPCC 2011) このようなネガティブ CO 2 排出の技術は現段階では未だ開発の初期段階にある技術的な課題と可能性を評価するため 2050 年までに GHG 濃度目標 450~550ppm を達成するには電気事業分野にどのような変化が必要かについて気候変動の緩和モデルを用いて検証した一例として IEA が策定したブルーマップシナリオがあるこれは 2050 年までにエネルギー関連のCO 2 排出量を半減させるためどのような技術がどの程度の速度で導入可能かを検証しているこのシナリオでは実現可能な最低コストで既存及び新規の低炭素発電技術が幅広く導入された場合のエネルギー展望が検討されている (IEA 2010b) 需要の増加を抑えるため効果的にエネルギー効率化の機会を利用することに加えブルーマップシナリオでは風力などの比較的低コストの再生可能エネルギーを 2020 年代までの早期に導入すること ( 及び水力発電の役割強化 ) を明示しているしかし風や水といった資源は十分に活用されつつあるため CCS 及び原子力並びにより高コストな太陽熱及び太陽光発電技術といった再生可能エネルギー技術が需要を満たすと同時に CO 2 排出量を削減するためには必要とされている 2050 年までに高効率の発電所 CCS 原子力及び再生可能エネルギー技術が電力分野における年間 CO 2 排出量削減に貢献する割合はそれぞれ最大 16% 31% 19% 34% と見込まれている ( 図 2)

5 図 2 電力分野の CO 2 排出量削減技術の寄与率出典 :Energy Technology Perspectives 2010: Scenarios and Strategies to 2050 (IEA 2010b) 技術開発の速度及び風力や太陽エネルギーなどの資源の利用可能性はその技術のコストと導入速度に影響を及ぼす大規模 CCS の実証プログラムや大規模太陽熱発電及び太陽光発電技術の実証プログラムが計画されているが技術開発の速度は研究開発及び実証活動に対する産官両者の取組に影響される最終的には気候変動リスクを管理するための発電技術が世界的に展開する道筋はブルーマップシナリオを含む特定のいかなるモデルシナリオとも異なるであろうし需要を満たす技術の商業規模での利用可能性とコストによってのみ決定されるであろう 2009 年以降当インスティテュートは様々な CCS 技術について最新のコスト調査を追跡報告してきた (Worley Parsons et al Global CCS Institute 2011a 2011b Worley Parsons 2011 参照 ) これらの調査には CCS 技術のコストと性能に関する詳細データが含まれている再生可能エネルギーと原子力技術に関するコストと性能に関する調査についてもその技術を専門とする様々な機関から同時期に公表されている本文書では将来の電力需要の大半を満たすことが可能と見込まれる様々な技術の相対的な格付けを評価するため低炭素技術について入手可能な最新の調査に基づいた現時点におけるコストの比較を示しているここでの比較は一般的な手法や標準化された技術的経済的前提条件を適宜用いて導出された均等化発電原価 (LCOE: Lvelised cost of electricity) やCO 2 削減コストなどを使用し等価にして行われているコスト算定基準均等化発電原価均等化発電原価 (LCOE) は発電所の経済的な耐用年数における平均発電コストを表す基準であるすなわち LCOE とはプロジェクト提案者が資本コストと操業コストのすべてを回収すべく発電所を連日稼動させることで得る必要がある対価の平均であり回収された投下資本を

6 含んで算出されている LCOE はメガワット時当たりの純発電コスト (US$/MWh) で定義されその算出には以下が含まれる投資コスト ( 又は導入設備費 ) 操業費燃料費しばしば製造コストの大半を占める投資コストにはプロジェクト開発や建設に伴う不確定要素やリスクを管理するための予備費に加えエンジニアリング費調達費建設費サイト固有のコスト ( オーナーズコストとも言う ) などが含まれるこれらの現在価値を合算した値はプラントのオーバーナイトコスト ( 直ちに行われる建設のコスト全額を賄う前払い金 ) となるプロジェクトの開発と建設には数年を要するため最終的なプラントの投資コスト又は導入設備費にはオーバーナイトコストに加えこの期間に発生した資金調達コストの現在価値が含まれるプラント建設後に発生する操業費には固定費と変動費がありこれはプラントの稼動と管理に関連する支出である燃料費は操業中のプラントが必要とする原料又は燃料を考慮した特定の操業コストで石炭天然ガスウランエネルギー作物又は他の原料などの燃料価格に左右される LCOE 算出に使用されるその他の重要な技術経済パラメータを以下に示すプラントの耐用年数建設のリードタイム熱効率設備利用率割引率 CO 2 削減コスト CO 2 の低減がCCS に投資する唯一の動機でありまた気候変動政策の目的が CO 2 ( 及びその他のGHG) の削減であるため低炭素技術を比較するための適切な基準は CO 2 削減コストである CO 2 削減コストは CO 2 を多く排出する化石燃料の置換を通じて CO 2 排出量を削減するのに要するコストでありドル /CO 2 1 トンで表される大気中への CO 2 排出の削減量は低炭素技術への投資により置換又は廃止された化石燃料プラントの種類によって異なる CO 2 削減コストを算出するには評価対象プラントの均等化コストに加え CO 2 の排出係数に関する情報が必要である気候変動リスクを効率的に管理すれば各経済部門が負担する限界削減コストは同じになる CO 2 1 トンを新たに削減するコストが経済活動又は供給エネルギーによって異なる場合低コストの活動による削減量を増やし高コストの活動による削減量を減らすことで特定の排出削減目標を少ない支出で達成することが可能である同様に炭素価格を設定することは ( 今後の炭素価格の見通しと削減コスト見込みを含めて ) その炭素価格よりも低い削減コストの発電技術利用を促進するより高コストの CO 2 削減技術は電力市場と炭素市場の双方からコストを回収できなくなるため規制によりその使用が義務化されない限り選ばれることはないであろう

7 コスト : データとアプローチ本コスト評価は CCS 原子力再生可能エネルギー技術などの固定発電に利用される低炭素技術を対象とする CCS は石炭 CCS と天然ガス CCS に更に分類され再生可能エネルギー技術はバイオマス ( 又はバイオエネルギー ) 発電従来の地熱発電水力発電太陽光発電 (PV) 及び太陽熱発電 ( 又は集光型太陽熱発電 CSP) 並びに洋上及び陸上風力発電に細分化される付録 A に各低炭素技術の簡単な解説が記載されている排出量削減目標を設定設定するというこするということはとは CO 2 排出削減削減コストがコストが技術比較の技術比較の適切な適切な評価評価基準基準となるとなることをとなるとなることを意味する当インスティテュートは本調査で使用するコストデータを入手するため新設の低炭素及びゼロ炭素発電所に関して公開されている調査情報を精査した様々な調査から得られたコストを等価にして比較するといくつかの問題が生じる例えば使用されたコストの算定手法が異なる上プラント耐用年数割引率設備利用率といった経済的な前提条件が異なるため様々な調査から得られた均等化原価の試算を直接比較できない場合が多い均等化原価を比較できるようにするには発電技術の基本的なコストと性能に関する特性が必要であるしかし表示される通貨や名目上の年度が異なることがあるためこれらのデータは直接比較できない場合が多い様々な地域で建設及び操業されているプラントのコストも様々な経済事情によって変動するこうした経済事情は人件費設備費及び風力や太陽エネルギー資源などの性能を決定する要素が立地に左右される原因となっているもう一つの問題はいくつかの調査では基本的な技術的経済的前提条件が十分に明示されていなかったり同じ発電所の工程間の境界条件が異なっていたりすることであるこのように不明瞭な点があると基本的なデータの試験検証及び更なる調整が制限されるこれらの調査を同じ基準で比較できるようにするため以下の基準に従ってこれらの調査を選別したコストと性能に関するデータを自身で作成分析した組織によるコスト調査を検討し又は優先するものとしたこのため他の調査で作成されたデータを引用した調査は除外したただし最新の IEA 及び OECD NEA(2010) 並びに IPCC(2011) の調査は他の技術経済調査を含む様々な出典から収集されたコスト及び性能データを分析しているが例外とした地域ごとに差がある人件費と建設費又は資産 (resource) の品質のばらつきを減らすため米国内の低炭素発電所のコストと性能に関する情報を使用した調査のみを対象としたただし IEA 及び OECD NEA (2010) IPCC(2011) の調査は例外としこれらの調査から得られた OECD と世界の技術経済データ平均値も使用したコスト価値が最新であることを保証するため (2010 年以降の ) 過去 2 年間のコストと性能に関するデータを使用した出版物のみを評価した上述の基準に基づいて本調査で対象としたコスト調査を以下に示す Cost and Performance Assumptions for Modelling Electricity Generation Technologies United States Department of Energy National Renewable Energy Laboratory Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Power Plants Study Vol United States Department of Energy National Energy Technology Laboratory Economic Assessment of Carbon Capture and Storage Technologies: 2011 Update WorleyParsons Projected Cost of Generated Electricity 2010 International Energy Agency and Organisation for Economic Co-operation and Development Nuclear Energy Agency

8 Special Report on Renewable Energy Sources Intergovernmental Panel on Climate Change Annual Energy Outlook United States Energy Information Administration 上述のコスト調査からコスト及び性能に関するデータを 2010 年の米ドル水準に修正した設備利用率効率プラント耐用年数リードタイムなど基本的な技術経済的前提条件は上述の調査から得られたデータの平均から導出したさらに本調査では発電容量が 50MW 以上の発電所のコスト及び性能に関するデータのみを対象とした ( 表 1) 表 1 プラント発電容量容量の例発電技術発電容量 (MW 正味 ) 水力 500~10,000 原子力石炭 CCS 天然ガスCCS 洋上風力太陽熱陸上風力太陽光バイオマス地熱 1,350~2, ~ ~485 70~ ~150 50~155 50~150 50~80 50~55 平均的な技術経済的前提条件及び一般的な割引率 ( 付録 B 参照 ) を使用して標準的な手法を LCOE と CO 2 削減コストの算出に適用した結果投資コスト投資コストのレベルと全体のコストに占める投資コストの割合 ( 資本集約度 ) はいずれも不確定要素や進行中の様々な方向性とその成果がある中で発電技術を選択するための重要な要素である必要とされる投資レベルが大きいほど資本のリスクは高まる資本集約度が高いほどその投資は将来の電力価格の変動にさらされ損失を完全に防ぐことも難しい実際の投資判断ではこのようなリスクは生じているリスクの予測レベルに合わせて適切に調整されるため求められる利益率を変更することで対処されるしかし均等化原価の調査ではすべての技術の割引率は一定であるという前提でこのようなリスクは取り除かれる場合が多いそれでもなお導入される投資コストの試算はそれぞれの技術でリスクにさらされる可能性がある資本のレベルを反映している

9 従来の ( 石炭火力 ) プラントと比べて投資コストが高い発電技術は石炭 CCS バイオマス太陽光洋上風力原子力及び太陽熱を利用した技術である ( 図 3) また従来のプラントと投資コストが同程度あるいはそれよりも低い発電技術には天然ガス CCS 水力地熱及び陸上風力が含まれる CCS 技術に対する投資コストは CO 2 の回収輸送貯留に伴う設備費が従来のプラントに加算されるため石炭及び天然ガスの火力発電所よりも高い図 3 では天然ガス CCS の投資コストは従来の天然ガス火力発電所よりも高いものの従来の石炭火力発電所 ( 図 3 のオレンジ色の線参照 ) よりも低いことが示されている図 3 低炭素技術と従来の発電技術に導入された資本コスト均等化発電原価各技術の性能特性を反映した基本的な設備費と操業費を抽出した後付録 B に示される各技術のプラント耐用年数設備利用率建設のリードタイムオーナーズコスト予備費及び ( 必要に応じて ) 熱効率に関する一般的な前提条件と一般的な割引率及びコストの算定手法を使用して均等化原価を算出した従来の火力発電所と比べ相対的に LCOE が低い低炭素技術は従来の地熱発電 (43~61 米ドル /MWh) と水力発電 (52~60 米ドル /MWh) である ( 図 4) LCOE 分布の中間に位置する技術には陸上風力 (67~86 米ドル /MWh) 原子力 (68~94 米ドル /MWh) バイオマス (81~113 米ドル /MWh) 天然ガス CCS(107~119 米ドル /MWh) 石炭 CCS(89~139 米ドル /MWh) がある洋上風力 (146~215 米ドル /MWh) 及び太陽光太陽熱 (185 米ドル /MWh 以上 ) は LCOE が最も高い

10 図 4 低炭素技術と従来の発電技術の均等化発電原価電力供給が不安定な発電技術太陽エネルギーや風力などの電力供給が不安定な発電技術と化石燃料発電や原子力などの電力供給が安定した発電技術の LCOE 試算の比較において結論を出す際には注意が必要である消費電力の経済的価値は市場原理に基づく方式あるいは規制を伴う役務原価方式のいずれにおいても需要の程度や 1 日の時間帯によって変化するしたがって需要を満たす技術に関係なくその価値は変化する消費者が支払う額を操業費が下回る場合に限り経済的な価値はプラスとなり規制を伴う方式では全体のシステムコストが最小限に抑えられる平均値を基準として算出される均等化原価は更なる補正がなければこの経済的価値の程度が十分に考慮されない可能性がある例えば陸上風力の LCOE 推定値は平均で 76 米ドル /MWh と推定されるこのエネルギーがオフピークの時間帯に生成された場合特に電力価格がマイナスの場合風力は必ずしもそのシステムに経済的価値を付加しないすなわち LCOE を基準として使用した場合風力発電技術は安定して電力供給できる技術と比較して過大評価される (Joskow 2010) 風力発電所の操業が電力価格の低い時間帯に制限されるのはこうした影響が原因であるすなわち風力発電所が稼動すると市場価格をさらに押し下げ風力発電所そのものを含めこのシステムにおけるすべての技術への投資状況を悪化させることになるからである (Parkinson 2011) 通常電気の価値がより高くなる日中の時間帯にのみ稼動する太陽技術も同様に LCOE の試算では風力技術と比較して過小評価される全体のシステムコストに対する断続性の影響は電力網に経済的にプラスの貢献をもたらす場合の時間分布との整合性をよくするために設備利用率を補正することで LCOE 試算の中で考慮可能である本調査では補正を行っていないが均等化原価が類似している技術の場合に推測する際には注意が必要である例えば陸上風力プラントの中には均等化原価が従来の ( 天然ガス火力 ) プラントの均等化原価と等しかったり低かったりする ( 図 4)

11 発電技術の成熟度低炭素技術は様々な技術開発段階にあるが新たな設計や仕様が出現するため複数の開発段階にまたがることも少なくない例えば原子力発電は 50 年以上利用され続けている成熟した技術である (IEA 2010c) 低炭素技術の中には技術的に証明されているものの広く利用される前に克服すべきコストや規制上の障壁が今もなお存在するものがあるこのような技術には太陽光や太太陽熱陸上風力バイオマスを利用したものがある (IEA 2010b) が化石燃料プラントに匹敵する規模で運転している技術はほとんどない現在も試験中及び実証中の技術には CCS 深海洋上風力発電技術及び稼働時間を延ばすために蓄熱を利用した太陽熱発電がある CCS は発電分野においてパイロット規模で既に実証されており現在建設中の 2 つの発電所で大規模な実証試験がまもなく行われる予定であるまたこれ以外にも今後 1 2 年の間に投資判断が見込まれる発電所が数ヶ所存在する (Global CCS Institute 2011b) 水深 60 メートルを超える場所での洋上風力発電技術特に浮体構造を使用した技術は現在も試験段階にある太陽熱発電技術については溶融塩などの蓄熱方法を利用してベースロード電力を提供するための実証試験が実施されている (IEA 2010b) それらの技術の発電コストが将来どのように変化するかは低炭素発電技術の成熟度によって表すことができるそれらの発電コストは技術が十分に開発改良実証され市場展開されるに従って低下する成熟技術について現在行われているコスト削減は未成熟な新しい技術についてのコスト削減ほど飛躍的ではないと考えられている CO 2 削減コスト化石燃料による発電を代替する技術のメガワット時当たりの発電はそれにより代替される発電に伴う CO 2 排出量のすべてではないがほとんどを一掃するしかし本調査における削減コストの試算では風力や太陽エネルギーなどの電力供給が不安定な技術を導入する際に必要とされるバックアップ発電からの排出量は考慮されていない CCS 技術に関しては CO 2 は 100% 回収される訳ではなく回収と貯留で更にエネルギーを消費するため CO 2 排出量の削減は 100% 未満となる電力供給が不安定な技術に関する削減コストの試算と異なり CCS 技術による CO 2 の回収が 100% に満たない点についてはこれらの技術のコスト試算の中で明確に説明されている従来の地熱発電所や水力発電所など削減コストがゼロ又はマイナスになる技術が存在する ( 図 5) これはこれら 2 つの技術の均等化原価が CO 2 の削減コストを計算するために比較される石炭火力発電所の均等化原価よりも低いために生じるこれはこれらの技術を利用したプラントからの発電量が増加する新たに地熱や水力発電所を建設するあるいは石炭火力由来の発電量を抑えたり置き換えたりすることが可能な場合 CO 2 排出量の削減コスト全体が低下することを意味する OECD の非加盟国では水力発電所や従来の地熱発電所を追加的に設置する大きな潜在性がある (IEA 2010d) が OECD 加盟国についてはそうした可能性は相対的に小さいこれらの資源に係るコストが比較的低いということはその国のエネルギーシステムの開発過程でこうした資源が既に活用され尽くしたことを意味するしかしこうした資源が開発中又は既存の電力システムで利用できる限りすべての国はコスト節減の可能性を積極的に追求すべきである新しい技術である CCS プラントに係るコスト試算と比較して成熟した技術である陸上風力発電や原子力発電の CO 2 排出量の削減コストは低いが風力発電では資源の制約 ( 陸上風力 ) また原子力では放射性廃棄物の取り扱いに関する課題があるためその利用可能性は制限される太陽光発電や太陽熱システムの現在の CO 2 削減コストはそれぞれ 182~239 米ドル / トン及び 139

12 ~203 米ドル / トンでありこれは石炭火力 CCS プラントのコスト (23~92 米ドル / トン ) よりも 2 ~3 倍高い発電コストと比較した場合の削減コストに関してわずかだが重要な変化は石炭火力 CCS プラントと洋上風力発電に比べてガス火力 CCS プラントのコストが増加していることであるすなわちガス火力発電所において CCS を実施するために必要な炭素の価格は石炭火力発電所のそれよりも高くなる可能性があり洋上風力発電と大きく重なる部分があるコスト試算における石炭火力 CCS と天然ガス CCS の推定 CO 2 回収率は同じ ( 約 90%) ではあるがガス火力発電所の排出係数が小さいためそこからの CO 2 回収量は低い結果としてガス火力プラントの CCS よりも石炭火力 CCS によって削減される CO 2 の方が多いこれにより CCS ガス火力プラントよりも CCS 石炭火力プラントの削減コストの方が低くなることが多い図 5 CO 2 削減コスト 1 1 ガス火力 CCS プラント以外のすべての発電技術に関する CO 2 の削減量は超臨界微粉炭プラントからの排出量を基準としているガス火力 CCS については排出削減を行っていないコンバインドサイクルプラントを基準としている政策への影響コスト競争力と導入既存の従来型プラントと比較して IEA が電力部門における削減を予想している低炭素技術の多くは現時点では比較的コストが高い ( 図 5) 初期導入コストが比較的低い ( 又はマイナスの ) 選択肢には従来の地熱発電水力発電陸上風力発電などの成熟した技術があるこれらの低コスト技術は IEA のブルーマップシナリオの下で CO 2 排出量削減の初期段階における利用が急速に広まっている ( 図 6) このシナリオに示される再生可能エネルギーの利用率は排出量削減に力を入れる国が増えると予測される 2020 年以降世界中で増加しているしかし風や水といった資源の利用は限定されるため排出削減目標を達成するための役割も限定され CCS や太陽熱発電技術といった高コストの選択肢が必要となる予測期間の後半で太陽技術の利用が増加するのに対して再生可能エネルギー技術による CO 2 削減量の年間増分は 2030 年以降減少している

13 反対に ( 電力及び産業の両分野における )CCS 技術の利用率はエネルギー分野の脱炭素化に係るその他の技術とのコスト競争力予測を反映して 2030 年以降急速に増加している図 5 CO 2 削減コスト 1 1 ガス火力 CCS プラント以外のすべての発電技術に関する CO 2 の削減量は超臨界微粉炭プラントからの排出量を基準としているガス火力 CCS については排出削減を行っていないコンバインドサイクルプラントを基準としている政策への影響コスト競争力と導入既存の従来型プラントと比較して IEA が電力部門における削減を予想している低炭素技術の多くは現時点では比較的コストが高い ( 図 5) 初期導入コストが比較的低い ( 又はマイナスの ) 選択肢には従来の地熱発電水力発電陸上風力発電などの成熟した技術があるこれらの低コスト技術は IEA のブルーマップシナリオの下で CO 2 排出量削減の初期段階における利用が急速に広まっている ( 図 6) このシナリオに示される再生可能エネルギーの利用率は排出量削減に力を入れる国が増えると予測される 2020 年以降世界中で増加しているしかし風や水といった資源の利用は限定されるため排出削減目標を達成するための役割も限定され CCS や太陽熱発電技術といった高コストの選択肢が必要となる予測期間の後半で太陽技術の利用が増加するのに対して再生可能エネルギー技術による CO 2 削減量の年間増分は 2030 年以降減少している反対に ( 電力及び産業の両分野における )CCS 技術の利用率はエネルギー分野の脱炭素化に係るその他の技術とのコスト競争力予測を反映して 2030 年以降急速に増加している

14 図 6 IEA のブルーマップシナリオにおける発電技術グループごとの CO 2 削減量各技術の限界削減コストの試算は GHG の排出削減政策を実施する政策立案者にとって指針となるものである CO 2 削減コストが排出価格を下回るような排出削減の機会がすべて活用されれば排出価格を 1 つだけ明示することで最も効率的に排出削減を実現できるしかし排出削減政策は多くの場合価格設定のみならず分野や技術に基づく様々な手段で実施されているこのため政策立案者は限界削減コスト試算を定期的にチェックし GHG 削減目標を達成するための CO 2 削減コストを減らすためあらゆる排出削減分野においてこれらのコストがほぼ同等であることを確認する必要がある (Stern 2009) 例えば本文書に使用されている CCS のコスト試算は 2~3 年前に考えられていた CCS コストよりも高いことが明らかにされている (Global CCS Institute 2010a) しかし本文書が示す試算では新しい技術である CCS プラントの CO 2 削減コストは過去 30 年でコストが 10 分の 1 以上低下した太陽光発電プラントの半分以下となっている (IPCC 2011) 限界削減コスト試算の際に現地の事情や資源の入手可能性を考慮することは政策立案者が効果的に削減コストを管理する上で大きな指針となる技術の革新と研究開発及び及び実証より一層の研究開発及び実証 (RD&D) による継続的な技術革新は低炭素技術のコスト競争力に関するいくつかの課題の解決に役立つ高性能化に向けた技術改善 ( 設計工程操業などにおける ) によりコストを節減できる場合があるさらに多くの低炭素技術が現在も実証段階にあるためより一層の技術改善とコスト削減の可能性が存在するしかし上述したとおりあらゆる技術革新や改善及びそれによって削減されるコストは成熟度の高い技術ほど小さくなる傾向がある緩和措置全体に対するポートフォリオアプローチ最もコスト効率が高い方法で気候変動リスクに対応するため商業的に利用可能で現地のエネルギー資源事情と整合しているすべての技術を利用する必要がある利用する技術のいずれか一つが欠けても発電と GHG 削減にかかる全体のコストが増加することになる例えばエネルギー関連のCO 2 排出量が2050 年までに半減されなければならないとした場合 CCS を除外すると削減コストが70% 以上増加すると IEA は試算している (IEA 2010b) 現時点での調査でも CCS などのクリーンな発電技術が除外された場合 ( 平均的な ) 発電コストはより高くなるとしており IEA の分析と一致している

15 結論電力分野の脱炭素化は大気中の GHG 濃度を安定させ地球の気温上昇を 2 以内に抑えるために不可欠である化石燃料発電への大きな依存から低炭素発電技術を広く展開するための遷移プロセスは容易ではなく多種多様な方法が考えられる低炭素発電技術を展開するには考慮すべき課題が多くあり中でも最も重要な課題はこれらの技術を取り巻くコストである本調査では最も一般的に利用される基準を使用して ( 最低コストでなくても ) 低コストでどのように展開できるかを理解するため様々な低炭素技術の現在の発電コストと CO 2 削減コストについて比較検討を行った太陽エネルギーや風力プラントによる発電量のばらつきや不確定要素は各技術の真の経済的価値や収益性に影響を及ぼすまた同時にこれら不確定要素により電力供給が安定した技術と風力や太陽エネルギーなどの電力供給が不安定な再生可能エネルギー技術の均等化原価を比較することが容易でなくなる低炭素発電技術の均等化発電原価と削減コストの差によって陸上風力発電と水力発電が現時点で広く展開可能な低コスト技術であることが分かるそれ以外の低炭素発電技術は世界的に展開するにはまだコストが高いコストが最もかからない方法で電力分野分野を脱炭素化するには多様な低炭素技術を併用する必要がある CCS を除外した場合は全体の削減コストが増加する従来の発電技術と比較して現時点で削減コストが高い低炭素技術のコストが変化しない訳ではなく特に未成熟な技術のコストは技術が更に革新改善されるにつれて徐々に下降すると予想される全体として最も低コストな方法で電力分野を脱炭素化するにはあらゆる低炭素技術を導入する必要があるエネルギーミックスから技術を排除すること特に CCS を排除することは CO 2 削減コストの増大につながる参考文献 DoE NETL (United States Department of Energy National Energy Technology Laboratory) 2010, Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Power Plants Study, Vol. 1: Bituminous Coal and Natural Gas to Electricity (Revision 2). DoE NREL (United States Department of Energy National Renewable Energy Laboratory) 2010, Cost and Performance Assumptions for Modelling Electricity Generation Technologies. Ecofys 2011, Potential for Biomass and Carbon Dioxide Capture and Storage, report commissioned by the IEA Greenhouse Gas R&D Programme, UK. EIA (United States Energy Information Administration) 2011, Annual Energy Outlook: 2011, Washington, D.C.

16 Global CCS Institute 2011a, The Global Status of CCS: 2010, Global CCS Institute, Canberra, Australia. 2011b, The Global Status of CCS: 2011, Global CCS Institute, Canberra, Australia. IEA (International Energy Agency) 2010a, CO 2 Emissions from Fuel Combustion Highlights, IEA Statistics, OECD/IEA, Paris. 2010b, Energy Technology Perspectives 2010: Scenarios and Strategies to 2050, OECD/IEA, France. 2010c, Technology Roadmap: Nuclear Energy, OECD/IEA, France. 2010d, World Energy Outlook, OECD/IEA, France. and OECD NEA (Organisation for Economic Co-operation and Development Nuclear Energy Agency) 2010, Projected Costs of Generating Electricity, OECD/IEA, France. IEAGHG (IEA Greenhouse Gas R&D Programme) 2011, Potential for Biomass and Carbon Dioxide Capture and Storage, Report No. 2011/06, July IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) 2011, Annex III: Recent Renewable Energy cost and Performance Parameters in Edenhofer, O. et al (eds.) 2011, Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation, Cambridge, UK. 2007, IPCC Fourth Assessment Report: Climate Change 2007 (AR4), Cambridge, UK. Joskow, P 2010, Comparing the costs of intermittent and dispatchable electricity generating technologies, MIT Centre for Energy and environmental policy research Working Paper, WP Parkinson, G 2011, Why wind is cutting energy costs, Climate Spectator, September 5, Stern, N 2009, The global deal: climate change and the creation of a new era of progress and prosperity, PublicAffairs, New York. UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change) 2009, The Copenhagen Accord, Decision 2/CP.15, UNFCCC, Bonn. WorleyParsons 2011, Economic Assessment of Carbon Capture and Storage Technologies: 2011 Update, report commissioned by the Global CCS Institute, Canberra, Australia.

17 WorleyParsons, Schlumberger, Baker & McKenzie and EPRI (Electric Power Reseach Institute) 2009, Strategic Analysis of the Global Status of Carbon Capture and Storage Report 2: Economic Assessment of Carbon Capture Technologies, report commissioned by the Global CCS Insitute, Canberra, Australia.

18 付録 A 低炭素技術用語解説 1. CO 2 回収貯留回収貯留 :CCS は CO 2 排出削減方法の一つであり燃焼前又は燃焼後の化石燃料からの CO 2 回収パイプラインなどによる輸送及び枯渇油ガス田塩水層採掘不能な石炭層などの深い地層中への恒久的な貯留を行う一連のプロセスから成る a. 石炭 CCS 燃焼後回収燃焼前回収又は酸素燃焼技術のいずれかにより約 90% のCO 2 を除去する石炭火力 ( ベースロード ) 発電所で利用される CCS 技術 b. 天然ガス CCS 燃焼後回収により約 90% の CO 2 を除去する天然ガス火力 ( ベースロード ) 発電所で利用される CCS 技術原子力発電 : 原子力発電のプロセスは核分裂すなわち原子炉の炉心で水を沸騰させる熱エネルギーを放出しながら ( ウラン ) 原子を分裂させることから始まる炉心の熱水は一連のパイプへ送られパイプを満たす水を熱することで蒸気が発生するこの蒸気がスチームタービンへ送られ CO 2 を排出せずに ( ベースロード ) 電力を発生させる 2. 原子力発電 3. 再生可能エネルギー技術 : a. バイオマスバイオマス : バイオマス ( バイオエネルギー ) は熱又はバイオガスを生成するために ( 油糧作物糖料でんぷん作物リグノセルロース系バイオマス生分解性の都市廃棄物や都市固形廃棄物などの ) 供給原料を燃焼熱分解ガス化又は嫌気性消化処理することによって変換したものであるこれらを蒸気タービンやエンジンに使用して発電する燃焼中に生成される CO 2 はバイオマスが成長する間に消費される CO 2 とほぼ同量であるためバイオマスはカーボンニュートラルとみなされる (IEAGHG 2011) b. 地熱発電地熱発電 : 従来の地熱発電は地下熱を利用し蒸気又は高温の水を介してタービンを回転させて実質的に CO 2 を排出せずに ( ベースロード ) 電力を発生させる水力発電 : 水力発電は ( ダムにせき止められた水を制御された量だけ放出することで作り出される ) 水の力を利用して一連のタービンを動かすことで CO 2 を排出せずに発電する c. 水力発電 d. ソーラーパワー : (1) 太陽光発電 (PV) PV セルと呼ばれる半導体デバイスを使用したシステムにより太陽エネルギーを直流 (DC) 電力に変換する (2) 太陽熱発電 ( 集光型太陽熱発電又は CSP) 太陽光からエネルギーを集約し受信機を高温に熱する生成された熱は発電機関となるタービン又はエンジンの動力として利用される CO 2 の排出レベルは極めて低い風力発電 : 風力発電は動く空気の力を利用して大型のタービンを回転させ CO 2 を排出せずに発電するこの発電技術は風資源の質に左右されるため発電量の分布が変わりやすく電力供給が不安定な技術と考えられている e. 風力発電 (1) 洋上風力発電洋上風力発電海上に風力発電所を建設し風力で発電する本技術の表現において使用されている洋上は海洋分野における一般的な使用方法に留まるものではなく洋上風力は湖フィヨルド港湾などの水域におけるものを含む場合がある陸上風力発電地上に設置された大型のタービンによる発電陸上風力発電技術は大規模な製造及び導入が既に行われている (2) 陸上風力発電

19 付録 B 技術経済の前提条件発電技術バイオマス石炭 CCS 天然ガス CCS 地熱水力原子力太陽光太陽熱陸上風力洋上風力割引率 /IDC 1 レート % プラント耐用年数年数設備利用率 % リードタイム年数オーナーズコスト % 熱効率 % 建設中金利

熱効率( 既存の発電技術コンバインドサイクル発電今後の技術開発 1700 級 ( 約 57%) %)(送電端 HV 級 ( 約 50%) 1500 級 ( 約 52%

熱効率( 既存の発電技術コンバインドサイクル発電今後の技術開発 1700 級 ( 約 57%) %)(送電端 HV 級 ( 約 50%) 1500 級 ( 約 52% (4) 技術革新量産効果によるコスト低減の考え方 2020 年と 2030 年モデルプラントについて技術革新や量産効果などによる発電コストの低減が期待される電源について以下のとおり検証した (a) 石炭火力石炭火力については 2010 年モデルプラントにおいて超々臨界圧火力発電による約 42% の発電効率を前提としている現在更なる熱効率向上に向けて石炭ガス化複合発電 (IGCC) 1 や先進超々臨界圧火力発電