長期地球温暖化プラットフォーム国内投資拡大タスクフォース 2016 年 10 月 13 日資料 4 カーボンプライシングに関する論点整理定量的なデータ分析より ( 公財 ) 地球環境産業技術研究機構 (RITE) システム研究グループグループリーダー秋元圭吾

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みひなあくや
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1 長期地球温暖化プラットフォーム国内投資拡大タスクフォース 216 年 1 月 13 日資料 4 カーボンプライシングに関する論点整理定量的なデータ分析より ( 公財 ) 地球環境産業技術研究機構 (RITE) システム研究グループグループリーダー秋元圭吾

2 論点と本資料の構成 2 第 1 章 CO2 排出の外部費用 ( 温暖化影響被害 ) を社会において適正に内部化することは必要なことただし外部費用は不確実性が大きく正確な推計は相当に困難一方炭素の社会的費用 (Social cost of carbon: SCC) 推計例もある第 2 章日本の NDC の限界削減費用推計例および SCC との比較第 3 章炭素価格によってもたらされる可能性がある炭素リーケージに関する課題その他関連する消費ベース CO2 排出等の実績データ第 4 章明示的な炭素価格 ( 排出量取引や炭素税 ) が実際に機能するような価格水準における排出削減ポテンシャルの推計第 5 章排出量取引制度による明示的な炭素価格付けの場合炭素価格のボラティリティが大きくなりやすい大きなボラティリティによってエネルギー温暖化対策で必要な長期的な投資を阻害する恐れがあるそれに関する定量的な分析例 ( 付録実際に EU-ETS で投資が促進したか ( 文献例 ))

3 1. 温暖化影響被害の外部費用温暖化影響被害の外部費用を内部化するためにどの程度の価格水準が求められるのか?

Social Cost of Carbon (SCC): 米国政府 4 USG(213) による世界の SCC 推計値 (27 年 $ 価格 $/tco2) - 温暖化影響被害費用 (SCC) の推計には大きな幅がある - それでも政策決定の参考とする費用便益分析において内部化すべき炭素価格水準として SCC は活用されている - DICE PAGE FUND の

4 Social Cost of Carbon (SCC): 米国政府 4 USG(213) による世界の SCC 推計値 (27 年 $ 価格 $/tco2) - 温暖化影響被害費用 (SCC) の推計には大きな幅がある - それでも政策決定の参考とする費用便益分析において内部化すべき炭素価格水準として SCC は活用されている - DICE PAGE FUND の 3 つのモデルを利用 - 経済成長気候感度割引率について複数のシナリオを想定して計算 (15, シナリオを推計 ) - EPA の既設火力発電規制の費用便益評価では 3% の割引率ケースが標準で利用されている ( ただし 211 年価格に換算したものを利用 ) 出典 )Interagency working group on social cost of carbon

5 Social Cost of Carbon (SCC): IPCC AR5 5 単位 :$/tc 66$/tCO2 117$/tCO2 出典 )IPCC WG2, AR5, なお上記は純時間選好率 % のケースに引きずられ高めの数字となっている ( AR4 以降で 66$/tCO2 全ての研究で 117$/tCO2) 一方純時間選好率 3% の場合には AR4 以降で 9$/tCO2 全ての研究で 11$/tCO2 1% と 3% の加重平均の場合は AR4 以降で 38$/tCO2 全ての研究で 3$/tCO2 - 被害額に見合った ( 正確には被害額の低減による限界便益と緩和の限界費用が均衡する費用 ) 炭素の価格づけ ( 明示的暗示的問わず ) を行うことが合理的だがその水準は大きな不確実性有

6 多目的性既往税制等を考慮した時の炭素価格のイメージ 6 A 国世界で必要な炭素価格水準 ( 実際には必要な水準自体不確実 ) A 国の既往省エネ規制の陰伏的価格水準 ( エネルギー安全保障産業競争力強化等を目的に ) 多目的性 ( 国によって置かれた立場も異なるため優先度も異なる ) 既往税制等 ( とその CO2 排出削減のコベネフィットの現れ方 ) が異なるため必然的に ( 追加対策としての ) 炭素価格水準カバーされるべき部門は国によって異なる方がむしろ合理的 B 国の既往省エネ規制の陰伏的価格水準 ( エネルギー安全保障産業競争力強化等を目的に ) B 国世界で必要な炭素価格水準 ( 実際には必要な水準自体不確実 ) A 国の既往エネルギー税水準 ( エネルギー安全保障道路インフラ整備財源等を目的に ) A 国の既往大気汚染物質規制の陰伏的価格水準 ( 大気汚染対策等を目的にしたもの ) B 国の既往エネルギー税水準 ( エネルギー安全保障道路インフラ整備財源等を目的にしたもの ) B 国の既往大気汚染物質規制の陰伏的価格水準 ( 大気汚染対策等を目的にしたもの ) 注 ) ここでは国間での比較をイメージしたが業種間等でも同じような状況と考えられる

7 2. 日本の排出削減費用日本の NDC のための排出削減費用はどの程度と推計されるか? それは他国の NDC と比較してどのように位置づけられるのか? また SCC 等と比較してどの程度なのか?

8 約束草案 (23 年 ) の CO2 限界削減費用の推計値 (RITE DNE21+ 推計 ) 8 スイス日本 EU28 カナダ韓国ニュージーランド米国 (225) 米国ノルウェー東欧諸国 (EU 非加盟国 ) タイ豪州メキシコカザフスタンベラルーシロシア南アフリカトルコインドウクライナ中国 * 上下限で幅がある国は平均値を表示 21 CO2 限界削減費用 ($/tco2) Source: K. Akimoto et al., Evol. Inst. Econ. Rev., 216 日本の約草案の限界削減費用は相当高いと推計されるまた各国約束草案間の限界削減費用の幅は相当大きい

9 DNE21+ AIM/Enduse DNE21+ WITCH DNE21+ WITCH DNE21+ WITCH DNE21+ WITCH DNE21+ WITCH CO2 限界削減費用 (US$25/tCO2) CO2 限界削減費用推計国環研 AIM FEEM WITCH と RITE DNE21+ の比較年エネルギー起源 CO2 削減のみ ~3 年の平均 GHG 排出量削減米国での政策検討に利用されている炭素の社会的費用 ( 温暖化影響被害費用 ): 53$/tCO2 (225-3 年 ) 約束草案で期待される世界排出量を最小費用で達成した場合の限界削減費用 16$/tCO2 (WITCH), 6$/tCO2 (DNE21+) 日本米国 EU 中国インド韓国南ア豪州 - 排出削減費用の推計は難しく国によってはモデルによって推計の幅があるものの多くの国について比較可能な水準にある場合も多い - 多くの OECD 諸国の約束草案の CO2 限界削減費用は約束草案で期待される世界排出量を最小費用で達成した場合の限界削減費用と比較してかなり高い水準にある

10 各国 NDC の限界削減費用推計 (225-3 年平均 ) SCC と 2 目標限界削減費用との比較を含む 1 出典 )J. Aldy, W. Pizer, M. Tavoni, L.A. Reis, K. Akimoto, G. Blanford, C. Carraro, L.E. Clarke, J. Edmonds, G.C. Iyer, H.C. McJeon, R. Richels, S. Rose, F. Sano, Economic tools to promote Transparency and comparability in the Paris Agreement, Nature Climate Change, Aug 日本 EU 米国の NDC の限界削減費用は炭素の社会的費用 (SCC) よりもかなり高いまた世界での最小費用での 2 目標の限界削減費用と近い水準にある - NDC を世界で最小費用で実現するときの限界削減費用は SCC の平均から下限の間と推計される

11 3. 炭素リーケージの問題カーボンプライシングによって炭素リーケージが生じ製造業を中心に当該国の国際競争力を弱めまたグローバルな排出削減の効果を減じるかもしくは却って増加させるのではないか?

12 英国の各部門における追加費用負担推計 12 炭素価格が 2 /tco2 電力部門の価格転嫁による電力価格 1 /MWh 増加の場合出典 )Hourcade et al. (27) 例えば鉄鋼の場合無償割り当て無しの場合 ( 炭素税オークション方式の排出量取引制度 ) は付加価値の 14% 程度が追加費用に一方全排出枠が無償割り当てとなれば ( ベンチマーク方式等の排出量取引制度 )2% 程度と推計されている

13 セメント及び鉄鋼産業における炭素リーケージ 13 出典 )RITE にて整理エネルギー多消費部門では比較的大きな炭素リーケージも推計されているなお分析は 2~4 /tco2 程度のケースが多くそれより大きい炭素価格の場合はより大きなインパクトとなるものと考えられる

14 EU-ETS における削減効果と炭素リーケージ 14 フェーズ II 期間中 CO2 排出減少の多くは経済危機に起因するものであった ( 分析によって経済危機による排出削減効果に対し ETS の効果は 2% 程度もしくは 11~14% 程度などの評価コメント : ただし分析手法からするとこの評価でさえも過大に見積もっている可能性有 ) Germà Bel Stephan Joseph 215. Emission abatement: Untangling the impacts of the EU ETS and the economic crisis Energy Economics Volume 49, これまでのところ炭素リーケージの明確な証拠はないもしくは無視できる程度の小さな影響主に炭素価格が低すぎることに起因その小さな影響の中で比較するとセメント業界より鉄鋼業界の炭素リーケージが大きい Chevallier, Frédéric Branger Carbon Leakage and Competitiveness of Cement and Steel Industries Under the EU ETS: Much Ado About Nothing. The Energy Journal Volume 37 (3) Dechezlepretre et al Searching for Carbon Leaks in Multinational Companies, Grantham Research Institute on Climate Change and the Environment.

15 CO2 排出量 (MtCO2) CO2 排出量の差 (MtCO2) EU28 の消費ベース CO2 排出量の推移生産ベース CO2 消費ベース CO2 差 (= 消費ベース - 生産ベース )[ 右軸 ] +11% 2 欧州経済危機の影響が大部分? 16-2% % % 出典 )OECD (215) より作成 - EU は消費ベース CO2( 製品等の輸出入についてそれを生産するときに発生した CO2 も差し引き ) と生産ベース CO2( 化石燃料を燃焼した国で CO2 を計測通常の統計における CO2 排出量 ) の差分は 28 年にかけて増大 27 年の消費ベース CO2 は 1995 年比で +11% - しかしリーマンショック後は縮小 ( 景気が悪くなり購買力が縮小した結果か ) それでも 211 年の消費ベース CO2 は 1995 年比で -2% であり生産ベース CO2 の -8% より小さいすなわちグローバルなレベルで見たとき EU は CO2 排出削減に成功してきていない

16 CO2 排出量 (MtCO2) CO2 排出量の差 (MtCO2) 米国の消費ベース CO2 排出量の推移生産ベース CO2 消費ベース CO2 差 (= 消費ベース - 生産ベース )[ 右軸 ] 2 シェールガスの効果が大? +24% リーマンショックの影響が大? % % % 4 出典 )OECD (215) より作成 - 米国は消費ベース CO2 と生産ベース CO2 の差分は 26 年にかけて大幅に増大 25 年の消費ベース CO2 は 1995 年比で +24% - しかしシェールガスが拡大しはじめた 26 年からは減少に転じてきている安価なエネルギー利用が可能となったことで製造業の米国内への回帰によるものと見られるそれでも 211 年の消費ベース CO2 は 1995 年比で +9%( 生産ベース CO2 では +3%)

17 CO2 排出量 (MtCO2) CO2 排出量の差 (MtCO2) 日本の消費ベース CO2 排出量の推移生産ベース CO2 消費ベース CO2 差 (= 消費ベース - 生産ベース )[ 右軸 ] 8 リーマンショックの影響が大? 原発停止の影響? -2% 6 +3% % 4 出典 )OECD (215) より作成 - 日本は消費ベース CO2 は生産ベース CO2 とほぼ同じような動き緩やかには消費ベース CO2 と生産ベース CO2 の差異は小さくなっている ( ただし年は若干拡大 ) すなわち製造業を比較的多く維持し続け炭素リーケージを拡大させてきていない - 生産ベース CO2 では年の間に +3% であり EU の削減率とは大きな差があるが消費ベース CO2 で見ると EU と同じく -2%

18 Year 2=1 Year 2=1 Year 2=1 Year 2=1 GDP 電力料金電力消費量の実績日本電力料金上昇電力消費量低下傾向 ( 震災後の省電力意識で増幅?) イタリア電力料金上昇 GDP 低下電力消費量も低下傾向英国 GDP (MER; real) Electricity price (Industry; real) Electricity price (Households; real) (Y2 industry price=1) Electricity consumption 電力料金上昇電力消費量低下しかし GDP はそれなりに成長 ( 金融サービス化?) 共通の大きな傾向としては GDPと電力消費量の正の相関は強く一方価格弾性は小さい ( 価格効果で省エネを誘発することは容易ではない ) GDP (MER; real) Electricity price (Industry; real) Electricity price (Households; real) (Y2 industry price=1) Electricity consumption ドイツ電力料金上昇電力消費量低下しかし GDP はそれなりに成長 ( ユーロ圏の恩恵?) GDP (MER; real) Electricity price (Industry; real) Electricity price (Households; real) (Y2 industry price=1) Electricity consumption GDP (MER; real) Electricity price (Industry; real) Electricity price (Households; real) (Y2 industry price=1) Electricity consumption

19 4. 部門別費用別の排出削減ポテンシャル推計明示的な炭素価格付けでどの程度排出削減が期待できるか?

20 排出削減費用対策別の政策ポートフォリオ 2 日本はこの領域が大部分であり ( 官民問わず ) 革新的技術の開発を促すような政策が重要出典 :Christina Hood (211; 213), 環境省カーボンプライシングによる温暖化対策促進施策報告書 (215) 日本の NDC のような高い限界削減費用が予想される対策を明示的な炭素価格付けで実施するようなことは国際的にも通常考えられていない炭素リーケージを避けることもあり 3~5$/tCO2 程度の水準までが通常

21 23 年の費用別の排出削減可能量 ( 絶対量 ) 年のベースライン排出量 ( 特段の温暖化対策をとらない場合 ($/tco2 以下の対策 * はとられると想定 )) からの削減可能量 GHG 排出量と削減可能量 (MtCO2eq/yr)18 23 年ベースライン排出量 ( 中国 ) $/tco2-$5/tco2 $5/tCO2-$1/tCO2 $1/tCO2-$2/tCO2 $2/tCO2-$5/tCO2 $5/tCO2-199 年排出量 13 年比 26% (38$/tCO2 程度までの対策を実施した場合 ) 日本の削減可能量は欧米中印等に比べ相当小さい注 )RITE DNE21+ モデルによる分析 6 ガスでの排出量削減量を表示 *)$/tco2 以下の対策は通常の投資判断で費用対効果があるとしてとられる対策 ( 主に省エネ対策 )

22 -5$/tCO2 の削減可能量に対するシェア (%) 23 年の費用別の排出削減可能量 ( 費用別シェア ) 22 ~5$/tCO2 までの対策によって各国で実現可能な排出削減可能量に対する比率 $2/tCO2-$5/tCO2 4 $1/tCO2-$2/tCO2 3 $5/tCO2-$1/tCO2 2 $/tco2-$5/tco2 1 日本における 5$/tCO2 以下の安価な対策の比率は他国に比べ相当小さい注 )RITE DNE21+ モデルによる分析 6 ガスでの排出量削減量を表示

23 23 年の日本の限界削減費用別の削減量および対策例 23 [%]( 各部門の 23 年のベースライン排出量 ( 特段の排出削減を行わない場合の排出量 ) に対して削減可能な排出量の比率産業エネ転民生運輸非 CO 2 GHG 合計 $/tco 2 ~$5/tCO 2 2.5% 各種部門での省エネ廃棄物利用等促進 7.2% 石炭火力ガス火力の高効率化石炭火力への CCS 導入.3% 高効率家電の利用促進 4.7% バイオ燃料利用 3.% 7.1% $5/tCO 2 ~$1/tCO 2 4.1% 鉄鋼石油化学化学部門等での省エネ 9.5% ガス複合発電の拡大 7.6% 高効率家電の利用促進.1% 鉄道航空海運での省エネ 2.2% 6.% $1/tCO 2 ~ $2/tCO 2 2.6% セメント化学部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 導入 18.5% ガス複合発電の拡大バイオマス風力太陽光の普及拡大 12.4% 高効率家電の利用促進灯油利用の抑制 1.8% バストラックのハイブリッド化 2.1% 1.1% $2/tCO 2 ~ $5/tCO 2 3.4% セメント部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 拡大 3.9% バイオマスの普及拡大ガス複合発電バイオマス発電への CCS 導入 19.% 高効率家電の利用促進灯油利用の抑制 14.% バイオ燃料利用の拡大乗用車の更なる燃費改善バストラックのハイブリッド化の更なる促進 2.6% 17.5% 合計 12.6% 66.1% 39.4% 2.6% 36.9% 4.7% 注 1) 表中に示した削減可能な排出量の比率は 23 年のベースライン排出量 ( 特段の排出削減を行わない場合の排出量 ) からの削減率であり特定の基準年からの削減率ではないことに注意されたい 23 年のベースライン排出量は 199 年の排出量よりも増加が見込まれることに注意されたい ( スライド 13 を参照 ) 注 2) 網掛け部分は現実的に排出量取引制度が主として対象とできる部門炭素価格水準注 3) ある特定の技術の導入であっても何をどう代替して導入するかによって限界削減費用は異なってくるため異なった排出削減費用でも同一の技術対策名と記載されている ( 例 : 石油火力発電を ( 最高効率の ) ガス複合発電に代替石炭火力発電を ( 最高効率の ) ガス複合発電に代替設備寿命前の石炭火力発電を前倒しで ( 最高効率の ) ガス複合発電に代替等によって限界削減費用は異なる ) 日本において排出量取引が対象とし得る部門の 5$/tCO 2 以下の削減可能量の比率は相当小さい

24 23 年の限界削減費用別の削減量対策例の国際比較 24 産業部門 [%]( 各部門の 23 年のベースライン排出量 ( 特段の排出削減を行わない場合の排出量 ) に対して削減可能な排出量の比率日本 EU28 米国 $/tco 2 ~$5/tCO 2 2.5% 各種部門での省エネ廃棄物利用促進等 3.% 各種部門での省エネ廃棄物利用促進鉄鋼部門での CCS 導入 16.% 各種部門での省エネ廃棄物利用促進鉄鋼部門での CCS 導入 $5/tCO 2 ~$1/tCO 2 4.1% 鉄鋼石油化学化学部門等での省エネ 3.6% 鉄鋼アルミニウム石油化学化学部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 拡大 6.7% 鉄鋼石油化学化学部門等での省エネ $1/tCO 2 ~$2/tCO 2 2.6% セメント化学部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 導入 4.8% セメントアルミニウム石油化学化学部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 拡大 8.3% セメントアルミニウム石油化学化学部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 拡大 $2/tCO 2 ~$5/tCO 2 3.4% セメント部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 拡大 8.8% セメント石油化学化学部門等での省エネ鉄鋼部門での CCS 拡大 2.5% セメントアルミニウム石油化学部門等での省エネ合計 12.6% 2.3% 33.5% 注 1) 表中に示した削減可能な排出量の比率は 23 年のベースライン排出量 ( 特段の排出削減を行わない場合の排出量 ) からの削減率であり特定の基準年からの削減率ではないことに注意されたい注 2) 網掛け部分は現実的に排出量取引制度が主として対象とできる炭素価格水準日本の産業部門における 5$/tCO 2 以下の削減可能量の比率は欧米に比べ小さい

25 23 年の限界削減費用別の削減量対策例の国際比較 25 エネルギー転換部門 ( 発電部門等 ) [%]( 各部門の 23 年のベースライン排出量 ( 特段の排出削減を行わない場合の排出量 ) に対して削減可能な排出量の比率日本 EU28 米国 $/tco 2 ~$5/tCO 2 7.2% 石炭火力ガス火力の高効率化石炭火力への CCS 導入 42.8% 石炭火力ガス火力の高効率化風力の普及拡大石炭火力ガス火力への CCS 導入 46.6% 石炭火力ガス火力の高効率化風力の普及拡大石炭火力ガス火力への CCS 導入 $5/tCO 2 ~$1/tCO 2 9.5% ガス複合発電の拡大 15.4% ガス複合発電の拡大風力太陽光バイオマスの普及拡大ガス火力バイオマスへの CCS 導入 14.5% ガス複合発電の拡大風力太陽光バイオマスの普及拡大ガス火力バイオマスへの CCS 導入 $1/tCO 2 ~$2/tCO % ガス複合発電の拡大バイオマス風力太陽光の普及拡大 16.2% ガス複合発電の拡大太陽光バイオマスの普及拡大ガス火力バイオマスへの CCS 導入 19.8% ガス複合発電の拡大太陽光バイオマスの普及拡大ガス火力バイオマスへの CCS 導入 $2/tCO 2 ~$5/tCO 2 3.9% バイオマスの普及拡大ガス複合発電バイオマス発電への CCS 導入 16.5% 風力太陽光バイオマスの普及拡大ガス火力バイオマスへの CCS 導入 7.9% 風力太陽光バイオマスの普及拡大ガス火力バイオマスへの CCS 導入合計 66.1% 9.9% 88.7% 注 1) 表中に示した削減可能な排出量の比率は 23 年のベースライン排出量 ( 特段の排出削減を行わない場合の排出量 ) からの削減率であり特定の基準年からの削減率ではないことに注意されたい注 2) 網掛け部分は現実的に排出量取引制度が主として対象とできる炭素価格水準日本のエネルギー転換部門における 5$/tCO 2 以下の削減可能量の比率は欧米に比べ相当小さい

26 5. 排出量取引制度における炭素価格ボラティリティの投資への影響排出量取引制度による明示的な炭素価格付けの場合炭素価格のボラティリティが大きくなりやすい大きなボラティリティによってエネルギー温暖化対策で必要な長期的な投資を阻害しないか? 出典 ) 小田他エネルギー資源学会研究発表会 216; エネルギー資源査読論文としても採択済み (216 年 1 月 )

27 LNG 価格 (US 27 $/GJ LHV ) リアルオプション法を用いた投資分析 (CCS を例に ) 27 事業者から見た投資リスク事業者は次の 2 つの不確実性にさらされておりいわゆる自由化が進展する中より慎重な投資判断がなされると見られる市場の不確実性 ( 例 : 原油価格ガス価格の不確実性 ) 政策の不確実性 ( 例 : 炭素価格の不確実性 ) 不確実性下の投資分析手法の一つ : リアルオプション法一般に金融工学におけるオプション理論としてブラックショールズモデルなどが参照されるリアルオプションはこのようなオプション理論を実物資産に関する意思決定手法として応用したもの LNG 価格 P 1 のサンプルパス期待値年参考 ) 日本 LNG CIF 価格 215 年 16.2 US 27 $/GJ LHV

28 LNG 価格 (US 27 $/GJ LHV ) 炭素価格 (US 27 $/tco 2 ) リアルオプション分析の流れ通常の NPV(Net Present Value) 法によるブレークイーブンコスト 2. リアルオプション法不確実性を明示的に考慮待機することが可能期待値期待値 2 1 炭素価格 P 2 のサンプルパス dp2 a2p2 dt b2p2 dz 年年 215 年 212 年参考 ) 日本 LNG CIF 価格 212 年 16.2 (US 27 $/GJ LHV ) 215 年 9.7 (US 27 $/GJ LHV ) LNG 価格 P 1 炭素価格 P 2 期待変化率 a i 1.5%/ 年 3.2%/ 年ボラティリティ b i 相関係数 ρ.2 出典 )25 年 ~215 年の EU ETS 排出量価格などに基づき想定

29 分析フレームの設定 29 今後 1 年間に渡り運転可能な経年石炭火力を保有し今後もベースロード電源を確保したい日本の事業者に着目リプレース候補 1. 微粉炭火力 2. 微粉炭火力 +CCS 3. ガスコンバインドサイクル 4. ガスコンバインドサイクル +CCS 石炭火力へ投資可能リードタイム : 5 年既存石炭火力の稼働可能最終時点 (t=1) ガス火力へ投資可能リードタイム : 3 年 t ( 年 ) LNG 価格炭素価格が不確実な中期待費用 (4 年間 ) が最小となるよう既存石炭火力をリプレース < 事業者はリスク中立的割引率 5%/ 年 >

30 CO2 回収なし CO2 回収あり CO2 回収なし CO2 回収あり CO2 回収なし CO2 回収あり CO2 回収なし CO2 回収あり発電効率 (%) 建設単価 (US27$/kWhnet) パラメータの想定発電効率送電端, LHV 基準発電設備建設単価 (US27$/kWnet) 石炭ガス 3. CO2 輸送費 23.3 US27$/tCO2 transported ( パイプライン長 : 8km) 石炭石炭ガス既設新設 4. CO2 貯留費 24.8 US27$/tCO2 injected ( 圧入井 [ERD]: 5 本 ) 所内での CO 2 圧縮 (15.3 MPa) に要する電力消費も考慮 CO 2 輸送貯留量は年 1 万 t CO 2 を想定出典 ) NETL (28, 214) NEA (21) コスト等検証委員会報告書 (211) RITE (26) などに基づき RITE 想定

分析結果 (t=7, 6) 31 石炭火力へ投資可能リードタイム : 5 年ガス火力へ投資可能リードタイム : 3 年 t ( 年 ) 5 7 1 4 t=6 t=7 ガス火力の CCS 付か無しかもしくは 1 年意思決定を延期 ( 待機

31 分析結果 (t=7, 6) 31 石炭火力へ投資可能リードタイム : 5 年ガス火力へ投資可能リードタイム : 3 年 t ( 年 ) t=6 t=7 ガス火力の CCS 付か無しかもしくは 1 年意思決定を延期 ( 待機 ) するかの判断に価格の Volatility を考慮すると待機領域が大きい注 ) 炭素価格 LNG 価格は当該時点 (t=6 t=7) における価格意思決定の最終期限 ( リードタイム上ガス火力 ( CCS 付か無しか ) のみ選択可 )

32 分析結果 (t=5, 4) 32 石炭火力へ投資可能リードタイム : 5 年ガス火力へ投資可能リードタイム : 3 年 t ( 年 ) t=4 t=5 石炭火力も選択の最終期限 65$/tCO2 以上で石炭 +CCS が合理的 11 価格の Volatility を考慮すると待機領域が大きい注 ) 炭素価格 LNG 価格は当該時点 (t=4) における価格

33 分析結果 (t=) 33 石炭火力へ投資可能リードタイム : 5 年ガス火力へ投資可能リードタイム : 3 年 t ( 年 ) t= 参考 :NPV 法年 212 年エネルギー温暖化対策は長期にわたる稼働またリードタイムが必要な場合が多くそのような中炭素価格の予見性が低いと投資は促進しにくい ( 完全予見と比べ相当に高い炭素価格がつかないと投資されにくい )

34 付録 EU-ETS の投資に関する評価例

35 G. Zachmann (Bruegel) による EU-ETS 評価 (1/2) 35 Zachmann は EU-ETS は大きな排出削減を実現しまた部門間で異なった削減費用を有するがそれを踏まえつつ費用最小で CO2 削減が進んだとしたつまり EU-ETS を成功しつつある制度であり今後の修正によってさらに良い制度となると指摘

36 G. Zachmann (Bruegel) による EU-ETS 評価 (2/2) 36 Zachmann は年から年にかけて多くの部門で turnover( 粗利益 ) の増減は排出量の増減 ( 正確には増加率の変化 ) と連関しているものの第 2 フェーズに入り排出量の増加率は低くなった ( 全体及びベースメタル部門及び窯業部門 ) としているつまり EU-ETS によって CO2 削減が進んだと結論付けているしかし Zachmann は 27, 8 年において EU-ETS による CO2 削減効果があったと主張しているが RITE 小田らの検証では Zachmann の方法では被説明変数が不適切であり下図のように鉄鋼セメント部門において CO2 排出量はそれぞれ銑鉄クリンカ生産量の増減に強い影響を受けていて Zachmann の主張のような影響は観測されない RITE 小田らの検証

37 Löfgren et al. (214) よる EU-ETS 評価 (1/2) 37 スウェーデンの産業部門企業データに基づき EU-ETS の導入が CO 2 削減のための投資につながったかどうかを分析している ( ただし 28 年までのデータによる )

38 Löfgren et al. (214) よる EU-ETS 評価 (2/2) 38 小規模投資 ( 投資額百万ユーロ以下 ) - ETS 導入 IntroETS が ETS に組み込まれている企業組み込まれていない企業の両方に有意な影響を与えているこれはタイムトレンドの存在を意味するつまり 28 年は 22 年と比較し ( 単に景気動向が [28 年夏までは ] 相対的に良かったなどの理由で時期的に ) 投資が活発であったことを意味する (EU-ETS 導入の効果ではない ) - しかし肝心の IntroETS*ETSsector は有意となっていないまた CO2price も有意ではないつまり ETS 導入が小規模投資と相関がある ( 誘発した ) とは言えないむしろ企業規模や先行投資環境投資 (CO2 削減目的以外の環境改善のための投資 ) といったバックグランドが投資に影響を与えている大規模投資 ( 投資額百万ユーロ超 ) - ETSsector IntroETS*ETSsector CO2price が有意とはなっていないつまり ETS 導入が大規模投資と連関がある ( 誘発した ) とは言えないただし大規模投資は時間軸 ( リードタイム時間遅れなど ) がより長いので結果の解釈には注意が必要である

参考資料 1 約束草案関連資料中央環境審議会地球環境部会 2020 年以降の地球温暖化対策検討小委員会産業構造審議会産業技術環境分科会地球環境小委員会約束草案検討ワーキンググループ合同会合事務局平成 27 年 4 月 30 日

参考資料 1 約束草案関連資料中央環境審議会地球環境部会 2020 年以降の地球温暖化対策検討小委員会産業構造審議会産業技術環境分科会地球環境小委員会約束草案検討ワーキンググループ合同会合事務局平成 27 年 4 月 30 日参考資料 1 約束草案関連資料中央環境審議会地球環境部会 2020 年以降の地球温暖化対策検討小委員会産業構造審議会産業技術環境分科会地球環境小委員会約束草案検討ワーキンググループ合同会合事務局平成 27 年 4 月 30 日約束草案の提出に関する各国の状況 (2015 年 4 月 28 日時点 ) 2015 年 4 月 28 日時点で 7 か国 1 地域 (EU28 カ国 ) が約束草案を提出