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
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 572 548 538 542 億 kwh 14 5 4 8% 24% 再生可能 ( 含水力 ) 原子力 489 14% 1% 12 1 9,666 9,88 1,65 17% 程度の省エネ 再生可能 22~24% 3 2 25% 天然ガス 石炭 19% 25% 8 6 4 原子力 2~22% LNG 火力 27% 1 43% 石油 32% 2 石炭火力 26% 21 211 212 213 23 ( 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
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=1 11 1 9 8 7 最終エネルギー消費計 実質 GDP 199~21 197~199 212~23 213=1 14 12 12 11 1 1 8 9 6 8 4 2 7 電力需要 実質 GDP 省エネ 6 5 1 15 2 6 197 198 199 9 2 213 22 23 ( 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
1971 198 199 2 213 23 25 1971 198 199 2 213 23 25 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 12 1 7 6 MtCO 2 8 6 4 23 年目標 ( 今回 ) 5 4 3 2 2 1 (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
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 1971 198 199 2 212 8 7 6 韓国 5 ドイツ 米国 4 英国 3 日本 2 1 フランス 1971 198 199 2 212 ( 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
( 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 225 23 年予測 日本 ( 審議会要綱案 ) 23 年 米国 225 年 18.% 25.4% 26.%.28.1 6 14~16% 26~28% 18~21%.45.27~.28 EU 23 年 4% 35% 24%.31.17 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
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
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 1,235 58 69 194 43 77 168 家庭業務 22 航空 船舶 鉄道 43 22 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 539 51 488 他転換 発電 213 25? 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
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
電源別発電コストの評価結果 4 35 3 25 2 15 1 5 4 35 3 25 2 15 1 5 214 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 5.6 年間の系統安定化費用 ( 億円 ) 8 7 6 5 4 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).3.4.7 2 1 6% 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
太陽光発電 風力発電建設単価の国際比較 3 25 2 15 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 1,96 3 25 2 15 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 1,657 1 1 5 5 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
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 35 3 3 25 実績値 (IEA Wind) 25 2 2 15 1 実績値 15 1 実績値 (NEDO) 5 5 1995 2 25 212 1997 2 25 21 213 ( 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 3 2 1 設備認定量 (A) 導入比率 (B A: 右軸 ) 設備導入量 (B) 7 8 9 11112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 11112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 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 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. 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 5. 4. 3. 2. 1. 水素発電 (25 円 /Nm 3 )..8 1. 1.2 1.4 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
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% 197 198 199 2 213 % 3% 3% 14% 197 198 199 2 213 ( 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 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 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
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) http://eneken.ieej.or.jp/data/4854.pdf 1,4 MtCO 2 1,2 1, 8 (23 年現行目標 ) 6 4 2 5% 65% 8% 199 2 21 22 23 24 25 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
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, 3 8 2 6 4 1 2 Case Case 1 Case 2 Case Case 1 Case 2 Case Case 1 Case 2 Case Case 1 Case 2 21 23 25 21 23 25 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
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 2 2 15 Case 1 ( 水素あり ) 8 6 Case 2 ( 水素なし ) 1 5 4 2 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
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