2030年国別貢献NDCsの排出削減努力と経済影響評価
背景・目的
パリ協定では、各国が自主的に自国の排出削減目標等を、国別貢献NDCとして、国連気候変動枠組条約事務局に提出することを求めている。
2021年には米国バイデン政権が中心となり、各国のNDCの排出削減目標の引き上げを要請した。RITEでは、2015年パリ協定策定時に、NDCの排出削減努力の評価を実施したが、その後の社会経済動向の変化や、先進国を中心にNDCの排出削減目標の引き上げが行われたことを受けて、改めて各国排出削減目標の排出削減努力の評価を実施した。

排出削減努力の評価手法と、主要国のNDCsの排出削減目標
排出削減努力の評価手法
様々な種類の排出削減目標について、衡平な排出削減努力を測り 、世界において効果的な排出削減を実現していく
た め に は 、 NDCs の 排出削減目標を比較可能な形で指標化する ことが必要

主要国のNDCsの排出削減目標◆ 簡単な指標（簡単に計測、再現が可能）- 同一の基準年に換算して算出した排出削減率等

本分析・評価は、2021年11月11日までにNDCsとして提出した国を対象に実施◆ より高度な指標（より良く比較できるが、予測が必要）- ベースライン排出量からの排出削減率- 一人当たりの排出量・削減率- GDPあたりの排出量・削減率

等◆ 更に高度な指標（最も包括的に比較できるが、モデル推計が必要）- エネルギー価格への影響- CO2限界削減費用- GDPあたりの排出削減費用

注） ブラジル、インドネシアについては、土地利用変化による排出削減の寄与度が大きいと見られる一方、その不確実性が極めて大きいため、排出削減費用の推計をしていない。

等

提出済みNDCsの2030年目標

提出済みNDCsの2030年目標

日本-46%（2013年比）

ウクライナ-65%（1990年比）

米国-50%～-52%（2005年比）

カザフスタン-15%（1990年比）

EU-55%（1990年比）

中国

GDPあたりCO2排出量を-65%（2005年比）

英国-68%（1990年比）

インド

GDPあたりGHG排出量を-33%～-35%（2005年比）

スイス-50%（1990年比）（2025年に同年比-35%）

サウジアラビア-278MtCO2eq/yr（2019年比）

豪州-26%～-28%（2005年比）

パキスタン

BAU比-15%（BAU2030: 1603MtCO2eq/yr）

カナダ-40%～-45%（2005年比）

タイ

BAU比-20%（BAU2030: 約555MtCO2eq/yr）

韓国-24.4%（2017年比）

マレーシア

GDPあたりGHG排出量を-45%（2005年比）

メキシコ

BAU比-22%（BAU2030: 991MtCO2eq/yr）

シンガポール

2030年頃にGHG排出量のピーク（65MtCO2eq/yr）達成。
GDPあたりGHG排出量を-36%（2005年比）

トルコ

2021/10/11 NDC（conditional）を提出

ブラジル-43%（2005年比）

南アフリカ

2026～2030年に350～420MtCO2eq/yr

インドネシアBAU比-29%（BAU2030: 2.869 GtCO2eq/yr）

ロシア-30%（1990年比）

2030年国別貢献NDCsの排出削減努力の評価（一部の指標）と世界全体の期待排出量
一人当たりの排出量、GDPあたりの排出量、CO2限界削減費用、GDP当たり排出削減費用、2次エネルギー価格など、多くの指標を推計

2030年のCO2限界削減費用

2030年の一人当たり排出量

NDCsによる世界全体の期待排出量

技術積み上げモデルDNE21+を用いて推計
日本
英国
EU27
米国
スイス
カナダ
サウジアラビア
韓国
タイ
メキシコ
豪州
南アフリカ
マレーシア+シンガポール
中国
カザフスタンロシア
インド
パキスタン+アフガニスタン
トルコ
ウクライナ

2.9
2.9
3.7
4.1
4.8
5.6
5.6
6.1
6.2
6.7
7.1
7.6
9.1
9.7
10.4
10.5
10.6
10.7
16.1
16.4

17.0

0510

15

70

412
359

RITE推計 NDCs

341
301187179
120
62606053
372660502℃（>66%）、2020年以降カーボンバジェット
1150 GtCO240
世界MAC 452 $/tCO2（日本NDCのMAC）均等化時:
32 GtCO2eq/yr in 2030

30153 $/tCO2

1000

世界全体で費用最小化：47$/tCO2050100150200246 $/tCO2020000250

300

350

400

450

500

1.5℃（>66%）、2020年以降カーボンバジェット
400 GtCO2
Emissions Gap Report
2021: NDCs (条件付き排出削減目標)

20

2010

2020

2030

2040

Emissions Gap Report
2021: 1.5℃（中央値）

2050✓ 2030年NDCsは50 GtCO2/yr程度と推計✓ DACCS等のCDRを想定したカーボンバジェットでの最適化計算によると、気温の一定程度のオーバーシュートを許容するなら、必ずしも、2030年NDCsは2℃、1.5℃と不整合というわけでもない。

CO2限界削減費用 [$/tCO2eq]

日米欧のCO2限界削減費用は極めて高いと推計される一方、途上国の限界削減費用は小さい。国際競争力への影響が懸念される。

一人当たりの排出量の先進国と途上国の逆転も多く推計される。

費用最小時のMAC:
47 $/tCO219

一人当たりGHG排出量（tCO2eq./人）
注）2015年比で一人当たりGHG排出量が減少している国は黄色、増加している国は灰色で表示

RITE推計 ベースライン（限界削減費用ゼロ）

43802080452

GHG排出量 [GtCO2eq/yr]

ブラジル
スイス
英国
インド
EU27
メキシコ
パキスタン
日本
タイ
南アフリカ
インドネシアウクライナ
米国
サウジアラビア
韓国
マレーシア
カナダ
中国
ロシア
豪州
カザフスタン

日本の2030年▲46%の経済影響評価 および 主要先進国の国境炭素調整措置の効果
国際産業連関表を内包した世界エネルギー経済モデルDEARSによる推計

日本の▲46%の経済影響：要因別、部門別影響
生産量の変化(ベースライン比)

670

650
640630620▲46%削減目標+再エネ38%・原子力20%・火力41%（第6次エネルギー基本計画）-0.7%

-2.8%

-0.5%
▲26%削減目標

-3.0%

-3.5%

-3.7%

-4.2%

-6%

+再エネ24%・原子力20%・火力56%◼ 先進国を中心に排出削減の厳しさが、対策コストを上昇させ、炭素リーケージのリスクを高める。
◼ 欧州を中心に国境炭素調整（BCA）措置の導入が検討されている。
◼ 以下は、欧米日がBCA導入した場合の鉄鋼部門への影響推計（第5次エネルギー基本計画）

3.5%

-6.6%

-8%
-10%
▲46%削減目標-12%+再エネ38%・原子力20%・火力41%-11.7%（第6次エネルギー基本計画）-14%-14.0%

GDP

機械産業

紙パ

窯業土石

-16%
サービス産業

投資は増大するが、最終消費、輸出の低減は大きい。
「環境と経済の好循環」実現の条件は狭い。

-2.7%

鉄鋼

▲26%削減目標+再エネ24%・原子力20%・火力56%（第5次エネルギー基本計画）

600

ベースライン:成長実現ケース(電源構成:19年比固定)

610

-2%
-4%

0.0%
-1.2%

化学GDP (兆円)

660

0.0%

▲46%でGDPは4%程度低下と推計。エネルギー多消費産業ではより大きな影響(%, ベースライン比)0%

純輸入の変化680

主要先進国の国境炭素調整措置の効果

3.0%

欧米日のみがNDC削減目標(共同削減)。欧米日以外の
Club2-CTAX0
地域は、削減目標無。

全地域がNDC削減目
Club2標。ただし、欧米日は共同で削減。

2.5%
2.0%

欧米日以外のNDCの排出削減目標が実現しない場合（炭素価格ゼロ）の影響
各国のNDCの排出削減目標 による、欧米日の鉄鋼業への影響

BCAの効果

1.5%
1.0%
0.5%
0.0%
-7.0%

欧米日のみがNDC削減目標(共Club2-CTAX0
同削減)。欧米日以外の地域は、削減目標無。
+BCA EITE
また、欧米日への輸入品(エネルギー多消費産業)に対して、BCAを実施。

-6.0%

-5.0%

-4.0%

-3.0%

-2.0%

-1.0%

生産の変化(%, ベースライン比)✓ 野心的なNDC削減目標のもとでは、 欧米日全体の鉄鋼産業の国際競争力は、大きく悪化する。（生産量の減少、純輸入の増加）✓ BCAの導入により、CO2リーケージの一部を軽減し得る。

分析のまとめと政策的な示唆◼ 2030年国別貢献NDCsの排出削減目標は、先進国は1.5℃目標に十分な水準となっているが、途上国についてはギャップが大きい。CO2限界削減費用に大きな差異が生じており、先進国から途上国への炭素リーケージが懸念される。
◼ 日本の▲46%に伴う投資は、GDP増大をもたらし得るが、それ以上に最終消費を低下させ、また、製品価格上昇による国際競争力の低下によって、輸出の低下をもたらし得る。特にエネル
ギー多消費産業への影響は甚大となる可能性がある。
◼ 欧州を中心に、国境炭素調整措置が検討されており、一定の効果は期待できるが、限定的でもある。特に日本はエネルギー多消費産業の製品の輸出も大きいため、輸入時の調整だけでは効果はかなり限定的◼ 引き続き、国間の排出削減目標の排出削減努力に大きな差異が生じないよう、協調化を図っていくことが必要。また、国際競争力への影響も見極めながら、ある程度の柔軟性をもった対応をしていく必要性もある。長期的な視点を持って、イノベーションによるコスト低減を図ることは重要

0.0%

2050年カーボンニュートラル達成に向けた対策とコストの評価
背景・目的
パリ協定では、長期目標として、産業革命以前比で2℃を十分下回る目標を掲げ、また1.5℃以内に抑制することを追求するとしている。また、日本を含む主要国は、1.5℃以内に抑制することを目指して、2050年までのカーボンニュートラル実現を目標として掲げた。カーボンニュートラル実現を費用効率的に実現することが重要であるが、そのためには様々な技術を組み合わせることが重要と考えられる。一方、カーボンニュートラル実現に資する各技術の見通しには大きな不確実性が伴っている。エネルギーシステムのトランスフォーメーションが求められる中、不確実性を踏まえ、複数のシナリオを作成し、各シナリオ下において、費用効率的なカーボンニュートラル実現の対策を分析・評価した。

カーボンニュートラル対策の概要、分析のモデルとシナリオ
カーボンニュートラル対策の概要

2050年カーボンニュートラル対策の分析モデルとシナリオ想定◼ 世界を54地域に分割し、500程度の技術を明示的に想定し、2100年までの期間のエネルギーシステム総コストを最小化する対策を導出するDNE21+モデルで分析◼ 将来の技術の不確実性も考慮し、以下のような複数のシナリオについて分析【国内の一次エネルギー供給】
省エネ、物質・サービスに体化されたエネルギーの低減（Society 5.0含む）【海外資源の利用】

シナリオ名

原子力

原子力

再エネ
脱炭素
エネルギー

余剰再エネの水素利用

海外再エネ（グリーン水素）の利用（水素、アンモニア、合成メタン・合成燃料 (CCU)の輸入）

参考値のケースのモデル想定下で再エネ比率が変化した場合のコスト等を推計

CCS付き化石燃料

化石＋CCS

残余の化石燃料

国内CO2貯留

BECCS, DACCS

CCS無し
化石燃料

植林, 鉱物化(カーボン、低位コスト

国内対策のみで▲100%標準想定（完全自動運転車
実現・普及想定せず）

10%
20%

（日本以外については、欧米はそれぞれ▲100%、それ以外は、CO2について全体で▲100%を想定（GHGは2065年頃▲100%）：1.5℃シナリオ）

水電解等の水素製造、水素液化設備費：半減

標準コスト

10%
低位コスト *3

⑦需要変容

【海外資源の利用】

CO2除去技術（CDR）⑤CCUS活用

国内貯留：91MtCO2/yr、海外への輸送：235MtCO2/yr

0%

⑥合成燃料
活用

海外CO2貯留層の利用（燃焼後）

CCU)、
炭等

①再エネ100%④水素イノベそれぞれの技術課題が克服され、より利用が拡大すると想定したシナ
リオ

完全自動運転()標準コスト③原子力活用*2ニア等含む）の輸入）、標準コスト②再エネイノベ

海外CO2貯留層の利用（燃焼前CO2回収）（ブルー水素（アンモCCUS (貯留上限値)

水素コスト等10%

参考値のケース*1

各種対策にはコストとポテン
シャルには幅があり、また社会的な制約が存在するケースも多く、それらを考慮しつつ、全体システムを評価することが必要

再エネ拡大のための系統対策（含む蓄電池）

原子力比率
(上限値)

世界全体でCO2▲100%、
国内削減率はモデルで内生的に決定

海外クレジット活用ケース（世界費用最小化＝世界限界削減費用均等化）

国内再エネ

再エネ
コスト

2050年GHG排出削減

標準コスト

国内貯留：273MtCO2/yr、海外への輸送：282MtCO2/yr

水電解等の水素製造：半減、革新的メタネーション技術：効率向上+設備費低減

国内貯留：91MtCO2/yr、海外への輸送：0MtCO2/yr

標準コスト

国内貯留：91MtCO2/yr、海外への輸送：235MtCO2/yr

標準コスト

2030年以降完全自動運転実現・普及し、 ・拡大、自動車台数低減により素材生産量低下*1：DAC無しでは実行可能解が無く、全てのシナリオでDACが利用可能と想定。
*2：原子力活用シナリオは別途、比率50%まで分析を実施。
*3：国内は②再エネイノベと同じコスト・ポテンシャル想定。海外は更に安価な再エネコスト・ポテンシャルを想定。

注）BECCS：CO2回収貯留付きバイオエネルギー、DACCS：大気中CO2直接回収貯留

分析結果－日本の2050年カーボンニュートラル
日本の部門別排出量

日本の発電電力量
風力(系統接続無)太陽熱
水素・アンモニア専焼

その他国内運輸部門
道路交通部門800

バイオマス専焼 CO2回収無

350
350

(非エネルギー利用)
電力
液体燃料：石油系燃料
気体燃料：天然ガス(非エネルギー利用)
気体燃料：水素(非エネルギー利用)
電力
液体燃料：石油系燃料
気体燃料：天然ガス
気体燃料：水素(非エネルギー利用)
電力
気体燃料：天然ガス
液体燃料：石油系燃料(非エネルギー利用)
気体燃料：天然ガス
気体燃料：天然ガス(非エネルギー利用)
気体燃料：水素
気体燃料：合成メタン
電力
液体燃料：石油系燃料(非エネルギー利用)(非エネルギー利用)
気体燃料：合成メタン
気体燃料：水素
液体燃料：石油系燃料(非エネルギー利用)
電力
液体燃料：石油系燃料(非エネルギー利用)(非エネルギー利用)
液体燃料：石油系燃料
気体燃料：合成メタン
気体燃料：天然ガス
気体燃料：水素電力
電力(非エネルギー利用)
気体燃料：天然ガス
電力
気体燃料：合成メタン
気体燃料：水素電力
気体燃料：水素
気体燃料：天然ガス
液体燃料：バイオ燃料
気体燃料：合成メタン
気体燃料：水素

300
300

250
250

気体燃料：天然ガス

液体燃料：合成燃料
気体燃料：合成メタン
液体燃料：バイオ燃料
気体燃料：天然ガス
気体燃料：合成メタン
液体燃料：バイオ燃料
液体燃料：合成燃料
液体燃料：石油系燃料
液体燃料：バイオ燃料
気体燃料：天然ガス
液体燃料：石油系燃料
気体燃料：天然ガス
液体燃料：合成燃料
気体燃料：天然ガス
液体燃料：石油系燃料
固体燃料：バイオマス
液体燃料：合成燃料
液体燃料：バイオ燃料

液体燃料：バイオ燃料
液体燃料：合成燃料
100
100

日本の対策コスト
2050年のCO2限界
2050削減費用[US$/tCO2]

2015

液体燃料：バイオ燃料
気体燃料：水素
気体燃料：天然ガス
気体燃料：水素
液体燃料：バイオ燃料
液体燃料：合成燃料
気体燃料：天然ガス
気体燃料：合成メタン

150
150

液体燃料：石油系燃料

固体燃料：バイオマス
液体燃料：バイオ燃料
固体燃料：バイオマス
固体燃料：石炭
液体燃料：石油系燃料

⑦需要変容
⑦需要変容

⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容
⑦需要変容

液体燃料：合成燃料
液体燃料：合成燃料
固体燃料：石炭
固体燃料：バイオマス
液体燃料：石油系燃料
固体燃料：石炭
液体燃料：合成燃料
固体燃料：石炭
固体燃料：バイオマス
液体燃料：石油系燃料

・「海外クレジット活用ケース」は液体燃料：石油系燃料
固体燃料：石炭
固体燃料：バイオマス
海外クレジットでオフセット
・「海外活用
液体燃料：石油系燃料」は海外
で固体燃料：石炭
固体燃料：バイオマス
・それ以外のケースではCDRで・それ以外のケースでは固体燃料：バイオマス
固体燃料：石炭
オフセット
NETsで固体燃料：バイオマス
固体燃料：石炭
固体燃料：石炭✓ 電化の進展は重要
固体燃料：石炭✓ 一方、水素、合成メタン、合成燃料も経済合理的な対策に分析のまとめと政策的な示唆
2050⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用④水素イノベ④水素イノベ⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用

2050
2050⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑤CCUS活用③原子力活用
③原子力活用

②再エネイノベ②再エネイノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ④水素イノベ

2050
2050
2050

①再エネ100%①再エネ100%③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用
③原子力活用2015
2015

参考値のケース
参考地値のケース00

海外クレジット活用ケース
海外クレジット活用ケース②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ②再エネイノベ①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%①再エネ100%

50
50

⑦需要変容

石油火力 CO2回収無石炭火力 CO2回収有石炭火力 CO2回収無✓ カーボンニュートラル下では原則、発電電力量は増大し、脱炭素化（再エネ、原子力、CCS）を進める。
2050✓ 再エネ比率が参考値のケースから上昇すると、統合費用が上昇。「①再エネ100%」では統合費用の急上昇により電力限界費用が相当上昇するため、電力需要を大きく抑制
2050年のエネルギーシステムコスト[billion US$/yr]*1

2050年の電力限界費用[US$/MWh]*2

ベースラインー986―

121

海外クレジット活用

168

1044

[+58]

184

参考値のケース

525

1179[+193]

221①再エネ100%

545

1284

[+299]

485②再エネイノベ

469

1142

(-37)

198

③原子力活用*3523～5031166～1133(-13～-45)

215～177④水素イノベ466

1160(-19)

213⑤CCUS活用

405

1150(-29)

207⑥合成燃料活用

5071175(-4)

190

⑦需要変容

509909(-270)221

固体燃料：バイオマス
液体燃料：バイオ燃料
液体燃料：石油系燃料
液体燃料：合成燃料

石油火力 CO2回収有

⑦需要変容

2015

⑥合成燃料活用

0⑤CCUS活用

200

気体燃料：合成メタン
気体燃料：合成メタン
200
200

石炭火力
CO2回収無ガス火力
CO2回収無0⑥合成燃料活用

⑦需要変容

ガスCGS
石炭火力
CO2回収有400

鉄鋼部門
気体燃料：天然ガス

2050

ガス火力
CO2回収有石油火力
CO2回収無200

紙パルプ部門
セメント部門

ガス火力 CO2回収無石油火力 CO2回収有✓ 世界の対策費用最小化の「海外クレジット活用ケース」では、(非エネルギー利用)
気体燃料：天然ガス
日本の2050年の正味排出量は▲63%に留まる（海外に安(非エネルギー利用)
液体燃料：石油系燃料
気体燃料：天然ガス
液体燃料：石油系燃料
価な対策が多く存在するため）。(非エネルギー利用)
気体燃料：天然ガス(非エネルギー利用)
電力
液体燃料：石油系燃料
気体燃料：天然ガス✓ その他のケースでは、いずれもDACCSの活用が見られる。

日本の最終エネルギー消費量

最終エネルギー消費 [Mtoe/yr]

600

海外クレジット活用ケース

⑦需要変容
⑦需要変容

⑥合成燃料活用⑥合成燃料活用④水素イノベ④水素イノベ⑤CCUS活用⑤CCUS活用⑥合成燃料活用

2050
2050⑤CCUS活用④水素イノベ

③原子力活用
③原子力活用

②再エネイノベ②再エネイノベ③原子力活用①再エネ100%①再エネ100%

参考地値のケース
参考値のケース②再エネイノベ

2015
2015①再エネ100%

参考値のケース

海外クレジット活用ケース
海外クレジット活用ケース

-400
-400

ガスCGS
バイオマス混焼 CO2回収無400

セメント部門

化学部門
鉄鋼部門

最終エネルギー消費［Mtoe/yr］

バイオマス専焼
ガス火力
CO2回収有CO2回収有その他産業部門-200-200

バイオマス混焼
CO2回収有バイオマス専焼
CO2回収無600⑤CCUS活用

紙パルプ部門水力・地熱

バイオマス混焼 CO2回収無④水素イノベ

道路交通部門バイオマス専焼 CO2回収有③原子力活用

化学部門

00

バイオマス混焼
CO2回収有原子力

800④水素イノベその他産業部門
国内航空部門水力・地熱
風力(陸上)②再エネイノベ

200
200

風力(洋上)
原子力③原子力活用

国内航空部門1000①再エネ100%

400
400

1000

太陽光

風力(陸上)②再エネイノベ

その他国内運輸部門

民生部門

風力(洋上)

1200

参考値のケース

発電部門

太陽光
太陽熱

①再エネ100%

600
600

民生部門

1200
発電電力量 [TWh/yr]

発電部門
その他エネ転部門

発電電力量 [TWh/yr]

GHG排出量[MtCO2eq/yr]
GHG排出量［MtCO
2eq/yr］

土地利用起源CO2
その他エネ転部門

水素・アンモニア混焼
水素・アンモニア専焼

1400

土地利用起源CO2

2013年比▲63%

水素・アンモニア混焼

海外クレジット活用ケース

プロセス起源CO2800
800

太陽光(系統接続無)1400

プロセス起源CO2

1000
1000

太陽光(系統接続無)風力(系統接続無)CO2以外のGHG
CO2以外のGHG

12001200

海外クレジット活用ケース

1600

1600

DACCS
DACCS

参考値のケース

1400
1400*1 []（青字）はベースラインからのコスト増分。()赤字は「参考値のケース」からのコスト変化*2 発電端での限界費用。ただし、系統統合費用は含む。2020年のモデル推計の電力限界費用は123 US$/MWh*3 原子力活用シナリオは、原子力比率20%～50%の下での結果✓ 「海外クレジット活用」ケー
スでは対策費用を大きく抑制可能。世界全体での効率良い排出削減を目指す
ことは重要✓ 「再エネ100%」ケースでは、コストは大きく上昇。特に電電力の限界費用は再エネの系統統合費用の上昇に伴って、大きく上昇✓ 様々な技術技術の進展に伴ってコスト抑制の機会は存在

2050◼ 脱炭素化（ゼロ排出）のためには、原則的には、一次エネルギーは、再エネ、原子力、化石燃料＋CO2回収貯留（CCS）のみとすることが求められる。
2050◼ 電力化率の向上と、低炭素、脱炭素電源化は、対策の重要な方向性。いずれにしてもこれら脱炭素の各種技術のミックスが重要
2050
2050
◼ 再エネの拡大が重要となる中、蓄電池、水素（アンモニア含む）は重要なオプション。更に、非電力部門で、再エネ、CCSを間接的に利用するためにも、水素とCO2からの合成メタンや合成
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燃料も重要なオプション。特に日本の場合、再エネ、CCSともに、海外と比較してコスト高と見られるため、海外再エネ、海外CCS活用手段として、水素等はとりわけ重要性が高い。
◼ ネットゼロエミッションにおいては、化石燃料は一部利用しながら、BECCS, DACCS等のCDRで排出をキャンセルアウトする方が、費用対効果が高い対策となる可能性が高いし、活用は不可避と見られる（IPCC第6次評価報告書でもCDRは不可避としている）。
◼ カーボンニュートラル達成のためには、システムとしての対応の重要性が増す。