2015年7月31日

日本のエネルギーミックスと約束草案の評価(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
問い合わせ先：佐野史典、本間隆嗣
徳重功子、秋元圭吾
TEL: 0774-75-2304、E-mail: sysinfo@rite.or.jp

はじめに 2014年4月に東日本大震災・福島第一原発事故以降初となるエネル

ギー基本計画が閣議決定された。しかし、具体的なエネルギー
ミックスの姿の提示はなされなかった。
 一方、国際的には、2020年以降の温室効果ガス排出削減目標策定の議論が進められており、2015年末にパリで開催のCOP21において国際的合意を目指している。そして、COP21に先立って温室効
果ガス排出削減目標（約束草案（INDCs: Intended Nationally
Determined Contributions））の提出が求められており、米国やEU等は2015年3月末までにUNFCCC事務局への提出した。
 日本政府は６月初めに「長期エネルギー需給見通し（案）」と、それに基づいた「日本の約束草案（政府原案）」をとりまとめた。
そして、パブコメを経て、7月17日にUNFCCC事務局に約束草案の提出を終えた。
 本資料では、今後の議論において、いくつかの重要な論点となると考えられる点について、定量的な分析・評価を行った。

2

政府のエネルギーミックス、
約束草案の審議会提示案（2015年4月末）

日本政府の2030年のエネルギーミックス案
4

日本政府の2030年のエネルギーミックス案ー電源構成ー
5

省エネ前の基準ケースにおける電力需要のGDP弾性値は0.68となっている。RITEの分析では、2013-20年が0.8、2020-30年が0.6としており、IEA WEO2014の現状政策シナリオも同様である。これらと比較しても政府の推計は妥当な範囲にあると考えられる。しかし、対策ケースでは▲17%と大きく需要が低減すると想定されており（対策後の電力のGDP弾性値は0.05）、この点について後述のような検証を行った。

日本の約束草案の案（2030年時点）
6

2020年以降の温室効果ガス削減に向けた我が国の約束草案は、エネルギーミックスと整合的なものとなるよう、技術的制約、コスト面の課題などを十分に考慮した裏付けのある対策・施策
や技術の積み上げによる実現可能な削減目標として、国内の排出削減・吸収量の確保により、2030年度に2013年度比▲26.0%（2005年度比▲25.4%）の水準（約10億4,200万t-CO2）にする
こととする。
2013年比 （2005年比）
エネルギー起源CO2▲21.9% （▲20.9%）

その他温室効果ガス▲1.5% （▲1.8%）

吸収源対策▲2.6% （▲2.6%）

温室効果ガス計▲26.0% （▲25.4%）

平均発電コストの推計

政府エネルギーミックス案の平均発電コスト推移の推計

8

17
16

発電単価（円/kWh）

15
14
13
12
11

10
9
2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

[エネルギーミックス案]原発20+再エネ24[エネルギーミックス案（炭素価格込）]原発20+再エネ24[エネルギーミックス案（炭素価格・政策経費込）]原発20+再エネ24

発電コスト検証WGで推計された電源別コスト（2015）を用いた場合の政府エネルギーミックス案における平均発電コスト推計。2030年に向けた電源構成の推移は一定のシナリオをおいて計算したもの。
2030年に向けて、現状（2015）よりは1～2円/kWh程度のコスト低下が見込まれるものの、太陽光発電を中心とした再エネ比率拡大によって震災以前（2010年）のコストからの増大は避けられない。

RITEモデル分析結果*と政府案との比較* 2014年3月31日および4月14日にRITE WEB公表

2030年の発電電力量（GHG排出削減強度：WEO2014新政策シナリオレベル*）

10

2030年
1400

水素
太陽光

1200

風力
バイオマス(CCS有)
バイオマス(CCS無)800

ガス火力(CCS有)
600

ガス火力(CCS無)石油火力(CCS有)

400

石油火力(CCS無)

ベースロード電源比率
61%
41%

41%

40%

50%

60%

原子力30%+石炭20%+再エネ20%

原子力20%+石炭30%+再エネ20%

原子力25%+石炭25%+再エネ20%

原子力25%+石炭25%+再エネ15%

原子力20%+石炭20%+再エネ25%石炭火力(CCS無)原子力15%+石炭15%+再エネ30%0
現状放置

石炭火力(CCS有)
2013年

200

2010年

発電電力量 [TWh/yr]

1000

日本政府案

56%

58%

* WEO2014新政策シナリオの2030年時点の炭素価格水準は、2013年価格で37 $/tCO2（2000年価格で23$/tCO2）であり、これを想定

原子力
水力・地熱

通常時（2010年）はベースロード電源比率
は60%程度であった。

2030年の一次エネルギー供給（GHG排出削減強度：WEO2014新政策シナリオレベル*）
600

2030年

11

輸入水素
輸入バイオエタノール

500
400

風力
バイオマス(CCS有)

300

バイオマス(CCS無)ガス(CCS有)200

ガス(CCS無)石油(CCS有)100

石油(CCS無)60%

原子力30%+石炭20%+再エネ20%

原子力20%+石炭30%+再エネ20%50%

原子力25%+石炭25%+再エネ20%40%

原子力25%+石炭25%+再エネ15%

原子力20%+石炭20%+再エネ25%41%

原子力15%+石炭15%+再エネ30%ベースロード電源比率
61%
41%

現状放置

2013年

0

2010年

一次エネルギー供給 [Mtoe/yr]

太陽光

石炭(CCS有)日本政府案

石炭(CCS無)
原子力
水力・地熱

56%

58%

* WEO2014新政策シナリオの2030年時点の炭素価格水準は、2013年価格で37 $/tCO2（2000年価格で23$/tCO2）であり、これを想定
注） IEA統計表と同じく、(1)真発熱量で表示、(2)一次電力の発電効率は原子力：発電効率33%、地熱：発電効率10%、水力他：発電効率100%と想定。(日本政府
案は公表値に基づき、RITEで換算)

2030年の経済影響（GDPと家計消費）<政府案*>-0.5%+3.0兆円+1.9兆円+1.8兆円+0.2兆円+0.6兆円-0.6兆円+1.0兆円-1.5%+0.3兆円-2.0%

IEA WEO2014 新政策シナリオレベル-2.5%

IEA WEO2014 450シナリオレベル
原子力30%+石炭20%+再エネ20%

原子力20%+石炭30%+再エネ20%

原子力25%+石炭25%+再エネ20%50%

原子力25%+石炭25%+再エネ15%

原子力20%+石炭20%+再エネ25%40%

ベース電源比率

60%

0.0%

0.7%

0.6%
0.3%

0.4%

0.2%

原子力30%+石炭20%+再エネ20%

原子力20%+石炭20%+再エネ25%-0.5%

原子力20%+石炭30%+再エネ20%IEA WEO2014 新政策シナリオレベル
IEA WEO2014 450シナリオレベル-0.2%

原子力15％+石炭15%+再エネ30%0.7%

原子力25%+石炭25%+再エネ20%

0.1%

0.5%

原子力25%+石炭25%+再エネ15%

0.5%

0.6%
0.2%

0.0%
-0.5%
-1.0%
-1.5%
-2.0%
-2.5%
-3.0%
-3.5%

-2.8%
原子力20-22%+石炭26%+再エネ22-24%

0.9%

1.0%

-1.0%

56%程度

<政府案* >

1.5%

現状放置
ケース

家計消費の変化(%,基準ケース比)

家計消費

-0.5%

-17.9兆円-3.0%-3.6兆円注：
基準ケースは、
現状放置(発電構成)＆
IEA WEO新政策レベル(炭素強度)-1.0%

原子力20-22%+石炭26%+再エネ22-24%+2.6兆円*炭素価格はp.31参照。

0.0%+4.0兆円+3.5兆円+3.3兆円

原子力15％+石炭15%+再エネ30%

0.8%
0.6%
0.4%
0.2%
0.0%
-0.2%
-0.4%
-0.6%

現状放置
ケース

GDPの変化(%,基準ケース比)

GDP

12

RITEモデル分析結果と政府案との比較より
 P.5でも指摘したように、政府案では、GDP成長率を1.7%/年と高い成長を見込んでいるのに比して、対策後の発電電力量の伸びは小さく見込まれている。
 RITEの経済モデルによる複数のシナリオにおける分析結果と比べると（p.12）、政府案のGDPや家計消費損失は相当大きいものとなっている。
 これは政府案は、電源構成（電源比率）はそれほど大きな経済損失をもたらすような偏った構成となっていないが（GDPは現状放置(2013年の発電構成)ケース比で +0.36～+0.38%）、大きな省エネが見込まれているため、これを実現するため大きな炭素価格（暗示的、明示的問わず）が必要と推計される（p.31）。そのため、
少なくとも過去の対策を踏まえた実績をベースに構築されている経済モデルによる評価では、これを実現するには相当な経済コストが必要と推計される。

13

電力需要に関する検証

電力需要に関する検証15

 指摘しているように、政府案では、 GDP成長率の想定（1.7%/

年）に比して発電電力量が小さいので、ここでは実績値のデータをより詳細に分析した結果を示す。
 以下、まず、①GDP変化と電力需要変化の関係（電力需要のGDP

弾性）について、OECD諸国の実績を検証した。
 次に、②電力料金上昇が大きく起こってきた欧州主要国（ドイツ、

イタリア、英国）について、価格効果を含めて電力需要を検証した。
 更に、③電力料金上昇が大きく起こったドイツ、イタリアについて、産業部門別に電力コスト負担と当該部門の成長率との関係について、慶応大野村准教授らが分析した研究について整理した。

OECD諸国の電力需要のGDP弾性（5年平均での表示）
GDP弾性: 1.0

6
電力年成長率 (%)

Japan

GDP弾性: >1.0

Germany

5FranceItaly
GDP弾性: <1.0

4

United Kingdom
Netherlands

16

5年平均の変化率(1990-92)～(1995-97)(1995-96)～(2000-02)(2000-02)～(2005-07)(2005-07)～(2010-12)の4点を表示（特異時点を避けるた
めに代表点は3年平均を利用）

Denmark
3

SwedenSpain
United States

2

CanadaAustralia
Korea

1

Hungary
PolandTurkey

0
-2

-1

0

1

2

3

4

5
6
GDP年成長率 (%)-1-2

震災後の節電の効果込み

政府ｴﾈﾙｷﾞｰﾐｯｸｽ
GDP想定値(1.7%)
GDP弾性値が負のケースは極めて稀OECD諸国の電力のGDP
弾性値は1.0弱程度が多い。

OECD諸国の電力需要のGDP弾性（10年平均での表示）
GDP弾性: 1.0

7
電力年成長率 (%)
GDP弾性: >1.0

Japan
Germany

6

France
GDP弾性: <1.0

5

Italy
United Kingdom
Netherlands
Denmark

4

SwedenSpain
3
United States
CanadaAustralia

2

Korea
Hungary
1
PolandTurkey
0
-1

0

1

2

3

4

-1

震災後の節電の効果込み

政府ｴﾈﾙｷﾞｰﾐｯｸｽ
GDP想定値(1.7%)

GDP弾性値が負のケースは極めて稀

5

6
7
GDP年成長率 (%)

17

10年平均の変化率(1990-92)～(2000-02)(1995-97)～(2005-07)(2000-02)～(2010-12)の3点を表示（特異時点を避けるた
めに代表点は3年平均を利用）

GDP弾性と価格弾性
ードイツー
240
220
200
指標（2000年=100）

180

電力消費量

160
140

GDP

120

100
80
60

電気料金：産業（家庭の1990年=100）
電気料金：家庭4020【重回帰分析】
1990-：GDP弾性値0.76、価格弾性値-0.030（決定係数：0.89）
1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2000-：GDP弾性値0.49、価格弾性値-0.03（決定係数：0.41）

ドイツにおいては電力のGDP弾性は0.5～0.8程度で推移している。GDP弾性が比較的低かったのは、東西ドイツ統合時と、電力料金上昇の影響が大きく、価格効果が表れ始めているとも見られる最近である。ただし、重回帰分析から推計される価格弾性値は小さい。

18

GDP弾性と価格弾性
ーイタリアー180
160

指標（2000年=100）

140
120

電力消費量
GDP

100
80

電気料金：産業（家庭の1990年=100）60

電気料金：家庭4020【重回帰分析】
1990-：GDP弾性値1.27、価格弾性値-0.060（決定係数：0.99）
1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2000-：GDP弾性値1.07、価格弾性値0.06（決定係数：0.85）

イタリアにおいては電力のGDP弾性は1.0強程度で推移している。2006年頃から電力消費量は低下傾向にあるが、GDPとの相関は強い。一方、価格弾性値はドイツと同様に小さい（2000年以降のみで分析すると価格弾性値はむしろ正）。

19

GDP弾性と価格弾性
ー英国ー
220
200

指標（2000年=100）

180

電力消費量

160
140

GDP

120
100
80
60

電気料金：産業（家庭の1990年=100）
電気料金：家庭4020【重回帰分析】
1990-：GDP弾性値0.45、価格弾性値-0.100（決定係数：0.94）
1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2000-：GDP弾性値0.61、価格弾性値-0.11（決定係数：0.60）

英国は、電力のGDP弾性は、ドイツやイタリアと比べると低い傾向にあるが（金融サービス
等のシェアが高いことが一因と考えられる）、0.5前後はある。価格弾性値はドイツ、イタリアよりも高いものの-0.1程度である（価格100%増で需要は10%減）。

20

産業部門別の電力コストと成長率
ードイツ（電力価格高騰前）ー

21

ドイツにおける産業別電力コスト係数（縦軸）と産業別GDP成長率（横軸）（1995-2000年）
出典) 慶応大野村浩二、WIOD Data（http://www.wiod.org/）. ドイツのNational Use Tablesに基づいた推計（2015年2月）
Cost Share of Electricity, Gas and Hot Water in Industy Output in 2000

3.0%

Other Non-Metallic Mineral

2.5%
MetalsInland Transport
Textiles

2.0%

Chemicals

Rubber and Plastics

Wood
Pulp, Paper, Paper Printing

1.5%

Hotels and Restaurants
Food
Agriculture
Retail Trade

Leather
Education
Manufacturing, Nec; Recycling

1.0%

Health and Social Work
Motor Vehicles and Motorcycles

Post and Telecommunications

MachineryTransport Equipment
Electrical and Optical Equipment

Public Admin and Defence
Other Community

0.5%

Other Supporting

Wholesale Trade
Financial Intermediation

FISIM

Renting of M&Eq
Real Estate
Private Households with Employed
Air Transport
Persons-2%0%Construction

Water Transport

0.0%

-8%

-6%

-4%

2%

4%

6%

8%

10%

Annual Growth rate of Industry-GDP at Current Basic Prices during 1995-2000(difference from the GDP growth of total economy)

12%

産業部門別の電力コストと成長率
ードイツ（電力価格高騰後）ー

22

ドイツにおける産業別電力コスト係数（縦軸）と産業別GDP成長率（横軸）（1995-2000年）
出典) 慶応大野村浩二、WIOD Data（http://www.wiod.org/）. ドイツのNational Use Tablesに基づいた推計（2015年2月）
Cost Share of Electricity, Gas and Hot Water in Industy Output in 2011

3.5%
Other Non-Metallic Mineral

3.0%
Textiles2.5%
Pulp, Paper, Paper Printing
Wood

MetalsRubber and Plastics

2.0%
Chemicals
Inland Transport
Food

1.5%
Coke

Leather

Agriculture
Hotels and Restaurants
Education
Retail Trade
Manufacturing, Nec; Recycling
Motor Vehicles and Motorcycles
Health and Social Work

1.0%

Public Admin and DefenceElectrical and Optical Equipment
Post and Telecommunications
MachineryTransport Equipment
Other Supporting

0.5%

Other Community

Air Transport

Wholesale Trade

Financial Intermediation
Construction Private Households withReal
EstateEmployed
Renting of M&Eq
Persons
FISIM

Water Transport

0.0%

-7%

-6%

-5%

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

Annual Growth rate of Industry-GDP at Current Basic Prices during 2000-2011(difference from the GDP growth of total economy)

産業部門別の電力コストと経済成長率には緩やかながら相関が見受けられる。

5%

産業部門別の電力コストと成長率
ーイタリア（電力価格高騰前）ー

23

イタリアにおける産業別電力コスト係数（縦軸）と産業別GDP成長率（横軸）（1995-1999年）
出典) 慶応大野村浩二、 WIOD Data（http://www.wiod.org/）. イタリアのNational Use Tablesに基づいた推計（2015年2月）
Cost Share of Electricity, Gas and Hot Water in Industy Output in 1999

6%
Other Non-Metallic Mineral

5%

4%

Rubber and Plastics
Pulp, Paper, Paper Printing

3%

TextilesChemicals

Mining

Metals Public Admin and Defence

Food
Wood

2%
Retail Trade

Coke

Hotels and Restaurants

Agriculture
Machinery

Post and Telecommunications
Electrical and Optical Equipment
Inland Transport
Motor Vehicles and Motorcycles
Other Community
Education Health and Social Work

1%

Leather

Other Supporting
Manufacturing, Nec; Recycling

Water Transport

Financial Intermediation

Air Transport

0%
-13%

Transport Equipment

-12%

-11%

-10%

-9%

FISIM

-8%

-7%

-6%

-5%

-4%

Wholesale Trade
Private Households with Employed
Persons

Construction

-3%

-2%

-1%

Renting of M&Eq
Real Estate

0%

1%

2%

3%

4%

5%

Annual Growth rate of Industry-GDP at Current Basic Prices during 1995–1999(difference from the GDP growth of the whole economy)

6%

産業部門別の電力コストと成長率
ーイタリア（電力価格高騰後）ー

24

イタリアにおける産業別電力コスト係数（縦軸）と産業別GDP成長率（横軸）（1995-1999年）
出典) 慶応大野村浩二、 WIOD Data（http://www.wiod.org/）. イタリアのNational Use Tablesに基づいた推計（2015年2月）
Cost Share of Electricity, Gas and Hot Water in Industy Output in 201110%
Other Non-Metallic Mineral

9%

8%

7%

6%

Rubber and Plastics

5%

Pulp, Paper, Paper Printing

Chemicals

4%

TextilesMiningRetail Trade

Food

Wood
Agriculture3%

Post and Telecommunications

Machinery

Hotels and Restaurants

MetalsElectrical and Optical Equipment

Public Admin and Defence

Transport Equipment

Other Community
Manufacturing, Nec; Recycling
Health and Social Work
Motor Vehicles and Motorcycles
Leather
Renting of M&Eq
Education
Inland Transport
Real Estate
Construction
Coke
Other Supporting
Water Transport
Financial Intermediation
Private Households with Employed
FISIM
Wholesale Trade
Persons

2%

1%
Air Transport

0%

-8%

-7%

-6%

-5%

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

Annual Growth rate of Industry-GDP at Current Basic Prices during 1999–2011(difference from the GDP growth of the whole economy)

産業部門別の電力コストと経済成長率には緩やかながら相関が見受けられる。

3%

約束草案（2030年の排出削減目標）についての検証ー国際公平性・野心度を中心にー

各国間の排出削減努力の衡平性評価
26

 各国間に差異がある中で、すべての国がそれぞれの事情を踏まえながら、できるだけ均等な排出削減努力を行うことが重要。
 また、各国間とりわけ国際競争下にある各国間において限界削減費用に差が大きい場合、生産においてエネルギー効率に優れていたとしても、限界削減費用が高ければ競争力が阻害され、限界削減費用の低い国へと生産拠点がシフトする恐れもあり、持続的な対応がとりにくくなる。そして、そのとき限界削減費用の低い国のエネルギー効率が低ければ、世界全体で見れば却ってCO2排出が増大する恐れもある。よって排出削減目標は、限界削減費用など、国際的なバランスがとれていることが重要である。
 各国間の排出削減努力を適切に評価し、排出削減余地を実現していくためには、

適切な評価指標を選択して、それを評価し、見えるようにすることが重要と考えられる。
 なお、それぞれの指標は、長所、短所を有しており、単独の指標で排出削減努力を評価することは困難である。適切な複数の指標を選択し、その中で削減努力を説明しつつ、足りない部分を認識し、更なる削減につなげていくことが重要 例えば、特定の基準年比での削減率の大きさが衡平な排出削減努力を表すわ
けではない。とりわけ1990年など遠い過去を基準とした場合は、その後の社会の状況の激変を含むため、より一層、排出削減努力とは無関係となりやすい。

日本、および世界主要国の約束草案の基準年比排出削減率27

基準年比排出削減率

1990年比2005年比2013年比日本：2013年比▲26%（2030年）▲18.0%▲25.4%▲26.0%

米国： 2005年比▲26%～▲28% (2025年)▲14～▲16%▲26～▲28%▲18～▲21%EU28： 1990年比▲40%(2030年)

▲40%

▲35%

▲24%

ロシア： 1990年比▲25%～▲30% (2030年)▲25～▲30%+10～+18%ー中国： 2030年CO2排出原単位2005年比▲60～▲65%+329～+379%+105～+129%

ー

日本の排出削減率は直近の2013年比で見ると、米・欧よりも大きい。

GDP (MER)あたりGHG排出量28

GHG intensity of GDPMER (kgCO 2eq/US2005 $)

1.4

China
1.2

1.07

Russia

1

0.91
0.8

South Korea

0.6

EU-28
0.4

United States

0.32

0.27

Japan

0.18
0.16

0.2
0
1990

2000

2010

2020

2030

注）幅をもって提示されている排出目標の国は、排出量が低位のケースを表示している。

日本の政府案は、GDPあたりGHG排出量で見ても欧米目標よりも優れた数字と評価される。

GDP変化とCO2 原単位変化
ー2002～2012年の10年間の実績値と約束草案ー
World

0

Japan
MexicoChange in CO2 per GDP (%/yr)-1

CO2原単位
2002-12年の間に減少

Saudi Arabia

Korea

India
South Africa

Italy

Germany-2
EU28

CanadaAustralia

FranceSpain

RussiaJapan(2013-30)-4

こちらに位置する
程削減努力大？

Indonesia
CO2排出総量増大

UK
US
EU28(2010-30)

-3

China

China(2010-30)

US(2010-25)-5Russia(2010-30)
CO2排出総量減少

-6

-2

0

2

4

6

8

10

12

Change in GDP (%/yr)注）2012年の日本のCO2原単位は、原子力発電の停止によって強く影響を受けている。

GDP成長率と排出原単位変化の関係を踏まえても、日本の約束草案は、意欲的な排出削減目標と評価できる。

29

一人あたりGHG排出量3025Emissions per capita (tCO2eq/capita)

United States
20

15

17.9
Russia14.8
South Korea
11.1
10.9
8.9

Japan

10

EU-28

China
5

0
1990

2000

2010

2020

注）幅をもって提示されている排出目標の国は、排出量が低位のケースを表示している。

6.6

2030

日本、および世界主要国の約束草案のCO2限界削減費用推計値（RITE DNE21+推計）

31

限界削減費用 ($/tCO2eq)
低位
日本：2013年比▲26%（2030年）
米国： 2005年比▲26%～▲28% (2025年)

高位
380程度*（エネルギー起源CO2の目標のみで評価した場合は260程度）

60

EU28： 1990年比▲40%(2030年)

69166

ロシア： 1990年比▲25%～▲30% (2030年)

06

中国： 2030年CO2排出原単位2005年比▲60～▲65%～0～0* 吸収源対策▲2.6%は森林吸収対策としてコスト計算せずに、エネルギー起源CO2、その他GHG排出削減対策で実施するとして計算した場合。他国も同様

日本の限界削減費用は他国よりも大変高いと推計される（元々、エネルギー効率が高いにも関わらず（参考p.42-43などを参照）、省エネルギーを大きく見こみ過ぎていることが主因）。日米欧の限界削
減費用曲線の推計は参考資料に掲載（p.44）。

日本、および世界主要国の約束草案のGDPあたり排出削減費用推計値（RITE DNE21+推計）
GDPあたり排出削減費用 (%)
低位
日本：2013年比▲26%（2030年）
米国： 2005年比▲26%～▲28% (2025年)

高位
0.7程度

0.36

EU28： 1990年比▲40%(2030年)

0.42

0.82

ロシア： 1990年比▲25%～▲30% (2030年)～0～0

中国： 2030年CO2排出原単位2005年比▲60～▲65%～0～0

GDPあたりの排出削減費用で評価しても、日本の排出削減目標は、欧州並みの厳しい目標と評価される。

32

長期目標との関係

気候変動枠組条約第２条（長期目標）との関係について
34【国連気候変動枠組条約第２条】
この条約及び締約国会議が採択する関連する法的文書は、この条約の関連規定に従い、気候系に対して危険な人為的干渉を及ぼすこととならない水準において大気中の温室効果ガスの濃度を安定化させることを究極的な目的とする。
そのような水準は、生態系が気候変動に自然に適応し、食糧の生産が脅かされず、かつ、経済開発が持続可能な態様で進行することができるような期間内に達成されるべきである。
 条約第２条には具体的な長期目標水準は記述されていないものの、国際政治目標として良く議論される、産業革命以前比２℃を超えないとするいわゆる「２℃目標」と約束草案との整合性についても大きな議論がある。
 RITEでは、２℃目標がどのような排出経路を求めているのかについて、
IPCCの最新報告書の正しい理解として、2015年4月22日に「気候感度の最新知見からの２℃目標と排出経路との関係、その約束草案への含意」をWEB公表済みである。本資料では、２℃目標達成のために必要と推計される排出経路と、これまでに公表・言及のあった主要国の約束草案（日本を含む）との関係を分析した。
 また、2030年と2050年の排出削減費用の負担の衡平性の視点からの分析も行った。

2℃目標の排出経路（気候感度の不確実性含む）と約束草案見通し
不確実ではあるが技術イノベーション
によって一層削減

Peer-reviewを含むPDCA
サイクルを確立し徐々に
深堀していく80（温暖化適応も。また最悪に備えたジオエンジニア
リングもオプションとして用意するなども検討事項）

GHG排出量 (GtCO2-eq./yr)

70

60

5割以上くらいの確率
で+2℃以内の可能性

50AR5
530-580 ppm(+7 -47%)

40

30

実績排出量
現状政策継続20AR5
480-530 ppm(-25 -57%)

2020年以降の約束草案（排出削減高位推計）
２℃安定化＿気候感度2.5℃（濃度は、一旦、580 ppmを若干超える）

10

35+2℃以内の
確率増大。
一方、実現
の可能性が
乏しい対策
の中身に

AR5 430-480 ppm(-41 -72%)

2100年に２℃（一旦２℃を超える）＿気候感度3.0℃（濃度は、一旦、530 ppmを超える）

２℃安定化＿気候感度3.0℃（濃度は、500 ppm以下。2300年頃に450 ppm程度）
0
1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

RITEによる推計。約束草案は、日、米、EU、露、中国、メキシコ、ノルウェー、スイス、カナダを考慮

約束草案は、気候感度3℃を想定した場合、２℃目標と大きなギャップ有。
しかし、気候感度2.5℃の場合は、２℃目標とかなり整合的。

いずれもCOP21で決める数値の大きさが重要ではなく、将来排出削減を誘発できるような枠組みを作ることの方が重要

時点間の排出削減費用負担の衡平性評価

36



各国は2030年までは約束草案に従って排出削減を行い、それ以降は世界全体で2050年に2005年比エネルギー起源CO2半減という長期目標を想定し、2030年と50年の削減費用の比較評価を行った。なお、2050年の限界削減費用は世界全体で均等化するとした（2030年時点では各国の限界削減費用は異なるが、2050年に向けて収斂することとした）。



2050年に世界全体で排出量半減という目標の下では、2050年の限界削減費用は431$/tCO2といった非常に高い水準が必要と見込まれる。その時の日本の排出量は2005
年比でほぼ半減の水準であり、GDP比排出削減費用は0.74%と評価された。すなわち、日本の2030年約束草案は、世界排出量半減の排出削減費用負担とほぼ同程度と言える。

日本のGHG排出量、限界削減費用、GDP比排出削減費用
2030年

2050年
(限界削減費用均等化の下、世界全体で2005年比エネルギー起源CO2半減)

GHG排出量 (2005年比)▲25.4%▲50%

限界削減費用 ($/tCO2)

381

431

GDP比排出削減費用 (%)

0.72

0.74

* 2050年における世界全体の排出量を2℃安定化_気候感度2.5℃レベルとした場合、日本のGHG排出量：2005年比▲32%、
限界削減費用：40$/tCO2、GDP比排出削減費用：0.22%。また、2100年に2℃_気候感度3.0℃レベルとした場合、日本のGHG排出量：2005年比▲48%、限界削減費用：360$/tCO2、GDP比排出削減費用：0.65%。

長期目標との関係のポイント
37

 産業革命以前比２℃を超えないことを前提としたとしても、気候感度の不確実性は大きく、IPCC第５次評価報告書の最新の知見を基にすると、「＋２℃」のための排出経路には柔軟性が大きい。日本の約束草案を含めたこれまでの約束草案は、２℃は期待値として達成が見込める範囲にある（平衡気候感度が2.5℃相当の場合）。
 長期的な更なる深堀に向けては、PDCAサイクルの確立と革新的な技術開発の強化によって対応していくことが望ましい。
 このように世界排出許容量には大きな幅があるものの、仮に2005年比世界排出量半減という厳しい排出削減を前提としたとしても、日本の2030年と2050年について排出削減努力をGDP比排出削減費用で測ると、2030年
0.72%、2050年0.74%と推計され、世代間の負担の衡平性も担保され、2030年の日本の約束草案は、厳しい長期排出削減との関係からも十分な排出削減努力と評価できる。

まとめ

まとめ（1/2）
39

 政府のエネルギーミックス案は、電力コストの抑制、CO2排出削減、エネ

ルギー安全保障・安定供給の3E+Sのバランスの点から、電源構成（電源比率）については概ね妥当なものと評価できる。
 一方、政府のエネルギー見通しでは、GDPは1.7%成長を見込みながら、電力需要は0.1%成長しか見込んでいない（GDP弾性値は0.05）。日本の電力のGDP弾性は、震災後に節電が進展した時期を除けば1.0近い推移が見られる。また、OECD主要国を見ても、多くの国で0.5～1.0程度の弾性値が見られ、政府見通しは実績と比べかなり小さい。
 また、GDP弾性が小さいように見える国でも、電力料金上昇による価格効
果によって、電力需要が抑制されていると見られる国も多い。一方、それらの国においても、電力の価格弾性は小さいと見られ、需要を抑制するた
めには、相当高い電気料金が必要になることを意味する。
 政府の長期エネルギー需給見通しでは、基本方針として「電力コストは現状よりも引き下げる」としている。上記の事実からすると、GDPとの強い相関のある潜在的な電力需要から、「電力コストは現状よりも引き下げ」
ながら、省電力を実現し需要を大幅に抑制することは、少なくともこれまでに世界でほとんど事例がないチャレンジであると言える。

まとめ（2/2）40

 温室効果ガス排出目標は、様々な指標で見て、世界主要国の約束草案よりも優れたものと評価される。しかし、省エネ対策を大きく見込んでいることに起因する意欲的な目標に過ぎるようにも評価され（CO2限界削減費用
が他国に比べ極めて高い目標となっている）、その実現性が懸念材料と考えられる。また、産業の国際競争の視点からも注意が必要である。
 長期目標（２℃目標）との関係については、２℃目標達成の排出経路は幅が広く、最新のIPCC報告書の知見を踏まえ、平衡気候感度2.5℃を想定した場合には、２℃以内を期待できる排出経路に沿っていると推計される（ただし、平衡気候感度3.0℃を想定した場合には、大きな排出ギャップがある）。
 また、2030年と2050年の排出削減費用負担の視点で日本の目標を評価す
ると、仮に、余裕を持って２℃目標達成を期待できる世界排出量を2005年
比で半減する目標を想定したとしても、2030年と50年のGDPあたり排出削減費用は同レベルであり、費用負担を先送りするような目標ではなく、十分に世代間の費用負担のバランスがとれた目標であると評価される。

参考主要エネルギー部門におけるエネルギー効率の比較（1/2）
43

Japan

41

Germany

39

石炭火力

US

37

Efficiency(%)

42出典） RITE, 2014 （IEA, 2013を基に推計）

China

35

Korea

33

Russia

31

India

29
EU (27)
27
World
25
1990

1995

2000

2005

2010
60

ガス火力

Spain
55

UK

出典） RITE, 2014 （IEA, 2013を基に推計）

Mexico

GDP基準でのエネルギー原単位（GDPあたりの一次エネルギー消費量） の水準は産業構造によって影響される。よって、排出削減努力を評価するためには、主要部門・生産プロセ
ス別のエネルギー原単位（エネル
ギー効率）を計測することは重要

Efficiency (%)

50

Italy
45

US
Japan

40

Iran
35

RussiaEU (27)

30

World
25
1990

1995

2000

2005

2010

主要エネルギー部門におけるエネルギー効率の比較（2/2）
Primary energy consumption of BOF steel(GJ/ton of crude steel)

35

34.5

33.1

2005

2010

30

28.3
25.9 25.7

25

43

23.1

22.9

26.8

27.7 27.7

28.1 28.2

28.9

28.3

29.1

33.2
31.1

30.0 30.3

鉄鋼
（転炉鋼）

28.3

23.5 23.8

20

15
出典) Oda et al. 2012;
RITE, 2012

10
Japan

Korea

Germany

China

FranceUK

India

BrazilUS

RussiaUkraineセメント（クリンカ）

出典） WBCSD/CSI他を
参考にRITEで推計

Heat consumption of clinker production(GJ/t-clinker)

6

2005

5.4

2010

5.2

5
3.7 3.84
3.1 3.3

3.3 3.3

Japan

India

4.0

4.2

3.9

3.8

4.0

4.2

4.0

3.5

3
2

1
0
Germany

UK

FranceUS

China

Russia主要国における限界削減費用曲線の比較(2030年)
44

400
米国

GHG限界削減費用 [$/tCO2eq]

350

EU28
日本

300
250
200
150
100
50
0

-20

-10

0

10
20
30
2005年比GHG削減率 [%]

40

50

60

同じ2005年比GHG削減率を達成する時の限界削減費用は、欧米に比べて日本では高くなる。
*本限界削減費用曲線の推計においては、それぞれの価格帯において世界全体の限界削減費用が均等化していると想定した。