総合資源エネルギー調査会 基本問題委員会
2012年5月9日

RITEエネルギー・経済モデルによる2030年の経済影響分析(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
秋元圭吾、本間隆嗣、佐野史典

RITE DEARSモデルの概要(Dynamic Energy-economic Analysis model with multi-Regions and multi-Sectors)

2

 トップダウン型経済モジュールとボトムアップ型エネルギーシステムモジュールの統合モデル
 動的非線形最適化モデル（世界全体の消費効用最大化）

 モデル対象期間： 21世紀中頃まで（最適化時点間隔10年）

 世界地域分割：18地域分割
 非エネルギー産業分類：18産業分類
 エネルギー産業分類： 一次エネルギー8種、二次エネルギー４種
 GTAP (Global Trade Analysis Project) モデル・データベースに基づく産業連関構造を明示した経済モジュール
 簡略化ながら、ボトムアップ化したエネルギーシステムモジュール
 ボトムアップ的にエネルギー供給技術（発電技術等）、CO2回収・貯留技術をモデル化
 一次エネルギー供給： 8種類をモデル化（石炭、原油、天然ガス、水力・地熱、風力、太陽光、バイオマス、原子力）
 トップダウン的にエネルギー需要サイドをモデル化（家計：エネルギー価格・所得弾性、産業・運輸：エネルギー価格弾性、これらはすべて経済モジュールとリンク）
 最終エネルギー消費： 4種類をモデル化（固体燃料、液体燃料、気体燃料、電力）

RITE DEARSモデルの特長

3

 エネルギー供給、発電部門については、産業連関表の情報では不十分であるため、技術別にボトムアップ的なモデル化を行うとともに、IEA統計等と整合性を持つようにデータの調整を行っている。これによって、エネルギー・経済の整合的な分析・評価が可能となっている。また、これにより、「コスト等検証委員会」の電源別発電コスト、および選択肢毎の発電構成を前提条件とした経済分析が可能となっている。
 21世紀半ば（2047年）までの期間の動学的最適化を行っている（Forward-looking型モデル）。例えば、2030年頃までの対応を考えた上で、2020年の最適な対応が導出される。
 産業連関表は国際的なCGEモデル分析で広く利用されているGTAPに基づいており、産業の国際移転（産業のリーケージ）を含めた分
析 が 可 能 で あ る 。 （ GTAP モ デ ル は 静 学 的 モ デ ル で あ る が 、DEARSは動学的モデルとしている。）

2030年のGDP、消費、投資、輸出入への影響
選択肢Ｂ

参考

選択肢Ｃ

選択肢Ｄ

選択肢Ｅ

2

参照ケース比（％）

0-2-4

ＧＤＰ-6

消費支出-8

設備投資-10

輸出-12

輸入-14-16-18

選択肢Ｂでは、投資は若干大きくなるものの、消費、輸出、輸入ともに低下し、GDPも参照ケース比で5%程度の低減が見込まれる。

4

産業部門別影響
産業別の粗生産額の変化(参照ケース比%)

4%

5

2030年

2%
0%

選択肢Ｂ

-2%

参考

-4%

選択肢Ｃ
選択肢Ｄ

-6%

選択肢Ｅ

-8%

-10%

産業別の粗生産額の変化(参照ケース比%)

全産業平均

製造業平均

輸送産業

サービス産業0%-2%-4%-6%
-8%
-10%
-12%
-14%
-16%
-18%
-20%

選択肢Ｂ

参考
選択肢Ｃ
選択肢Ｄ

選択肢Ｅ

エネ多消費産業平均

鉄鋼

化学

窯業・土石

紙パ

発電部門以外での必要CO2削減量は、選択肢によらず概ね一定と想定されているが、発電部門でのCO2原単位の違い（選択肢Ｂ＞選択肢Ｅ）により、必要な省電力量、電力以外での必要CO2削減量の違いとなり、部門別の影響度合いも異なる。

発電コストの変化
8.068.0
系統安定化費用

6.0

6.0

4.0

4.0

2.0

2.0

0.0

0.0

-2.0-2.0

平均発電単価（円/kWh、参照ケース比）

発電コスト（兆円/年、参照ケース比）

2030年

脱原発追加費用
バイオマス・廃棄物
地熱

水力
風力
太陽光
原子力
石油
ＬＮＧ
石炭
合計

-4.0
平均発電単価(参照ケース比)

電力価格

-4.0
選択肢Ｂ

参考

選択肢Ｃ

選択肢Ｄ

選択肢Ｅ

+5.0
円/kWh+2.8円/kWh+2.7円/kWh+1.8円/kWh+1.7円/kWh+35.6%+20.4%+19.1%+14.0%+10.8%+99.9%+72.0%+64.2%+58.4%+39.2%(参照ケース比)

平均発電単価炭素税を含まない額
炭素税を含む額CO2限界削減費用とGDP損失の関係
ー米国の分析（2030年）との比較ー
00.0%

50

100

150

200

250

300

350

7400

（限界削減費用 ドル/tCO2e）

MIT(EPPA)3MIT(EPPA)1EIA(NEMS)1
MIT(EPPA)4CDA(GI)1
MIT(EPPA)2
CATF(NEMS)
EIA(NEMS)2-1.0%

EPA(ADAGE)1

CRA(MRN-NEEM)-2.0%
CDA(GI)2

EPA(ADAGE)1

ACCF(NEMS)2

DEARS (選択肢E)
ACCF(NEMS)1-3.0%

DEARS (選択肢D)
EPA(IGEM)1

DEARS (選択肢C)

-4.0%

-5.0%

-6.0%
（GDPロス）DEARS (選択肢B)

EPA(IGEM)2

出所：DEARSの結果以外は、野村浩二 (2009)

RITE DEARSの分析結果は、他モデルの結果に比べGDPロスが大きめではあるが、米国における経済モデル分析結果と比較すると、限界削減費用とGDP損失との関係で必ずしも大きいことはない（むしろGDP損失は安価なほう）。

DEARSモデルのCO2限界削減費用
ー技術積み上げモデルDNE21+との比較ー

8

GHG marginal abatement cost [$2010 /tCO2eq.]

DNE21+モデルによる限界削減費用推計（原発事故以前の推計：原発通常拡大を想定）
Japan

800

注）論文では2000年価格で表示しているが、ここでは2010年価格に換算して表示した。

Y2020

700

Y2030
600

37000円/tCO2程度

500

DEARSによる今回の分析：23300円/tCO2程度であり（選択肢E）、従来の技術積み上げ評価モデル
DNE21+の分析結果よりもかなり安価な推計

400300（本査読論文で想定されていた原発比率は選択肢Eよりも大きいことを加えると、DEARSの限界削減費用は、DNE21+よりも安価。技術積み上げモデルは生産活動量を外生条件とするため、特に高い限界削減費用領域で、生産活動量を落とす対策を想定しないため、高めの費用算定を示す傾向がある。）

20010000102030405060
GHG emission reductions relative to baseline [%]70

出所：Akimoto et al., Sustainability Science (2012)
2030年DNE21+ベースライン排出量：1990年比 +7%（2020年ベースライン排出量：1990年比 +8% ）選択肢E相当（GHG換算で1990年比 ▲27%）

今回分析のベースライン排出量（事務局想定：発電部門に3400円/tCO2の炭素価格を想定）

産業リーケージに関する分析
化学部門における例

9

同じ選択肢でも海外の対策強度（エネルギー価格）によって日本の経済影響も異なってくる。

日本の対策費用が高いことによる産業リーケージ
粗生産額の変化 (BAU比, 兆円)

5

中南米
中東・アフリカ0

その他アジアインド-5

中国
その他先進国-10

日本

選択肢B (日本)

選択肢C (日本)

限界削減費用均等化

WEO2011新政策シナリオ炭素価格(日本以外) 【標準】

炭素制約なし (日本以外)

限界削減費用均等化

WEO2011新政策シナリオ炭素価格(日本以外) 【標準】

炭素制約なし (日本以外)

限界削減費用均等化

WEO2011新政策シナリオ炭素価格(日本以外) 【標準】

炭素制約なし (日本以外)-15

選択肢E (日本)

なお、世界各国の炭素価格が強まることによって、世界各国での需要減による影響も上記には含まれており、「産業リーケージ」分の低減としては、グラフで示されるよりも大きな効果があると考えられる。

対策費用の国際的な差異が小さくなるにつれ、日本の産業部門（図は化学部門の例）への影響は小さめになる傾向有り

海外の限界削減費用から見た選択肢

10

DNE21+モデルによる限界削減費用推計（2030年）
各選択肢の分析は、原発発電電力量のみを選択肢に合致させ、他の構成はモデル最適化計算の結果として限界削減費用推計を行ったもの（経済モデルDEARSの分析条件と異なることに注意）

仮に選択肢Ｂ並みのCO2排出量をすべての選択肢に適用したとしても、国際的な限界削減費用水準よりも相当高い限界削減費用が推計される。

800
選択肢Ｂ

選択肢Ｅ

CO2限界削減費用 [$2010/tCO2]

700
600500（技術モデルのため、経済活動量の縮減は想定しておらず、限界削減費用は高めに算定される傾向はある。ただし国際比較としての整合性は確保されている。）

選択肢Ｃ

IEA WEO 2011
新政策シナリオ(2030年)
コペンハーゲン合意（2020年、DNE21+推計）

400
選択肢Ｄ

限界削減費用の差異が国際的なレベルと乖離しないようにするには最低でもこの程度のCO2排出量まで許容することが必要

300200注）米国など、実現がほぼ不可能とみなされている目標も多い

100
03020100-10-20-30-40

1990年比エネルギー起源CO2排出量 [%]注１）RITEのこれまでの限界削減費用分析は2000年価格での表示が多いが、本グラフはWEO2011シナリオと揃えるために、2010年価格に換算して表示していることに注意
注２）DNE21+の分析は今回の参照ケースのCO2排出量と合致させるように調整を行ったものではない。

カナダ
EU
米国
豪州
韓国
中国
ロシア
インド

限界削減費用（US$2010/tCO2）
151
999075490～1800参考資料

DEARSモデルの詳細

12 目的関数（消費効用最大化）

 d  L   ttr

ri,r, t

 log

C i,r , t
L r,ti max .

C i ,r , t：t 期 r 地域 i 部門の消費額(内生)L r , t ：t 期 r 地域の人口(外生)d t ：t 期の割引係数(外生) （割引率=5%/年）
 i , r , t : t期ｒ地域i 部門の消費効用ウェイト*(外生)*将来の消費構造を反映するように想定

 資本蓄積関数

K r , t  (1  dep r , t )K r , t 1   I r ,i , ti

I r ,i , t ：t 期 r 地域 i 部門の投資額(内生)K r ,t ：t 期 r 地域の資本ストック(内生)dep r , t：t 期 r 地域の資本減耗率(外生)=5%/年

 非エネルギー部門の生産のモデル化
消費効用最大化のもとで、産業連関構造の中で生産関数を仮定し、財の生産効率のよい地域で生産・輸出がされる構造となっている。ただし、農業・食料品の生産及び消費に関しては、工業製品やサービス部門のような生産・消費とは異なる性質であることを考慮するために、食料に関する需要・生産シナリオを制約式として利用し、変動が小さくなるようにモデル化している。

DEARSにおける産業連関のモデル化―エネルギー部門と非エネルギー部門の統合―
Intermediate demand

1
Intermediate input

Non- 2energy・sectorLimit
CO2

Coal
Crude OilNatural GasOthers

1・・N(=18)(Nuclear, Hydro etc.)

International Trade(Primary Energy Sector)

・・・

CapitalStock(previous time)N・・・・・・・・・・・・

Investment

・・・

Solid Fuel・・・

Liquid Fuel・・・

Gaseous Fuel・・・

Electricity

・・・

Bottom-up
energysystemmodel2

International
Trade

FinalConsumption

13

Industrial structure
in base year

Capital, Labor

Energy consumption

Income elasticity ofenergy demand

CapitalStockDEARSの経済モジュールの構造Output(non-energy1)

Output(non-energy2)
Leontief(σ =0)

non-energy
Intermediate

Leontief(σ =0)

Capital- Labor-Energy

Capital- Labor-Energy
Leontief(σ =0)

Energy non-eng 1

non-energy
Intermediate
Leontief( σ =0)Capital- Labor non-eng 1 Capital-Labor non- eng 2
Leontief(σ =0)

ELE

14

Energy non-eng 2

Leontief(σ =0)

Non-ELE
Leontief(σ =0)SLD

OIL

Leontief(σ =0)

ELE

Non-ELE

GDT
SLD

OIL

GDT

Macro

Cobb-Douglas(σ =1)

CapitalLaborElectricity

Non-Electricity

Energy non-eng 1

Cobb-Douglas(σ =1)

i, j: sectort : timer : region

Energy non-eng 2＊図は簡略化のため、産業部門数が2の場合を示している。（実際には18産業部門分割でモデル化）

DEARSのエネルギー転換プロセスの想定
From Other Regions

15

To Other Regions

Natural Gas

Natural Gas

Crude Oil

Crude Oil

CoalCoal

CH4

Natural Gas

N.Gas power

Crude Oil

Oil

Gaseous Fuel

Liquid FuelOil power

Coal
Solid Fuel

NuclearHydro&Geoth.

Nuclearpower

Coal power

Electricity

Hydro&geoth.
power

CO2

WindSolar
Biomass

Wind power
Photovoltaics
Biomass power

Deep Saline Aquifer
CO2 StorageElectricity

参照ケースの調整

16

 事務局想定にモデルの参照ケースを合わす調整を行った。
 DEARSモデルでは、GDP、輸出入額、発電電力量、CO2排出量などは、すべて内生的に決定される。
 そのため、それら内生的に決定される値が、外生的な想定値と合致するよ

うに、モデルの別の前提条件の値（例えば、全要素生産性向上率、自律的エネルギー効率向上率など）を調整
 完全に調整することは不可能であり、以下の程度の差異は残っていることに注意されたい。
「努力継続ケース」とのギャップ
GDP

▲1.2%

家計消費支出

+3.5%

輸出

▲22%

輸入

▲25%

発電電力量

+1.1%

エネルギー起源CO2排出量+0.4%

DEARSモデルで想定した発電単価

17「コスト等検証委員会」推定の2010年、2030年新設の場合の発電単価（設備費、運転維持費・人件費等、燃料費（一次エネルギー供給コスト、発電効率））をモデル前提条件として利用
40.0

2030年時点の既設を含む平均の発電単価
選択肢Ｂ

発電単価（円/kWh）35.0
参考30.0

25.0
選択肢Ｃ

20.0
15.0

選択肢Ｄ

10.0
5.0

選択肢Ｅ0.0*

コスト等検証委員会（割引率3%、新設）
幅があるものは中央値を表示* RITE分析（選択肢Ｂ～Ｆ）では小水力を含む数値。
コスト等検証委員会のグラフ数値は含まないもの。

注１）グラフ中、原子力には事故リスク費用0.5円/kWhを含む。政策経費は含まず（電源立地交付金は、経済モデル上は移転であり、マクロ経済的な影響は変わらないため。各電源の政府による技術開発費を合理的に想定することは不可能なため、技術開発費も含めていない）。グラフ中には炭素価格は含めていない（別途考慮）。
注２）別途、選択肢Ｂについては、事務局指示値の脱原発の追加費用をモデルでは考慮しているが、グラフには含めていない。また、各選択肢で系統安定化のための追加費用を考慮しているが、各電源に割り振ることができないため、グラフには含めていない。

温暖化対策評価モデルDNE21+の概要
 各種エネルギー・CO2削減技術のシステム的なコスト評価が可能なモデル（ただしDEARSモデルのように経済全体を評価対象とはしていない。）
 線形計画モデル（エネルギーシステム総コスト最小化）

 モデル評価対象期間： 2000～2050年
 世界地域分割： 54 地域分割
 地域間輸送： 石炭、石油、天然ガス、電力、エタノール、 水素

 エネルギー供給（発電部門等）、CO2回収貯留技術を、ボトムアップ的に（個別技術を積み上げて）モデル化（300程度の技術を具体的にモデル化）
 エネルギー需要部門のうち、鉄鋼、セメント、紙パ、化学、アルミ、運輸、民生の一部について、ボトムアップ的にモデル化
 それ以外についてはトップダウン的モデル化（長期価格弾性値を用いて省エネ効果を推定）

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