システム研究グループ◦システム研究グループの研究活動報告

RITEToday

201７

システム研究グループ【コアメンバー】
主席研究員

友田利正

研究員

林礼美

主任研究員

和田謙一

研究員

有野洋輔

主任研究員

長島美由紀

研究員

ショアイ・テラニ・ビアンカ

主任研究員

本間隆嗣

研究員

魏

主任研究員

佐野史典

主任研究員

小田潤一郎

主任研究員

山川浩延

主任研究員

中神保秀（企画調査グループ兼務）

啓為

グループリーダー・主席研究員
秋元 圭吾システム研究グループの研究活動報告
システム研究グループは、システム的な思考、システム的な分析を通して、地球温暖化やエネルギー対応

１．１．気 温目標に関する各種不確実性と1.5℃目標の気温経路の想定に関する有用なる情報提供を国内外に行っている。以パリ協定では1.5℃目標に言及がなされたが、政治下に、2016年に当グループが取り組んだ研究の中か文書であるパリ協定の曖昧さに加え、そもそも気温上ら3つのテーマを紹介する。1つ目は、パリ協定で言昇推計に大きな科学的不確実性が存在している。例え及がなされた1.5℃目標に関する分析である。2つ目

ば1.5℃未満をいつの時点で達成することが求められは、CO2削減とPM2.5削減のコベネフィット分析をているのか。1.5℃未満をどの程度の確率で達成する含む排出削減戦略の評価である。米国や中国等での温ことが求められるのか。もしくは、期待値として1.5℃

暖化対策としてPM2.5削減とのコベネフィットが強をどの程度下回るようにすることが求められるのか。

調されることが多くなっており、定量的な分析を実施

そもそも気候感度（大気中温室効果ガス倍増時の気温した。3つ目は、炭素価格の不確実性、変動性を踏ま上昇の程度）が不確実であるとともに、その確率密度えたときの温暖化対策の合理的な投資行動の分析、評分布関数自体が不確実である。

価である（CCSを例に分析）。このような分析、評価

本研究では、表1のように気温経路として3種類を、を通して、より良い温暖化対策・政策立案に貢献して気候感度についても3種類を想定した。IPCC第4次評きている。

価報告書（2007年）では平衡気候感度は2.0～4.5℃がありそうな範囲で、最良推定値は3.0℃とされてい１．1.5℃目標の排出経路と削減費用の評価
2015年12月に合意され、2016年11月に発効した目標を達成できる水準とおおよそ見込まれる）。第5パリ協定では、長期目標として、全球平均気温上昇を

次評価報告書（2013年）では1.5～4.5℃がありそう

産業革命前に比べ2℃未満に十分に（“well below”）な範囲で、最良推定値は合意できないとした（第3次抑える。また1.5℃に抑えるような努力を追求する、評価報告書（2001年）以前は同じく1.5～4.5℃があとした。そして、COPの要請に応じて、気候変動にりそうな範囲としており、このときは最良推定値は関する政府間パネルIPCCは、1.5℃目標の影響と排出2.5℃としていた）。これらを参考に表1のように平衡経路に関する特別報告書を2018年までに策定するこ気候感度の水準を想定した。ととなった。そのような背景の下、1.5℃目標の排出経路と削減費用の分析、評価を行った。

14

た（このとき3.4℃程度が66%以上で対象とする気温システム研究グループ◦システム研究グループの研究活動報告

表１RITEToday

201７

1.5℃目標に関する分析のシナリオ想定

気温経路の場合、DNE21+モデルの分析において実行可能な

平衡気候感度a) 3.4℃b) 3.0℃c) 2.5℃

解は存在しなかった。1.5℃目標の排出経路は気候感

Ⅰ) 1.5℃安定化（全期間で1.5℃を下回る）

I-a

I-b

I-c

度が3.0℃の場合（I-b、II-bシナリオ）、少なくともⅡ) 2100年までに1.5℃未満（気温のオーバーシュート有； ピーク気温：約 1.75 ℃）

II-a

II-b

II-cに1.5℃の場合（オーバーシュート）は2050年の限Ⅲ) 2300年までに1.5℃未満（気温のオーバーシュート有； ピーク気温：約 2.0℃）

III-a

2050年までは実行可能な解は存在するが、2100年
界削減費用は710 $/tCO2程度、1.5℃安定化の場合

III-b

III-c

１．
２．1.5℃目標実現のための排出経路は5900 $/tCO2程度と推計される（いずれも世界全体で費用最小化の場合）。
図2に世界一次エネルギー供給量を示す。I-bシナリ

表1で想定した気温推移と気候感度より、1.5℃目

オ で は、2030年 時 点 で、 石 炭 利 用 量 は 相 当 抑 制、標実現が期待できる世界のCO2 排出経路について、BECCSの導入も見られる。一方、I-c、III-b、III-cシナ

IPCC等でよく活用されている簡易気候変動モデル

リオでは、2030年まではそれほど大きなエネルギーMAGICCと、RITE開発の世界エネルギー・温暖化対構成の変化は見られない。また、III-cシナリオでは

策モデルDNE21+によって導出した（図1）。図1の2050年でもそれほど劇的な変化は見られない（ただように、すべてのケースで世界での正味負排出が必要し、このシナリオでは2050年以降、急激な排出削減である。とりわけ気温のオーバーシュートシナリオのが求められる）。

場合（シナリオII、III）、いずれのシナリオでも2100

なお、発電電力量については、一次エネルギー供給

年には年間約20 GtCO2もの負排出が必要となる。な量とは異なり、厳しい排出削減となるシナリオで、よお、1.5℃に限らないが、気温安定化のためにはいずり大きな電力量となる傾向にある（脱炭素電源化の対れのケースでも長期的にほぼCO2ゼロ排出が必要で策と一体化しての対策によって）。また、植林やCCSある。に よ るCO2 固 定 量 は、2050年 に そ れ ぞ れ 年 間10

なお、GHG排出量で見ても、最も厳しいI-aシナリ

GtCO2程度もの量が必要と見込まれる。

オでは、2030年時点において世界の排出量を2010年比で85%も削減する必要がある。一方、最も緩い
III-bシナリオでは、2030年までのGHG排出経路は、既に各国が提出した排出削減目標（約束草案）と整合的な水準にあるが、2100年に向けて大幅な正味負排出が必要で、その後も2300年にかけて負排出を続ける必要があり、植林による吸収では世界の土地利用の制約上、実現不可能と見られる。

図２

1.5℃目標シナリオの世界一次エネルギー供給量

１．４．まとめ
パリ協定では、2℃目標に加え、1.5℃目標に言及がなされた。様々な不確実性があり、排出経路の可能性は幅広く存在する。しかし、不確実性を考慮したと
図１

1.5℃目標のための世界のCO2排出量推移

しても、1.5℃目標の多くは2030年の約束草案とあまりに大きなギャップがある。約束草案とのギャップ

１．
３．1.5℃目標実現のための排出削減費用と対策
DNE21+モデルによって、世界の排出削減対策とそのときの費用を2050年までの期間について推計した。

が小さいシナリオでも、21世紀後半から2300年にかけて、継続的に大きな正味負の排出が必要であり、実現性は極めて乏しいと考えられる。

I-a,およびII-aシナリオ（いずれも気候感度3.4℃）

15システム研究グループ◦システム研究グループの研究活動報告

２．温室効果ガス排出削減と大気汚染対策との関連分析
２．
１．はじめに

RITE

Today

201７

２．３．分析ケースの想定
特段の温暖化対策を考慮せず、火力発電所からの大気汚染物質である浮遊粒子状物質(例：PM2.5)にSO2とNO2の排出原単位を2010年より悪化しないとついての健康影響被害が、途上国をはじめとし、先進するベースラインケースの他に、表3に示す分析ケー国でも懸念されている。一方で、温室効果ガス排出削スを想定した。CO2削減優先ケースは、火力発電所か減も、世界的な重要課題とされている。このような背らのSO2、NO2についてはベースラインケースと同じ

景 の 下、 温 室 効 果 ガ ス 排 出 削 減 に 伴 っ て、 同 時 に制約とした上で、エネルギー起源CO2の排出削減を行PM2.5排出を抑制できるといったコベネフィットがうケースである。排出削減レベルは、CP4.5：温室効あると期待されている。

果ガス濃度を650ppmCO2eqに安定化するレベル、これらの関係を定量的に分析し、対策のあり方の示

CP3.7：温室効果ガス濃度を550ppmCO2eqに安定唆を得るため、2016年に火力発電所からのPM2.5起化するレベル、CP3.0：産業革命前比2℃未満が期待因物質であるSO2、NO2に焦点を当て、システム研究できるレベル、の3つを想定した。PM2.5削減優先ケーグループで開発してきている世界エネルギー・温暖化

スは、エネルギー起源CO2排出量には特段の制約を課対策評価モデルDNE21+を用い、温室効果ガス排出さず、火力発電所からのSO2、NO2排出をCO2削減優削減と大気汚染対策との関連について分析を行った。

先ケースの結果として得られた排出量まで削減する

２．
２．SO2、NO2排出削減対策のモデル化

用効率的にSO2、NO2の排出削減を行う)。

ケースである(CO2排出削減のことは考えず、最も費火力発電所におけるSO2、NO2の排出削減対策につ

表３

いては、数多く商用化されている技術として、SO2対策としては、湿式法による排煙脱硫、NO2対策とし想定した分析ケース
想定ては、燃焼改善技術である低NOxバーナー、排煙脱エネルギー
起源CO2

エネルギー起源CO2を世界全体で最も費用効率的に削減する。排出削減レベルは、
CP4.5、CP3.7、CP3.0とする。

SO2、NO2対策技術を明示的に考慮した。表2は、火SO2、NO2

地域別のSO2、NO2排出原単位は、2010年より悪化しないとする。

力発電の技術別発電電力量当たりSO2、NO2排出量と、エネルギー
起源CO2特段の温暖化対策を考慮しない。

SO2、NO2

CO2削減優先ケースの結果として得られる、 各CO2 排 出 削 減 レ ベ ル 下 の 地 域 別
SO2、NO2排出量を排出制約とする。

硝技術である乾式触媒選択還元法の3つが知られている。本研究では、DNE21+モデルを拡張し、これら設備費の想定例である。
表２

 力発電の技術別発電電力量当たりSO2、NO2排出量と設備費
火の想定(2030年)

技術

発電
効率

石炭火力

低効率
中効率
高効率＊2

石油火力

低効率
中効率
高効率＊2

ガス火力

低効率
中効率
高効率＊2

＊1

排出削減
対策の有無＊１
無し
有り
無し
有り
有り
無し
有り
無し
有り
有り
無し
有り
無し
有り
有り

SO2排出量[gSO2/kWh]NO2排出量[gNO2/kWh]

設備費[US$/kW]

9.88
0.24
5.97
0.14
0.12
20.16
0.86
12.06
0.52
0.39
0.29
0.29
0.20
0.20
0.15

4.39
0.44
2.65
0.27
0.23
2.88
0.29
1.72
0.17
0.13
1.80
0.18
1.23
0.12
0.09

600
970
1250
1470
1700
250
620
650
870
1100
300
360
6506901100

 出削減対策が有りの欄には、モデル化した3つの技術全てを導入した排場合の想定を記載している。ただし、SO2排出原単位の低いガス火力には、排煙脱硫技術の導入を考慮していない。
＊２ 高効率技術については、SO2、NO2排出削減対策が必ず導入されると想定している。

CO2削減
優先ケース

PM2.5削減
優先ケース

２．４．分析結果
図3に、各ケースにおける2030年の世界全体の電源構成を示す。CO2削減優先ケースにおいては、CO2排出削減策として、発電部門では石炭火力から、ガス火力や原子力発電、再生可能エネルギーへの転換が進むことがみてとれる。また、電力需要部門での省電力も進み、総発電電力量も減少する。このようなCO2排出削減策の導入に伴い、火力発電所からのSO2、NO2の排出削減も同時に進むこととなる。2030年における排出量は、CP4.5の下では2010年と同程度まで抑制され、CP3.7では2010年の60%程度、CP3.0では2010年の18%(SO2)、26%(NO2)まで減少しており、CO2排出削減を進めることに依る大気汚染対策とのコベネフィットが存在することが定量的に示された。
一方、CO2削減優先ケースと同じSO2、NO2排出量16システム研究グループ◦システム研究グループの研究活動報告

RITEToday

201７

択され、削減が厳しくなるに伴って、燃料転換(エネルギー消費量/発電電力量やグロス排出量/エネルギー消費量の改善)、CCS(正味排出量/グロス排出量の改善)といった対策が導入される。一方、PM2.5削減優先ケースでは、短中期における費用対効果の高い対策としては、脱硫・脱硝対策(正味排出量/グロス排出量の改善)が大きく貢献している。このように、費用対効果の高い対策の順序が異なるため、先に述べたように、同じSO2、NO2排出量の下でも電源構成に差異が生じる結果となっている。
図３

2030年における世界全体の電源構成それぞれのケースの費用について、2000～2050年における累積エネルギーシステムコスト(割引率はまで抑制するために最も費用効率的な対策をとる5%/年)のベースラインケース比増分でみると、CO2PM2.5削減優先ケースにおいては、CO2削減優先ケー

削減優先ケースでは、0.8 Trillion US$ (CP4.5)～5.3

スに比べ、SO2対策を導入した石炭火力をより多く利Trillion US$ (CP3.0) と 評 価 さ れ て い る。 一 方、用する結果となっている。PM2.5の削減を優先する

PM2.5削 減 優 先 ケ ー ス に お け る そ の 費 用 は、0.1ならば、電源構成そのものを変えるよりも、いわゆるTrillion US$(CP4.5)～0.8 Trillion US$ (CP3.0)であエンド・オブ・パイプの対策技術を導入する方が費用り、その差は非常に大きい。当然ながら温室効果ガス効率的であるとの結果である。

排出削減は重要であり、CO2排出削減対策はとられる

このように、SO2、NO2の排出削減手段がケースにべきである。しかし、仮にPM2.5による健康影響被よって異なる状況について、各ガス排出の要因分解を害が大きい一方、ここで示されたようにSO2やNO2の茅恒等式に基づいて行った。図4は、CP3.7における削減費用が相対的に小さいならば、PM2.5削減が進SO2、CO2の要因分解をCO2削減優先ケース、PM2.5

んでいない途上国等で、これまでに日本等が行ってき削減優先ケースそれぞれについて示している。なお、

たのと同様に、CO2の大幅な削減よりもまずは安価な

NO2の要因分解は紙面の都合上割愛したが、SO2の要脱硫、脱硝等の対策を進めることが合理的な戦略と考因分解と似通った結果となっている。

えられる。

特に、短中期(2015～2030年)において、SO2排出削減対策の内容が、CO2削減優先ケースとPM2.5削２．５．まとめ減優先ケースで大きく異なる。CO2削減優先ケースで火力発電所を対象としてSO2、NO2排出削減対策をは、短中期における費用対効果の高い対策としては省DNE21+モデルで明示的に考慮した上で、温室効果エネ(エネルギー消費量/発電電力量の改善)がまず選ガス排出削減とPM2.5対策との関連について分析を行った。温室効果ガス排出削減を進めることにより、PM2.5の削減が進むといったコベネフィットが存在する一方、PM2.5の削減を優先するのであれば、より安価な対応戦略があることを定量的に示した。温室効果ガス排出削減やPM2.5削減によって得られる便益の算定は困難なところもあるが、仮に後者の便益が大きければ、費用の高い温室効果ガス排出削減に先んじて、より安価なPM2.5削減を進める方が費用効率良くリスク低減につながる可能性もあると示唆される。今後、火力発電以外の対策も含め、より包括的にPM2.5削減と温室効果ガス排出削減の分析を進め、

図４

SO2、CO2排出の要因分解（世界全体、CP3.7）総合的な対策のあり方を提示する予定である。

17

システム研究グループ◦システム研究グループの研究活動報告

RITE

表４

３．リアル・オプション分析によるCCS投資分析
CO2回収貯留（CO2 capture and storage; CCS）
技術は、大幅なCO2排出削減を実現するために有望かつ不可欠な技術とされている。ただしCCSが実際にCO2排出削減に寄与するためにはCCSの普及、即ち事業者がCCSへ投資を行うことが可能な環境が少なくとも必要である。
CCSへの投資を阻害する要因としていくつか考え

201７

発電設備、CO2回収設備の想定
既存
石炭火力

３．
１．はじめにToday

新規石炭火力：USC

新規ガス火力：コンバインドサイクル

CO2回収
なし

CO2回収あり

CO2回収
なし

CO2回収あり発電効率(%、送電端、LHV基準)

32.9

41.1

34.0

56.8

48.8

資本費
（US2007$/kWnet）

−

2,719

5,005

1,549

2,926

リードタイム（年）−5533

どの手続きが終了しており短い工期（リードタイム）で運開可能と想定した。

られるが、本研究ではその阻害要因の一つと考えられ

・事業者はLNG価格と炭素価格の不確実性にさらされるLNG価格と炭素価格の不確実性、変動性を取り上ている中、ベースロード用の電源に関して今後40げた。そして、これら価格の不確実性の下で、CCS年間に渡る期待費用を最小化するものと想定したに直ちに投資を行うか、その時点で投資せず待機する（割引率5%/年）。のが費用効率的かについて、リアル・オプション法をまた、CCS付きとした場合、CO2輸送費用は23.3用いて分析を行った。リアル・オプション法とは、もUS2007$/tCO2 輸 送、CO2 貯 留 費 用 は24.8 US2007$/

ともと金融の分野で用いられていたオプション評価法

tCO2貯留をそれぞれ想定した。

を実物資産に関する分析へ応用・拡張した手法である。

LNG価格、炭素価格は代表的な確率過程の一つでより具体的には、LNG価格、炭素価格が不確実なある幾何ブラウン運動に従うとする。炭素価格の期待状況下で電源種（石炭火力+CCS、ガス火力+CCSな値（初期値を30 US2007$/tCO2 とした場合）とそのど）とそのタイミングについて柔軟な意思決定が可能

価格変動のいくつかの例を図5に示す。LNG価格のボであるケースに着目した。即ち、どの電源種（CCSラティリティは日本のCIF価格を基に0.24、炭素価格含む）を選択するか直ちに決定せずに待機することがのボラティリティは欧州排出量取引制度（EU ETS）可能であり、待機することで将来時点に電源選択のオを参照し0.29とした。より詳細な分析フレームや想プションを残すことができる。待機することは既存石定したパラメータについては文献1)を参照されたい。

炭火力をより長い期間に渡り保有・稼働することを本研究では意味する。逆に、例えば石炭火力+CCSへ投資することを決定した場合、その決定後に炭素価格が大幅に低下しても、その決定を取り消すことはできないとした。このように意思決定の柔軟性（オプションを残すことの価値）や不可逆性を明示的に考慮することは、リアル・オプション法の特徴の一つである。
なお、CCSは想定した圧入レートでCO2を圧入可能か、許認可や地元合意を含め安定的稼働が可能か、といった不確実性にさらされている。ただしこれらパラメータの特定が困難であったため、これらの不確実性は扱わなかった。

図５３．
２．分析フレーム

３．３．シミュレーション結果

分析対象の事業者は次の状況にあるとする。

18

 定した炭素価格P2の期待値とその不確実性を表現した価格変想動の例

事業者の今後40年間（t=0〜40年）に渡る期待費

・石 炭火力を保有・運用してきたが、10年以内にそ用が最小となる投資・待機の閾値を数値計算により求の既存石炭火力を停止・廃棄し新規電源へ更新（リめた。図6に、電源選択の投資判断の開始時期t=0年

プレース）する必要がある。

から、投資判断の最終時点となるt=7年における経済・リ プレース先の候補は、石炭、石炭+CCS、ガス、合理的な投資判断を示す。図ではLNG価格、炭素価ガス+CCSの4種とした（表4）。これらは許認可な格 共 に 幅 広 い 領 域 を 示 し た が、 例 え ば 日 本 の 輸 入システム研究グループ◦システム研究グループの研究活動報告

RITEToday

201７

LNG CIF価格は2012年16.2、2015年9.7 US2007$/
以下、先の時点から順に結果を見て行く。t=7年では既存石炭火力の稼働を3年後に停止する必要があり、ガス火力、ガス火力+CCSのどちらかを選択する必要がある（ガス火力のリードタイムを3年と設定したため）。

t=7（年時点）

GJLHVである。

t=6年では待機するか、ガス火力、あるいはガス火力+CCSへ投資するか選択できる。例えば図の左上の領域であれば、直ちにガス火力+CCSへ投資することが期待費用最小となる。
t=5年は石炭火力、石炭火力+CCSへ投資可能な最したため）。当該時点のLNG価格が約14 US2007$/GJ以上、かつ炭素価格が約65 US2007$/tCO2 以上の範囲で石炭火力+CCSへの投資が期待費用最小となる。
t=0年では待機が期待費用最小となる価格の領域がかなり広い。これは、幅広いLNG価格、炭素価格にt=6（年時点）終時点である（石炭火力のリードタイムを5年と設定おいて当面待機し（投資を見合わせ）、状況がより明らかになった将来時点で電源（+CCS）を選択する方が期待費用最小となることを意味する。つまり、不確
実性下において早期のCCS投資が容易ではないこと

3.４．まとめ本研究では、LNG価格、炭素価格が不確実な中、石炭火力（+CCS）、ガス火力（+CCS）の選択とタイミングについて柔軟な意思決定が可能としたリア
ル・オプション法にて、電源（+CCS）の投資リスク

t=5（年時点）を示している。

を評価分析した。その結果、投資の待機が選択されやすく、LNG価格、炭素価格が不確実性な下では、早期のCCS投資は事業者にとって容易でないことが示された。ただし、ボラティリティが小さければ待機領域が小さくなることを確認した。従って、炭素価格の資にとって重要である。なお、本研究ではCCSを事例に分析を行ったが、本研究の結論はリードタイムの長い温暖化対策技術投資全般に適用可能な示唆と考えられる。

t=0（年時点）

水準のみならず炭素価格の予見性や安定性もCCS投

参考文献
1) 小田 他, エネルギー・資源, 37(6), pp.13-22, (2016）
図６

期待費用最小となる投資・待機の閾値の結果
補足）横軸、縦軸共に当該時点の価格を意味する。

19