第一回 カーボンニュートラルセミナー
2022年3月24日

日本の2050年カーボンニュートラル
に向けた分析シナリオ(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 グループリーダー

秋元 圭吾

１．カーボンニュートラルに向けた対策の概要

日本のカーボンニュートラル（正味ゼロ排出）のイメージ
3【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（DX, Society 5.0含む）【海外資源の利用】
原子力

原子力
国内再エネ

再エネ
脱炭素
エネルギー

再エネ拡大のための系統対策（含む蓄電池）
余剰再エネの水素製造等の利用

海外再エネ（グリーン水素）の利用（水素、アンモニア、
合成燃料（合成メタン等）の輸入）
海外CO2貯留層の利用（燃焼前CO2回収）（ブルー水素（アン 正味ゼロ排出実現においても、省エ
ネは重要 残るエネルギーは、カーボンニュートラル実現のためには、原則、原子力、再エネ、CO2回収・貯留（CCS）の３つで構成することが必要
 海外の再エネ、CCS活用手段として、水素などの利用も重要
 CCS無しの化石燃料利用がある場
合には、負の排出技術でオフセットが必要

モニア等含む）の輸入）
化石＋CCS

残余の
化石燃料

CCS付き化石燃料
CCS無し
化石燃料

国内CO2貯留

BECCS, DACCS

海外CO2貯留層の利用（燃焼後）植林, 鉱物化（ｺﾝｸﾘｰﾄへのCO2吹込）, ﾌﾞﾙｰｶｰﾎﾞﾝ 等【海外資源の利用】

負の排出削減技術（NETs）

BECCS：バイオエネルギー＋CO2回収・貯留
DACCS：大気中CO2直接回収・貯留

オフセット

1.5℃実現の世界CO2排出経路：様々なカーボンニュートラルの姿
4出典）IPCC SR15（1.5℃特別報告書）, 2018

電力
その他

業務・家庭
運輸
産業

2050年（正味ゼロ排出時）のグロス排出量 カーボンニュートラル（正味ゼロ排出）といっても、様々な排出経路、対策があり得る。一つのシナリオ（LEDシナリオ）を除くすべてのシナリオで負排出技術の必要性が示唆
 各部門の排出がゼロにならなくても、カーボンニュートラルを実現し得る。

カーボンニュートラル化における熱需要（非電力）対策の重要性
5出典）総合資源エネルギー調査会基本政策分科会(2021)

出典）大阪ガス、総合資源エネルギー調査会資料 (2022) 電力の対応は重要であるが、熱需要（非電力）は、電力よりも大きい需要がある。
 カーボンニュートラル化において電化の促進は重要であるが、産業では高温熱の利用も多く、石炭、
石油系燃料から、天然ガス（将来的には合成メタン）への転換は、CO2削減に大きく寄与し得る。

２．カーボンニュートラルに向けた各種対策技術の役割と課題

2.1．再生可能エネルギーの役割と課題

世界の再生可能エネルギーの動向
太陽光発電の
内外価格差

再エネ発電電力量の国際比較（水力除く）

出典）総合資源エネル
ギー調査会 (2021)

出典）調達価格等算定委員会 (2021)

風力発電の
内外価格差

8

 特に変動性再生可能エネルギー（太陽光、風力）のコスト低減
は大きく進展してきている。
 カーボンニュートラル実現に向けて、再エネの拡大、主力化は必須。ただし、国間によって大きなコストの差異があり、日本のコストは依然として高い。
 日本は平地面積当たりの再エ
ネ導入量ではすでに世界最大
規模
 海外再エネとのコスト差が残る可能性が高いため、海外の再エネを水素や合成メタンとして活用することが経済合理的

平地面積あたりの各国再エネ／太陽光・陸上風力の発電電力量出典）総合資源エネルギー調査会 (2021)

再エネの拡大に向けた課題

9 電気は瞬時に需要と供給を一致させなければならないが、太陽光や風力発電のような変動性再生可能エネルギーが増大すると、大停電のリスクが増大する。その対策のためには大きな費用が必要
 調整力としての火力発電等も重要出典）環境省 相対的に安価な太陽光や風力発電は地域偏在あり。大消費地に電気を運ぶには電力系
統の大幅な増強が必要。それにも大きな費用が必要
 分散型のコジェネなどの活用によって、全体の費用抑制につながり得る。

2.2．CCUS、DACの役割* CCUS: 二酸化炭素回収・利用・貯留、DAC：大気中CO2回収

CO2回収関連技術の概要

出典）資源エネルギー庁

11

二酸化炭素除去技術（CDR）によるネガティブ排出
ネガティブ排出に

 CCU（CO2固定期間に要注意） 化学品、燃料利用の場合は水素が必要

植林（藻場含む）
でのCO2固定

DAC
回収CO2
の利用
（CCU）

回収CO2の貯留（CCS）

CDR: Carbon Dioxide Removal
出典）IRENA (2021)

BECCS

DACCS

CO2地中貯留 植林や、将来的にはDACCSで、化石燃料からのCO2排出をオフセットし得る。全体システムでの最適化を図ることが効果的な排出削減、カーボンニュートラル化のために重要

12

2.3．水素、合成メタンの役割

分散電源としての水素燃料電池の役割

出典）Panasonic 再生可能エネルギー由来の水素（グリーン水素）やCCUS由来の水素（ブルー水素）を活用することにより、ガス体エネルギーのカーボンニュートラル化を実現
 再エネポテンシャルの地理的偏りがある中、変動性再生可能エネルギーの拡大により、系統増強
費用が大きくなる可能性もあることから、需要地近くへのカーボンニュートラル分散電源の導入の経済性が大きくなる可能性がある。
 各種エネルギーのバランスのとれた導入が重要

14

合成メタンのカーボンニュートラル性

15出典）大阪ガス、総合資源エネルギー調査会資料 (2022)

 合成メタンは、燃焼時にCO2排出があるが、排出されるはずだったCO2を回収したものを活用するため、正味では排出ゼロ。合成メタンは、再生可能エネルギーの一利用形態
 カーボンニュートラル下でも、排出削減が困難な部門からのCO2排出が残るため（CO2除去技術CDRでオフセット）、CO2は利用可能。仮にCO2排出がゼロになった場合には、バイオエネルギーや大気中から直接CO2回収する方法もある。

合成メタン（メタネーション）の技術開発

出典）日本ガス協会、メタネーション官民協議会資料 (2022)

合成メタン（メタネーション）の積極的な技術開発が進行してきている。

16

３. 日本の2050年カーボンニュートラル
に向けた定量的な分析シナリオ（世界エネルギーシステム・温暖化対策評価モデルによる分析例）
注）2021年5月13日の総合資源エネルギー調査会基本政策分科会に提示のシナリオに一部シナリオを追加したもの。
ただし、この分析においては、エネルギーのレジリエンスの価値については考慮していない。

【参考】シナリオ想定：不確実性に対応した戦略
18

2050年GHG
排出削減

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）

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

モデルの標準想定▲100%

参考値のケース
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

国内削減率はモデルで内生的に決定

各種技術の想定（コスト・性能）①
再エネ100%②
再エネイノベ（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）

各種技術の導入シナリオ

モデルで内生的に決定（コスト最小化）。ただし原子力は上限10%で制約。CO2貯留量制
約想定
再エネほぼ100%（原子力0%）（注：ただし、再エネ比率が高いシナリオでは、疑似慣性力が実現し、普及していることが暗黙の前提となる）

再エネのコスト低減
加速モデルで内生的に決定。ただし原子力は上限10%で制約。CO2貯留量制約想定

③
原子力活用

原子力の導入拡大モデルで内生的に決定。ただし原子力の上限を20%と感度を想定。CO2貯留量制約想
定

④
水素イノベ

水素のコスト低減
加速モデルで内生的に決定。ただし原子力は上限10%で制約。CO2貯留量制約想定

⑤
CCS活用

CO2貯留可能量拡大モデルで内生的に決定。ただし原子力は上限10%で制約。CCS可能量を大きく想定

再エネコスト低減加速+CO2海外輸送無モデルで内生的に決定。ただし原子力は上限10%で制約。CO2貯留量制約想定（CO2
海外輸送は無）カー・ライドシェア拡大

完全自動運転車実現・普及により、カーシェ
ア・ライドシェアが劇的に拡大すると想定。その他は参照シナリオの想定と同じ⑥
合成燃料活用⑦
需要変容

日本の部門別GHG排出量（2050年）
1400

世界全体
でCN

1200

19
DACS
DACCS

日本国内でCN

CO2以外のGHG
プロセス起源CO2
土地利用起源CO2
その他エネ転部門

800

発電部門

2013年比
▲63%

600

民生部門
その他国内運輸部門

400

国内航空部門道路交通部門200

その他産業部門
化学部門

0

紙パルプ部門-200

セメント部門

2015

⑦需要変容

⑥合成燃料活用⑤CCUS活用④水素イノベ

③原子力活用

②再エネイノベ①再エネ100%

参考値のケース

鉄鋼部門

-400

海外クレジット活用ケース

GHG排出量 [MtCO2eq/yr]

1000

・「海外ｸﾚｼﾞｯﾄ活用ｹｰｽ」は海外ｸﾚｼﾞｯﾄでｵﾌｾｯﾄ
・それ以外のケースではNETsでｵﾌｾｯﾄ2050

 世界の限界削減費用均等化の「海外クレジット活用ケース」では、日本の 2050 年の正味 GHG排出量は2013年比▲63%に留まる。海外に、植林、BECCS、DACCS等のオプションが十分存在し、それを活用し、国内の排出をオフセットすることが経済合理性が高いため。
 その他のケースでは、いずれも国内での DACCS の活用が見られる。（ CO2 以外の GHG、プロセス起源
CO2排出量のオフセットも必要）日本の一次エネルギー供給量（2050年）
20
450

ガス(非エネルギー利用)
石油(非エネルギー利用)400

水素・アンモニア輸入
バイオ燃料輸入

一次エネルギー供給量 [Mtoe/yr]

350

太陽熱
太陽光

300

風力
原子力

250

水力・地熱
バイオマス CCS有

200

バイオマス CCS無
合成メタン

150

ガス CCS有ガス CCS無100

合成石油
石油 CCS無50

石炭 CCS有石炭 CCS無

2015

⑦需要変容

⑥合成燃料活用⑤CCUS活用④水素イノベ

③原子力活用

②再エネイノベ①再エネ100%

参考値のケース

海外クレジット活用ケース

0・「海外ｸﾚｼﾞｯﾄ活用ｹｰｽ」は海外ｸﾚｼﾞｯﾄでｵﾌｾｯﾄ
・それ以外のケースではNETsでｵﾌｾｯﾄ

2050

注１）一次エネルギー換算はIEA統計に準じている。バイオマス以外の再エネ：1 TWh=0.086 Mtoe、原子力：1TWh=0.086÷0.33 Mtoe
注２） CCSなしの化石燃料は、負排出技術でオフセットされており、カーボンニュートラル化石燃料となっている。

 海外クレジット活用ケースでは、天然ガス利用拡大が経済合理的。海外の植林、DACCS等で排出オフセット
 ▲100%のいずれのシナリオにおいても、相当量の水素・アンモニア・合成燃料の輸入・利用が見られる。
 CO2の海外輸送を想定しない⑥合成燃料活用ケースでは、DACCSのオフセットが小さくなるため、ガス供給の大部分は合成メタンに。

最終エネルギー消費量（2050年）
21350

気体燃料：天然ガス(非エネルギー利用)
液体燃料：石油系燃料(非エネルギー利用)300

電力
気体燃料：水素
気体燃料：合成メタン200
気体燃料：天然ガス

150

液体燃料：バイオ燃料
液体燃料：合成燃料100
液体燃料：石油系燃料
固体燃料：バイオマス50

固体燃料：石炭

2015

⑦需要変容

⑥合成燃料活用⑤CCUS活用④水素イノベ

③原子力活用

②再エネイノベ①再エネ100%

参考値

0

海外クレジット活用ケース

最終エネルギー消費 [Mtoe/yr]

250

・「海外ｸﾚｼﾞｯﾄ活用ｹｰｽ」は海外ｸﾚｼﾞｯﾄでｵﾌｾｯﾄ
・それ以外のケースではNETsでｵﾌｾｯﾄ

2050

注）CCSなしの化石燃料は、負排出技術でオフセットされており、カーボンニュートラル化石燃料となっている。産業部門などでは石炭からガスへの転換が見られるが、電化が難しい部門もあり、ガスが残りやすい。

 2050年▲100%ではいずれのシナリオでも相当大きな省エネルギーが見られる。
 カーボンニュートラルの大部分のシナリオにおいて、電力とガスの比率が上昇。カーボンニュートラル下においてもガスの役割は引き続き大きい。
 ガスの利用があっても、海外もしくは国内での負の排出技術（植林やDACCSなど）でオフセットしたり、合成メタンを混合もしくは全体を転換することが経済合理性が高い。

４．カーボンニュートラルに向けた
トランジション（移行）とガスの貢献ガスエネルギーの変遷の見通し（1/2）

23

クレジットでオフセッ ト
されたLNGの導入例

出典）2050年に向けたガス事業の在り方研究会中間とりまとめ, 2021

ガスエネルギーの変遷の見通し（2/2）

24

出典）経済産業省、トランジションファイナンス」に関するガス分野における技術ロードマップ, 2022

 トランジションから、カーボンニュートラルへと、一体的な変遷の見通しが策定されている

【参考】 都市ガスのレジリエンス（強靭性）

出典）総合資源エネルギー調査会基本政策分科会 資料 (2021)

25

都市ガスのレジリエンスの価値を考慮した分析例
業務・家庭・産業部門の合計

250

出典）RITEによる分析 (2022)

コジェネ（レジリエンス価値含めた評価）

最終エネルギー消費量 [Mtoe/yr]

26

電力

CGS電力供給(合成メタン)
200

CGS電力供給(天然ガス)
CGS熱供給(合成メタン)
CGS熱供給(天然ガス)

150

気体燃料：合成メタン
気体燃料：天然ガス

100

気体燃料：水素
液体燃料：バイオ燃料

50

液体燃料：合成燃料
液体燃料：石油系燃料
固体燃料：バイオマス

2015

2040

CNシナリオ（レジリ
エンス価値想定）

CNシナリオ（レジリ
エンス価値想定せず）

ベースライン

CNシナリオ（レジリ
エンス価値想定）

CNシナリオ（レジリ
エンス価値想定せず）

ベースライン0

固体燃料：石炭2050

注１）革新的合成メタン製造における技術進展シナリオ
注２） レジリエンス価値を想定したケースでは、停電確率と停電コストを実績値やアンケート結果を基にモデル分析で想定

 カーボンニュートラルに向けても、そのトランジションを含め、都市ガスの役割は増大し得る。
 とりわけガスのレジリエンス価値を考慮した場合、コジェネを含めた都市ガスの経済性は一層増大し得る。

トランジションファイナンスのためのロードマップ
ーガス分野：カーボンニュートラルへの道筋：パリ協定との整合性－

27出典）経済産業省、トランジションファイナンス」に関するガス分野における技術ロードマップ, 2022

 長期的には、合成メタンでのカーボンニュートラル化、植林に加えDACCS等で排出オフセットしカーボン
ニュートラル化へ。
 短中期では、ガスコジェネの活用で、ガス需要増によってガス単体では排出増だが、日本全体としてCO2排出削減に貢献するのというのが、政府も描く、カーボンニュートラルへの道筋

クライメート・トランジション・ファイナンス
モデル事業にかかるモデル事例の選定

28

 政府は、トランジション・ファイナンスに適した事例について、トランジション・ファイナンス基本指針における４要素や、分野別トランジション・ロードマップとの整合性等を確認した上で、モデル事業認定している。
 2022年2月に東京ガス、3月に大阪ガスは、このモデル事業認定を受けた上で、トランジション・ボンドの発行を決定【大阪ガスのトランジションボンド】【東京ガスのトランジションボンド】
印南風力発電所

出典）東京ガスHP

横浜町風力発電所

出典）大阪ガスHP

５． まとめ

まとめ










30

パリ協定では、2℃目標、1.5℃目標や21世紀後半に実質ゼロ排出目標等に言及。また早期のカーボンニュートラル実現への要請が強まっている。日本政府も2050年実質ゼロ排出を目標に。
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＋CCSのみとすることが求められる。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
再エネの大幅な拡大は、必須であるとともに、頑強な見通しがある。太陽光のコスト低減は進んでおり、洋上風力では安価な価格形成も見られつつあり、良い兆しはある。ただし、太陽光、風力発電の導入量が大きくなると、瞬時同時同量を実現するためのコストの大幅な増大が予想されるなど、多くの課題もある。
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からの合成燃料（合成メタンなど）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、水素や合成メタン等はとりわけ重要性が高い。
電力系統増強の費用最小化の点からも、需要地に近いところでの分散系の水素や合成メタン
利用の重要性も高い。特にコージェネレーションシステムは、熱の有効活用が可能なため、省エ
ネルギー化に資する。系統増強の費用負担増を回避しつつ、費用対効果の高い手段
カーボンニュートラル化に向けても、事実上、カーボンフリーとなる、合成メタンへの移行の道筋が明確になってきており、ガス、とりわけコジェネの活用は有効。更に、カーボンニュートラルは、
正味でゼロ排出を意味し、現状では、植林などでオフセットされたCN-LNGが既に提供されており、将来的には、より大規模に活用可能なDACCSなどのオプションもあり、カーボンニュートラ
ル実現の多様な選択肢が見いだせる状況にあり、経済性を考慮しつつ途切れることのない移
行が可能

参考

【参考】温暖化対策評価モデルDNE21+の概要(Dynamic New Earth 21+)32

 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
 線形計画モデル（エネルギーシステム総コスト最小化。決定変数：約1千万個、制約条件：約1千万本）
 モデル評価対象期間： 2000～2100年（代表時点：2005, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 70, 2100年）
 世界地域分割： 54 地域分割（米国、中国等は１国内を更に分割。計77地域分割）
 地域間輸送： 石炭、原油・各種石油製品、天然ガス・合成メタン、電力、エタノール、 水素、CO2（ただしCO2は国外への移動は不可を標準ケースとしている）
 エネルギー供給（発電部門等）、CO2回収・利用・貯留技術（CCUS）を、ボトムアップ的に（個別技術を積み上げて）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。その他産業や民生においてCGSの明示的考慮
 国際海運、国際航空についても、ボトムアップ的にモデル化
 500程度の技術を具体的にモデル化、設備寿命も考慮
 それ以外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）••

地域別、部門別に技術の詳細な評価が可能。また、それらが整合的に評価可能
非CO2 GHGについては、別途、米EPAの技術・コストポテンシャル推計を基にしてRITEで開発したモデルを利用

・中期目標検討委員会およびタスクフォースにおける分析・評価
・国内排出量取引制度の検討における分析・評価
・環境エネルギー技術革新計画における分析・評価
はじめ、気候変動政策の主要な政府検討において活用されてきた。またIPCCシナリオ分析にも貢献【参考】統合費用の想定：東大-IEEJ電源構成モデルの分析結果を活用

33

 DNE21+モデルは世界モデルであるため、国内の電力系統や再エネの国内での地域偏在性を考慮した分析は難しい。そこで系統対策費用については、別途、 東京大学藤井・小宮山研究室および日本エネルギー経済研究所による最適電源構成モデルによる、変動性再生可能エネルギーが大量に導入された場合の電力システム費用の上昇分（統合費用）を推計結果を活用
 全国のAMeDASデータ等をもとに変動性再生可能エネルギーの出力の時間変動をモデル化し、線形計画法によって電力部門の最適な設備構成（発電設備及び蓄電システム）及び年間の運用を推計
 今回は日本全体を5地域（北海道、東北、東京、九州、その他）に区分し、1時間刻みのモデル化により計算を実施。
発電コストや資源制約などの前提条件はDNE21+の想定に合せて設定

モデル計算で考慮されているもの ・・・ 出力抑制、電力貯蔵システム（揚水発電、リチウムイオン電池、水素貯蔵）、発電設備の利用率低下、地域間連系線、貯蔵や送電に伴う電力ロスモデル計算で考慮されていないもの ・・・ 地内送電線、配電網、回転慣性の低下の影響、EVによる系統電力貯蔵、再生可能エネルギー出力の予測誤差、曇天・無風の稀頻度リスクなど
東大-IEEJ電源構成モデルの分析結果から近似した系統統合費用＝DNE21+で想定した系統統合費用の想定（各導入シェア実現時の限界費用）
700



太陽光
風力

600

系統統合費用 [US$/MWh]500

太陽光発電の出力例

400

300


200

100

0
0

5

10

15

20

25

30

35

40

総発電電力量に対するシェア [%]

45

50

55

60

VRE比率が高まると、限界統合費用は比較的急速に上昇傾向有。これは、既にVREが大量に導入されている状況で更に導入を進める場合、曇天・無風状態が数日以上継続するリスクに対応するため、利用頻度の低い蓄電システムや送電線を保持することが必要となることによる。
例えば、再エネ比率50%程度（太陽光約400TWh、風力約100TWh）のケースにおいては、蓄電池導入量は最適化計算の結果、870GWh、再エネ100%程度（VRE56%）のケースでは3980GWh程度となる。（足下導入量約10GWh程度）

ベースラインの世界排出量と２℃、1.5℃排出シナリオ
80

CO2排出量60

CO2排出量 [GtCO2/yr]

34

2050年頃CO2正味ゼロ

40

2060年頃CO2正味ゼロ
20

2100頃CO2正味ゼロ
0

-20

-40
2000

実績
ベースライン
2DS相当(2050年GHG▲40%)
B2DS相当(2050年GHG▲70%)
2100年1.5℃未満(>66%)

2010

2020

2030

2040

2065年頃GHG正味ゼロ
2100年頃GHG正味ゼロ
2050

2060

2070

2080

100

注）ベースライン排出量は前提とする想定シナリオではなく、モデル計算結果（SSP2シナリオを表示）

日本の2050年カーボンニュートラルシナリオの分析では、日本の排出削減シナリオに加えて、世界全体について1.5℃シナリオを併せて想定（世界のカーボンニュ
ートラルエネルギー資源の取り合いも踏まえた分析）

GHG排出量 [GtCO2eq/yr]※ 2DS、B2DS、B1.5OSシナリオについては、
2030年までは各国NDCs相当の排出制約を想定

80

2090

2100

GHG排出量実績
ベースライン
2DS相当(2050年GHG▲40%)
B2DS相当(2050年GHG▲70%)
2100年1.5℃未満(>66%)

60

40

20

0

-20
2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

技術シナリオ想定 (2050年)
35

シナリオ名

再エネコスト

原子力比率

水素コスト

CCUS
(貯留ﾎﾟﾃﾝｼｬﾙ)

完全自動運転(ｶｰ･ﾗｲﾄﾞｼｪｱ)10%

参考値のケース*1
標準コスト

0%

①再エネ100%

標準コスト②再エネイノベ

低位コスト

国内貯留：91MtCO2/yr、
海外への輸送：235MtCO2/yr

20%③原子力活用④水素イノベ10%

標準コスト

国内：273MtCO2/yr、
海外：282MtCO2/yr⑤CCS活用

10%⑥合成燃料活用

低位コスト*2
標準コスト

⑦需要変容

標準想定
（完全自動運転車実現・
普及想定せず）水電解等の水素
製造、水素液化
設備費：半減国内貯留：91MtCO2/yr、
海外への輸送：
0MtCO2/yr

国内91Mt、
海外235Mt*1：DAC無しでは、2050年CNの実行可能解が無く、全てのシナリオでDACが利用可能と想定*2: 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

2030年以降完全自動運転
実現・普及し、ｶｰ・ﾗｲﾄﾞｼｪｱ
拡大、自動車台数低減により素材生産量低下

日本の発電電力量（2050年）

36

1600

太陽光(系統接続無)風力(系統接続無)水素・アンモニア混焼

1400

水素・アンモニア専焼
太陽熱

1200

太陽光
風力(陸上)

1000

原子力
水力・地熱
バイオマス混焼 CO2回収有800

バイオマス専焼 CO2回収有バイオマス混焼 CO2回収無600

バイオマス専焼 CO2回収無ガス火力 CO2回収有
ガスCGS

400

ガス火力 CO2回収無石油火力 CO2回収有200

石油火力 CO2回収無石炭火力 CO2回収有石炭火力 CO2回収無

2015

⑦需要変容

⑥合成燃料活用⑤CCUS活用④水素イノベ

③原子力活用

②再エネイノベ①再エネ100%

参考値のケース0
海外クレジット活用ケース

発電電力量 [TWh/yr]

風力(洋上)

2050

 いずれのシナリオでも再エネ拡大は必須だが、様々な電源の組み合わせが重要
 世界全体でCNを費用最小で実現するケース（海外クレジット活用ケース）ではCCS無のガス比率が高く、特にコジェネの経済性が高い。
 ①再エネ100%では電力の統合費用の急上昇により電力価格が大幅に上昇