虎ノ門ヒルズフォーラム（東京）およびWEB配信
2024年3月8日

気候変動対策・政策のギャップの理解と今後の対策の展望(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

目

次

１．排出動向とカーボンニュートラルに向けての対策概要
２．カーボンニュートラルに向けた展望
３．コストとポテンシャル：隠れたコスト
４．移行経路５．まとめ

2

１．温室効果ガス排出動向とNDCs

世界・主要国のCO2排出量の推移出典）Global Carbon Project, 2023

世界全体では、経済とCO2排出量のカッ
プリングは続いている。CO2排出も大きく減少したときは、経済（GDP、所得）も悪化している状態。世界の排出量を簡単に減らせる状況にはない。
 先進国から、途上国へ、とりわけCO2原単
位の高い製造業の移転が起こっている。

日本のGHG排出量

出典）環境省, 2023

4

一人当たりCO2排出量：生産ベースvs消費ベース（消費ベース）

フランス

ｽｳｪｰﾃﾞﾝ

英国

日本

スイス

米国

（生産ベース）出典）OECD, 2020

多くの先進国では、生産ベースよりも消費ベースの排出量が大きい。スイス、スウェーデン、英国、フランス、米国などで特に差異が大きい。

5

気温上昇の実績

6出典）BBC, 2024

 世界気温は、一時的かもしれないが、1.5℃を超えてしまう状況。AR7時には一層の気温上昇は不可避
 中心的に引用されている1.5℃オーバーシュート無し（もしくは0.1℃未満のオーバーシュートは許容）シナリオからは、ほぼ外れているはず1.5℃（2050年 CN）と現状政策とのギャップ
UNEP見通し7 現状では、1.5℃目標（2050年CN）との乖離は大きく、少なくとも世界全体では2100年に+2～+2.5℃上昇程度
以下がせいぜいの水準と見られる。
 また、UNEP (2023)では、NDC（Unconditional）低位が継続した場
合は、+2.9℃程度としている。

IEA見通し出典）UNEP, Emissions Gap Report 2023

 COP28決定文書－グローバル・ストックテイク「最新のNDCsが完全に実施された場合には
2.1～2.8℃の範囲の上昇」の見通し
STEPS: 現状政策シナリオ
APS：Announced Pledges Scenario
NZE：Net Zero Emissions by 2050

出典）IEA, World Energy Outlook 2023

NDCsのCO2限界削減費用（2030年）の国際比較

8出典) RITE ALPS国際シンポジウム (2022); Akimoto et al., Asia-Pacific Sustainable Development Journal (2023)
452

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

438
412
359
341
301
187
179
120
62
60
60
53

【2030年各国NDCs（一部）】
日本：2013年比▲46%
米国：2005年比▲50～▲52%
EU：1990年比▲55%
英国：1990年比▲68%
中国： CO2原単位 2005年比▲65%
インド： GHG 原単位 2005年比▲33～▲35%

37
26
19
0
0
0
0

0

世界全体で費用最小化：47$/tCO2

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

CO2限界削減費用 [$/tCO2eq]
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、限界削減費用の推計をしていない。イランは、BAUの定義の不明確性が大きいため、費用推計していない。

 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。CO2
原単位の高い産業の途上国への移転リスクが大きい。

２. カーボンニュートラルに向けた展望カーボンニュートラル（正味ゼロ排出）のイメージ【国内の一次エネルギー供給】

原子力
国内再エネ

再エネ
脱炭素
エネルギー

出典）筆者作成

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、サーキュラー経済含む）【海外資源の利用】
原子力

10

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

海外再エネの利用（ グリーン水素系：水素、アンモニア、e-methane, e-fuelsおよびバイオマス系の輸入）
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

オフセット

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】

CO2除去技術（CDR）

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

水素系エネルギーの利活用

11出典）日本政府、GX実現に向けた専門家ワーキンググループ資料（2023）

 水素系エネルギーも、製造方法、利用方法ともに複数の可能性がある。技術を特定し過ぎず、幅広い選択肢を有して、市場競争を促すことが必要 他方、水素は新規インフラが必要な一方、合成燃料（e-fuels）や合成メタン（e-methane）は既存イ
ンフラの大部分は利用可能で、かつ混合率も調整しやすく、柔軟性を有する。

自動車燃料のCN化オプション例
12

CO2
排出

HEV等

ICE

石油系
燃料

PHEV

BEV

FCEV/水素エンジン車

合成燃料（e-fuels）
混合の場合
合成燃料
（e-fuels）
混合の場合

合成
燃料

合成燃料
混合率の
上昇

合成
燃料

電気

電気

電気の
CO2原
単位の
低下

電気

電気の
CO2原
単位の
低下

水素

水素の
CO2原
単位の
低下

オフセット
量の低下

排出
オフ
セット

植林、BECCS、DACCS等のCDRによるオフセット注）e-fuelsのかわ
りにバイオ燃料の利用も可能

出典）筆者作成

 カーボンニュートラル化には様々なオプションがある。
BEV（×電気のCO2原単位ゼロ）だけが解ではない。
 トランジションを含めて、費用効果の高い対応が重要

IPCC報告書：シナリオで異なるCNの達成手段

13

AR6 WG3,
Fig. SPM.5
CO2正味ゼロ時（2060～75年頃）の排出と吸収・固定のバランス「CO2又はGHGの正味ゼロを達成しようとするならば、削減が困難な残余排出量を相殺するCDRの導入は避けられない。」（SPM C.11）
 LD（低需要）を除くいずれのシナリオにおいても、正味CO2ゼロ時に、大規模植林以外のCDRも活用 更に温室効果ガスでの正味ゼロにおいては、CDRが不可欠世界の再生可能エネルギーの動向

14

太陽光発電の内外価格差出典）IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2022
出典）調達価格等算定委員会, 2022

 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。
 ただし、国間によって大きなコストの差異があり、日本の価格は依然として高い。
 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e-methane、e-fuels
等として活用することが経済合理的となりやすい。

風力発電の
内外価格差

再エネの拡大に対応した電力系統の強化
再エネ50%程度の導入時

15

ベースシナリオ

再エネ統合費用の推計
700

太陽光
風力

600

出典）電力広域的運営推進機関 (2022)

 プッシュ型での系統形成を行う方針（費用便益分析を実施）。偏在する再エネの大量導入によって、系統増強への投資は重要。ただし、設備利用率が低くなって、託送料金ひいては電気料金が増大し過ぎないよう、適切な投資が必要
 変動性再生可能エネルギーの拡大はとりわけ日本では大きな系統統合費用が推計される。

系統統合費用 [US$/MWh]

500

400

300

200

100

出典）RITE、総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会資料 (2021)

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

日本の2050年の部門別・技術別の排出削減ポテンシャル・コスト

16出典）RITE (2022),
https://www.rite.or.jp/new
民生部門での s/events/pdf/akimoto-ppt合成メタン利用 kansaisympo2022.pdf

e-メタン

道路交通部門でのバイオ燃料利用
CO2吸収済コンク
リート製品(道路用)

水素DRIの導入

道路交通部門での合成液体燃料利用
ガス火力にCCS導入

ガスCGSによる
熱供給など

水素・
アンモニア
発電

小型トラックへのBEV導入など

エネルギー寡消費産業
での省エネルギーなど
石油製品需要の減少に伴う精製ロスの減少
石炭火力+バイオマ
ス混焼にCCS導入
石炭火力からガスCGSに転換

各種省エネ
石炭火力に
CCS導入

DACCS

太陽光、
風力

e-fuels
CCS

生コンCO2
微量吸収・
硬化促進

水素直接
還元製鉄
(DRI)

プラグイン・

原子力 ハイブリッド車
ハイブリッド車

2015年比▲16%カーボン CN（GHG）
ニュートラル（CO2）

注１）本分析は、2021年度基本政策分科会提示の「参考値のケース」で用いた、技術想定の下での推計結果
注２）部門別・技術別の排出削減効果は、交差項の部門や対策、技術に割り当てる際の定義によって、部門・技術毎の削減効果の大きさは変化する。推計の削減
ポテンシャルは目安として理解されたい。

日本の2050年の部門別・技術別の排出削減ポテンシャル・コスト
ー再エネ・蓄電池コスト低減加速、CCS・CDR利用制約ケースー
産業部門で
の水素、合
成メタン利用

民生部門での合成メタン、
水素利用

17出典）RITE (2022),
https://www.rite.or.jp/news/events/pdf/akimoto-pptkansaisympo2022.pdf

DACCS
e-メタン

航空部門での合成
液体燃料利用
石炭火力+バイオマス混焼、ガス
火力、バイオマス専焼にCCS導入
ガスCGSによる熱供給など
道路交通部門でのバイオ燃料利用

水素・
アンモニア
発電

CO2吸収済コンク
リート製品(道路用)
水素DRIの導入
石油製品需要の減少に伴う精製
石炭火力から
ロスの減少
ガスCGSに転換
生コンCO2
微量吸収・
硬化促進

CCS

各種省エネ
石炭火力に
CCS導入

水素直接
還元製鉄
(DRI)
プラグイン・
ハイブリッド車

原子力
BEV

2015年比
▲21%

太陽光、
風力

CN（GHG）
カーボン
ニュートラル（CO2）

ハイブリッド車

３．コストとポテンシャル：
隠れたコストIPCC報告書の部門・技術積み上げ評価による
世界の2030年の技術別のCO2削減費用とポテンシャル推計

19出典）IPCC WG3, AR6, Fig. SPM.7

SPM C12.1（部門別、技術別の積み上げ評価から）
 100 $/tCO2eq以下のコストの緩和オプションで、世界全体GHG排出量を2030
年までに少なくとも2019年レベルの半分に削減しうるだろう（確信度中位）。
 その削減ポテンシャルの半分以上は、
20 $/tCO2eq以下
報告書には、多くの注釈が入れられている。
（注釈の例）
 技術進展の想定、地域的な差異、設備規模などによって、コスト・ポテンシャルの不確実性は大きい。
 代替元の技術（参照技術）の想定次第では、コスト・ポテンシャルは変化する。
 VREの系統統合費用は2030年までは大きくはないと想定し、統合費用は加えていない。
 外部費用については加えていない。
 原子力には、放射性廃棄物処分費用は入っている。（ただし”modeled costs”）
多くの元文献の推計では、設備費の年換算に用いられる割引率は、国、部門、技術に依らず、
5%/yrの採用が多い。

IPCC報告書の統合評価モデル（IAM）による世界の2030年のCO2限界削減費用と削減ポテンシャル推計

20

100 $/tCO2
20 $/tCO2

出典）IPCC WG3, AR6, Fig. 3.33
注）赤字、赤線は、筆者追記

IPCCの部門積み上げと統合評価モデルIAMの
コスト・ポテンシャルの評価の差異：2030年世界排出量見通し

CO2限界削減費用（炭素価格）
20 USD/tCO2eq
以下
CO2限界削減費用（炭素価格）
100 USD/tCO2eq
以下21

個別の部門・技術積み上げ
評価文献をベースとした推計(IPCC AR6, Fig. SPM7)

統合評価モデルIAMの
推計(IPCC AR6, Fig.3.33)

CO2(30.3 GtCO2/yr)

35～44 GtCO2/yr

GHGs

44.3 GtCO2eq/yr(49～58 GtCO2eq/yr)

CO2(15.5 GtCO2/yr)

23～34 GtCO2/yr

GHGs

29.5 GtCO2eq/yr[ベースラインからの削減ポテンシャル：
38 GtCO2eq/yr (32～44 GtCO2eq/yr)](37～48 GtCO2eq/yr)

出典）IPCC AR6より、筆者整理
注）CO2とGHG排出量の括弧の数字は、単純に2019年の世界排出量の差の実績値（14 GtCO2/yr）を用いて、報告書記載の数値を
CO2もしくはGHGに変換したもの

 価格に対する社会の応答等、観測からのデータを重視し、また、部門間の代替性なども考慮されることが多い、統合評価
モデル（IAM）のシナリオ分析結果は、個別の部門・技術の排出削減ポテンシャル推計を集約した結果と異なり、同じ排出削減費用をかけても、世界排出量はそれほど大きく減らないと推計
 設備、機器の選択にあたっての様々な隠れた費用、また、変動性再生可能エネルギーでは、系統統合費用等が大きく、個別の部門・技術積み上げ評価では、これらが考慮されていないことが原因
 しかも、世界の実績排出量は、相対的には保守的な推計のIAMでさえ予測を外し、更に大きな排出となっている（前述）。

投資の割引率の影響因子（隠れたコスト）例

22【技術固有によるもの】• 技術が必ずしも成熟していない場合（CCS等）や社会的受容面で課題がある場合（原子力等）は、技術のリスクが高いことから、高い投資リターンが求められる• 製品価値の減耗：新たな製品・サービスへの変化が早ければ、当該製品の価値の減耗は早くなり、割引率は高くなる。逆の場合は低くなる。（電力等エネルギー供給＜鉄，セメント等の素材供給（主にエネルギー多消費産業）＜給湯，空調など（素材供給との大小関係は必ずしも明確ではない）＜ 照
明，冷蔵庫など＜テレビ，自動車など）• 将来価格低減が期待できれば、投資を待つことが合理的となり、割引率は高くなる【投資者，消費者の選好等】• 資金制約、別の投資先のリターンが高ければ、その期待利益率が参照される• 隠れた費用（投資検討にあたっての機会費用、BEVの充電時間 等）• 消費者の選好：環境配慮型製品の購入（アーリーアダプター等）、（住宅等において）コベネフィットの強い認識など• 住宅などで耐用年数よりも居住者の寿命の方が短いと考える場合、割引率は高くなる• オーナー・テナント問題など（民生部門）• 限定合理性（人々の情報処理・判断能力の限界など）【取引市場，投資環境等，周辺制度によるもの】• エネルギー・気候変動政策等の不確実性が大きい場合、気候変動対策投資に対して、より大きなリ
ターンが求められる• 炭素価格市場のボラティリティが高ければ、低炭素・脱炭素投資により大きなリターンが求められる• 電力自由化の下、価格指標のボラティリティが大きければ、設備費の大きな電源（低炭素・脱炭素電源）への投資には、より大きなリターンが求められる• 四半期決算などの下では短期の投資回収が志向されやすい資本のユーザーコスト
Jorgensonの新古典派投資理論において企業の最適化行動を考慮して定式化された資本のユーザーコストは，資本財からのサービスを得るために投資家が支払わなけ
ればならない費用として定義され、以下の式で表される（一部、簡略化して表示）。機器のレンタル価格にも相当する。
𝐾𝐾
𝐴𝐴
𝑃𝑃𝑘𝑘𝑘𝑘𝑘𝑘= (𝑟𝑟𝑘𝑘𝑘𝑘𝑘𝑘 + 𝛿𝛿𝑘𝑘𝑘𝑘𝑡𝑡 − 𝜋𝜋𝑘𝑘𝑘𝑘 ) ⋅ 𝑃𝑃𝑘𝑘𝑘𝑘

資本のユーザーコスト（PtK）、資本取得価格（PtA）、 t時点における実質利子率等（rt）、減価償却率（δ）、資本財価格の変化に伴うコスト（π）、資産の種類（k）、国あるいは経済主体（j）
資本取得価格（PtA）に対する係数（rkjt＋δkj－πkt）は通常，年次化要素（annualization
factor）と呼ばれる

 経済指標と整合的な形で、様々な資本のユーザーコストの推計もなされている。
 「主観的割引率」は、機器等の導入側や制度面に主に焦点を当て、限定合理的な行動等から生じる高割引率について説明を試みているが、「資本のユーザーコスト」は、主に資本財に焦点を当て、合理的な割引率について論じている。
 「資本のユーザーコスト」の計測においては、 「主観的割引率」で論じられる、限定合理的な要素等は、r, δ, π それぞれのパラメータの数値に内包された形で、推計されていると考えられる。

23

DNE21+における投資の割引率の想定

24

投資の割引率（「資本のユーザーコスト」における年次化要素に相当）の想定
モデル標準想定の割引率
発電8% ～ 20%

その他エネルギー転換

15% ～ 25%

エネルギー集約産業

15% ～ 25%
自動車運輸

民生（業務・家庭）(環境購買層)30% ～ 45%
10%

トラック、バス等

20% ～ 35%

コジェネ

15% ～ 25%

給湯、冷暖房等

20% ～ 35%

冷蔵庫、照明等

25% ～ 40%注）一人当たりGDPに応じ、地域別・時点別に記載の範囲内で想定。日本は時点に依らず、下限値（赤字） 先述のように、「主観的割引率」の用語は、限定合理的な行動等から生じる高割引率について説明がなされることが多いが、マクロ経済全体との整合性については焦点が当てられていない。他方、「資本のユーザーコスト」における年次化要素（割引率相当）は、経済指標と整合的な形で計測がなされており、より包括的と考えられる。
 DNE21+はエネルギーシステムとしての全体整合性を重視していることから、誤解を避けるために、ここでは「主観的割引率」とはせずに、年次化要素にあたる「投資の割引率」として記載している。

世界の2030年の部門別・技術別の排出削減ポテンシャル・コスト
ー標準技術シナリオ・標準割引率ー

25

バイオ燃料
バイオマス専焼にCCS導入

HEV

バイオ
燃料
CO2吸収済コンクリート
製品(道路用)

HEV

BECCS

各種電気機器での省エネルギーなど
化学部門での石炭からガスへの転換、エネ
ルギー寡消費産業での省エネルギーなど

生コンクリートのCO2微量吸収・硬化促進

鉄鋼、化学部門、セメント部門にCCS導入

太陽光,
風力発電

バイオマス専焼にCCS導入

石炭火力(+バイオマス混焼)、ガス火力にCCS導入
石炭火力の高効率化、ガス火力への転換

HEV

CCS (BECCS含む)

石炭からバイオマスへ転換原子力発電

2015年比 +13%(45.7 GtCO2/yr)

2015年CO2排出量(40.5 GtCO2/yr)

IPCC IAMsの20 $/tCO2の2030年CO2排出量見込み：
44～35 GtCO2/yr

IPCC IAMsの100 $/tCO2の2030年CO2排出量見込み：
34～23 GtCO2/yr

IPCC積み上げ評価の100 $/tCO2
削減ポテンシャル：ベースライン比▲29 GtCO2/yr (▲24～▲36
GtCO2/yr)

注）CO2とGHG排出量の括弧の数字は、単純に2019年の世界CO2とGHG排出量の比率（76%）を用いて、CO2換算した場合

2030年の部門別の排出削減ポテンシャル・コスト：IPCC比較
ー標準技術シナリオー

26

IPCC AR6

DNE21+ (an IAM)
投資割引率：標準
投資割引率：一律5%/yr注）割引率5%/yrのケースのベースラインは割引率標準ケースのものを採用して表示

USD/tCO2eq

2030年の各種エネルギー供給技術の導入量：IPCC比較
ー標準技術シナリオ・再エネ等コスト低減シナリオー<100$/tCO2:
80EJ/yr

0$/tCO2

20$/tCO2

50$/tCO2

100$/tCO2

27

200$/tCO2

40

Hydro

20

10

IPCC

Std. tech.
scenario
Solar PV

Rapid cost red. inren. etc.

IPCC

Std. tech.
scenarioWind

Rapid cost red. inren. etc.

IPCC

Std. tech.
scenario

Rapid cost red. inren. etc.

Hydro & geotthermal

IPCC

Std. tech.
scenario
Nuclear

Rapid cost red. inren. etc.

IPCC

Std. tech.
scenario

DR5%,w/o IC

DR: 5%

DR: std.

DR: 5%

DR: std.

IAM

sectoral

DR5%,w/o IC

DR: 5%

DR: std.

DR: 5%

DR: std.

IAM

sectoral

DR5%,w/o IC

DR: 5%

DR: std.

DR: 5%

DR: std.

IAM

sectoral

DR5%,w/o IC

DR: 5%

DR: std.

DR: 5%

DR: std.

IAM

sectoral

DR5%,w/o IC

DR: 5%

DR: std.

DR: 5%

DR: std.

0

IAM

Geothermal

sectoralPower generation [EJ/yr]

30

Rapid cost red. inren. etc.

Biomass

 RITEの推計は、IPCC IAMsと整合的な水準
 割引率を5%/yrと想定すると、IPCC部門別・技術別推計に近くなる。
 ただし、DNE21+モデルでは、系統対策費用の考慮があるため、太陽光、風力発電については、若干、小さい推計となる傾向有。系統統合費用をゼロと想定すると（IPCCの積み上げ評価と同様）、IPCC積み上げ評価と同等以上の太陽光、風力発電の経済的ポテンシャルが推計される。

４．移行経路

部門別トランジションロードマップ

29

 カーボンニュートラル実現の道筋（トランジション）は多種多様 国、部門により異なる（実はCNの頂自体も多様：1.5℃ 2060-70年頃、2℃ 今世紀末）
またCDR（負の排出削減技術）の貢献度合いにも依る）
 政府は、2021-22年度に、部門別トランジショ

ンロードマップを策定
 別途、RITEでは、世界全体で2℃、1.5℃と整合的で、かつ国、部門の対策コストの違いを踏まえた、統合評価モデルの一つDNE21+モ
デルによって定量的かつ世界全体で整合性を有する部門別トランジションロードマップを策定し、 2024年1月24日に公表
https://www.rite.or.jp/system/latestanalysis/2024/01/FY2023sectorroadmap.html

シナリオ想定（概略）
30

シナリオ名

気温上昇

政策のス
ピード#

CDR

再ｴﾈ,
EV

政策の地
域差

中位
進展

他シナリオとの類似性
IPCC AR6

NGFS(2022)

IEA

大（主要
先進国
2050年
CN）

Likely below 2
C, NDC [C3b]Disorderly:
DelayedTransition

APS

高位
進展

小
（MAC均
等化）

Likely below 2
C with
immediateaction [C3a]Orderly:
Below 2C

Disorderly
Below 2 °C

1.7～1.8℃（ﾋﾟｰｸ：1.8℃、
2100年
1.7℃）

遅
（2030年
NDC）

中Orderly
Below 2 °C

1.7℃程度早（2030年
NDC：全世
界MAC均
等化）

小

Disorderly
1.5 °C

1.4℃（ﾋﾟｰｸ：1.7℃、
2100年
1.4℃）

遅
（2030年
NDC）

大

中位
進展

大（主要
先進国
2050年
CN）

1.5 C with highovershoot(IMP-Neg) [C2](Disorderly: Divergent
Net Zero)*

Orderly 1.5°C

1.4℃（ﾋﾟｰｸ：1.6℃、
2100年
1.4℃）

早（2030年
NDC：全世
界MAC均
等化）

中

高位
進展

中（主要
先進国
2050年
CN）

1.5 C with noor limited
overshoot [C1]

Orderly:Net
Zero2050

1.5CCO2_CN

1.5℃程度早（2030年
NDC：全世
界MAC均
等化）

小
（部門別
Near-zeroof CO2）

高位
進展

中（主要
先進国
2050年
CN）

1.5 C with noor limited
overshoot [C1]（CO2パスからの概略値）# 2021年12月末までに提出されたNDCの2030年排出削減目標を反映




(WEO
2022)

SDS

(WEO
2021)

NZE

* 排出経路についてはOrderly 1.5 °Cと近い

パリ協定2℃および1.5℃と整合的で、かつ、既存の国際機関等の排出パスとも整合的なシナリオを想定
その中で、将来の技術進展の幅についてもある程度カバーし得るシナリオを想定

分析シナリオの世界排出経路
80

31

CO2

70

50
40
30
20
10
0

Historical
Baseline
Disorderly 2.0C
Orderly 2.0C
Disorderly 1.5C

-10

Orderly 1.5C

-20
2000

2010

1.5C-CO2_CN
2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

 CO2では1.5℃シナリオでは2050～2060年頃に実質ゼロ、GHGでは2075～80年頃に実質ゼロ
 2.0℃シナリオでは2065～80年頃に実質ゼロ、GHGでは2090～2100年頃に実質ゼロ
 2030 年 の NDCs の GHG 排 出 量 評 価 は 51
GtCO2eq./yr 現実の世界排出量からは、とりわけ、Orderly 1.5C、1.5C-CO2_CNの2030年頃の経路の実現は厳しくなってきていることには留意が必要

2090

GHG

2100
90
80
70

GHG排出量 [GtCO2eq/yr]

CO2排出量 [GtCO2/yr]

60

60
50
40
30
20
10
0
-10
2000

Historical
Baseline
Disorderly 2.0C
Orderly 2.0C
Disorderly 1.5C
Orderly 1.5C
2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

GHG排出量（日本）

32

1400

DACCS
CO2以外のGHG

1200

プロセス起源CO2
土地利用起源CO2

1000

その他エネ転部門

GHG排出量 [MtCO2eq/yr]

発電部門
800

民生部門
国際海運部門

600

国際航空部門その他国内運輸部門

400

国内航空部門道路交通部門その他産業部門

200

化学部門
紙パルプ部門0

セメント部門2030

2040

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

Baseline

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

Baseline

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Baseline
2015

Disorderly 2.0C

鉄鋼部門

-200

2050

注）1.5C-CO2_CNはCO2のみの分析をしており、グラフ中のCO2以外のGHG排出量は便宜上、Orderly 1.5Cの数値を掲載



GHGでCNとする2050年においては、DACCSや土地利用起源CO2（植林によるCO2固定）の活用の他、発電部門からのCO2排出を正味負とする（BECCSやe-メタン+CCS）といった対策がみられる。
2050年にGHGでCNを想定していないOrderly 2.0Cにおいては、全体で2013年比▲69%程度。発電部門や鉄鋼部門からのCO2排出も正である。

一次エネルギー供給量（日本）

33

500

ガス(非エネルギー利用)
石油(非エネルギー利用)
石炭(非エネルギー利用)400

水素・アンモニア輸入

350

太陽熱

バイオ燃料輸入
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e-methane（合成メタン）輸入150

ガス CCS有ガス CCS無100

e-fuels（合成石油）輸入
石油 CCS無50

石炭 CCS有

2015

2030

2040

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

Baseline

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

Baseline

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

石炭 CCS無0

Baseline

一次エネルギー供給量 [Mtoe/yr]

450

2050

 水素・アンモニアの他、合成メタンやバイオ燃料を輸入して利用することが費用効率的（日本はCN達成としており、他国よ
りCO2限界削減費用が高いため）。但し、Orderly 2.0C（2050年に2013年比▲69%程度）では、その量は相対的に少ない。
 2050年にGHG CNのシナリオでは、CCS有も含めて石炭はほとんど利用されない。ただし、Orderly 2.0Cでは一部のみ、
CCS無し石炭も残っており、CCS無しガスは相応に残っている。
 1.5C-CO2_CNの下でも、水素・アンモニアの他、合成メタンやバイオ燃料を輸入して利用することが費用効率的。

発電電力量（日本）

34

1800

太陽光(系統接続なし)
風力(系統接続なし)

1600

NH3混焼
NH3専焼
水素混焼
水素専焼

1200

太陽熱
太陽光

1000

風力
原子力

800

水力・地熱
バイオマス混焼 CO2回収あり

600

バイオマス専焼 CO2回収あり
バイオマス混焼 CO2回収なし

400

バイオマス専焼 CO2回収なし
ガス火力 CO2回収あり

200

ガスCGS
ガス火力 CO2回収なし

2015

2030

2040

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

Baseline

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

Baseline

1.5C-CO2_CN

Orderly 1.5C

Disorderly 1.5C

Orderly 2.0C

Disorderly 2.0C

石油火力 CO2回収あり

0

Baseline

発電電力量 [TWh/yr]

1400

石油火力 CO2回収なし
石炭火力 CO2回収あり
石炭火力 CO2回収なし

2050

 発電電力量は、とりわけ厳しい排出削減シナリオ下で上昇傾向有 太陽光等の再エネの普及拡大やCCSの利用の他、輸入した水素・アンモニアによる発電が行われる。また、ガス火力発電は、2050年において、Orderly 2.0C以外のシナリオの下ではe-メタンが利用されている。
 太陽光、風力発電の更なるコスト低減を見込んでいるOrderly 1.5Cでは、より普及が進む結果
 1.5C-CO2_CNでは、BECCS及びe-メタン+CCSの制約により、CCS付き石炭火力の比率が上昇

部門別トランジションロードマップの策定：部門別の例
120出典）RITE HP（2024）

ガス部門（日本）

合成メタン、水素への転換

35

CO2排出量[Y2015=100]

100
80
60
Disorderly 2.0C
Orderly 2.0C

40

Disorderly 1.5C20

合成メタン（革新的メタネーション
技術）、水素への転換

Orderly 1.5C
1.5C-CO2_CN
2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

 CN（正味ゼロ）に至る経済合理的な経路は、国、部門によって一律ではない。
 例えば、ガス部門では2030-40年頃まで排出増を許容した方が、全システムとしては合理的な対策となる場合もある。同様に、鉄鋼部門では2040年頃までの排出原単位の低減は緩やかな方が合理的
 世界と調和しない無理な排出削減は、産業、CO2の海外へのリーケージをもたらし、世界全体の排出削減には逆効果ともなり得る。
 なお、2021-22年度に政府が策定した部門別トラン
ジションロードマップと、本モデル分析での2℃、1.5℃シナリオと整合的な日本の部門別シナリオとは大きな差異がなく、概ね整合的と評価される。

鉄鋼部門（日本）

2050

120
外部水素活用による効率化
高炉へのCCS導入（Super COURSE50）100
CO2排出原単位[Y2015=100]

0

80
60
Disorderly 2.0C
Orderly 2.0C

40

Disorderly 1.5C
20

Orderly 1.5C
1.5C-CO2_CN

0

2015

2020

2025

水素DRIの普及

2030

2035

2040

2045

2050

COP28成果：グローバル・ストックテイク

36

 IPCC報告書は、様々なモデル分析の調査の結果、世界全体のGHGが、遅くとも2025年までのピークアウト、2030年43%減（19年比）、2035年60%減（同）を達成する場合、オーバーシュ
ート無しもしくは小さいオーバーシュートで、1.5℃目標が達成される見込みがある、としている
ことを認識する。
 パリ協定の内容を踏まえ、各国それぞれ異なる国情、経路、アプローチを考慮し、各国ごとに自ら決定した方法で、以下の世界的努力への貢献を要請する。
a.
b.
c.
d.

e.
f.
g.
h.

2030年までに再エネ容量を世界全体で3倍、エネルギー効率改善率を世界平均で年率2倍排出削減措置の無い石炭火力の段階的削減に向けた取り組みの加速
ゼロ・低炭素燃料を活用した、今世紀半ばか、それ以前のネットゼロ・エネルギーシステム構築加速
科学に沿った形で2050年までにネットゼロを達成するため、2030年に向け行動を加速させ、公正で、秩序ある、衡平な方法で、エネルギーシステムにおける化石燃料からの移行を図る（”Transitioning
away from fossil fuels in energy systems, (…)”）
再エネ、原子力、CCUSなどの削減・除去技術（特に削減が困難なセクターで重要）、低炭素水素製造など、ゼロ・低排出技術の加速
2030年までに、メタンなど二酸化炭素以外のGHG排出を大幅に削減
インフラの整備やZEV・低排出車の迅速な導入など、多様な道筋を通じ道路交通からの排出削減を加速
エネルギー貧困や公正な移行に貢献しない非効率な化石燃料補助金を可能な限り早期廃止

 移行燃料は、エネルギー安全保障を確保しつつ、エネルギー移行を促進する役割を果たし得ることを認識する。

IPCC統合評価報告書に記載の2035年の排出削減率
収集されたシナリオ数
IPCC WG3, Fig.3.3（一部のみ掲載）?

37

GHG排出削減率（2019年比 %）IPCC WG3, Table 3.2 （一部のみ掲載）

IPCC 統合報告書, Table SPM.1

COP28言及の数値

2030

2040

2050

? 注）赤線、赤字は筆者

５． まとめリスク：混沌とした世界、分断される世界・EU本部付近での農家のデモ（2024年2月26日）
厳しい排出削減政策でのコスト上昇への抗議（欧州委員会は2月6日に2040年▲90%を勧告）

・米レンタカー大手ハーツは、2021年頃か
らテスラ車を大量導入したが、2024年1月に利益を圧迫しているとして３分の１程度を売却すると発表

・中国覇権
・米国大統領選挙の行方

・イスラエル・パレスチナ問題
・ウクライナ戦争

39

地球温暖化対策の基本構造

40

様々な段階での不確実性や各種対策の特徴を踏まえながら、総合的なリスクマネジメントが重要

人間の欲求

真の欲求は何か？（新たな技術によって欲求も変化）

人間活動

従来は意識変化に限定的。
技術の革新によりここを改善する可能性の追求

社会構造・ライフスタイル変化

エネルギー・物質・情報／人間活動

エネルギー、物質、
情報生産性の向上

CO2排出／エネルギー・物質・情報

エネルギー、物質、情報生産の低炭素化

CO2濃度／CO2排出
人為起源CO2以外のGHG排出

気温上昇／GHG濃度

CO2回収・利用・貯留
植林、直接空気回収（DAC）
気候制御（太陽放射管理等）

気候変動影響被害／気温上昇
各種気候変動への適応

緩和策（排出削減策）
従来の対策は
ここが中心

気候工学的手法（ｼﾞｵｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ）

適応策

残余の気候変動影響被害
出所：山地憲治, 2006：「エネルギー・環境・経済システム論」、岩波書店に加筆

まとめ
41

♦
♦
♦

♦

♦

♦

増大する気候変動リスクへの対応のため、正味ゼロ排出の実現を目指すことは必要
他方、国際政治的に1.5℃目標の追求は続いているが、現実的には、1.5℃目標を気温のオーバー
シュート無しで実現することはほぼ不可能。柔軟性を持った戦略が必要
日本を含め、主要先進国の排出量は低下をしているが、エネルギー多消費産業、CO2原単位の高い
産業・プロセスの途上国へのシフトが続いている。そのため、世界全体ではCO2排出量が上昇し続けている。これまで欧米の排出が減ってきたのはこの理由が大きいが（近年の日本の排出減もこの影
響も大きいと見られ、排出が減っているからと単純に喜ばない方が良い）、安全保障上、国内製造回帰の動向もあり、今後は順調には減らないと考えられる。IPCC報告書の2035年で▲60%という数
字（COP28でも言及）は、1.5℃オーバーシュート無のシナリオの場合の数字であり、足下の気温上昇や世界の排出量動向からすると、現実性が極めて乏しい目標ベースの数字。実現性も踏まえつつ柔軟性を有した、排出削減目標を考えるべき。
カーボンニュートラルの実現のためには、省エネ、再エネ、原子力、CCUS・CDR（二酸化炭素回収利用貯留・二酸化炭素除去）、そして電化促進に加え、再エネやCCUSの利用拡大に資する、水素、アンモニア、e-methane（合成メタン）、e-fuels（合成燃料）など、様々な対策を組み合わせて、コスト効率的な排出削減を追求することが重要（当初、EUは省エネ、再エネ重視だったが、結局、全方位的な修正を行ってきている。日本は、これまで常に気候変動対策では世界を主導してきており、狭い理念に基づくことが多いEUは常に日本の後追い）
経済・産業を含めてのエネルギー需給全体のシステム的な理解の促進が重要。日本は、エネル
ギー・資源制約を高度な省エネ技術で克服してきた。CNにおいても、再エネ、CCS・CDRでも、日本は引き続きハンディキャップを負っている。技術の選り好みができるような甘い環境にはない。原子力も必須、そしてDXの活用による低エネルギー需要社会の追求は重要
移行過程（トランジション）を含めて、現実性が伴い、真に実効あるグローバルな排出削減に寄与することが重要。e-methane、e-fuels、アンモニアなど、混合比率を柔軟に変えて対応
していくことも重要