未来社会を支える温暖化対策技術シンポジウム in 関西
2019年9月26日

長期脱炭素化に向けたエネルギーシス
テムのあり方 －電気と水素の役割－(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．背景：地球温暖化対応の動向
２．大幅排出削減下における電化率向上の方向性
３．再生可能エネルギーの役割と課題
４．水素エネルギーの役割と課題
５．RITEモデルによる分析：電力と水素の役割
６．まとめ

2

１． 背景：地球温暖化対応の動向

累積排出量と気温上昇の関係および排出に対する気温応答

4

GHG排出の気温上昇へのインパクト2010年排出に対する気温上昇応答。CO2
排出の100年後の寄与を1として規格化

気候感度（濃度倍増時の気温上昇）推計の変遷（IPCC）
平衡気候感度（likely(>66%)レンジ）（括弧は最良推計値もしくはmedian等）

出典）IPCC AR5 統合報告書

IPCC WG1 第４次(AR4) 以前

1.5～4.5℃（2.5℃）

IPCC WG1 第４次(AR4) (2007)

2.0～4.5℃（3.0℃）

IPCC WG1 第５次(AR5) (2013)

1.5～4.5℃（合意できず）

IPCC WG3 第５次(AR5) ｼﾅﾘｵ
気温推計（MAGICCﾓﾃﾞﾙ） (2014)

2.0～4.5℃（3.0℃）“likely”レンジが同じ

便宜上、第４次の評価をそのまま利用【長期のビジョン】 累積排出量と気温上昇には線形に近い関係が見られる。CO2排出に対する気温応答は減衰に非常に長い時間を要する。すなわち、いずれのレベルであろうとも、気温を安定化しようとすれば、いずれはCO2の正味ゼロに近い排出が必要。長期的には正味でCO2排出をゼロに近づけていくことは重要（時間スケールの問題は残る）【現実におけるとるべき方策】 一方、気候感度には大きな不確実性あり。長期でCO2正味ゼロ排出に近づけていく過程は大きな排出経路の幅が存在し得る。総合的なリスクマネジメントが重要脱炭素化に向けた方向性

6♦ 最終エネルギーは、原則、電気か、水素（＋バイオエネルギーおよび太陽熱等の直接熱利用）の利用とする必要あり。
♦ ただし、水素からメタネーション（CCU）したメタンでの利用は可。
♦ 電気、水素製造においては、脱炭素化が必要（再生可能エ

ネルギー、原子力、CCS）。
♦ なお、完全に炭化水素を使わないことは現実的ではないので、正味ゼロ排出においても、ある程度の排出は許容し、植林、バイオエネルギーCCS（BECCS）、DACS（直接大気回収・貯留）等の負の排出技術（NETs）活用はあり得る。

脱炭素化における電気、水素システム
7

地中固定

化石燃料（石炭・褐炭、ガスなど）

ガス化、ガス改質など

CO2

FCV、FCトラック、FC船、FC 列車等、運輸部門での利用

CCS

燃料電池の家庭・業務での利用

H2

輸送・貯蔵

水電解など

太陽光、風力等の変動
再生可能エネルギー

CH4

蓄電

電気
原子力、水力など

化石＋CCSなど

水素発電（水素ガスタービン、FC）

熱工業部門での熱利用（水素還元製鉄含む）

熱

既存ガスインフラ
利用のメリット有

家庭・業務・産業でのガス利用
CO2メタネーション
CO2

化学部門での製品代替（CCU/カーボンリサイクル）

電気

電気
熱
再排出

ガスや石油の水素代替によるCO2低減効果は有（回収CO2は水素の輸送媒体の位置づけ）

CO2

エネルギー利用の場合、再排出。
化学品代替の場合、ポテンシャルはさほど大きくないことに留意必要。
また、廃棄時燃焼すれば再排出水素も最終利用段階では電気利用形態が多い。どのようなエネルギーキャリアを選択し、どの段階で炭素を抜いていくのが費用対効果が高いか？

大幅排出削減（1.5℃シナリオ）の排出削減シナリオの類型化
8出典）IPCC 1.5℃特別報告書

SSP1よりも更に小さいエネルギー需要（LED）
シナリオ
炭素価格小（排出削減の国際協調が緩やかでも民間主導で対策が進展）
エンドユースの技術革新により経済自律的にエネル
ギー需要が大きく低下

SSP1
小SSP2（中位シナリオ）
最終エネルギー需要大 全体のリスクマネージメントが重要であり、各技術に役割有。

SSP5
炭素価格大（炭素リーケージを防ぐためにも排出削減の強力な国際協調が不可欠）
気候リスク対応のためCDR（CCS, BECCS, DACS等）
技術も大規模に利用

1.5℃シナリオの最終エネルギー種の変遷：IIASA LEDシナリオより水素電力出典）A. Grubler et al., Nature Energy, 2018

最終エネルギー利用形態（化石燃料はCとHに分子量で分離して表示したもの）

9イノベーションを通した脱炭素化
10２．大幅排出削減下における電化率向上の方向性

大幅排出削減における電力需要12

各種排出レベルにおける最終エネルギー消費における電力化率（IPCC AR5）2℃相当

厳しい排出削減ほど、電力化率の向上が求められる傾向あり。

世界の電力消費量（2℃、1.5℃シナリオ）（IPCC SR15）

IPCC SR15における電力需要
産業部門

運輸部門

13

業務・家庭部門

出典）IPCC 1.5℃特別報告書

1.5℃シナリオでは、2℃シナリオに比べ、特に運輸部門、業務・家庭部門での一層の電力化率向上が必要になる。
（ただし、1.5℃シナリオでは、2℃以上に大きな排出削減費用（3～4倍）が推計されており、1.5℃シナリオの現実性には留意が必要）

３．再生可能エネルギーの役割と課題

国際連系と再エネ比率出典）総合資源エネルギー調査会基本政策分科会資料、2018

15

大量再エネ導入に伴う調整力の必要性

出典）総合資源エネルギー調査会基本政策分科会資料

16

電源別系統対策費の推計例
17

単位：US$/MWh
出典）OECD/NEA, Nuclear Energy and Renewables

システムコストとしての評価（政府試算）

18

第5次エネルギー基本計画では、再生可能エネルギーの拡大に合わせて、電源別発電コストからシステムコスト（系統安定化のためのコストを含めた総コスト）重視の姿勢に

出典）総合資源エネルギー調査会基本政策分科会資料

再エネ・蓄電池による供給時の費用出典）総合資源エネルギー調査会基本政策分科会資料

19

４．水素エネルギーの役割と課題

エネルギー貯蔵としての水素のカバー領域
21

（揚水）

発電

（圧縮空気エネルギー貯蔵）

送配電

最終需要

出典：IEA Technology Roadmap−Hydrogen and Fuel Cell、2015

技術、エネルギー種によって、エネルギー貯蔵における得意領域は異なる。

再生可能エネルギー由来水素：課題
22

出典：柴田善朗、水素・燃料電池戦略協議会 CO2フリー水素ワーキンググループ 提供資料、2016

変動再エネの余剰電力を利用すれば、電力代は小さくなるが、その場合、水電解装置の設備利用率が低下するため、固定費分が大きくなってしまう。水電解設備の設備費低減は重要。

５. RITEモデルによる分析：
電力と水素の役割

温暖化対策評価モデルDNE21+の概要(Dynamic New Earth 21+)24

♦ 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、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）、CO2クレジット♦ 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♦ 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♦ 300以上の技術を具体的にモデル化♦ 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
・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

モデル分析のシナリオ想定
再エネ由来
水素のコスト

CCS（国内制約）

標準

標準[A]世界限界削減費用均等化（費用最小）

標準

標準[B]▲80% in 2050

標準

シナリオ名

世界排出シナリオ

REF_1

ベースライン（特段のCO2排出制約なし）

2DS-A_1

２℃未満（>50%）：[2DS]相当

2DS-A_2
2DS-B_1

国内排出シナリオ

低コスト

2DS-B_3
B2DS-B_1

25

標準CCS（上限：年間1000万トン）

２℃未満（>66%）：[B2DS]相当[B]▲80% in 2050

標準標準

注1）B2DSにおいては、[B]日本▲80% in 2050ケースは、[A]世界限界削減費用均等化（費用最小化）ケースと比較的似通った分析結果となるとみられる（限界削減費用が比較的近いため）。
注2）再エネ由来水素コストは、標準シナリオでは、2050年に日本で約41円/Nm3相当に対し、低コストシナリオでは約26円/Nm3相当を想定
社会経済シナリオはSSP2（中位シナリオ）ベース：世界人口 92億人 in 2050、世界GDP成長率 2.4%/yr（2000-50年）

ベースラインの世界排出量と想定した２℃排出シナリオ
8070

CO2排出量 [GtCO2/yr]60

実績
ベースライン2DS相当(2050年GHG▲40%)
B2DS相当(2050年GHG▲70%)50403020100-10-20
2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

※ 2DS、B2DS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

26

世界一次エネルギー供給量

2725000

REF_1

 特段のCO2排出制約がない場合（REF）、化石燃料とりわけ石炭風力の継続的利用が経済効率的。
原子力
水力・地熱
 2℃シナリオでは、再エネ、原子バイオマス CCSあり力の拡大、CCS利用が費用効率的
バイオマス CCSなしに。
ガス CCSあり
太陽熱
太陽光

一次エネルギー供給 [Mtoe/yr]

20000

15000

10000

ガス CCSなし
石油 CCSあり
石油 CCSなし

5000

石炭 CCSあり
石炭 CCSなし
02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100
25000

25000

15000

10000

2DS-A_120000
一次エネルギー供給 [Mtoe/yr]

一次エネルギー供給 [Mtoe/yr]

20000

15000

10000

5000

5000

0

B2DS-B_1

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100

02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100

世界発電電力量
120000100000

REF_1

水素混焼
水素専焼
太陽熱
太陽光
風力原子力

発電電力量 [TWh/yr]

80000

水力・地熱
バイオマス混焼 CCSあり
バイオマス専焼 CCSあり

60000

バイオマス混焼 CCSなし
バイオマス専焼 CCSなし
ガス火力 CCSあり

40000

ガスCGS
ガス火力 CCSなし
石油火力 CCSあり

20000

石油火力 CCSなし
石炭火力 CCSあり
石炭火力 CCSなし

02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100
120000100000100000

80000

60000

60000

40000

40000

20000

20000

0
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100

B2DS-B_1

80000
発電電力量 [TWh/yr]

発電電力量 [TWh/yr]

 一次エネルギー以上に、発電電力量の伸びは大きい。
 2℃シナリオでは、再エネ、原子力の拡大、CCS利用が費用効率的に。
 2DSでは2100年頃、B2DSでは2070年頃のCO2排出ゼロに対応して、BECCSの利用の増大が見られる。（現実的にこのような大規模なBECCS利用が可能かどうかは検討、議論が必要）

1200002DS-A_1

280
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100

世界の部門別の最終エネルギー消費量：産業部門（ REF_1、2DS-A_1、B2DS-B_1）

29

8000
電力
7000

最終エネルギー消費 [Mtoe/yr]

CGS電力供給
6000

CGS熱供給5000

気体燃料：水素4000

気体燃料：天然ガス

3000

液体燃料：バイオ燃料
液体燃料：石油系燃料

2000

固体燃料：バイオマス
1000
固体燃料：石炭
0

REF_1
2015

2DS-A_1 B2DS-B_1 REF_1
2030

2DS-A_1 B2DS-B_1 REF_1
2050

2DS-A_1 B2DS-B_1
2100

 いずれのシナリオにおいても、電力、ガス比率の増大が見られる（B2DSにおける2100年頃のガスは除く）。
 2℃シナリオでは、21世紀後半では、鉄鋼部門で、高炉・転炉法から直接水素還元製鉄への転嫁も見られる（石炭から水素利用に）。

世界の部門別の最終エネルギー消費量：民生部門（ REF_1、2DS-A_1、B2DS-B_1）

307000電力

最終エネルギー消費 [Mtoe/yr]

6000

CGS電力供給
CGS熱供給5000

気体燃料：水素4000

気体燃料：天然ガス
3000

液体燃料：バイオ燃料

2000

液体燃料：石油系燃料
固体燃料：バイオマス

1000

固体燃料：石炭
0

REF_1
2015

2DS-A_1 B2DS-B_1 REF_1
2030

2DS-A_1 B2DS-B_1 REF_1
2050

2DS-A_1 B2DS-B_1
2100

 いずれのシナリオにおいても、電力、ガス比率の増大が見られる。
 2℃シナリオでは、REFシナリオに比べ、特に電力化比率の増大が見られる。

世界の部門別の最終エネルギー消費量：運輸部門（ REF_1、2DS-A_1、B2DS-B_1）

31

3500
電力

最終エネルギー消費 [Mtoe/yr]

3000

気体燃料：水素2500

気体燃料：天然ガス

2000

液体燃料：バイオ燃料

1500

液体燃料：石油系燃料(HV・PHV)

1000

液体燃料：石油系燃料(その他)固体燃料：バイオマス500
固体燃料：石炭
0

REF_1
2015

2DS-A_1 B2DS-B_1 REF_1
2030

2DS-A_1 B2DS-B_1 REF_1
2050

2DS-A_1 B2DS-B_1
2100

 2℃シナリオでは、EV、燃料電池自動車（FCV）、バイオ燃料の拡大が見られる。
 特にB2DSの2050年以降は、FCトラックを含め水素燃料の利用が拡大
 最終利用段階での電気利用（HV、PHV、EV、FCV）は、2050年には2DSで34%、B2DSで54%程度。

世界の水素需給バランス（2050、2100年）
1200

2050年

2100年

3000

供給

2000

水電気分解

ガス改質

600

水素バランス [Mtoe/yr]

供給
バイオマスガス化

900

石炭ガス化

1000

300

32

石油精製(正味出力)

需要0

水素発電

0

鉄鋼部門

-300
-1000

その他産業部門

-600

-900

-1200

乗用車

-2000

バス
2DS-A_1 2DS-A_2 2DS-B_1 2DS-B_3 B2DS-B_1
2050

-3000

2DS-A_1

2DS-A_2

2DS-B_1
2100

2DS-B_3 B2DS-B_1

需要

トラック
国際海運
民生部門

 基本的に、石炭（褐炭含む）＋CCSによる水素製造が費用対効果が高いと推計される。ただし、再エネコ
スト、水電解コストの大幅な低下を見込むと、再エネ水素が費用対効果が高くなる可能性も見い出される。
 水素利用先としては、2050年では発電、運輸など多様な利用先は想定される。
 B2DSでは、2050年に、2DSの2100年時に要求される水素供給量程度が求められる。

日本の水素需給バランス（2050、2100年）
60

2100年

2050年

供給

33

供給
輸入水素
水電気分解

40

バイオマスガス化

最終エネルギー消費 [Mtoe/yr]

ガス改質
石炭ガス化

20

石油精製(正味出力)

需要0

水素発電
鉄鋼部門

-20

その他産業部門
乗用車

-40

バス

2050

2100

B2DS-B_1

2DS-B_3

2DS-B_1

2DS-A_2

2DS-A_1

B2DS-B_1

2DS-B_3

2DS-B_1

2DS-A_2

需要2DS-A_1-60

トラック
国際海運
民生部門

 日本では、基本的に、輸入水素（海外で石炭（褐炭含む）＋CCSもしくは再エネ＋水電解）の利用が多い。
 ただし、2100年では水素直接還元製鉄での水素利用のため、石炭ガス化やガス改質（いずれもCCS付）での水素製造も費用効率的なオプションとなり得る（限界削減費用は相当高いことには注意）。

2050年の排出削減費用

34

CO2限界削減費用 ($/tCO2)
2DS-A_1

2DS-A_2

日本
その他の国

169

2DS-B_1

2DS-B_3

B2DS-B_1

846

1760

873

166

214528154

CO2削減費用 (billion US$/yr)
2DS-A_1

2DS-A_2

2DS-B_1

2DS-B_3

B2DS-B_1

日本

29(0.38%)17(0.23%)

188(2.49%)

242(3.20%)

186(2.46%)

世界全体

1811(1.62%)

1044(0.94%)

1895(1.70%)

2129(1.91%)

5692(5.10%)

 2℃目標でも、>50%確率（2DS）か、>66%確率（B2DS）かで世界の削減費用に大きな差あり。
 国内の▲80%は相当コスト増 ⇒ 国内での削減率の引き上げだけでなく世界貢献も含めた削減が求められる。一方、国内▲80%時に、CCSの大規模展開は削減費用に大きな影響あり。
 再エネおよび水素製造関連コストの同時低減は、世界の対策費用低減に大きな効果あり。

６． まとめまとめ36♦ パリ協定では、２℃目標や21世紀後半に実質ゼロ排出目標等に言及。ただし、２℃目標としても、その排出許容量には大きな不確実性がある。
また国際政治情勢も不確実性が大きい。不確実性を前提としつつ、賢いリスクマネージメントが必要。ただし、気温安定化のためにはいずれは排出ゼロが必要。
♦ 電力化率の向上と、低炭素、脱炭素電源化は、対策の重要な方向性。最終的には電気利用の大幅拡大が重要だが、どのエネルギーキャリアをどの段階で利用すべきかは、全体システムで評価することが重要。ただし、その評価は、技術の見通しによって異なり、現時点では複数のオプションを有しておくことが必要。
♦ 水素もエネルギー、電力の脱炭素において重要なオプション。一方、水素を現実に大規模に展開するためには、コストの大幅な低減が不可欠。
ただし需要が拡大しなければ、コスト低減は容易ではなく、コストを見極めながら、適切な需要拡大を志向することは重要。
♦ 電力自由化の下で、脱炭素化を進めていくことが必要となっており、資本集約的な（初期投資額が大きく、民間企業にとっては投資リスクが大きい）原子力、再エネ（＋系統増強）、水素、CCS等に投資がしやすいような環境整備は重要。投資回収の予見性が高い政策措置は重要。

水素はシステムとしての展開が必要。多くの関係者の一体的な取り組みが重要

付録

シナリオ想定における再エネ水素関連のコスト想定（2050年）
再エネ由来水素コスト：標準ケース
水素製造
電気代

水電気分解
設備費等20円/Nm34円/Nm3

水素液化水素国間輸送(液化水素)

計

14円/Nm33円/Nm341円/Nm3

水素液化

水素国間輸送(液化水素)

計

14円/Nm33円/Nm326円/Nm3

再エネ由来水素コスト：低コストケース
水素製造
電気代

水電気分解
設備費等

5円/Nm34円/Nm3

注：豪州において最も安価な太陽光発電ポテンシャルを利用して水素を製造し、日本まで液化水素として輸送した場合の想定。実際には、各種数値は、国・地域、シナリオによって、モデルで内生的に決定され、異なっている。

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