Renewable Pathways

脱炭素の日本への自然エネルギー100%戦略
2021年6月 改訂版

目次
主な内容 ......................................................................................................... 1
第 1 章 はじめに ................................................................................................ 2
第 2 章 2050 年 GHG 排出ネットゼロへの道筋 ............................................................ 5
第 1 節 エネルギー需要の推移と排出量の推移 ........................................................... 5
第 2 節 電力供給の 100％自然エネギー化 .............................................................. 6
第 3 節 熱需要、運輸部門のエネルギー転換（電化とグリーン水素・グリーン合成燃料の導入） .... 8
第 4 節 部門ごとのエネルギー転換の姿 .................................................................... 9
第 3 章 自然エネルギー100％のエネルギー・システムー主な論点 ........................................ 11
第 1 節 エネルギー効率化とエネルギー需要削減........................................................ 11
第 2 節 自然エネルギー100％電力の実現 ............................................................. 13
補論 1 調整力と慣性力 ............................................................................... 25
補論 2 曇天・無風期間への対応 ..................................................................... 26
第 3 節 電化が難しい熱需要への対応―グリーン水素とグリーン合成燃料............................ 27
補論 3 原子力発電 .................................................................................... 30
補論 4 CCS 付火力発電 .............................................................................. 30
第 4 章 自然エネルギー100％シナリオのメリット ............................................................ 32
第 1 節 リーズナブルコストで可能なエネルギーシステム転換 ............................................ 32
第 2 節 「3E+S」の視点から見た自然エネルギー100％シナリオの評価 .............................. 33
第 5 章 おわりに－ただちにエネルギー政策の転換を ....................................................... 36
補足資料 1 ................................................................................................. 39
補足資料 2 ................................................................................................. 42

【図目次】
図 1 世界・日本の年平均気温偏差の経年変化 .............................................................. 2
図 2 総エネルギー需要の推移（一次エネルギー換算）（BPS_import ケース） ........................ 5
図 3 GHG 排出の推移 （BPS_import ケース） ........................................................... 6
図 4 電力の自然エネルギー化（BPS_import ケース） ..................................................... 7
図 5 2050 年の電源内訳（BPS_import ケース） 総電力供給量：1,470TWh .................... 7
図 6 グリーン水素・グリ―ン合成燃料の構成と需要先 ......................................................... 8
図 7 総エネルギー需要の推移 ................................................................................. 11
図 8 洋上風力発電のポテンシャル ............................................................................ 16
図 9 太陽光発電、風力発電の CAPEX の推移 日本 VS グローバル .................................... 17
図 10 主な発電技術の均等化発電コスト（LCOE）推移 ................................................. 18
図 11 2050 年の電力需給バランス（冬の典型的な一週間）............................................ 20
図 12 2050 年の電力需給バランス（夏の典型的な一週間）............................................ 21
図 13 地域間の電力移出入と地域間連系線（2050） .................................................. 23
図 14 電力貯蔵設備容量と年間放電電力量 ............................................................... 24
図 15 熱供給（民生部門および産業部門）（左）、運輸部門のエネルギー転換（右） ............. 27
図 16 グリーン水素・グリーン合成燃料消費の推移 .......................................................... 28
図 17 熱供給の均等化コスト（左）、グリーン水素等の輸入と熱供給のコスト（右）................... 29
図 18 エネルギーシステム年間総コストの推移 ................................................................ 32
図 19 エネルギーの均等化コスト（LCO エネルギー）の推移（左）、
電力コスト（LCOE）の推移（右）........ 33
図 20 LUT エネルギー・トランジションモデルの枠組み ........................................................ 41【表目次】
表 1 各部門のエネルギー変換 ................................................................................. 10
表 2 環境省調査における自然エネルギー導入ポテンシャル（GW） ....................................... 14
表 3 公共系建築物での PV 設置可能面積算定・条件（レベル）の基本的考え方..................... 14
表 4 風力発電導入ポテンシャル ............................................................................... 15
表 5 電力システムの柔軟性の確保の手法 ................................................................... 19
表 6 グリーン水素、クリーン合成燃料のコスト見込み（2050 年） ........................................ 28
表 7 シナリオ設定の概要 ....................................................................................... 40
表 8 主な自然エネルギーのコスト等の設定 ................................................................... 42

主な内容
自然エネルギー財団は、アゴラ・エナギーヴェンデ、ラッペンランタ工科大学と共同して、日本の 2050 年脱炭素の実現に向けて、最適な排出削減経路を明らかにするため、コスト最適化モデルによる分析を行った。共同研究の成果は、本レポートと同時に発表している1（以下共同研究又は共同研究レポートという）。本レ
ポートは、この共同研究を基に、日本における脱炭素化に関する論点を踏まえつつ、自然エネルギー財団としての脱炭素戦略を提案し、政策提言を行うものである。主な内容は以下の通りである。
①

太陽光発電についても風力発電についても、国内には大きな開発ポテンシャルが存在することが既存調査によって明らかになっており、コスト低下2にともない大量の供給が可能になる。共同研究の結果では、2050 年には太陽光発電が 524GW、風力発電が陸上・洋上の合計で 151GW 導入され、他の自然エネルギー電源とあわせ、電力は 100％自然エネルギーにより供給される。
北海道や東北の豊かな自然エネルギー資源を活用するため、北海道から本州への直流の連系線を17GW 新設するなど、送電網の増強が必要になる。

②

エネルギー需要は、人口減少（2050 までに 2017 年比 20％減）の影響を考慮するとともに、需要側の省エネルギー化により 2020 年～2050 年で 35％削減すると想定した。共同研究におけるモデ
ル計算の結果では、この上にヒートポンプや EV など、電力をベースとしたエネルギー効率の高い技術が導入され、サービスレベルを落とさずにさらにエネルギー効率が上がる。電力システム全体の効率化効果も加わり、総一次エネルギー需要は 2020 年比で 54％削減される。

③

高温の熱利用など、電化が困難な需要については、グリーン水素やグリーン合成燃料が活用されていく。これらのグリーン燃料は、製造過程でも二酸化炭素を排出しないよう、自然エネルギー電力によって製造され、供給される。全量を国内で製造することは可能だが、コスト的には一定量の輸入にメリットがある。共同研究のシナリオでは、グリーン水素の約 50%を海外から輸入するケースが経済性も高いことが明らかになり、このケースを財団の戦略としている。

④

グリーン水素やグリーン合成燃料は、大量の自然エネルギー電力をもとに製造するため、輸入する場合も含め、コストは電力より高くなる。従って、電化の可能性を最大限に追求することや、サーキュラー・エ
コノミー3への移行を進めることで、鉄鋼などの素材需要を削減し、限定的な使用にとどめることが重要で
ある。

1

2

3

Renewable Energy Institute, Agora Energiewende, LUT University (2021) ”Renewable Pathways
to Climate-Neutral Japan—Reaching zero emissions by 2050 in the Japanese energy system”
自然エネルギー電力は世界と同様に国内でも安価になると想定、2040 年に、太陽光発電は kWh あたり平均で 4.8 円、風力発電は陸上で 5.1 円、洋上で 6.8 円。2050 年に太陽光は 3.9 円、陸上風力は 4.5 円、洋上風力は 6.8 円と設定した。
サーキュラー・エコノミー：一度生産された資源を社会的なストックとして半永久的に循環利用していく循環型経済、自然エ
ネルギー財団 「脱炭素社会へのエネルギー戦略の提案―2050 年 CO2 排出ゼロの日本へ」 2019.4 参照
https://www.renewableei.org/pdfdownload/activities/REI_LongTermEmissionReductionStrategyProposal_v2_JP.pdf

1⑤

火力発電、原子力発電は、2035 年以降、コスト効果からみて積極的に使用していく経済的合理性に乏しくなる。ＣCS を用いる火力発電は更にコストの高い電源になることに加え、回収された CO2 の貯留地の確保は極めて困難である。また 2060 年に原子力発電が供給できるのは、全原子炉の再稼働と 60 年への運転延長、高い設備利用率の維持などを想定しても、必要な電力量のせいぜい 4～5％にしかならない。日本の脱炭素化をこれらの技術に依存して実現する戦略は非現実的なものと言わざるを得ない。

⑥

以上のように、日本では、自然エネルギー電力、電化、エネルギー効率化、グリーン水素、グリーン合成
燃料の活用で、脱炭素社会へのエネルギー転換を実現することができる。この場合の 2050 年の総エネルギーコストは、化石燃料輸入費の削減、エネルギー効率化の進展、自然エネルギーコストの低下などにより、2020 年より 29％低下する。またエネルギー自給率は、現在の 12％から 68％へと大きく改善される。
エネルギー起源 CO2 排出は実質ゼロとなり、エネルギー起源以外の排出量を吸収量以下に抑えればGHG 排出のネットゼロが実現できる。

1

第 1 章 はじめに新型コロナ感染症の世界的な拡大によって、2020 年に予定されていた COP26 は 2021 年に延期されたが、気候危機は容赦なく進行している。気象庁の発表によれば、2020 年の平均気温は、世界でも日本でも過去最高となった。
図 1 世界・日本の年平均気温偏差の経年変化

注）細線(黒)：各年の平均気温の基準値からの偏差、太線(青)：偏差の 5 年移動平均値、直線(赤)：長期変化傾向。
基準値は 1981～2010 年の 30 年平均値
出典）気象庁ウェブサイト「世界の年平均気温」、「日本の年平均気温」（2021 年 3 月 3 日最終アクセス）
https://www.data.jma.go.jp/cpdinfo/temp/an_wld.html
https://www.data.jma.go.jp/cpdinfo/temp/an_jpn.html

すでに気候変動の影響は顕在化し、社会に甚大な損害を与えており、年々深刻化している。
IPCC の 1.5℃特別報告書が警鐘を鳴らすように、すぐにでも気温上昇を 1.5℃以下に抑える行動を開始しなければ、人類は気候変動による壊滅的な被害に直面することになる。
日本では、菅首相が 2020 年 10 月 26 日の臨時国会の所信表明演説において、「温室効果ガス排出量を 2050 年までに実質ゼロにする。」と述べ、長期戦略目標をこれまでの 2050 年 80％削減から強化する方針を示した。EU、英国、韓国をはじめ世界の 120 か国以上が「2050 年カーボンニュートラル」を掲げ、米国のバイデン新大統領もこの目標を公約に掲げている。中国もまた 2060 年までの実現を約束している。
いま、世界は気候危機の進行を抑制することができるかどうか、重大な岐路にたっている。日本が今後どのような戦略のもとにカーボンニュートラルを具体化していくか、世界から注目されている。
2050 年にむけて政府がこれまで策定した戦略では、将来の不確実性が強調され、「全方位の複線シナリオ」を用意するべきとの理屈付けのもとに、脱炭素に逆行する石炭火力発電への依存や原子力発電開発の継続を志向してきた。また既存技術での対応の限界を強調し、革新的な技術開発の必要性が叫ばれてきた。2050 年までの 30 年は長いようで短い。時代遅れのエネルギー技術を温存しつつ、他方で革新的技術が開発されるまで、試行錯誤を繰り返すゆとりはない。この間の国際的な経験で、自然エネルギーとエネルギー効率化が脱炭素技術の中心になることは明確であり、自然エネルギーの大量導入、脱石炭、エネルギー効率化・電化にむけて、戦略的、合理的な選択を行うべき時である。このまま日本が曖昧な方針をとり続けるなら
ば、対策は規模・スピードともに不十分なものにならざるを得ない。

2

政府の審議会では、2050 年への戦略検討とともに、エネルギー基本計画と地球温暖化対策計画の改定に向けた議論が行われている。将来の効果を確実に想定できる技術を主体に 2050 年への転換戦略を定め、2030 年に向けた目標・対策を示すことが、今何より重要である。
自然エネルギー財団は、2019 年 4 月に「脱炭素社会へのエネルギー戦略の提案―2050 年 CO2 排出ゼロの日本へ」を発表し4、「エネルギー効率化」と「自然エネルギー」を脱炭素戦略の中核に置き、排出ゼロを実現する戦略として、次の 5 つを提案している。
1. 2030 年までに自然エネルギーで電力の 40～50％を供給
2. 石炭火力発電を 2030 年以前にフェーズアウト
3. 日本から素材産業の新たな脱炭素ビジネスモデルを創出
4. ゼロエミッションビル戦略
5. EV 化とエネルギー効率化による運輸部門の脱炭素化の追求
この戦略を基本として、財団は、自然エネルギー100％のエネルギーシステムへの移行の検討を進めてきた。
2019 年からは、エネルギー転換の戦略と政策を研究するドイツのシンクタンク、アゴラ・エナギーヴェンデと、エネ
ルギー転換モデルによる脱炭素研究のエキスパートであるラッペンランタ工科大学(LUT)との、日本における2050 年脱炭素化研究を実施している。
共同研究では、LUT エネルギー・システム・トランジション・モデルを活用し、2050 年までのエネルギー転換期のエネルギー・システムの年間コストが最も低くなるよう、技術、運用、エネルギーの組み合わせを明らかにすることともに、日本のゼロエミッションに至る行程を分析している。
研究におけるシナリオ設定は、石炭、原子力に頼ることなく、パリ協定の 1.5℃目標を達成するべく、2030
年で石炭火力、原子力発電を停止し、できる限り自然エネルギーを導入する設定とした。そのうえで、グリーン
水素・電力の輸入、自然エネルギー導入や電化の速度、需要の水準を変えて感度分析した。
分析の結果、いずれのケースでも自然エネルギーがコスト最適化によって大量に導入されていくが、グリーン
水素等を輸入するケース（BPS_Import）5が、電力需要、自然エネルギー必要量、コストの点から実現性が高いと評価できた。そのため、自然エネルギー財団の戦略提案は、このケースを前提としている。
本レポートは、この共同研究の成果を踏まえ、2050 年脱炭素化にむけた財団の提言の第二弾として、2050 年のエネルギーミックスと 2050 年に至る具体的な道筋について、現在の日本における脱炭素化の議論にこたえる形で、いくつかの論点を加え、提言を行うものである。
アゴラ・エナギーヴェンデとラッペンランタ工科大学との共同研究の成果、”Renewable Pathways to
Climate-Neutral Japan—Reaching zero emissions by 2050 in the Japanese energy
system”も併せてご参照いただけると幸いである。

4

5

レポート本文 https://www.renewableei.org/pdfdownload/activities/REI_LongTermEmissionReductionStrategyProposal_v2_JP.pdf
グリーン水素需要の約半分、グリーン電力の一部で輸入を行うケース

3

今回のレポートでも明らかになったように、日本の脱炭素化にむけたエネルギー改革は下記にその一部を掲げるように、いまだ多くの課題を抱えている。財団はその解決のために、順次研究・取り組みを進める予定である。
・自然エネルギー100％電力を実現する電力系統マスタープランの検討
・水素戦略：グリーン水素6、グリーン合成燃料の製造、貯蔵、使用の検討
・エネルギー需要、電力需要の更なる削減の検討
・重工業の脱炭素化の検討

6

グリーン水素、グリーン合成燃料：水素・合成燃料のうち、自然エネルギーの電力により製造されたもの。

4

第 2 章 2050 年 GHG 排出ネットゼロへの道筋
第 1 節 エネルギー需要の推移と排出量の推移
今回の共同研究では、エネルギー需要については、積み上げで計算するのではなく、サービスレベルの想定を前提に、電化の進展を算定して計算している。エネルギー需要のレベルについて、予測されている人口減（2017 年比 20％減）を目安とした活動量の変化に、ある程度省エネが進行するとして、全体で 2050
年までに 2020 年比 35％の需要削減を想定した。モデル計算の結果、電化の進展によりさらに効率化が進
み、2050 年の総エネルギー需要は 2,138TWh（7.7EJ）と、2020 年比で 54％削減される。
同時に、エネルギー源がコスト最適化により選択されることで、2050 年では全てが自然エネルギー電力由来のものに転換される7。2050 年の総エネルギー需要を一次エネルギーでみると、全体の 48％が自然エネル
ギーの直接利用で、そのほとんどが自然エネルギー電力であり8、20％がグリーン水素9とグリーン合成燃料10を国内で製造するために使われる自然エネルギー電力、残りの 32％がグリーン水素等とグリーン電力の輸入である。（図 2）図 2 総エネルギー需要の推移（一次エネルギー換算）（BPS_import ケース）
(TWh)

負荷削減
活動量変化

エネルギー
効率化

自然エネルギー
転換出典）共同研究レポート

7

輸入エネルギーもすべて自然エネルギーおよび自然エネルギー由来の水素・合成燃料を前提としている。
ごく少量のバイオマス熱利用が含まれている。（約 3％）9グリーン水素：自然エネルギー電力により水を電解（エレクトロライザーの活用）して製造する CO2 フリー水素。
10
グリーン合成燃料：グリーン水素とエミッションフリーの CO（バイオガスや、空中からの CO2 直接捕集（DAC 技術）
による）から合成する炭化水素燃料。燃焼させてもエミッションフリーである。E 燃料ともいう。
852050 年では、すべての部門で、「エネルギーの効率化」と「自然エネルギー転換」が進展し、エネルギー起
源の GHG 排出は、ほぼゼロとなる。排出量は、パリ協定が目指す 1.5℃目標に沿うように、2030 年には2010 年度比で 45％削減する道筋をとり、2020 年から 2050 年までの排出量の総計は 17GtCO2eq となる（図 3）。部門別にみると、家庭部門、業務部門からの排出は電化の展開により、早い段階から削減が進むが、産業部門では高温熱を使用する産業プロセスで、グリーン水素・グリーン合成燃料への転換が2050 年に近くならないと進まないため、最後の段階まで GHG 排出が残る。
図 3 GHG 排出の推移 （BPS_import ケース）出典）共同研究レポート

第 2 節 電力供給の 100％自然エネギー化
上記の電力需要に対し、必要となる電力供給量は、1,470TWh と算定された。2019 年の電力供給
量 11より 42％の増加だが、電力供給の 27％はグリーン水素の製造用である12。電源は化石燃料から自然エネルギーに置換っていき、2050 年にはその８割強を太陽光、風力発電が受け持つ（図 4、図 5）。

11121,028TWh (資源エネルギー庁、総合エネルギー統計、2019 年)
グリーン水素をすべて国産とする場合は、電力需要、発電量が大きく増大し、その分は主として洋上風力がカバーする。

6

図 4 電力の自然エネルギー化（BPS_import ケース）出典）共同研究レポート

図 52050 年の電源内訳（BPS_import ケース） 総電力供給量：1,470TWh出典）共同研究データにより自然エネルギー財団作成

自然エネルギー発電設備は、2050 年に太陽光発電で 524GW、風力発電は陸上で 88GW、洋上で63GW まで導入される（ここでは、グリーン水素の 50％を海外から輸入することを想定しており、全量を国内で製造する場合には、風力発電の導入量の増加が必要になる13）。これに加え、22GW の水力発電、30GW の揚水発電、52GW のバイオガス・グリーン合成燃料（メタン）を使用する発電・コージェネレーション
設備、5GW のバイオマス発電が導入される。また国際送電も想定し、118TWh のグリーン電力輸入を見込んでいる14。

13
14

グリーン水素の製造をすべて国産で行うとした場合は、陸上、洋上合わせて 343GW の風量発電が必要となる。
国際送電は、この研究では市場を勘案しない静的な分析となっており、またグリーン電力の内外コスト差があまり大きくないた
め、導入の影響は限定的なものとなっている。

7

第 3 節 熱需要、運輸部門のエネルギー転換（電化とグリーン水素・グリーン合成燃料の導入）
現在の熱需要のうち、空調・給湯など低温の熱需要については、電気設備、特に電気ヒートポンプへの転換が比較的容易であると考えられる。現在すでに市場に普及している技術が多く、またコスト効率も高いことから、政策により転換が可能だ。産業部門においても、低・中温の需要については、ヒートポンプなどの技術活用が可能であり、また技術開発も進行中で、今後の普及拡大が見込める。運輸部門では、乗用車を中心にEV 化が実用段階に入っている。しかしそれ以外の、高炉製鉄に代表されるような産業用の高温熱利用、船舶・航空や、重量車両向けの燃料については、現段階では電化が難しい分野とされており、グリーン水素・グ
リーン合成燃料の活用が見込まれ、その技術開発が進行中である。
今回の共同研究では、主に産業用の高温熱需要で、グリーン水素を使用し、船舶・航空等運輸での需要にグリーン・フィッシャートロプシュ燃料（FT 燃料）15を使用することとしている。また、水素を活用しにくい用途
や貯蔵用にグリーンメタンも利用する（図 6）。
図 6 グリーン水素・グリ―ン合成燃料の構成と需要先

発電用

運輸用

FT 燃料
9％
合成メタン
産業用 20％（使用・貯蔵）水素・合成燃料
950TWhth
発電用

運輸用

水素
71％
産業用

合成燃料
製造用

注）BPS-Import ケース
合成燃料製造等中間プロセスの需要を含む（水素の一部は合成メタンの製造に使われている）
出典）共同研究データにより自然エネルギー財団作成

15

グリーン・フィッシャー・トロプシュ燃料（FT 燃料）：前頁脚注に説明したグリーン合成燃料（脚注 10）のうち、フィッシャー・トロプシュと言われる手法をつかった合成液体燃料で、運輸部門（船舶、飛行機、重量車）で使われる。
フィッシャー・トロプシュ手法は、水素と一酸化炭素から触媒反応により炭化水素を製造する手法で、様々なタイプの液体燃料ができる。既に確立している技術だが、製造過程のエネルギー効率が低いことが課題とされている。

8

第 4 節 部門ごとのエネルギー転換の姿
モデル計算の結果を基に、各部門の 2050 年のエネルギー使用について概観する。まず、家庭部門、業務部門では、コスト効果も相まって、機器寿命を契機にヒートポンプ型の空調や給湯設備の導入が大きく伸びる。新築の建築物においては特に、規制・誘導施策等により建物側の断熱・気密のレベルが向上していけば、電力を使う冷暖房機器の効率がよく現れる。高齢化世帯の増大は、扱いやすい電気器具を選択する動きとして電化の追い風となるだろう。既に普及段階にある技術であることから、もっとも電化が早く進行する部門といえる。コスト最適な選択がされれば、2040 年にはこの部門はほぼオール電化に到達することができる。対策が進むほど、電力コストの低減やエネルギー効率化の恩恵を最も享受できる部門であり、エネルギー転換に拍車がかかる可能性が高い。建築物に対する早い段階での政策実施や、合理的な投資を行うための投資促進
策、的確な情報の普及や、情報弱者・低所得者への対応策が重要となってくる。
産業部門では、政策的な促進策も加わり、エネルギー効率化と需要の低減が進んでいく。中長期的な投資判断が適切に行われれば、コスト効果が考慮されて、低～中温熱を利用する産業プロセスや工場における空調といった分野で電化が進み、大きな需要削減が達成される。一方、高温の熱需要といった、電化が難しいとされる分野は、最終的にはグリーン水素・グリーン合成燃料により化石燃料を代替させる必要があり、そのための技術開発、インフラ投資は、2050 年を待たずに積極的に取り組む必要がある。
グリーン水素、グリーン合成燃料のコストが自然エネルギー電力より相対的に高くなることが予想されることか
ら、むしろ水素等の利用は極力少なくしていくことが求められる。直接電化をできるだけ進める、自然エネルギーの安価な場所で生産されたグリーン水素の輸入、燃料の製造コストを考えた産業立地、さらにはサーキュラー・
エコノミーやシェアリング・エコノミーへの移行により、資源の消費を削減する産業構造への転換も必要になっていくと考えられる。
運輸部門では、表 1 のように電化が進むが、電化が難しい重量車、船舶、航空用途では、燃料電池を導入してグリーン水素を使用する、または CO2 排出のないグリーン合成燃料が使われるようになる。乗用車については、現在でも、バッテリー価格の低減を背景に、BEV（バッテリー電気自動車）は自律的に普及できる
コストレベルに近づいている。既に燃費（電費）は、石油を使う乗用車よりエネルギー効率が高くなっており、充電施設の拡充や車種の拡充などいくつかの課題が解決されれば、市場ベースでも BEV の導入には拍車がかかる可能性が高い。一方で水素を使う FCV（燃料電池車）については、イニシアル・コスト高に加え、グリーン水素のコストが電力より高くなることから、導入が進まないというのが共同研究の算定結果である。燃料
電池は、重量車での活用に限定されていくだろう。船舶や航空は、グリーン合成燃料であるフィッシャー・トロプ
シュ液体燃料を輸入、供給すると想定している。しかし、コストは相対的に高くなる。運輸部門共通して、なるべく電力を直接使用する部分を増やす、燃費改善により燃料需要の低減を図るなど、今以上のエネルギー効率化、電力の活用に向けての投資、技術開発が必須である16。

16

今回の共同研究では、ごくわずかにモーダルシフトを想定するのみで、輸送量の削減対策やデジタル化の進展による運輸部
門の大きな変革は想定していない。

9

表 1 各部門のエネルギー変換
部 門

用 途

現在

2050

家庭・

暖房（空調）

ガス・石油・電力

電力

業務部門

給湯

ガス・石油・電力

電力

照明・コンセント・その他

電力

電力

空調・給湯

ガス・石油・電力

電力

低中温利用（加温・乾燥）

石炭・ガス・石油・電力

電力（バイオエネルギー）

高温利用

石炭・ガス・石油・電力

水素・合成燃料（メタン）・電力

乗用車

石油・ガス・電力

電力・水素

トラック

石油・ガス

電力・合成燃料（FT 液体燃料）・水素

バス

石油・電力

電力・水素・合成燃料（FT 液体燃料）

船舶

石油

合成燃料（FT 液体燃料）

航空

石油

合成燃料（FT ケロシン・ベース ジェット燃料）

産業部門

運輸部門

注）共同研究における主な想定
水素、合成燃料はすべて自然エネルギー電力を使って製造したグリーン水素、グリーン合成燃料である。
FT 燃料：脚注 15 参照
出典）自然エネルギー財団作成

10

第 3 章 自然エネルギー100％のエネルギー・システムー主な論点
本章では、前章に示した自然エネルギー100％による 2050 年排出ネットゼロシナリオを実現するために、特に重要な論点について説明する。

第 1 節 エネルギー効率化とエネルギー需要削減
需要側の想定は、積み上げ予測ではなく、人口推計17を目安とした活動量の削減を前提に、2050 年までに業務・家庭分野で 20％、産業分野で 30％の減少を想定した。運輸部門は、モード毎の旅客人数、貨物運送量をもとに、車両等の買い替え時に脱炭素の技術導入がすすむ過程を、別途算定したが18、その前提となる旅客、貨物運送量の想定は、人口比で設定している。その結果、全分野の平均では 35％のエネル
ギー需要の削減となった。この想定のもと、LUT エネルギー・トランジション・モデルにより、2020 年から 2050
年の 5 年ごとに、コスト最適な技術の導入を求め、総エネルギー需要を算定した結果、2050 年の一次エネ
ルギー需要は 2020 年から比べ 54％の削減となった。このうち約 20％分が人口減などによる活動量変化であり、業務・家庭、産業と運輸全体では約 15％のエネルギー効率化の効果となる。これらに加えて約 19％は、電化によるエネルギ―効率の向上が貢献したものである（図 7）。特に空調・給湯や産業用の低―中温熱域で利用されるヒートポンプ技術と、運輸部門における EV 化はエネルギー効率の向上に大きなインパク
トがある。
図 7 総エネルギー需要の推移

出典）共同研究レポート

17

国立社会保障・人口問題研究所、日本の将来推計人口 2017 推計 http://www.ipss.go.jp/ppzenkoku/j/zenkoku2017/pp29_Report3.pdf
18
ICCT, Roadmap https://theicct.org/transportation-roadmap#about、および Khalili S, Rantanen E,
Bogdanov D, Breyer C. Global Transportation Demand Development with Impacts on the Energy
Demand and Greenhouse Gas Emissions in a Climate-Constrained World. Energies 201911

今回の共同研究の結果は、脱炭素社会へのエネルギー転換は、エネルギーの効率化と自然エネルギーが担うということを明確に表しているが、需要についてはさらに、ライフスタイルや産業構造の変化により大きな削減の可能性がある。例えば、業務・家庭部門では、建築物の新築、改修時に断熱や気密レベルを向上させることで、冷暖房負荷／エネルギー需要を減少させることができる。また、コロナ禍で加速したテレワーク、ウェッ
ブ会議などのオンラインのワークスタイルは、運輸の需要を押し下げる。産業部門では、サーキュラー・エコノミーが進展すれば、リサイクル素材の活用が増大し、産業プロセスに新規に投入するエネルギーが削減される。産業プロセス自体をエネルギー・脱炭素の面から再構築していくといった方策も不可避な方向である。各部門におけるさらなる需要削減の可能性は別途検討していきたい。
一方で、ビッグデータの時代と言われるような IT の急激な深化・拡大は、従来のレベルとは異なる飛躍的な
電力消費量の増大をもたらすという研究もある19。IEA は、報告書 Energy Efficiency2019 で、デジタル化の進展で効率化が最適となるようなエネルギーシステムマネジメントが可能となり、エネルギーのエンドユース
におけるエネルギー効率化を伸ばすことができるとしている。同時にデジタル技術は、柔軟な需要とその価値を生み出すとともに、エネルギーシステム全体の効率も上げる。
世界の建築分野の需要を例に挙げるなら、デジタル化により、2040 年までにその需要を 10％削減させ、またデマンドリスポンス可能な需要側の設備容量を現在の 40GW から 450GW まで増大させることもできるという。但し、システム全体の向上がどれだけもたらされるのか、デジタル化による利便性等の向上などで需要が増加するリバウンドエフェクトがどれだけ効果を相殺してしまうか、など研究の余地は大きいという20。
情報量の飛躍的増大は、デジタル社会・経済への移行という構造的な転換により発生するもので、その構造転換は必然的に、大規模なエネルギー消費構造の転換と、それに起因した産業構造の大変革をもたらす。したがって、諸々の研究も示すように21、大きな IT 需要に伴うエネルギー消費の増大は、それを相殺する
方向でのエネルギー削減対策と同時に進行させていく必要がある。IEA が指摘するように、データアクセスやプ
ライバシー、技術革新への障害の除去などの政策と合わせて、デジタル技術がエネルギーシステムの効率化に貢献するような政策や戦略をとることで、さらなるエネルギー効率化の進展が望める。
今回の共同研究では、こうした社会全体にわたるデジタル経済化や、それに伴うエネルギー消費構造や産業構造の大きな変革を考慮していないが、少なくとも、政策的にデジタル化とデジタル化に伴うエネルギー消費削減策は一体的に進められるべきであることは自明であり、エネルギー消費が増加する前に時宜を逸することなく、必要な政策を導入するよう準備を整える必要がある。

19

LCS, 「情報化社会の進展がエネルギー消費に与える影響 vol.1」2019.3（https://www.jst.go.jp/lcs/pdf/fy2018-pp-15.pdf）では、他の制約がない前提で IP トラフィックの増大に比例して消費電力が増大すると推定すれば、IT 関連だけで、2030 年で現在の電力消費の 1.5 倍、2050 年では 180 倍の電力消費が必要になるとしている。
20
IEA, “Energy Efficiency 2019”21
日本経済研究センター「デジタル経済への移行、温暖化ガスは 6 割減」2019.5（https://www.jcer.or.jp/economic-forecast/2019057.html）ICT をフル活用したデジタル経済に移行することで、2050 年までに 6 割の排出量が削減可能、環境税の付加等により、それ以上の削減も可能としている。

12

第 2 節 自然エネルギー100％電力の実現
供給側に目を転じると、脱炭素を実現するためには、100％自然エネルギー電力を実現することが、最も現実的で効果的な選択肢である。自然エネルギー電力 100％の実現には、大きく次の 3 つのことが条件となる。
第一に大量の自然エネルギーを導入するにあたって、そもそも物理的に導入可能であること、すなわち日本
における自然エネルギーのポテンシャルが十分に大きいことが前提である。第二に、自然エネルギーがスムーズに導入されていくためには、経済的な条件、自然エネルギーのコストの低下が重要である。そして第三に、電力が安定して供給される条件として、需給バランスが安定的に保たれることが必要である。以下 3 つの論点について、説明する。
1．自然エネルギーのポテンシャル
自然エネルギーのポテンシャルが日本に十分にあるのかどうかについては、様々な検討がされている。前項で記した通り、モデル計算では、太陽光発電と風力発電が将来の電力資源の多くを占めるようになる。算定の結果、必要とされた規模の自然エネルギーが実際に供給可能かどうかを確認するために、自然エネルギーのポ
テンシャルについて述べる。
（1）太陽光発電
共同研究では、メリットオーダーで電源選択が行われることから、太陽光発電は、最もコストの低い電源として、モデル計算のためにあらかじめ設定した上限値に近い 524GW まで導入が進んだ。2050 年における上限値の設定は、資源総合システムによる分野別導入予測のうち、導入・技術加速ケース22によっているが、2030 年段階では、財団の 2030 年提案23の導入量（合計 144GW）を上限値として使っている。
太陽光発電の導入ポテンシャルについては、環境省も推計を行っており、その結果は表 2 となっている。各
建物、土地利用の用途ごとに、可能な導入量をレベル 1～3 に分けて計上している。レベル分けの基本的考え方として公共建築物の例を表 3 に示す。環境省の推計は24、土地利用や建物用途ごとに設置可能面積を抽出し、それに設置係数を乗ずることで設置容量を算出25する手法であるが、レベル 3 がポテンシャル値とさ
れ、2,746GW となっている。また、レベル 1 でも 699GW、レベル 2 で 1,447GW となっている。

22

資源総合システム資源総合システム、「市場における 2030・2050 にむけた太陽光発電導入予測」、2019：用途別、規模別に市場を想定し、導入可能量を予測している。
23
自然エネルギー財団 「2030 年エネルギーミックスへの提案（第一版）」、2020.8（https://www.renewableei.org/pdfdownload/activities/REI_2030Proposal.pdf）
24
環境省「2019 年度再生可能エネルギーに関するゾーニング基礎情報等の整備・公開等に関する委託業務報告書」、
2020（http://www.renewable-energy-potential.env.go.jp/RenewableEnergy/report/r01.html）
25
農地以外で 12 ㎡/kW、農地で 16 ㎡/kW で計算

13表 2 環境省調査における自然エネルギー導入ポテンシャル（GW）
GW

内

訳

レベル 1

レベル 2

レベル 3

商業系

商業、宿泊施設

1

3

3

住宅系

戸建、共同、オフィスビル

58

159

206

公共建築物

庁舎、文化施設、学校等、医療施設、

8

17

19

上下水施設
発電所・工場

発電所、工場、倉庫、工場団地

17

26

36

低・未利用地

最終処分場、河川、港湾、鉄道、道

2

19

33

612

1,224

2,447

699

1,447

2,746

路、海岸、ゴルフ場など
農地

田・その他農用地、耕作放棄地
合 計出典）環境省「2019 年度再生可能エネルギーに関するゾーニング基礎情報等の整備・公開等に関する委託業務報告書」、
2020

表 3 公共系建築物での PV 設置可能面積算定・条件（レベル）の基本的考え方

出典）環境省「2019 年度再生可能エネルギーに関するゾーニング基礎情報等の整備・公開等に関する委託業務報告書」、
2020

今回の想定した 2050 年導入量 524GW は、環境省調査のレベル 1 以下の規模であり、技術的なポテ
ンシャルは十分に存在すると言える。むしろ課題は、そのポテンシャルをどこまで実現できるようにするか、ということである26。
今後、コストの低下に加えて、制度上・規制上の様々な制約の緩和や改善、市場改革などを徹底して進めることが、経済的な条件の改善にもつながり、導入を伸ばす鍵となる。

26

環境省の同調査では、このポテンシャルを前提に、事業採算性に関する条件をシナリオ設定して、最大で 406GW という導入量を算定している。この算定条件は、現在のコスト条件を前提にしていることから、控えめな結果が出ていると考える。

14

2050 年に向けて太陽光発電の開発、導入の特徴としては、次のような点が予想される。すでに 2030 年に向けても、従来中心であった大規模な接地型の設備ではなく、住宅・施設のルーフトップ型の設置が中心となっていく。さらにバッテリーの併設も増えて、発電量の系統連系量を自ら調整するプロシューマー型へと移行していくことで、さらなる太陽光発電の導入拡大につながると考えている。
（2）風力発電
風力発電のポテンシャルについても、陸上風力、洋上風力の双方の検討が行われている。
環境省の推計では、GIS を使って、自然条件、法制度や土地利用の社会条件により困難な地域を除外
し、風況が可能な地域を抽出している。導入ポテンシャルは、風速が陸上 5.5m、洋上 6.5m 以上の条件
で、風力発電全体で 1,405GW としている。風速の条件を厳しくし、陸上で 6m、洋上の着床で 7m、浮体式で 7.5m 以上として算定した場合でも、陸上 223GW、洋上 715 の計 938GW に達する（表 4）27。
表 4 風力発電導入ポテンシャル（GW）

風速（m/s）
5.5 - 6.0
6.0 - 6.5
6.5 - 7.0
7.0 - 7.5
7.5 - 8.0
8.0 - 7.5
8.5 計（陸上：5.5 以上、洋上：6.5 以上）計（陸上：6.0 以上、
洋上： 着床 7.0 以上、浮体7.5 以上）

洋上風力

陸上風力

着床式

浮体式

小計

風力合計

62
64
55
42
29
17
17

0
0
96
86
81
47
28

0
0
94
215
237
131
105

0
0
190
301
319
177
133

62
64
245
343
348
194
150

285

337

783

1,120

1,405

223

242

474

715

938

【条件】 陸上風力：ハブ高さ 80m、10MW/m2、
洋上風力：ハブ高さ 140m、8MW/m2、離岸距離 30km 以下、水深 60m 未満（着床式）、60～200m（浮体式）
出典）環境省「2019 年度再生可能エネルギーに関するゾーニング基礎情報等の整備・公開等に関する委託業務報告書」、
2020 を基に財団作成を基に自然エネルギー財団作成

従って、共同研究の結果で必要とされた、陸上 88GW、洋上 63GW の風力発電の導入に対しては十分なポテンシャルが存在していると言える。導入に関する課題としては、地域的なポテンシャルの偏在が挙げられる。陸上風力発電では、導入ポテンシャル 223GW の 79％が北海道、東北にあり、洋上風力では、着床式の 54％、浮体式の 65％を北海道、東北、九州が占める。このような電力の大量消費地ではない地域でのポテンシャルを実現するためには、広域的な送電網等のインフラ整備を織り込む必要がある。
また、IEA は、洋上風力の技術ポテンシャルについて、日本では現在の電力需要の約 9 倍、9,074TWhに達するとの見通しを出している(図 8)。

27

既出、脚注 24：環境省調査では、風力発電のシナリオ別導入可能量は、最大で陸上：163GW、洋上：460GW を見込んでいる。

15

図 8 洋上風力発電のポテンシャル

出典）IEA, Offshore Wind Outlook 2019 を基に自然エネルギー財団作成（3）その他の自然エネルギー
バイオマスなど、バイオエネルギーを活用する発電は、FIT 制度の導入以降急速にその設備容量を増やしてきたが、2050 年に向けてはその利用方法は変化していくことが考えられる。具体的には、産業分野の脱炭素化のために、現在の石油化学製品をバイオ系の製品で代替していくことや、バイオマス燃料が必要とされることが想定される。供給面では、廃棄物や残渣系バイオマスの利用率を高めていき、特に生態系の炭素ストックの維持や生物多様性保全の観点から、持続可能に利用できるバイオマス資源量の範囲内での利用に留めることが重要である。今回の共同研究では、日本国内のサスティナブルバイオマスのポテンシャルを農作物残渣、森
林管理、廃棄物、下水、バイオガス、産業残渣等により積み上げ算定し、年間のサスティナブルバイオエネル
ギー量は最大でも 200TWh 程度と想定している。なお、本研究においては、輸入バイオマスについては、その持続可能性確保の不透明性、また生産国における消費の増加などを考慮して、将来的な利用は検討の対象外としている。
水力発電に関しては、既存の水力発電が、設備容量の増減なしにメンテナンス等を継続し、2050 年まで稼働を続けることができるという想定を置いたが、モデル計算結果では、全国で合計約 22GW の水力発電
は、フルに活用され続ける。地熱発電について前出の環境省調査では、最大 14GW のポテンシャルの存在を推計しているが、モデル計算結果では、2GW の導入となった。
水力発電、地熱発電は変動の小さい自然エネルギー発電であり、その活用の可能性については、今後更に検討する必要がある。

16

2．自然エネルギー電力のコスト
電源の自然エネルギー転換は、今後、自然エネルギーがコストの低下を背景に大量に導入されることで進んでいく。今回の共同研究は、資本費（CAPEX）、運営費（OPEX）、耐用年数（Life time）など、発電や熱供給にかかわるコスト条件を現在から 2050 年まで 5 年ごとのスケールで設定している。各入力条件
は、同時に公表する共同研究レポート28に付属表として掲載しているが、太陽光、風力発電のコスト条件デー
タは表 8（補足資料 2 参照）のとおりである。今回の共同研究では、事業用の太陽光発電については、財団の 2030 年のコスト算定手法を基に算定し29、それ以外については、各種の既存調査を参照しつつ、コストを設定した。
日本の太陽光、風力発電の CAPEX を、LUT が調査したグローバルコスト30と比較したのが図 9 である。
日本とグローバルのコスト差は、住宅用太陽光発電、風力発電においては縮小すると設定した。一方、事業用の太陽光発電は、日本価格とグローバル価格の差が依然として残り、2050 年でも倍近い CAPEX 設定となっている。
図 9 太陽光発電、風力発電の CAPEX の推移 日本 VS グローバル出典）共同研究データを基に財団作成

28

REI, Agora Energiewende, LUT, “Renewable pathway to climate-neutral Japan-Reaching zero
emissions by2050 in the Japanese energy system” 2021, Appendix; Table A1
29「日本の太陽光発電の発電コスト」自然エネルギー財団、2019.7; モジュール・パワコン等の機器がラーニングカーブによって低下していく国際コストに収れんするのに対し、その他の施行や接続費等は 2030 年で想定した日本との価格差が継続すると考えて 2030 年以降のコスト条件を設定している。
30
グローバル価格：LUT による。できる限リ複数以上の参照データを用いてグローバル価格を設定している。例えば PV コストの主要な出典は、[ETIP-PV] “Fact Sheets about Photovoltaics: PV the cheapest electricity source
almost everywhere”, 2019. E. Vartiainen, et.al., “Impact of weighted average cost of capital,
capital expenditure, and other parameters on future utility-scale PV levelised cost of electricity,”
Prog Photovolt Res Appl, vol. 28, no. 6, 202017

こうしたコスト条件で、LUT モデルを実行し、コスト最適な選択のもと、発電量が決まる。こうして算出された均等化発電コスト（LCOE）を図 10 に示す。2050 年では、太陽光、陸上風力による自然エネルギー
電力は、kWh あたり 5 円を切るレベルとなっている。このシナリオでは、石炭火力発電、原子力発電は 2030
年以降は運転を止める設定であるが、石炭発電は、カーボンプライス31の影響もあり、2025 年の段階で事業
用太陽光発電や陸上風力のコストを上回る。原子力発電は、すでに 2020 年の段階で、ルーフトップ型の太陽光発電以外の太陽光発電、風力発電のコストを上回っている。ガス火力発電（CCGT）は、カーボンプラ
イスの影響をうけて価格が上昇していく。CCS 付き火力についても、貯留場所の確保を考えると現実には導入が困難だが、コスト比較のために、その中でも可能性の高い CCS 付きガス（CCG）発電について LCOEを試算した。CCS のコストが低下していくにもかかわらず、カーボンプライスの影響で32、価格上昇が続き、ごく限定的にしか使用されない。
こうした各自然エネルギーの低コスト化が、後段で述べるように、電力全体のコストを引き下げ（図 19右）、各セクターでの電化を一層促進する原動力となる
図 10 主な発電技術の均等化発電コスト（LCOE）推移

出典）共同研究データを基に自然エネルギー財団作成

31

カーボンプライスの設定は、2030 年では太陽光発電の石炭火力に対する競争力確保を考慮して CO21 トン当たり 5000円程度としており（OECD 経済審査報告書 日本 2019）、2050 年に向けて、現状の欧州の最高価格レベルに近づく
16,500 円とした。
32
CCS を付けても、火力発電の排出はゼロとはならず、15％～30％は排出が残ると言われている。したがって今回の共同研
究では CCS 付き火力に対して 15％分のカーボンプライスをかけている。

18

3．電力需給の安定性（1）需給バランスの確保
2050 年の電源ミックスは、100％自然エネルギーであり、太陽光発電・風力発電という変動型電源が大きな割合を占める。また、特に風力発電は北海道・東北に集中的に立地している。このため、気象条件による発電量の変動への対応、地域ごとの需給バランスの確保が重要な課題になる。今回の共同研究では、日本の 9 電力供給エリアごとに（沖縄を除く）、年間 8760 時間をシミュレーションし、1 時間ごとに需給をバランスさせるために必要な電源、対策をコストが最小になるように選択している。
自然エネルギー100％の電力システムにおいては、大量のバッテリー導入だけが系統安定化対策と捉えられがちな日本の議論を超えて、さまざまな手法での需給バランスが確保されることを想定している。今回シミュレー
ションで検討した技術・対策を表 5 に挙げた。主として投資を必要とする技術・対策を対象としているが、多岐にわたっている33 。
表 5 電力システムの柔軟性の確保の手法

供給側

手 法

技 術 ・ 対 策

地域間電力移出入連系線運用強化

事 例

効 果
短～中
期

（取引）の強化

連系線増強、新設

国際連系も可能中～長期

電力貯蔵の導入・運用

揚水発電

短～中
期

A-CAES

産業用

バッテリー

発電事業者用大規模

需要側

プロシューマーバッテリー

短期

自動車バッテリー V to G

需／供

需要側

熱貯蔵の導入・運用

高温熱貯蔵（TES）

産業用(power to heat)

熱・冷熱貯蔵建物、DHC 用

合成燃料の製造と貯蔵

ガス貯蔵

グリーン合成メタン（液体水素）

中～長(Power to fuel)

輸入合成燃料期

電解装置

グリーン水素の製造

短～中

需要の柔軟運用期
バッテリー

EV スマートチャージ

短期(デマンドレスポンス、その促

産業用・電力消費設備

電炉等の柔軟運用

短期進のための課金制度等)

業務・家庭用・電力消費設

柔軟運用

短期

備
注）共同研究で算定対象としている対策に網掛け
33

これ以外にも様々な運用対策や、市場をはじめとする制度の在り方、VPP やアグレゲーターの役割、地域やコミュニティにおける分散的対策、個別施設設備等におけるビハインドメーターの対策など、ソフトの対策も含めてさらに多様な方策があり、それらをどう活用していくかが今後の日本のエネルギーシステムの構築に重要である。

19

出典）自然エネルギー財団作成

電気自動車の大規模な普及、太陽光発電と蓄電池の低コスト化によるプロシューマーの拡大などにより柔軟な貯蔵容量が大幅に拡大することに加え、グリーン水素とグリーン合成燃料の製造用の電力消費が需給バ
ランス確保の手法としても大きな役割を発揮することになる。また、地域間電力移入も強化され、地域間バランス確保に貢献する。これらの詳細は後述する。
図 11 は、2050 年の冬季における典型的な週のシミュレーション結果である。電力需要のピークは冬の日中で 490GW に達する。これは現在の電力需要のピークの 3 倍以上という極めて高い水準であるが、その背景にあるのは、冬季は太陽光発電の出力が若干低下するが、風力発電の出力が大きく増加するため、電力供給量が大きくなることである。この余剰電力を活用してグリーン水素とグリーン合成燃料の製造が増大する。
グリーン水素を製造するエレクトロライザーの電力需要には柔軟性があり、供給量に応じて需要量を調整することができる。2050 年には、こうした柔軟な需要が大きくなり、変動型電源の発電量のピークやボトムにおいても、需給バランスの確保を可能にするのである。同様に、バッテリーや揚水発電、EV（スマートチャージ・V2G）も柔軟な電力需要の一部となり、バランス確保に活用されている。この結果、変動型電源の出力抑制量は低いレベルにとどまっている（総発電量の 1.1％）。
図 11 2050 年の電力需給バランス（冬の典型的な一週間）

注）X 軸の数字は 1 月 1 日 0 時からの累積時間
出典）共同研究レポート20

図 12 2050 年の電力需給バランス（夏の典型的な一週間）

注）X 軸の数字は 1 月 1 日 0 時からの累積時間
出典）共同研究レポート

柔軟な電力需要が大きくなれば、夏の夜間のように、自然エネルギー発電量が小さくなる時間帯における需給バランス確保にも貢献する（図 12）。夏場の夜間に発生する「柔軟性のない需要」は一般的な電気機器の需要や運輸車両への急速充電、熱需要や熱貯蔵の最低量確保などであるが、最大でも 84GW 程度と算定される。2050 年においては、22GW の水力発電、30GW の揚水発電、52GW のバイオガス・グリー
ン合成燃料（メタン）を使用する発電・コージェネレーション設備、5GW のバイオマス発電、そして 87GW のバッテリーの導入を想定している。また、少なくとも風力発電は全国のどこかで発電しており、最低でも 5GW に達していると想定できる。84GW 程度の柔軟性のない需要には、これらにより十分、対応することができる。

21

（2）地域間電力移出入とその強化
太陽光は全国的に広く導入されるが、東京34・中部から関西・九州に多く、一方で陸上風力は、北海道、
東北、洋上風力は東京、東北、北海道、北陸、九州でより大きく導入される。地域間の電力の移出入は電源のこうした偏在を補正するとともに、柔軟性を高める重要な手段である。地域間電力移出入は、2050 年
では 2020 年に比べ 65％増加し、全国では年間 249TWh、年間総発電量の 18％が地域間で電力取引される。風力発電の多い北海道ではその 80％、東北でも 25％が移出に向けられる。一方、東京その電力需要のうち 30％、145TWh、関西では 15％、28TWh を移入で賄うことになる。
地域間電力取引の規模が大きくなるにつれ、送電網は運用強化だけでなく、新増設が必要となる。このモデルでは、地域間連系線は送電線の建設コスト35を加えた発電コストが他の電源と比べて低くなれば導入される設定となっている。2050 年段階では、グリーン水素等の製造を含めた東京の電力需要に対応するために、風力発電の豊富な北海道、東北から東京への電力移出が拡大するが、そのために、北海道―東京間には海底ケーブルを使った DC の連系線が新規に 17GW 新設される結果となる36。また 50/60Hz の周波数変換連系も合計 6GW へと増強され、これまでなかった北陸―東北間も 3GW 連系線が新設される（図13）。
連系線の増強コストは、例えば東京―北海道の主として海底ケーブルを使う 17GW の連系線の新設では、2030 年から 50 年までの建設分の総投資額は 2.2 兆円にのぼる。ただし年額にすると37、2050 年では、連系線の増強コストと運用コスト全体で 5800 億円と見積もられ、2020 年以来最大となっているが、後段（図 19 右）でみるように、電力コスト全体でみると、燃料費など他のコストの減少によって相殺されることがわかる38。

34

これ以降の地域名は、一般送配電事業者の供給区域を示す。
連系線は、地域によりケーブル種を設定、それぞれの現在の建設コスト（コンバーター含む）を OCCTO のデータで確認し、それを 2020 年データとして、2050 年までのコストを想定している。現在のコスト（Capex, Opex）は、グローバルとは 2倍以上の開きがあるものが多いが、2050 年段階ではグローバルコストの差が 50％となるまで近づくと設定した。例えば、高圧直流の架空線の場合、KW 当たりの CAPEX は現在では 332 円であるが、2050 年では 178 円まで下がると考えた。
OPEX は 6.64 円から 3.44 円に下がると設定した。ただし、連系が必要になった時に連系線のコストが算入される仕組みであることから、実際には連系線強化に 5 年程度の準備・工事期間が必要と考えると、連系関連の導入判断は前倒しで考える必要がある。
36
共同研究の結果によれば、グリーン水素製造のエレクトロライザーは、コスト最適条件では、消費地の近くに導入される。グリーン水素を北海道で生産して東京に運送するのに比べて、北海道から直結連系線を引いても、消費地近くで生産するほうが、コストが低い。
37
WACC7％、Lifetime50 年
38
共同研究のモデル算定では、2020 年段階では、系統の使用率については、現状の正味託送容量（NTC）（交流送電で 25～50％、直流送電で最大 100％）を使用しているが、今後はより柔軟な運用が可能になると考え、2030 年以
降は NTC が 80％まで受け入れられると設定している。ただし、現在の NTC が変更されない（交流送電で最大 50％）とした場合には、追加的系統増強費用が必要となり、電力コスト（LCOE）は４％増大する。
3522

図 13 地域間の電力移出入と地域間連系線（2050）

移出超地域
移入超地域

注）着色の円は地域間の移入量、外円は移出量を現す
地域間連系線は、地域の中心を繋いだ模式的な線で表しており、敷設場所とは異なる
出典）共同研究レポート（2）電力貯蔵
電力貯蔵も電力システムへの柔軟性の確保という意味で重要な役割を果たす。図 14 は、電力貯蔵設
備の設備容量の推移を示す。2020 年と比較すると、2050 年では、約 4 倍の設備容量を必要とする。
2030 年までは、その大半が既存の揚水発電であり、効果を発揮するが、2030 年ごろから、バッテリーコストの低下と相まって、バッテリーの設備容量が増大していく。バッテリーのコストは、現在でもグローバルコストに近い水準であり、今後ともグローバルコストに追随していくと考えられるため、LUT の予想するグローバルコストを採用している（各タイプのコスト設定詳細については、共同研究参照）。事業用のバッテリーでは、2020 年でKWh 当たり 3 万円弱、インターフェースを加えて 4 万円を超すレベル（CAPEX）だが、2030 年時点ではその半額を切り、さらに 2050 年では４分の１になると想定した。
注目すべきは、ルーフトップ型 PV を保有するプロシューマーによる導入が大きく増加することだ。プロシュー
マーは、企業や個人が発電した電力をグリッドに提供していくが、需給市場に応じて柔軟に対応することが可能である。バッテリーはその機能をさらに高めることになる。欧州を中心として、VPP（バーチャルパワープラント）がビジネスとして台頭してきており、小規模な発電設備も、高度なエネルギーマネジメント技術で遠隔でも統合的に制御され、発電所のように運用することが可能となっている。このようにプロシューマー拡大の兆しがすでに表れている。2040 年以降は、発電事業者による大規模バッテリーの導入も増大する。
また、EV の導入拡大に合わせて、いわゆる V2G やスマートチャージング39も大いに活用されるようになる。
こうした貯蔵設備は、全地域に導入されていくが、コスト最適の視点では、発電、電力移出元の地域よりも需要地に近接することが好まれる。

39

Vehicle to Grid: 電気自動車のバッテリーを利用し、電力需要の少ない時間に充電、また電力需要がひっ迫する時間に、系統に逆潮して系統の安定化に貢献すること。

23

図 14 電力貯蔵設備容量と年間放電電力量

注）A-CAES：断熱圧縮空気エネルギー貯蔵システム
出典）共同研究レポート（3）熱・ガス貯蔵
電力貯蔵と同様、熱貯蔵も熱供給だけでなく電力のバランス確保とピークカットのために使われる。ただし、2045 年までは、その必要性は顕在化しない。特にガス貯蔵（P2G）は、自然エネルギー電力が余剰している時期を中心にグリーン合成メタンを製造、貯蔵しておくもので40、年間を通した長期貯蔵に適している。産業用のグリーン水素、グリーンメタンを冬季に豊富な風力発電で製造して貯蔵し、夏季、風力発電出力が低下する時期の産業用の熱需要を満たす。これにより季節間の需給をバランスさせることができる。2050 年段階で増大する需要に備え、熱・ガス貯蔵のインフラも準備していく必要がある。
（4）需要サイドの柔軟運用
加えて需要サイドの柔軟性（DSF）も大きな役割を果たす。特に注目されるのは、いわゆるセクターカップリ
ング、セクターインテグレーションである。上記の EV のバッテリーを活用した P2G やスマートチャージングは、その代表策ともいえるが、そのほかにも、産業用の高温熱貯蔵（TES）や、業務・家庭用の熱貯蔵も活用が可能である。今回のモデル算定では考慮していないが、産業部門の大きな電力需要をともなう設備装置、例えば鉄鋼業の電炉などを電力供給の状況にあわせて柔軟に運用していくことも可能である。こうした対策は2050 年に向けて、さらに大きく活用されるようになる。

40

水素の輸送・貯蔵は扱いにくく、またコスト高であることから、水素の製造は、北海道などの発電地よりも、送電インフラを装備したとしても、工場等の需要地の近くで行うことが適している。また、水素よりも、メタンなどの合成燃料が扱いやすく、製造時のコスト差が相殺できることから、今回の共同研究では、ガス貯蔵は水素でなく、メタンを想定している。

24

補論 1 調整力と慣性力
脱炭素化をめざす電源構成の議論の中で、電力の需給バランスを確保し、系統の安定性を維持するために調整力と慣性力の確保が必要であり、このために将来にわたって火力発電を維持しなければならないとする見解がある。この見解は、その裏返しとして、変動型自然エネルギー電源の導入の限界を唱える議論につながる。
調整力とは、需要と供給の不一致により生じる周波数変動を抑制・緩和（結果的に需給を一致させる）する能力―すなわち、発電設備側で出力を増加／低減させる能力、または需要側で需要電力を増減させる
能力を意味する。本スタディにおける需給バランス確保の項で述べたように、火力発電だけが調整力確保の手法ではなく、特に 2050 年を展望すれば安価になったバッテリー、グリーン水素製造のための電解装置の稼働も含め、多様な手法を活用し電力システムの柔軟性を維持することができる。
また、日本の議論で見落とされているのは、自然エネルギー発電においても、自律制御または外部指令により発電出力を低減させることが可能であり、さらに予め一定の出力を低減して運転している場合には、出力を増加することが可能であることである。欧米では既にグリッドコードにおいて、風力発電や太陽光発電が有している「周波数調停率制御機能」などの活用を規定し、電力系統に必要な調整力を風力や太陽光からも供給し、周波数安定化に寄与している。日本においても、自然エネルギー発電が有するこうした機能が、当然活用されるべきである。
もうひとつ指摘しておくべきなのは、日本における現在の蓄電池の利用方法に関する問題点である。北海道
等では、個々の風力発電所と太陽光発電所に蓄電池設備を併設し、それぞれの発電設備の出力変動を抑制するように求められている。しかし、エリア全体でみた場合の出力変動率は、個別の発電所の出力変動率の
約 1/10 以下に低減するという検証結果もあるように、個々の発電所ごとに蓄電池の設置を求めるのは合理的ではない。さらに、風力発電と太陽光発電がその出力を補い合う効果を持つことも明らかとなっており 41 、個々の発電所毎の調整を求めるのではなく、蓄電池はエリアごとの周波数を調整するために活用されるべきである。
一方、慣性力（イナーシャ）とは、系統に接続している発電機等が有する回転エネルギーであり、需給の不一致により生じる周波数の変化率を緩和する能力を意味する。慣性力が低下すると周波数の変化率が早くなるので、調整力を発揮し周波数回復動作を行うまでの時間的猶予が少なくなり、規定の周波数を逸脱する危険性も生じる。逆に、極めて短時間で調整力を発揮し周波数回復動作を行えば、周波数の低下
度合いを少なくし、回復までに要する時間も短くなる。

41

JWPA 協会誌第 8 号 2012 年 8 月 風力発電系統連系可能量拡大策 斉藤哲夫、
http://jwpa.jp/2012_pdf/90-35mado.pdf
NEDO 電力系統出力変動対応技術研究開発事業 平成 26 年度～平成 30 年度
https://www.nedo.go.jp/activities/ZZJP_100069.html
自然エネルギー財団 風力発電と太陽光発電の出力特性と両者の出力相関 2020 年 11 月
https://www.renewable-ei.org/activities/column/REupdate/20201127.php

25

2050 年にむけて慣性力を確保する対策としては、発電機をゼロ出力・電動機として系統に接続させて同期調相機として運転を行う方法や電動機と発電機を組む合わせた M-G セットの活用などがある。また、自然エネルギー発電側でも可変速度方式の風力発電機、太陽光や蓄電池システムなどインバータ制御機能を持つものであれは、周波数が変化しても、ごく短時間で周波数の回復動作を行うことが可能である。このほかにも様々な対策があり、そのコスト効果を見ながら導入していくことができるだろう。
上記の課題解決に向けては、このスタディでも多様に導入整備される設備や、需要側の対策を、どのように組み合わせて地域で活用していくかの検討、ルール作りが重要であることを示している。
補論 2 曇天・無風期間への対応
自然エネルギーが大きな割合を占める電力供給に対して、「曇天・無風で、風力発電、太陽光発電が共に、その発電を著しく低下させる期間が継続した場合に対応できるか」という懸念が示されることがある。前述のように、2050 年におけるエネルギーシステムは、国内の供給力として太陽光・風力以外に、22GW の水力発
電、52GW のバイオガス・グリーン合成燃料(メタン)を使用する発電・コージェネレーション設備、5GW のバイ
オマス発電を想定している。また少なくとも風力発電は全国のどこかでは発電しており、最低でも 5GW に達している。これらを合計すると 84GW に達する。加えて 30GW の揚水発電と 87GW のバッテリーを擁している。先に説明した 84GW 程度の柔軟性のない需要には、これらにより十分、対応することができる。
加えて、「全国的に風力も、太陽光も低出力となる期間」がどのくらい続く可能性があるのかについても検討を行う必要がある。2019 年、2018 年の全国の風力、太陽光発電の発電プロファイルを調べると、風力発電の出力が定格の 10％以下になるのは、最大で 96 時間継続した。しかし、太陽光と風力を合計した出力が 10％以下になるのは、最大で 18 時間にとどまった。以上を踏まえると、現在の日本の気象条件を前提とすれば、「全国的に風力も、太陽光も低出力となる期間」への対応を自然エネルギー100％の電力システム
で対応することは可能と考えられる。将来的により厳しい気象条件が生ずると予想される場合には、水力発電
や地熱発電、また国際送電、水素発電の供給力強化などを検討することになる。

26

第 3 節 電化が難しい熱需要への対応―グリーン水素とグリーン合成燃料
1．電化が難しい熱需要への対応
産業部門の熱需要で高熱を利用する部分、また運輸部門での船舶、航空、そして重量車など、現在はまだ電化が難しい用途への対応は、脱炭素化を完遂する上で最も困難な課題である。今回の共同研究では、産業や運輸部門の構造変革、技術的な大きな飛躍を想定していないため、その部分への対応として、何らかの脱炭素燃料が必要となるが、日本ではサスティナブルなバイオマス燃料が限定されており、また将来的にも世界的にバイオ燃料が希少となることから輸入も難しいと考えられる。このため、共同研究では基本的にグリーン
燃料、すなわちグリーン水素とグリーン合成燃料（合成メタンと FT 燃料）により化石燃料を代替すること想定する。脱炭素のために、水素、合成燃料ともに自然エネルギー由来：「グリーン」であること、製造段階でエミッションフリーの原料・エネルギーを使用することが大前提である。各部門におけるグリーン水素・グリーン合成
燃料の利用は、すでに表 1 にまとめてある。モデル算定の結果によれば、産業及び業務・家庭部門の熱需要を全体としてみると、電化が 2040 年に向かって着実に増加していくのに対し、グリーン水素やグリーン合成燃料など自然エネルギー電力を基にする燃料は、2045 年から急増、運輸部門でも 2040 年ごろから増加していく（図 15）。
図 15 熱供給（民生部門および産業部門）（左）、運輸部門のエネルギー転換（右）出典）共同研究レポート

これらのグリーン燃料の需要は、産業部門と運輸部門合わせて水素が 627TWh（17MT）、また合成メ
タンで 185TWh、交通部門用の FT 燃料で 89TWh が必要となる。このシナリオでは合成メタンと FT 燃料のほとんどが輸入である。国産の水素は 2050 年で 353TWh（9Mt）程度となり、ほぼ同量が輸入となる。
水素の多く（600TWh）が産業用である（図 16）。

27

図 16 グリーン水素・グリーン合成燃料消費の推移

出典）共同研究レポート

グリーン水素は、自然エネルギー電力を使い、エレクトロライザー（電解）技術で水から製造されるが、自然エネルギー電力を大量に必要とする。国産水素 353TWh を生産するために、電力を 429TWh 投入しなければならない。グリーン合成燃料は、グリーン水素に、CO を加えて作られるが、「グリーン」であるためには、エミッションフリーの CO2 を使う必要がある。このスタディでは、バイオガス、または空中から直接捕集する技術（DAC）を使うこととして算定をしているが、技術面、コスト面の検討が更に行われる必要がある。また、FT
燃料製造には、高温、高圧のプロセスを必要とし、エネルギー効率が低いことが課題とされている。
2．グリーン水素、グリーン合成燃料と熱需要コスト
グリーン水素製造を国内でおこなうことは、その柔軟な運用により、電力システムの需給バランス維持に貢献できるという利点があるが、より多くの自然エネルギー電力源、特に風力発電の開発が必要となり、北海道や東北の風力発電で得た電力を水素製造地へ大量に送るための送電コストや、風力発電の発電量が低くなりがちな夏季に備えて、冬季に合成メタンを作り、夏場の需要に備えて貯蔵するガス貯蔵設備も整備していく必要が生じる。一方、海外での供給について、西オーストラリアを想定し、運送等も含めたコストを試算すると、表6 に示すように、国内製造に比べてコスト差が大きいことがわかった。そのため、今回の共同研究では、グリーン
水素需要の半分とグリーン合成燃料の全量を輸入するケースを実現性の高いシナリオとして想定した。
表 6 グリーン水素、クリーン合成燃料のコスト見込み（2050 年）
円/kWhth

国内製造

輸入

11.9（11.5）

6.9

グリーン合成メタン（16.9）

9.4

グリーン FT 燃料（22.8）

9.5

グリーン水素注）（ ）内は全ての水素を国内製造としたケース、輸入元は西オーストラリアを想定、運送、荷下ろし、輸入マージンを含む
出典）共同研究データより自然エネルギー財団作成

28

国産に比べて安価な輸入グリーン水素、グリーン合成燃料を導入しても、グリーン燃料のコストを反映して、熱供給のコストは全体として 2050 年に近づくと高くなる。図 17（左）は熱供給の均等化コストの推移を示しているが、2050 年で 2020 年と比べ、1.4 倍のコスト上昇となっており、特に熱を多く使う産業部門の負担となる可能性がある。
図 17 熱供給の均等化コスト（左）、グリーン水素等の輸入と熱供給のコスト（右）出典）共同研究レポート

感度分析で、輸入増により熱供給のコストは下がっていくことがわかる（図 17 右）42。しかし、ある程度コ
スト低下が見込まれたとしても、グリーン水素・合成燃料のコストが電力と比べて割高であることは否めず、使用先を電化の困難な用途に限定することが、経済合理的な選択といえる。日本の水素戦略では、水素を主として発電や、乗用車を含む運輸部門や住宅建築等での使用に 1Mt 以上、将来的には 20Mt を活用する
目標を立てている。国は、将来的には、Nm3 当たり 20 円43の低価格化を目指すとしており、この価格目標
は、本スタディにおける想定コストよりさらに低いが、この価格でも発電用に利用すれば、発電コストを押し上げる要因となる。なにより、グリーン電力で作ったグリーン水素を再び発電に使うという非効率性や、電化の可能な乗用車や業務・家庭分野で貴重なグリーン水素を使用していくことは、経済的にも技術的にも合理的な戦略とは言い難い。水素を業務・家庭部門で積極的に活用していくには、大きなインフラ投資も必要であり、その投資が将来的に見合うものであるかは、疑問である。
直接電化が可能な領域をできる限り拡大していくこと、そして水素利用が必要な産業について、プロセスや立地の検討も含めた構造転換が検討されるべきである。全分野における徹底的なエネルギー効率化への取り組みが常に先に立つということも忘れてはならない。

42

水素需要の 50％を輸入した今回のケースでも、エネルギー全体でみれば、日本の自給率は 68％であり、現在の 12％と比較すれば自給率は大きく改善される。すべて輸入に転換したとしても、自給率は 56％である。
43
共同研究で想定した 2050 年のグリーン水素輸入コストは、高位熱量換算で Nm3 あたり約 25 円、発電効率を 50％と想定すると、発電コストは約 14 円となる。モデル算定では水素発電はコスト最適な選択とならず、ほとんど活用されていな
い。政府目標の 20 円でも発電コストは約 11 円で、他の電源より割高である。

29

補論 3 原子力発電
今回の共同研究では、2050 年までの脱炭素化を原子力発電に依存せず、自然エネルギーによって達成できることを明らかにした。原子力発電には、安全性、使用済み燃料の保管、放射性廃棄物の処分など様々な未解決の課題があるが、コスト面だけを見ても、利用の継続は困難な状況にある。
今回の共同研究では、CAPEX1,342 千円/kW44、40 年稼働等のコスト条件を設定したが、この場合、新設原子力発電所の LCOE は 20 円／kWh となり、他の電源と比較して高い発電コストとなった。コスト最適の観点からは、新規の原子力発電所が建設される見込みはない。
既設の原子力発電所の再稼働を進めることによって、原子力を脱炭素社会を担う電源としていくことも困難である。経済産業省は、国内の原子力発電所の将来の設備容量と発電量の見通しについて、2050 年時点では、原則どおり 40 年運転とした場合は 414 万 kW で 290 億 kWh、全ての原子炉を 60 年運転
した場合は 2,374 万 kW で 1,663 億 kWh としている45。この時点での全発電量は 1.3～1.5 兆 kWhとされているから、40 年運転の場合は 2％前後にしかならない。
60 年運転では、11～13％となるが、全ての原発が再稼働を果たし且つ 60 年延長するというのは、相当無理のある想定である。しかもこの発電量の試算は、80％という高い設備利用率を仮定している。これは福島原発事故前 30 年間の平均約 73％より 7 ポイントも高い。更に言えば建設中としている 3 基には、2011 年 1 月に着工し、2 か月後に福島原発事故が発生して建設がストップし、本格工事が始まっていない
東京電力の東通原子力発電所も含んでいる。
もうひとつ注目すべきは、このような無理のある想定が万が一実現したとしても、10 年後の 2060 年に残る設備容量は 6 割減の 956 万 kW に過ぎず、せいぜい 4～5％しか供給できないということである。いうまでもなく二酸化炭素排出をゼロにするカーボンニュートラルは、2060 年でも実現しなければならない。
種々の現実性のない仮定をはずし、リアルに考えれば、いかに原子力発電に期待をかけても、将来の日本で原発が供給できるのは、必要な電力量のごく一部でしかない。将来性のない原子力発電の再稼働や運転延長を目指すのは、脱炭素社会実現への正しい選択とはとても言えない。
補論 4 CCS 付火力発電2020 年 12 月 25 日に公表された「2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成長戦略」は、その冒頭で、「火力については、CO2 回収を前提とした利用を、選択肢として最大限追及していく」と明記している。参考値としながらも、2050 年に全電力の 30～40％程度を「原子力と CO2 回収前提の火力」で供給するという「転換イメージ」を示している。
国はこれまでも 2018 年のエネルギー基本計画や 2019 年のパリ協定長期戦略などの中で、CCS 付火力の活用を提唱してきたが、どの程度の利用を見込むのか、数値を示したのは今回が初めてである。また「火力」というだけで、燃料種の限定をしておらず、石炭火力についても 2050 年までの利用を見込んでいるということになる。

44
45

Lazard. Levelised cost of energy analysis - version 13.0 2019.
総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第 35 回会合）2020 年 12 月 21 日 資料１「2050 年カーボンニュートラルの実現に向けた検討」

30

化石燃料の燃焼により発生する二酸化炭素を回収し貯留する CCS は、脱炭素社会を実現する技術として、利用される可能性があることは事実であり、その調査研究に意味がない、ということにはならない。本スタ
ディが述べているように、脱炭素が最も困難なのは、産業用などの高温熱利用であり、電化が困難な生産プロ
セスでは、最後まで化石燃料の利用が残る可能性がある。この場合、限定的な一部のプロセスで CCS を使う必要があるかもしれない。
日本の戦略が特異なのは、CCS を限定的にではなく、石炭火力も含めて、火力発電に大規模に活用しようとしている点にある。補論 3 で述べたように、原子力発電の利用はごくわずかしか見込めないため、国が想定する 30％～40％の大部分は CCS 付火力が担うことになる。脱炭素化でリードする欧州連合の脱炭素戦
略では、2050 年の電力供給の 81～85％は自然エネルギーであり、火力発電は 2～6％でしかない。
この国の戦略には、二つの点でその現実性に疑問がある。
ひとつは、回収をした二酸化炭素を一体どこに貯留するのか、という問題である。経済産業省は、「仮に毎年 1 億 t 程度の CCUS を火力発電のために確保できるとしても、2050 年の発電電力量の約 1 割に相当する量しか確保できない」と試算している46ので、参考値の 30％～40％の大部分を CCS 付火力で対応するためには、年 3～4 億 t の CO2 を回収することになる。回収した CO2 を有効利用する CCU の可能性は全く未知数であり、少なくとも現時点ではそのほぼ全量を貯留する可能性の検討が求められる。
国が進めてきた北海道苫小牧の「日本初の大規模な CCS 実証試験」では、約 3 年で 30 万 t の CO2の圧入に成功したとされている。年 10 万 t であるから、必要な貯留量は、毎年その 3000～4000 倍ということになる。同じ資料で、経済産業省は、「2018 年度までの貯留適地調査事業における 3D 探査解析結果では、国内総計約 80 億トンの貯留可能量が示されている。」としているが、どこにそのような場所があるのか、具体的には全く示されておらず、また社会的・経済的に実現可能なのか全く不明である。
第二の疑問は、その経済性である。CCS 付火力発電は、通常の火力発電のコストに CO2 を回収し、運搬し、貯留するという追加のコストが必要になり、割高になる。経済産業省は、現在の CCS 付き石炭火力発電のコストを 16～18 円/kWh、CCS 付天然ガス火力発電では、16～17 円/kWh としており、これを将来
は 13 円～15 円にすることを目標として掲げている47。
同じく経済産業省が 2025 年の太陽光発電の価格目標としているのは、7 円/kWh であり、風力発電も2030 年に 8～9 円である48。実際にも太陽光発電、風力発電のコスト低下は進んでおり、この目標の達成は十分に可能である。国は、2030 年以降に CCS 付火力の導入を計画しているが、そのコスト低減が実現していたとしても、同じく経済産業省が目標とする太陽光発電、風力発電コストの 2 倍前後の高コスト電源になってしまう。このような高コスト電源で全体の 30％～40％を供給すれば、日本の産業も国民も高い電力料金を負担することになってしまうだろう。
経済産業省の戦略では、水素も CCS を必要とするブルー水素を活用し、産業分野の排出削減対策にも
CCS の利用を想定しているとみられる。この場合には、CCS 付火力発電から回収される CO２に加え、これらの用途からの排出量も貯留が必要になる。到底、現実性のある戦略とは言えないのではないか。

46

総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第 36 回会合）2021 年 1 月 27 日 資料 2「2050 年カーボンニュー
トラルの実現に向けた検討」
47
総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第 35 回会合）2020 年 12 月 21 日 資料１「2050 年カーボンニュートラルの実現に向けた検討」
48
総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第 33 回会合）2020 年 11 月 17 日 「2050 年カーボンニュートラル
の実現に向けた検討」

31

第 4 章 自然エネルギー100％シナリオのメリット
第 1 節 リーズナブルコストで可能なエネルギーシステム転換
ここまで、自然エネルギー100％をベースとするエネルギーシステムへの転換の姿、道筋を見てきた。ここでは、その最後の論点として、エネルギー転換に伴うコストについて述べる。今回の共同研究は、自然エネルギー
100％のシステムは、環境だけでなく、経済性も含めて日本が 2050 年までに脱炭素化するための合理的な選択肢であることを示している。
1．2050 年の総エネルギーコストは現在より低くなる
今回の共同研究は、前掲のように、コスト最適化モデルで算定・分析しているため、毎時、コストが最小になるように様々な技術が導入されていく。そのうえで年間の総エネルギーコストが 5 年毎に最小となるような解を求めている。結果として、2050 年の年間の総エネルギーコスト（年間の総エネルギーシステムコスト）は2020 年より 29％減少する（図 18 ）。
その要因としては、2050 年までにエネルギー需要自体が 54％削減されること、そして、現在エネルギーの88％を占める化石燃料輸入費用 17 兆円49が、2050 年にはグリーン水素・合成燃料の一部の輸入分
3.8 兆円に大幅に低減することである。トレンドをみると、システムコストは、2030 年まで少し上昇し、その後低下していくが、2035 年以降自然エネルギー関係への資本投資の増大を、化石燃料のコスト減少と、エネ
ルギー消費量の減少が凌駕するためだ。2030 年までは、上記の 3 要素に加え、カーボンプライシングも影響している。ただし、カーボンプライシングは、その多くを政府の歳入とすることができるため、政策的再配分が可能である。従って総コストとしては、カーボンプライシングを除いてみることもできる。
図 18 エネルギーシステム年間総コストの推移

出典）共同研究レポート

49「日本の貿易の現状 2020」JFTC, 2019, P.5
https://www.jftc.or.jp/research/pdf/ForeignTrade2020/ForeignTrade2020.pdf

32

2．エネルギー単価もリーズナブルな増加にとどまる
次に、エネルギーの均等化コストを算出してみると、図 19（左）のとおりである。先ほどの総コストに対して、いわばエネルギーの平均単価といった性格を持つ。総コストと同様にまず化石燃料分のコストが大きく下落
し、一方で主として自然エネルギーへの投資費用が増大して下落を相殺している。それでもカーボンプライシン
グ分（図 19 薄紫部分）を差し引くと、2020 年と大きく変わらないレベルで推移している。2040 年以降、
グリーン水素の製造の投資やグリーン水素の輸入コストも加わるが、それでも 2050 年では 2020 年比 13％
増にとどまる。
エネルギーコストの上昇を抑えているのは、電力コストの減少である （図 19 右）。先に図 17 で見た熱供給のコストは、水素へのエネルギー転換により増大しているが、その多くの部分が電力コストの減少で相殺されている。電・熱併せてみると、大きなコスト増なく、日本のエネルギー転換が果たせることがわかる。
図 19 エネルギーの均等化コスト（LCO エネルギー）の推移（左）、電力コスト（LCOE）の推移（右）出典）共同研究レポート

第 2 節 「3E+S」の視点から見た自然エネルギー100％シナリオの評価
国のエネルギー政策では「3E＋S」という概念が、「エネルギー政策の要諦」「基本的視点」「原則」など、表
現を変えつつ、議論の大前提に置かれるべきものとして強調されてきた。この「3E＋S」を構成する、安全性、安定供給、経済性、環境適合という 4 つの要素自体は、他の国々のエネルギー政策の目的にも登場するものであり、特別なものではない50。しかし、これまでのエネルギー政策の議論で、しばしば「3E＋S」は、気候変動対策の強化や自然エネルギーの導入拡大を求める意見に対し、経済性や安定供給の重要性を強調し政策転換に反対する主張の根拠として、使われてきた。

50「3E+S」の内容は、状況に応じて変化してきている。2002 年に策定されたエネルギー政策基本法では、「安定供給の確保」と「環境への適合」が主要な柱とされ、この二つの政策目的を十分考慮しつつという条件付きで、「市場原理の活用」という 3 項目目が位置付けられていた。2010 年のエネルギー基本計画において、「市場原理の活用」が「経済効率性の向上」という表現に置き換えられ、「安全性」は福島原発事故後、2013 年の改正で追加された。

33

2050 年に脱炭素社会の実現を目指すことが宣言され、「温暖化への対応は経済成長の制約ではなく大きな成長につながる」という認識が共有されるようになってきた今、「3E＋S」の 4 つの要素を、脱炭素社会へのエネルギー転換を加速する観点から整理していくことが必要である51。
以下に述べるように、今回提案した自然エネルギー100％シナリオは、「3E+S」に照らしても、化石燃料や原子力発電への依存を続けるシナリオに比べ、大きなメリットを有するものである。
環境適合 (Environment)
自然エネルギー100％シナリオは、2050 年カーボンニュートラルだけでなく、2030 年時点での GHG45％
削減（2010 年比）を可能とするものであり、IPCC の提起した 1.5℃シナリオに適合するものとなっている。
またこのシナリオは、2050 年において化石燃料による火力発電を行わないだけでなく、産業部門、運輸部
門でも電化を最大限に追及し、残余の高温熱利用も自然エネルギー由来の水素や合燃料の利用を想定している。このため自動車、工場など大気汚染物質の最大の排出源からの排出を劇的に削減することができる。このように、自然エネルギー100％シナリオは気候変動対策の観点だけでなく、大気汚染対策の観点からも環境適合性の高いシナリオである。
エネルギーの安定供給 (Energy Security)
これまでの国の政策は、化石燃料がエネルギー供給の中心を占めることを前提とし、その観点から化石燃料の乏しい日本を「資源小国」ととらえ、石油、天然ガス、石炭といった海外の資源をいかに確実に確保するかという点を、エネルギーの安定供給の評価基準とするものであった。
しかし、気候危機の進行を食い止めるために、化石燃料資源は保有していても、その利用に大きな制限が課されることになった。一方で、地理的な偏在が化石燃料に比べて著しく少ない自然エネルギー資源が、安価にそして大量に利用できる時代を迎えつつある。
これからのエネルギー安定供給は、いかに自国の自然エネルギー資源を有効に用いるかで評価される必要がある。自然エネルギー100％シナリオは、2050 年に必要なグリーン水素の半分とグリーン合成燃料のほぼ全量を輸入することを想定しているが、その場合でもエネルギー自給率は 68%となる。現在の自給率は約12％52であるから大幅に改善され、供給の不安定性や価格変動を伴う化石燃料依存から解放される53。

51

経団連中西会長も、最近のインタビューで、「エネルギー供給の原則『S＋3E』（安全を前提とした安定供給、環境対策、経済性）の優先順位について、経団連ではカーボンニュートラルは最優先に位置づけないといけないと話している。」と語っている（日本経済新聞 2021 年 2 月 23 日）。
52
経産省 エネルギー白書 2020 原子力発電の燃料ウラニウムも自給分として算入
53
一方でグリーン水素などの輸入先の確保が新たな課題となる。グリーン水素の生産には安価で大量の自然エネルギー電力を必要とするから、日照や風況が特に良好や国や地域が、今後はグリーン水素の輸出国となっていくことが想定される。その一つの候補はオーストラリアであり、太陽光発電のポテンシャルは、発電量に関するデータが公開されている東部と南東部だけで年間に 7 万 2000TWh 弱と推定されている 。これは、世界の年間総発電量（2019 年は 2 万 7000TWh 強）の約
2.7 倍に相当する。自然エネルギー財団コラム「世界の革新的な脱炭素政策：オーストラリア」ロマン・ジスラー 参照。

34

経済性（Economy）
エネルギーの選択を巡るこれまでの日本の議論は、化石燃料資源が自然エネルギーよりも安価であるということを前提としてきた。しかし、この前提は自然エネルギー電源がますます安価になり、他方で化石燃料にはカーボンプライスが課されるか、もしくは利用を継続するためには CCS 利用が必要になる中で、全く成立しなくなっている。経済産業省の目標を比較しても、2030 年時点で既に CCS 付火力発電は、自然エネルギー電力の 2 倍前後の高コスト電源になる。原子力発電は化石燃料よりも更に高コストの電源になる。
自然エネルギーへのエネルギー転換で、従来必要としていた燃料輸入コスト 17 兆円54が、グリーン水素などの輸入 3.8 兆円に減少する。新たなエネルギーシステムへの投資を加えても、日本のエネルギーの総コスト
は、現在より減少することを示した。国内の自然エネルギー資源を活用した、より分散型のエネルギーシステム
は、自然エネルギー産業を活性化させ、地元での雇用も含め、地域経済への貢献を期待することができる。
安全性（Safety）「3E+S」の S は福島原発事故後に追加されたものであり、特に原子力発電に関して、重要な課題である。 自然エネルギー100％シナリオは、2030 年にも原子力発電の利用を中止することを想定しており、原発の稼働にともなう安全上のリスクを低減することができる。
同時に、2018 年 9 月の北海道胆振東部地震により合計 1.5GW の石炭火力発電が停止しブラックア
ウトが発生した事例、2021 年 2 月に宮城、福島両県で震度 6 強を記録した地震により、東北地方で 13
基、約 7GW の火力発電所が停止した事例、また台風や集中豪雨により広域的な停電が発生する事例など、大規模集中型の電力供給システムは、自然災害に脆弱なシステムとなっている。自然エネルギーを中心とするエネルギーシステムは同時に、分散型エネルギーシステムであり、仮にいくつかの太陽光発電や風力発電が自然災害で被害を受けたとしても、供給全体に影響を与えるような事態は生じづらい。その意味で、災害に対しよりレジリエントなシステムと評価することができる。

54「日本の貿易の現状 2020」 JFTC, 201935

第 5 章 おわりに－ただちにエネルギー政策の転換を
今回の共同研究では、日本においても化石燃料にも原子力には依存しない、脱炭素社会への自然エネル
ギー100％の道が実現可能であることを示した。また、このシナリオが経済的にもリーズナブルであり、国が唱えてきた「3E＋S」にそって評価しても、大きなメリットがあることを明らかにした。
このエネルギーシナリオを実現するためには、国のエネルギー政策を転換し、脱炭素社会の実現に企業や自治体、市民の力が合理的に活かされていくようにすることが必要である。以下、直ちに行うべき 5 つの政策転換の課題を提起する。

1 2050 年、2030 年へのエネルギー転換の戦略を明確化する
今回の共同研究が示したのは、自然エネルギーの拡大とエネルギー効率化の徹底が、脱炭素社会実現の鍵になるということである。原子力発電や CCS 付の火力発電に固執しても必要な規模の排出削減は実現できず、エネルギー転換の進展を遅らせることになる。
国は、2020 年 10 月に 2050 年カーボンニュートラルを宣言したものの、脱炭素社会へのエネルギー戦略
はあいまいなままであり、政府の審議会に提出される資料には、原子力や化石燃料を何とか継続したいという意向が明確に示されている。こうしたあいまいなメッセージ、更には誤った方向性の提示は、民間のエネルギー
投資を誤った方向に導き、最終的には日本に立地する企業が事業継続のために必要とする自然エネルギー
電力やグリーン水素の確保を困難にしてしまう。
国には、自然エネルギーとエネルギー効率化を中心とする 2030 年、2050 年へのエネルギー戦略を速やかに確立することが求められる。2021 年に行わるエネルギー基本計画の改定は、その最初の大切な機会である。

2 自然エネルギーの導入加速化のための規制改革、送電網の運用改善と強化
2030 年までに、自然エネルギー電力の割合を 45％にするため、電力システム改革の徹底、荒廃農地の利用や環境影響評価などに関する規制改革、洋上風力発電など開発プロジェクトの環境整備など、種々の取組みを早急に進めることが必要である。
また 2050 年に向けては、太陽光発電を現在の 10 倍程度、風力発電を 40 倍程度にまで導入していくことが必要である。そのためには、自然エネルギー設備自体への投資に加え、大量の変動型自然エネルギーを
電力システムに統合していくために、多様な柔軟化手法を活用していくとこが必要であり、更には、基幹送電線の増強に向けたマスタープランを作成し、中長期的視点にたった整備を進めていく必要がある。2050 年にはもうあと 30 年しかない。今すぐに脱炭素社会にふさわしい、社会全体のインフラ整備へ取り組みを開始しなければならない。

36

3 エネルギー需要削減と電化の促進
自然エネルギーとともに今後のエネルギー転換の双翼をなすのは、エネルギーの効率化による需要の削減である。今ある設備や技術をベースにした省エネだけでなく、産業のプロセスを変革し、建築物のあり方も見直し、運輸・運送そのものの形を変えていく発想が必要だ。エネルギー効率化に聖域はない。あらゆる機会を利用して、直ちに取り組む必要がある。建物や自動車、産業設備等の多くが 10 年以上のライフタイムを持つ。
こうした対象には、特に早い段階で規制等を含めた実効性のある政策を展開し、更新の機会を逃さないことが重要だ。
併せて、将来のエネルギーシステムの基本として、電化の促進が必要である。まずはエネルギー効率を劇的に向上させる電力ベースのヒートポンプ技術や、電気自動車の導入を政策的に強く推していくことは、ノーリグ
レットポリシーであるといえる。コスト効果も高いことから、市場でも選択されていく技術、製品であるが、低所得者や情報弱者など含め、社会の全体がこうした技術の効果を享受できるように後押ししていくことが必要である。

4 水素戦略の見直し
政府の現在の水素戦略は、様々な技術開発の支援に加え、業務・家庭部門の自動車・建物向けの燃料電池などの促進で需要を喚起し、水素のサプライチェーンを作ることが中心となっている。その根本的な問題点
は、グリーン水素に焦点が当たっていないことである。2050 年段階では、化石燃料に由来し CO2 を排出する
グレー水素はもちろん、CCS を使ったブルー水素も CO2 排出が残ることから活用は難しい。またブルー水素には、そもそも実用的な規模での CCS が実現するのかという課題があり、コスト的にも割高になると考えられる。
政府の戦略の背景にあるのは、当面は化石燃料由来の水素であっても、利用プロセスは同じであり、まずは
水素のサプライチェーンの整備を進める、という考え方である。しかし、現在、国の水素戦略で促進されている活用先が、水素発電、燃料電池自動車、さらに建築物での利用という点は疑問が残る。2050 年の段階では、貴重なグリーン水素（やそれを基に作られるグリーン合成燃料）は、電化が難しい産業分野や、船舶・航空等の分野で使われるべきで、現在でも電化が可能な部分の多い業務・家庭部門に投資し、コスト的にも合理性のない水素利用を進め、インフラ整備を行うのは妥当な投資戦略とは言い難い。
特に将来的にグリーン電力でつくった水素で、また発電を行うという方針は、極めて非効率であり、比較安
価な輸入グリーン水素を使うとしても、世界的にも、他に代替不可能な様々な用途で必要とされていく貴重なエネルギー源の使用先として許されるものではない。
グリーン水素・グリーン合成燃料は、本当に必要な分野に、限定的に使用することが合理的である。建築
物の空調や、乗用車は、現在でも直接電力を使うことがコスト的に優位な場合も多い。建物設備や車の耐用年数は優に 10 年を超え、今後選択の機会は限られている。そのような分野で経済合理性を超えて、燃料電池を促進するのは、政策的な誤りである。
貴重なグリーン水素の使い方と、自然エネルギーのコストダウンにより、いかにグリーン水素を安く作るか、調達の仕方を含めて再検討し、グリーン水素戦略を確立するべきである。

37

5 カーボンプライシングの 2020 年台半ばまでの導入
脱炭素社会へのエネルギー転換をコスト効率的に進める方法として、日本でもカーボンプライシングの導入を
遅くとも 2020 年代の半ばまでに実現すべきである。カーボンプライシングは、発電分野において石炭火力発電の早期の退出を促すために、また先行きは全ての化石燃料発電の退出を進めるために有効な政策手段である。今回の共同研究では、2030 年で CO21 トン当たり約 5000 円のカーボンプライスを設定したが、少な
くともこのレベルの価格設定が必要である。
またカーボンプライシングは、産業分野を含む経済活動全般において、炭素排出の少ない企業活動への投資を誘導する効果がある。具体的な導入形態の検討にあたっては、既存のエネルギー税制との調整、特に大量の二酸化炭素を排出する産業への影響緩和措置など、更にはカーボンプライシングによって得られる歳入の効果的な利用、還元措置の検討など、様々な検討が必要である。導入の是非をめぐる議論をこれ以上繰り返すことは許されない。日本政府は、一部の産業の反対を理由に、あまりにも長く導入を怠ってきた。国は直
ちに具体的な政策提案を行い、早期に実現する重い責任を負っている。
2050 年まであと 30 年。脱炭素社会へのエネルギー転換は、「可能かどうか」の議論をする段階はとうに過ぎている。どう実現するか、明確な戦略を選択し、行動に移さなければならない。

38

補足資料 1
自然エネルギー財団、アゴラ・エナギーヴェンデ、ラッペンランタ工科大学共同スタディ”Renewable Pathways to Climate-Neutral Japan—Reaching zero emissions by
2050 in the Japanese energy system”
2050 年の日本の脱炭素化に向けて、自然エネルギーをベースとしたエネルギー・トランジションを検討するため、自然エネルギー財団は、ドイツのエネルギー政策を専門とするシンクタンク、アゴラ・エナギーヴェンデと、フィンランドのラッペンランタ工科大学（LUT）と 2019 年から共同研究を実施。
1．研究目的日本のエネルギー分野における脱炭素化が、石炭火力、原子力発電に頼ることなく、自然エネルギーによって可能かどうかを検証。2050 年までのエネルギー・トランジションの姿を明らかにするとともに、脱炭素化にむけた課題を明確化、必要な政策を検討した。
・大量の自然エネルギーが電力システムに導入されることの検証必要となる供給量、必要となる技術の評価、トータルシステムコスト、バランシングのための柔軟性の確保等の検討
・自然エネルギーベースの電化が電力、熱、運輸セクターの脱炭素化にどう貢献していくかを検証
電化による電力需要、セクターごとの電化の様相、直接／間接電化（グリーン水素、グリーン
合成燃料製造）等の検討
2．研究方法LUT エネルギー・システム・トランジション・モデルを活用し、2050 年までのエネルギー転換の全期間にわたり、社会全体にとってエネルギーシステムの総年間コストが最も低くなるよう、技術、運用、エネルギーを選択。その結果を解析し、ゼロエミッションに至る行程を研究した。


LUT モデルは、クリスチャン・ブレイヤ―教授が 2014 年に開発したもので、これによって欧州をはじめとして世界各地のエネルギーシステムが研究・発表されている。代表研究例として、欧州を対象とした「How to make Europe’s system -Climate neutral before 2050」、世界各地を対象とした「Global energy system based on 100% renewable

55

energy」56などがある。


LUT モデルの解析は、コスト最適化手法により、エネルギーシステムを現状から 100％自然エ
ネルギーシステムに移行するまでの道筋を示すことができる。この際の最適化とは、具体的には次のことを示す。
地域／国における供給可能性を考慮した場合の技術のコストの最小化
技術の設備容量のコスト最小なミックス、運用モードのコストの最小化
一定の制約下でのエネルギー供給コストの最小化

55

https://www.researchgate.net/publication/340662374_100_Renewable_Europe_How_To_
Make_Europe's_Energy_System_Climate-Neutral_Before_2050
56
http://energywatchgroup.org/wp-content/uploads/EWG_LUT_100RE_All_Sectors_Global_
Report_2019.pdf

39



LUT モデルの特徴：
2020 年から 2050 年までの 5 年ごとにエネルギー・システムの年間総コストを最小化
エネルギー製造・貯蔵・配送・技術の運用等については、1 時間毎に年間 8,760 回にわたってコスト最小の解を選択
マルチノードに対応し、沖縄を除く 9 つの旧電力会社の管轄地域について、その間の移出入を分析
150 の多様な種類の技術を対象とし、コスト・技術評価を実施。既存の全ての発電所インフ
ラ情報も入力

モデルが対象とする技術（図 20）：・発電技術（自然エネルギー・化石燃料・原子力）・熱技術（自然エネルギー・化石燃料）・貯蔵技術（電力・熱の貯蔵）
・電力ーto-燃料（P2X）技術（合成燃料製造技術）
・送配電技術など

3．シナリオ設定
このスタディでは、2030 年で石炭、原子力発電を停止し、GHG 排出については 1.5℃目標を追求するとともに、できる限り国内自給のエネルギーを使用するシナリオをベースシナリオ（BPS）とし、そのうえで、グリーン
水素・電力の輸入、電化のスピード、需要のレベルを変えて分析した。
表 7 シナリオ設定の概要
項 目

主 な 内 容排出削減目標2050 年で排出ゼロ、2030 年で 2010 年比 45％削減

石炭火力発電2030 年まで運用

原子力発電

2030 年まで運用

エネルギー需要エネルギー需要のレベルは 2020 年から 2050 年で約 35％削減と想定
電化および自然エネルギー電力への転換によるエネルギー削減はモデルにより算定

カーボンプライシング

2030 年で約 5,000 円、2050 年で 16,500 円の炭素税を設定（脚注 31 参
照）

感度分析

輸入：全エネルギーを国産とするケース、グリーン水素需要の 50％、グリーン電力の一部を輸入するケース、グリーン電力だけを輸入するケースを検討
需要のレベル：ベースより需要を下げたケースを検討
政策の速度：石炭・原子力発電を停止せず、自然エネ導入や電化の速度が遅い
ケースを検討40

図 20 LUT エネルギー・トランジションモデルの枠組み

注）A-CAES：断熱圧縮空気エネルギー貯蔵システム
CHP：コージェネレーション設備
P to X：Power to X, P to H：Power to Heat
HVAC：高圧交流送電、HVDC：高圧直流送電
出典）共同研究レポート41

補足資料 2
表 8 主な自然エネルギーのコスト等の設定
種別

項目

単位

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

太陽光発電

CAPEX

¥/kWel145 500

104 950

64 40057 70051 00047 50044 000(PV)

OPEX¥/(kWel a)

3 157

2 414

1 843

1 777

1 711

1 652

1 592

事業用

lifetime

years

30

30

30

35

35

40

40

PV

Capex

¥/kWel226 000

150 000

108 000

74 64066 12059 52054 360

住宅用

Opex¥/(kWel a)

2 354

1 250

650

470

430

380

332

ルーフトップ

lifetime

years

30

35

35

35

40

40

40

PV

Capex

¥/kWel187 000

133 500

80 00077 50075 00063 00056 000

業務施設

Opex¥/(kWel a)

2 200

1 548

951

958

918

800

744

ルーフトップ

lifetime

yeas

30

35

35

35

40

40

40

PV 工場

Capex

¥/kWel

165 000

117 794

70 58869 79469 00059 00052 000

ルーフトップ

Opex¥/(kWel a)

1 407

945

621

784

817

749

672

lifetime

years

30

35

35

35

40

40

40

陸上

Capex

¥/kWel272 000

210 250

148 500

120 000

116 667

113 333

110 000

風力発電

Opex

¥/(kWel a)

9 300

7 189

5 077

4 103

3 989

3 875

3 761

lifetime

years

25

25

25

25

25

25

25

洋上

Capex

¥/kWel

600 000

430 000

329 000

266 000

260 000

257 000

256 000

風力発電

Opex

¥/(kWel a)

17 145

12 257

9 475

7 682

7 441

7 309

7 296

lifetime

years

25

25

25

25

25

25

25

出典）共同研究レポート

42

Renewable Pathways

脱炭素の日本への自然エネルギー100%戦略
2021年3月 初版
2021年 6月 改 訂版

公益財団法人 自然エネルギー財団〒105-0001 東京都港区虎ノ門1-10-5 KDX虎ノ門1丁目 11F

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