原子力委員会
2022年2月22日

第7回原子力委員会
資料第1号「原子力利用に関する基本的考え方」
について(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

世界の経済成長と電力消費量の関係

2300002019年

Electricity [TWh/yr]

25000

1971-2019年の線形回帰式
y = 334.1x - 603.32
R² = 0.9978

20000

2010年

2009年

15000

10000

5000

020

30

40

50
60
GDP (trillion US2010$/yr)

70

80

90

出典）国際エネルギー機関（IEA）統計、2021

世界GDP（経済成長）と電力消費量の関係は、強い正の相関関係が見られる。経済成長と電力消費量は密接な関係。世界の電力需要は増加基調が続く可能性が高い。

日本における製品に体化された電力の輸入（間接的電力輸入）

出典）RITE ALPS報告書（2021）, 野村浩二教授執筆

24%

22.9%

22%

20.8%

22.8%

22.4%
22.2%22.0%

20%

21.9%
20.3%

20.4%

21.6%

21.8%

20.2%

20.3%

18%

18.0%
16.6%

16.4%

16%

14.6%
14.5%
13.9%

15.5%

14%
12%

3

13.1%
11.5%
11.0%

11.4%

13.1%
12.8%

12.4%

12.4%

11.2%

12.5%

10%
8%
1960

11.1%
10.3%
10.1%

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

1.1960–1965–1970接続表(233)

2.1960–1965–1970–1975LLIO(301)

3.1970–1975–1980接続表(233)

4.1975–1980–1985接続表(233)

5.1975–1980–1985–1990LLIO(333)6.1985–1990–1995接続表(184)7.1990–1995–2000接続表(99)8.1995–2000–2005接続表(102)9.2000–2005–2011接続表(105)10.2005–2011–2015接続表(105)11.2015基本表(187)2020 1980年にかけて、オイルショックによる電力価格上昇に伴って、間接的電力輸入比率が増大
 1980～1995年の間は、LNG、原子力など、電力のバランスを図り、電力価格は安定し、間接的電力輸入比率も低下
 1995年以降、中国等の新興国の競争力向上も伴って、間接的電力輸入比率が再び増大

電気料金の推移

4出典）総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会 電力基本政策小委員会資料（2020）- FIT賦課金・燃料費以外の価格については、長期の動向としては低下傾向にもあるが、この間、所得の低下も見られ、実質価格としてはそれほどの低下は見られない。
- 震災以降の原子力発電の停止を受けて、電力料金は上昇。その後、国際的な化石燃料価格の低下傾向はあったが、再び上昇傾向も見られ、化石燃料価格は予断を許さない。
- 再エネ賦課金が上昇してきている。2021年度は3.1円/kWh（税抜）程度

再エネ導入拡大による電源投資回収の課題

出典）政府資料

5電力卸取引市場（スポット市場）の価格変化

6出典）電力・ガス基本政策小委員会資料 (2022)

 平均価格は長期的には低下の傾向にある。
 卸取引市場の価格変動は激しい。VREの拡大によって、一層、0円/kWh近傍の極めて安価な価格と極めて高価な価格の２極化が進む可能性。
 長期の期間を要することが多い電源投資において、ボラティリティの高い市場に委ねることは適切とは考えにくい。

発電事業者の投資意思決定

7出典）持続可能な電力システム構築小委員会資料 (2020)

投資家は通常、リスク回避的であり、ダウンサイドの投資リスクを大きく見る傾向あり。結果、長期間にわたる投資回収が必要な電源は、本来、経済合理的な投資であっても、市場のみでは過少になる傾向がある。

競争環境下における事業者の投資判断
総括原価主義の状況

投資判断年数

現時点の電気の価値

電力システム改革によって競争が進展した状況
将来、発電所で作った電力が売れるか不透明感大。ゆえに、短い期間で投資回収する傾向に（投資判断の割引率が大きくなる）。

30～60年後も同じように電気は価値を有することがほぼ確実（他の多くの財は価値の維持が不透明なものが多いが、エネルギーはそれらと異なる）

事業者としてはこれが合理的な意思決定だが、社会にとっては非合理的になってしまう。

投資判断年数発電所の耐用年数（30～60年程度）（原子力のバックエンドでは更に長期）

電力システム改革の下、競争が進行すると、社会的コストと、事業者が認識するコストに乖離（市場の失敗）が生じる。それによって、初期投資額が大きく、長期でメリットが生じるような電源等に投資がなされにくくなる。

8技術・社会の変化を踏まえた対策の展望9♦ とりわけ先進国では、人口の低下と、サービス産業化の進展によって、総エネルギー需要の潜在的な増加は止まってきている。
♦ そのような中、右肩上がりの需要増大局面と異なっている。カーボンニュートラ

ル化のためには、電化の促進が重要であり、電力需要が伸びる可能性もあるものの、不確実性が高いため、長期の大規模な投資リスクを取りにくくなってきている。
♦ また、エネルギーシステム改革は、短期的な効率性の追求には良いが、長期の大規模な投資は過小になりやすい。
♦ なお、このような背景も加わって、米国等を中心に小型原子炉（SMR）開発が関心を集めている。
♦ 一方、デジタル化技術は着実に進展。分散リソースをより安価に活用できる可能性が高まってきている。
♦ 原子力発電のような大規模なエネルギー供給技術は引き続き重要であるが、分散化とそれをつなぐデジタル化技術の役割が増してきており、相対的に原子力発電のような大規模技術の役割が相対的に低下してきていることの認識は必要日本の正味ゼロ排出のイメージ（1/2）

10【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日本の正味ゼロ排出のイメージ（2/2）

出典）総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会, 202011

シナリオ想定（概略）12

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化）

国内削減率はモデルで内生的に決定

参考値のケース▲100%

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（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）

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①
再エネ100%②
再エネイノベ

各種技術の想定（コスト・性能）モデルの標準想定（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）

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%）

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

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

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⑤
CCUS活用⑥
需要変容

シナリオ想定と再エネ比率 (2050年)
シナリオ名

再エネ
コスト

参考値のケース
*1

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)

54%(最適化結果)0%

ほぼ100%(シナリオ想定)

標準コスト②再エネイノベ

低位コスト③原子力活用*2

最大10%

国内貯留：最大
91MtCO2/yr、
海外への輸送：最大235MtCO2/yr

最大20%

標準想定
（完全自動運転車実現・普及想定せず）

53%(最適化結果)47%(最適化結果)国内：最大
273MtCO2/yr、海外：最大282MtCO2/yr

標準コスト
最大10%
標準コスト

⑥需要変容

63%(最適化結果)

水電解等の水素製造、水素液化設備費：半減④水素イノベ⑤CCUS活用

電源構成に占める
再エネ比率

最大10%
標準コスト

①再エネ100%

13

国内：最大91Mt、
海外：最大235Mt*1：DAC無しでは実行可能解が無く、全てのシナリオでDACが利用可能と想定*2：原子力活用シナリオは別途、比率50%まで分析を実施

44%(最適化結果)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

51%(最適化結果)日本の発電電力量（2050年）
14

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

発電電力量 [TWh/yr]

風力(洋上)
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⑥需要変容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%

海外クレジット活用ケース

2015

参考値のケース

石炭火力 CO2回収無02050

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無のガス比率が高い。
いずれのケースにおいても、原子力は想定した上限値一杯利用することが経済合理的な結果
再エネ比率が参考値のケースから上昇すると、統合費用が上昇。電力価格上昇により、電力需要が低減
再エネ100%ケースのBECCSを含め、いずれもCCSは経済合理的なオプション

CO2限界削減費用、エネルギーシステム総コスト、
電力限界費用：日本
2050年のCO2限界削減費用[US$/tCO2]

2050年のエネルギーシステムコスト[billion US$/yr]*1

2050年の電力限界費用[US$/MWh]*2

ベースライン

ー986

―

121

海外クレジット活用

168

1044

[+58]

184

参考値のケース

5251179[+193]

221①再エネ100%

545

1284

[+299]

485②再エネイノベ

4691142

(-37)

198

③原子力活用（原子力比率20%～50%）

523～5031166～1133(-13～-45)

215～177④水素イノベ4661160

(-19)

213

⑤CCUS活用

4051150

(-29)

207

⑥需要変容

509

909

(-270)

221*1 []（青字）はベースラインからのコスト増分。()赤字は「参考値のケース」からのコスト変化*2 発電端での限界費用。ただし、系統統合費用は含む。2020年のモデル推計の電力限界費用は123 US$/MWh15

2050年の部門別・技術別の排出削減ポテンシャル・コスト推計：
日本

16

民生部門での合成メタン利用

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

DACCS

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

CCS

生コンCO2
微量吸収・硬化促進

太陽光、風力

水素直接還元製鉄(DRI)

石炭火力にCCS導入

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
ニュートラル（CO2）

注１）本分析は、「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。

「原子力利用に関する基本的考え方」において考慮して頂きたい事項：背景（1/2）

17【背景意識】♦ 気候変動問題が一層重要性を増してきており、2050年カーボンニュートラルが目標とされた。
♦ デジタル化の進展も相まって、再エネを含む分散型電源の役割は増大。また、CCUS、そして再エネやCCUSの活用としての水素やアンモニアなども進展の兆し。原子力のライバルとなり得るエネルギー源の進展を認めることは必要♦ カーボンニュートラル下に向けては電化の方向性は重要であり、電力需要の増大も想定される。
♦ 一方、カーボンニュートラルの対策等によって、国内の電力価格が上昇すれば、電力多消費産業の競争力低下となり、海外へ移転し、国内電力需要の低下の恐れもある。
♦ 電力自由化は、短期的な効率性の達成には良いが、原子力のような設備費比率が高く、規模も大きく、リードタイムも長く、長期間で効率性が高い電源の経済合理的な投資を難しくする。
♦ また、原子力政策に対する不確実性が未だ大きいこともあって、長期的な原子力関連人材の維持、育成が難しくなってきている。

「原子力利用に関する基本的考え方」において考慮して頂きたい事項：背景（2/2）

18♦ 一方、原子力政策に対する不確実性が未だ大きいこともあって、リードタイムの短いSMRの相対的な価値の上昇にもつながってきている。
♦ 再エネ増大、そして化石燃料の上流投資が難しくなってきている中、エネルギー価格や電力価格のボラティリティが大きくなってきており、また、今後も大きくなる可能性がある。その背景状況の中、原子力の役割は相対的に上昇。
♦ 海外では、原子力政策は、国よって様々。各国が置かれた状況によって、原子力のリスク、便益が違い、またリスク認知も異なっている。一方で、総じて、気候変動リスク対応としての原子力の重要性の認識の高まりがあることは間違いない。

「原子力利用に関する基本的考え方」において考慮して頂きたい事項：考え方の方向性

19【「考え方」の方向性】♦ 現行の「考え方」の構成については違和感がない。構成について、大きな修正が必要とは思わない。
その上で、♦ エネルギー安全保障上の原子力発電の有用性については強調して欲しい。
♦ 経済安全保障面での原子力発電の有用性についても強調して欲しい。
♦ エネルギー安全保障、経済安全保障、気候安全保障といった安全保障上の課題は、国が前面に立つ必要があり、現行の「考え方」以上に国の役割を強調して欲しい。
♦ 再エネ、CCUSだけでは、とりわけ日本においては、コストやポテンシャルの制約から、カーボンニュートラル達成は難しい。全体システムの中での原子力の有用性を指摘して欲しい。
♦ 長期の費用効率性の視点から、市場の失敗を是正する、政策措置の必要性を強調して欲しい。

「原子力利用に関する基本的考え方」において考慮して頂きたい事項：考え方の方向性

20【「考え方」の方向性】♦ 原子力委員会が、原子力の司令塔として十分な機能を果たし得る権限を与えられていないことへの懸念もある。自ら言いにくいことは承知するが、原子力委員会の権限、役割の改善についても言及して欲しい。「原子力利用に関する基本的考え方」の活用そのものについても同様

参考温暖化対策評価モデルDNE21+の概要(Dynamic New Earth 21+)22

♦ 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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

23♦ 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
Output(p.u.)

太陽光

1

風力600

0.9
0.80.7500

0.60.40.3
0.2

太陽光発電の出力例

31-Dec

1-Dec

1-Nov

1-Oct

1-Sep

1-Jul

1-Aug

1-Jun

1-Apr

1-May

1-Mar

1-Jan

0

1-Feb

0.1

20:00
16:00
12:00
8:00
4:00
0:00

系統統合費用 [US$/MWh]

0.5

400

300


200

100

005

1015202530

3540

総発電電力量に対するシェア [%]45505560

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]

24

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

2080100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

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%)

GHG排出量

60

40

20

0-20
2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

【参考】 資源エネルギー庁が提示の「参考値」

25

日本の部門別GHG排出量（2050年）
26
1400

DACS
CO2以外のGHG

1200

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

⑥需要変容

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、国内▲63%を超える排出削減に対応する排出削減費用以下の、植林、BECCS、DACCS等のオプションが十分存在すると推計されるため）。
 その他のケースでは、いずれも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）
27450

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
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

2015

⑥需要変容

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

石炭 CCS無0

海外クレジット活用ケース

一次エネルギー供給量 [Mtoe/yr]

350

・「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。

 カーボンニュートラル目標においても省エネルギーは重要で、相当量の省エネルギーが見られている。
 ▲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・合成燃料の輸入が見られる。

最終エネルギー消費量（2050年）
28350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

2015

⑥需要変容

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

固体燃料：石炭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。

 カーボンニュートラル目標においては、 「①再エネ100%」 を除き、電力化率の大幅な上昇は重要な方向性
 再エネ比率が参考値のケースから上昇すると、統合費用が上昇。特に「①再エネ100%」では電力供給の限界費用が相当上昇するため、電力需要を大きく低減させる結果に。民生部門などで、電化が進みにくく、参考値のケース比で石油需要が上昇。