総合資源エネルギー調査会 基本問題委員会
2012年5月21日

RITEエネルギー・経済モデルによる2030年の経済影響分析（２）(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
秋元圭吾、本間隆嗣、佐野史典

モデル分析結果の考察（モデル間の差異に関して）

選択肢Ｅ（原発35%、再エネ27%、火力38%）

選択肢Ｄ（原発25%、再エネ27%、火力48%）

選択肢Ｃ（原発20%、再エネ31%、火力49%）

参考（原発１5%、再エネ31%、火力54%）

選択肢Ｂ（原発0%、再エネ37%、火力63%）

参照ケース比（%）

2030年のGDP、消費、投資、輸出入への影響
0-10-15-20-25

選択肢Ｂでは、投資は若干大きくなるものの、消費、輸出、輸入ともに低下し、GDPも参照ケース比で5%程度の低減が見込まれる。
35ＧＤＰ-5
消費支出

設備投資

輸出

輸入

CO2排出量411001050

1990年CO2排出量
限界削減
費用０1000
950

発電部門における排出削減

CO2排出量（参照ケース）

900
850

CO2排出量（電源構成の差異による）発電部門以外における排出削減（選択肢間でほぼ同じ）

800
750

選択肢Ｅ（原発35%、再エネ27%、火力38%）

選択肢Ｄ（原発25%、再エネ27%、火力48%）

選択肢Ｃ（原発20%、再エネ31%、火力49%）

参考（原発１5%、再エネ31%、火力54%）

CO2排出量700

選択肢Ｂ（原発0%、再エネ37%、火力63%）

エネルギー起源CO2排出量（MtCO2/yr）

各選択肢のCO2排出量

選択肢間で発電部門以外における排出削減量はほぼ同じ。ただし、発電部門のCO2原単位の違い等によって、限界削減費用は選択肢によって差異が生じる。

2030年のGDPへの影響
ー電源構成の影響とCO2制約込の影響ー

5ＧＤＰ
選択肢Ｂ

参考

選択肢Ｃ

選択肢Ｄ

選択肢Ｅ

-3.3兆円-2.3兆円参照ケース比（％）

0-1-2-5.0兆円-4.7兆円

CO2排出制約無（電源構成の差異の影響のみ）-8.0兆円-15.1兆円-3-4-22.3兆円-21.4兆円

CO2排出制約有-25.1兆円-5-30.6兆円-6CO2制約の影響の方が大きいが、電源構成の違いによっても、選択肢ＢとＥの間で0.5ポイント程度（年間5.7兆円）の差異が推計される。

電力の価格弾性
価格弾性が相対的に低め価格弾性が相対的に高め

-0.1
-0.15
-0.2-0.25-0.3

注）省電力現状比▲10%（参照ケース比約▲13%）の電力価格感度より

大阪大学

-0.05

日本経済研究センター

国立環境研究所

地球環境産業技術研究機構

慶應大学

0

電力価格弾性値

6CO2限界削減費用とGDP損失の関係
ー米国の分析（2030年）との比較ー
00.0%

-1.0%

50

100

150200

250

300

350

EPA(ADAGE)1400（限界削減費用 ドル/tCO2e）

MIT(EPPA)3MIT(EPPA)1EIA(NEMS)1MIT(EPPA)4
国環研
CDA(GI)1MIT(EPPA)2
CATF(NEMS)
EIA(NEMS)2

7

電力の価格弾性が低めのモデル

慶応大

CRA(MRN-NEEM)

日経センター
大阪大-2.0%
CDA(GI)2

EPA(ADAGE)1

ACCF(NEMS)2

DEARS (選択肢E)

電力の価格
弾性が高めのモデル

ACCF(NEMS)1-3.0%

RITE
DEARS (選択肢D)

EPA(IGEM)1

DEARS (選択肢C)

-4.0%

-5.0%

-6.0%

（GDPロス）DEARS (選択肢B)

EPA(IGEM)2

出所：米国分析のサーベイは野村浩二 (2009)

RITE DEARSの分析結果は、他モデルの結果に比べGDPロスが大きめではあるが、米国における経済モデル分析結果と比較すると、限界削減費用とGDP損失との関係で必ずしも大きいことはない（むしろGDP損失は安価なほう）。電力の価格弾性の違いが、CO2限界削減費用の違いに比較的大きく影響している可能性も（国環研は少し例外的）モデル間の差異の主な理由（RITEの見方）

8１）CO2限界削減費用の推計が大きく異なっている。（電力の価格弾性の見通しの違いも一つの要因）
２）発電コストについて、コスト等検証委員会の数値を正しく反映できていないモデルもある。（RITEのモデルではほぼ正しく反映できている）
３）投資の見方の違い。慶応大学、国環研モデルでは、相当大きく投資が増大すると見込んでいる（消費が減ったとしても）。RITEでは、エネルギーの投資が増えても、他の部門での投資が減少し、全体では大きな変化がないという結果。なお、消費でみると、RITEと慶応大学は似通った結果。
４）RITE DEARSモデルでは、産業の国際的な再配置が比較的柔軟におこると見ている。

国際的な炭素価格水準に沿ったコスト効率的な対策に関する論点について

2030年における日本のCO2排出量、原発電力量シェア、GDP変化の関係

10

CO2排出量（1990年＝100）
60807090

100

1101301200.00%

GDP変化（ベースライン比）

原発：43%

原発：26%(原発：0%)
80$/tCO 2-2.00%(原発：0%)
40$/tCO 2

原発から主に石炭火力への代替：GDPへの影響比較的小、CO 2大-4.00%

原発：10%-6.00%

原発：0%

原発：15%-8.00%
原発：20%-10.00%炭素価格40$/tCO2（WEO新政策）
炭素価格約80$/tCO2（450ppm）-12.00%90年比▲10%-14.00%-16.00%90年比▲20%（原発：0%）
770$/tCO 2

90年比▲30%
図中の炭素価格はいずれも2010年価格注）本分析のマクロフレームはRITE独自のもので、今回の基本問題委員会の想定と合致していない。GDPは、2010-20年：1.7%/年、2020-30年：0.8%/年と今回のマクロフレーム想定よりも少し高い。今回の想定に従えば、全体的にCO2排出量は小さい方向に、GDP損失も小さい方向となる。その他、発電コスト想定も今回の委員会想定と若干乖離がある（今回の委員会での分析以前のRITE独自の研究成果を基に作成した図であるため）。ただし、全体の傾向の把握はこのグラフで可能である。

・国際的な炭素価格を想定し、電源間のコスト効率的な選択を許容した場合、原発比率が小さくなると、原発と大きなコスト差がない石炭発電が選択。結果、CO2排出量は大幅増

2030年における各ケースの発電構成

11

WEO2011新政策シナリオ（2030年40$/tCO2）
14000

節電進展ケース(B)

標準ケース(A)

12000
26%

発電電力量 (億kWh/yr)

10000

15%
23% 20% 18%

10%
23%

21% 18% 16%

発電電力量

節電・再エネ
進展ケース(C)11%11%
23% 18%

43%

29%

30%

35%
32% 33%

風力
原子力

43%
8000

太陽光

37%
30%

34%
31% 33%

37%
29%

6000

32%

35%

水力・地熱
バイオマス
ガス（LNG）

19%

石油

4000

2000
22%

37%
29% 31% 32% 33% 34%41%

石炭
31% 32%

33% 34% 36%

30% 32% 35%

原子力外生シナリオ
6000

現行エネルギー基本計画（シナリオ1）

0A2A3A4A5A6A7A10B3B4B5B6B7C3C5C7注）技術モデルDNE21+による分析結果。原発比率は外生的に与え、他の電源については、想定炭素価格の下でコスト最小化条件で解いたもの。
ここで試算している原発シナリオは、今回の委員会向けシナリオとは直接的には関係していない。シ
ナリオ8, 9は、グラフには表示していない（2030年断面では他のシナリオの比率と同じため）。

シナリオ25000

発電電力量 (億kWh/年)

A1

シナリオ34000

シナリオ4

設備寿命50年

シナリオ53000

シナリオ6
シナリオ72000

設備寿命40年

シナリオ81000

出所）以下のアドレスに、前頁の分析を含め、より詳細な報告書を掲載している。
http://www.rite.or.jp/Japanese/labo/sysken/system-midandlongterm_energy_CO2analysis.html

実績

シナリオ9
シナリオ100
1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

40$/tCO2程度の炭素価格の場合、原発比率が下がると、石炭およびガスで代替することがコスト効率的。再エネの導入は限定的。前頁で見られるようにCO2は大幅増

2030年における排出クレジット必要購入額
2030年にCO2排出量が1990年比▲20%の場合
IEA WEO新政策シナリオ
炭素価格：40$/tCO2

RITE 450 ppm CO2eq.シナリオ
炭素価格：80$/tCO2

購入量*（MtCO2/yr）

購入量*（MtCO2/yr）

購入額（兆円/年）

購入額（兆円/年）

原発比率：43%185

0.6

1270.9原発比率：26%

292

1.0

191

1.3

原発比率：20%

329

1.1

222

1.5

原発比率：15%

360

1.2

254

1.7

原発比率：10%

389

1.3

275

1.9

原発比率：0%453

1.63872.7* 炭素価格が40$/tCO2, 80$/tCO2でそれぞれ世界均等化するときの日本のCO2排出量見通し（p.10参照）と90年比▲20%の差分
注）450 ppm CO2eq.の達成は現実的には相当困難との見方は多い。

・排出クレジットを海外から購入する場合、国内のみでの削減よりも安価な費用で排出削減目標を達成可能
・ただし、排出削減目標と、（海外の炭素価格との均等化による合理的な対策の下での）国内排出量との差が大きい場合、クレジット購入額は相当な金額になることも認識する必要有り

12海外の限界削減費用から見た選択肢

今回の基本問題委員会
選択肢Ｂ～Ｅ

海外の炭素価格（限界削減費用）の相場観
コペンハーゲン合意

IEA WEO 2011（2020年、DNE21+推計）

新政策シナリオ(2030年)

注）米国など、実現がほぼ不可能とみなされている目標も多い

40 US$2010/tCO2

カナダ
EU
米国
豪州
韓国
中国
ロシア
インド

限界削減費用（US$2010/tCO2）
151
99
9075
490～1800

経済モデルDEARSによる推計
270～390 US$2010/tCO2程度

EU 2011
2050年に向けたロードマップにおける2030年36～61 €/tCO213

技術モデルDNE21+による推計
限界削減 660～770 US$2010/tCO2程度

費用に極めて大きなギャップ

注１）DNE21+の分析は今回の参照ケースのGDPやCO2排出量などと合致させるように調整を行ったものではない。

本論点に関するまとめ♦ 現時点では、450 ppm CO2-eq目標の実現は相当困難との認識は強い。現実的 に は 、 例 え ば 、 IEA WEO 2011 の 新 政 策 シ ナ リ オ ケ ー ス の 40 $/tCO2（2030年時点）程度の炭素価格は、国際的な炭素価格の上限としての認識に近いような価格（コスト等検証委員会もこの炭素価格を採用）♦ 一方、この炭素価格下では、石炭発電のコスト競争力は高い（原子力のコスト競争力も高い） 。【 コスト等検証委員会の試算で明らかになっている】♦ しかし、この場合、原発比率が小さくなるに従って、石炭利用を増やすことがコスト効率的となり、CO2排出量は相当大きくなる。
♦ すなわち、国際的な炭素価格の水準からすれば、このような選択は一定の合理性を有する（経済への影響も2030年といった長期での対応となれば比較的小さい）。しかし、気候変動問題への日本の対応という点からすると、現状よりも大幅にCO2を増やすことに国際的な理解が得られるかは疑問♦ 一方、厳しすぎる排出削減目標を取ると、国際的な炭素価格水準と日本の限界削減費用が大きく乖離することとなる。これを国内対策で実現しようとすると、産業リーケージ・炭素リーケージを誘発する。また、海外で削減しようとすると、国内対策よりは安価にはできるものの、年間１～２兆円程度の国富の流出が生じる。いかにバランスのとれた削減レベルを目指すかが極めて重要

14

参考資料

CO2排出削減費用のイメージ

16

2020年：DNE21+モデルによる分析例

今回の分析はエンドユースの対策における限界費用が算出されている。
（ただし発電構成の違いによってエンドユースの限界費用も変化する）

注）限界削減費用と今回の委員会での分析の関係を示すためのイメージ図であり、具体的な数字は、今回の分析と整合したグラフとはなっていないので注意されたい。

この図の分析で
元々外生扱い

原子力

90年比
▲25%
発電部門における化石燃料間転換・省エネ発電部門における再エネ利用

出所：産構審政策手法WG資料 (2010)より加工

発電構成変更に伴う電力価格上昇による節エネ効果（図では各部門の削減ポテンシャルに含まれる）

今回の分析では発電部門は外生→電力価格上昇を通して経済影響に反映

発電コストの変化
8.0

178.0
系統安定化費用

6.0

6.0

4.0

4.0

2.0

2.0

0.0

0.0

-2.0

-2.0

平均発電単価（円/kWh、参照ケース比）

発電コスト（兆円/年、参照ケース比）

2030年

脱原発追加費用
バイオマス・廃棄物
地熱
水力
風力
太陽光
原子力
石油
ＬＮＧ
石炭
合計
平均発電単価-4.0
平均発電単価(参照ケース比)

電力価格

-4.0
選択肢Ｂ

参考

選択肢Ｃ

選択肢Ｄ

選択肢Ｅ+5.0円/kWh+2.8円/kWh+2.7円/kWh+1.8円/kWh+1.7円/kWh+35.6%+20.4%+19.1%+14.0%+10.8%+99.9%+72.0%+64.2%+58.4%+39.2%(参照ケース比)

炭素税を含まない額
炭素税を含む額

コスト等検証委員会のコスト推計とそれから解釈されるコスト優位となる条件

18

本推計は、IEA WEO新政策シナリオ（40$/tCO2）の炭素価格を想定した計算であり、原発の事故リスク費用は5.8兆円（2722億kWh×40年で積立）を想定したもの。石炭は原発以外では基本的に最も安価だが、石炭が原発よりも優位になる条件は、原発の事故リスク費用が最低でも21兆円、石炭発電コストの上限の場合は24兆円程度となる。すなわち40$/tCO2の炭素価格下では、原発の事故リスク費用が21～24兆円までの範囲では、原発が優位であり、それ以上の場合は、石炭が優位（ただし、この場合、CO2排出は大きく増える）。ただし、コストは大変重要だが、コストの単純な優劣だけではなく、総合的にバランスをもって考えることが必要。

DEARSモデルで想定した発電単価

19「コスト等検証委員会」推定の2010年、2030年新設の場合の発電単価（設備費、運転維持費・人件費等、燃料費（一次エネルギー供給コスト、発電効率））をモデル前提条件として利用
40.0

2030年時点（2030年までに建設済みを含む平均の発電単価）
選択肢Ｂ

発電単価（円/kWh）

35.0
参考

30.0
25.0

選択肢Ｃ

20.0
15.0

選択肢Ｄ

10.0
5.0

選択肢Ｅ0.0*

コスト等検証委員会（割引率3%、新設）
幅があるものは中央値を表示* RITE分析（選択肢Ｂ～Ｆ）では小水力を含む数値。
コスト等検証委員会のグラフ数値は含まないもの。

注１）グラフ中、原子力には事故リスク費用0.5円/kWhを含む。政策経費は含まず（電源立地交付金は、経済モデル上は移転であり、マクロ経済的な影響は変わらないため。各電源の政府による技術開発費を合理的に想定することは不可能なため、技術開発費も含めていない）。グラフ中には炭素価格は含めていない（別途考慮）。
注２）別途、選択肢Ｂについては、事務局指示値の脱原発の追加費用をモデルでは考慮しているが、グラフには含めていない。また、各選択肢で系統安定化のための追加費用を考慮しているが、各電源に割り振ることができないため、グラフには含めていない。

限界削減費用（炭素価格）とCO2削減目標
Marginal abatement cost ($2010/tCO2)450①排出削減目標レベルをもう少し引き下げて対応する（適応策などを含めて対応する）。

I: 450 ppm CO2-eq

400

II: 550 ppm CO2-eq

350
300

②現在想像できていないような革新的技術開発を行い、その動向を踏まえながら、削減費用の引き下げに応じて、削減目標の引き上げを考えて行く。

III: 650 ppm CO2-eq

250
IV: WEO Carbon Price(New Policy)

200
150

③国際的に温暖化対策の重要性認識の共有化をはかり、国際的な許容レベルを引き上げて行く。

10050020102020

2030

2040

2050

I, II, IIIの限界削減費用はRITE DNE21+モデル推計値。世界で限界削減費用が均等化する場合の最小の限界削減費用を推計したもので、現実には実現が難しく、より大きな削減費用が必要となる可能性が大きい。

【重要なこと20

国際的に現実的にはぎりぎり許容可能と見られているような炭素価格レベル―バランスが重要―】

・国際的な炭素価格レベルを認識すること。日本だけがかけ離れた炭素価格レベルとなる排出削減目標をとることは、日本の経済を大きく損ねる（世界のCO2削減にとっても効果小）。
・一方で、温暖化問題において、国際社会で日本が果たすべき責務は強く認識すべき。

2030年における排出クレジット必要購入額
2030年にCO2排出量が1990年比▲15%の場合
IEA WEO新政策シナリオ
炭素価格：40$/tCO2
購入量*（MtCO2/yr）

購入額（兆円/年）RITE 450 ppm CO2eq.シナリオ
炭素価格：80$/tCO2
購入量*（MtCO2/yr）

購入額（兆円/年）原発比率：43%

132

0.5

74

0.5

原発比率：26%239

0.8

1380.9原発比率：20%

276

0.9

169

1.2

原発比率：15%

307

1.1

201

1.4

原発比率：10%

336

1.2

222

1.5

原発比率：0%

400

1.4

334

2.3

* 炭素価格が40$/tCO2, 80$/tCO2でそれぞれ世界均等化するときの日本のCO2排出量見通し（p.10参照）と90年比▲15%の差分注）450 ppm CO2eq.の達成は現実的には相当困難との見方は多い。

21

産業部門別影響
産業別の粗生産額の変化(参照ケース比%)

4%

22

2030年

2%
0%

選択肢Ｂ

-2%

参考
選択肢Ｃ

-4%

選択肢Ｄ

-6%

選択肢Ｅ

-8%
-10%

産業別の粗生産額の変化(参照ケース比%)

全産業平均

製造業平均

輸送産業

サービス産業

0%
-2%
-4%
-6%
-8%
-10%
-12%-14%
-16%
-18%
-20%

選択肢Ｂ
参考
選択肢Ｃ
選択肢Ｄ
選択肢Ｅ

エネ多消費産業平均

鉄鋼

化学

窯業・土石

紙パ

発電部門以外での必要CO2削減量は、選択肢によらず概ね一定と想定されているが、発電部門でのCO2原単位の違い（選択肢Ｂ＞選択肢Ｅ）により、必要な省電力量、電力以外での必要CO2削減量の違いとなり、部門別の影響度合いも異なる。

産業リーケージに関する分析

23

日本の各部門の世界における生産額シェア
日本の粗生産額の世界全体に占めるシ ェア

7.5%
7.0%

鉄鋼

6.5%
6.0%

エネルギー多消費産業計

5.5%
5.0%

化学
4.5%

参照ケース
(日本)

選択肢B (日本)

選択肢C (日本)

限界削減費用均等化

WEO2011新政策シナリオ炭素価格(日本以外)【標準】

炭素制約なし (日本以外)

限界削減費用均等化

WEO2011新政策シナリオ炭素価格(日本以外)【標準】

炭素制約なし (日本以外)

限界削減費用均等化

WEO2011新政策シナリオ炭素価格(日本以外)【標準】

炭素制約なし (日本以外)

WEO2011新政策シナリオ炭素価格

4.0%

選択肢E (日本)

選択肢Ｅかつ世界の限界削減費用が日本と均等化する場合は、日本の各部門が世界に占める生産額は参照ケー
スとほぼ同様。限界削減費用が均等化しない場合は１割弱減少し、その分、海外に生産がシフトする。選択肢
Ｂかつ世界の限界削減費用と差異が大きいケースでは、２割ほど減少すると見込まれる。