••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••特集Ⅱ

長期エネルギーシナリオ研究の動向と再生可能エネルギー利用への示唆

2050 年に向けた日本の長期エネルギーシナリオ
Japan’s long-term energy scenario towards 2050

松尾雄司 *1・川上恭章 *1・有馬純 *2

仮に 2050 年までに完全なゼロ・エミッションで

1．はじめにはなく，80％程度の GHG 削減を目指す場合であっ気候変動問題への関心の高まりと近年のコスト低ても，電力部門はほぼ完全に脱炭素化することが必減を受け，再生可能エネルギー，特に変動性再生可要であるとされる（3）．これは，発電よりも脱炭素能エネルギー（Variable Renewable Energy：VRE）化が難しい産業部門等の CO2 排出量が最後まで残と呼ばれる太陽光・風力発電への関心が近年，急速るためである．但し福島第一原子力発電所事故後のに高まっている．2018 年に閣議決定された第 5 次

現在，原子力発電比率を現状から大幅に引き上げる

エネルギー基本計画では再生可能エネルギーを日本ことは難しく，また水力・地熱等の負荷配分可能なのエネルギー供給の一翼を担う長期安定的な主力電再生可能エネルギーの導入可能量には立地上の制約源として位置付け，その円滑な大量導入に向けた取がある現状で，VRE 発電の大幅な導入拡大への期組を引き続き積極的に進める方針が明記された．但待は大きい．一方で，VRE はその自然変動性故に，し，その将来に向けた導入見通しを日本のエネル

他電源とは異なる制約をもつ．即ち，発電出力が電ギー需給全体の中で定量的に示したものは，2015

力需要とマッチしない場合には，蓄電，出力抑制，年に公表された「長期エネルギー需給見通し」（1）もしくは他グリッドとの電力融通によって需給を調が最新のものである．ここでは，2030 年までに徹整することが必要となり，それぞれ特有のコスト上底した省エネルギーによって電力需要をベースケー昇要因となり得る．このようなことから，将来におス比で 17％削減するとともに，電源構成に占めるける現実的な VRE の導入可能性について検討する

再生可能エネルギーのシェアを 22～24％（うち，ことは現在，極めて重要な政策課題であると言える．

VRE は 8.7％程度）まで押し上げ，同年までにエネ

このような状況を踏まえ，本稿では，大規模デールギー起源二酸化炭素（CO2）排出量を 2013 年度タに基づいた数理モデルによるシミュレーションを比で 25％削減する姿が示されている．

実施し，2050 年を想定したエネルギー需給のありより長期の将来においては温室効果ガス（GHG）排出量を更に削減することが目指されており，2019
年に閣議決定された「パリ協定に基づく成長戦略としての長期戦略」（2） では 2050 年までに GHG 排出方について考察した．

2．使用モデル及び試算条件
2.1

使用モデル：エネルギー技術選択モデル

量を 80％削減するとともに，今世紀後半のできる

本稿では，エネルギーシステムを対象とする最適だけ早期に最終到達点としての「脱炭素社会」を実

エネルギー技術選択モデルを用いて，2050 年まで現することが目指されている．更に 2020 年 10 月を対象に，CO2 削減制約下における日本のエネル

26 日には，菅義偉首相が 2050 年までに GHG 排出

ギー技術構成及びエネルギー需給構造を分析した．

量実質ゼロを実現する目標を宣言した．ただし，ここのエネルギー技術選択モデルでは，エネルギーシのような野心的な目標を達成するためのエネルギーミックスの姿は明示的に描かれておらず，定量分析を元にした GHG 排出削減目標の評価を行うことは極めて重要である．
Journal of JSES

*1

一般財団法人 日本エネルギー経済研究所
Institute of Energy Economics, Japan*2
東京大学 公共政策大学院
Graduate School of Public Policy, the University of Tokyo－ 44 －

2021 年

2050 年に向けた日本の長期エネルギーシナリオ

ステムはエネルギー供給部門，転換部門（発電部門，Development Scenario の想定を準用した．ここで都市ガス製造部門等），最終消費部門（産業部門，は世界各国が野心的な温室効果ガス削減目標の達成民生部門，運輸部門）から構成され，各部門に属すを目指すことから，化石燃料の消費量増加は比較的る様々なエネルギー技術が，その入出力となるエネ抑制され，原油価格は 2018 年の 68 ドル /bbl からルギーキャリアを介して連結されている．本モデル2040 年には 59 ドル /bbl となると想定している．

は技術積み上げ型のモデルと捉えることができる（2）発電コストの想定が，従来の同種のモデルと比較すると，電力部門で本モデルでは，14 の発電技術，即ち原子力，石の時間解像度を 1 時間刻み（年間 8,760 時間）と細

炭火力，LNG 火力（汽力及び複合発電），石油火力，かくすることで，VRE の大量導入時の電力需給を水素専焼火力，バイオマス火力，地熱，一般水力，精緻に評価することが可能であることが大きな特色

住宅用 PV，非住宅用 PV，陸上風力，洋上風力（着である．本モデルが想定するエネルギーシステムの床式及び浮体式）を想定し，更に電力貯蔵システム概念図を図 1 に示す．分析の対象期間は 2050 年まとして揚水式水力発電（現状の設備容量で固定），で（2015 年から 5 年間隔）であり，沖縄を除く日

NAS 電池，Li-ion 電池，及び水素貯蔵を考慮してい本全国を 5 地域（1：北海道，2：東北，3：関東，4：る．各技術のコスト及び技術性能（発電効率）は，西日本，5：九州）に分割して，各地域間の電力融原則として発電コスト検証ワーキンググループ（7）通を考慮している．モデルの詳細については既報（4）による評価を基に設定した．但し同資料の試算対象を参照されたい．

外である水素専焼火力発電については，LNG 複合2.2火力と同一の諸元を有すると見做した．また，蓄電主要な前提条件（1）マクロ経済・一次エネルギー価格

池に関しては，米国 NREL による報告（8） を基に，将来の実質 GDP 想定としては，日本エネルギー（5）

経済研究所『IEEJ アウトルック 2020』

に従い，2050 年に 150 ドル /kWh までコストが低減すると想定した．

2050 年まで年平均 0.7％で成長すると想定した．こまた，VRE については今後急速なコストの低減の他，国立社会保障・人口問題研究所による人口推が見込まれることから，上記資料の将来想定によら計等を基に，計量経済学的手法によるマクロ経済モず，独自に将来へのコスト低減見通しを想定した．

デルを用いて，エネルギーサービス需要（輸送需要，ここでは日本政府によるコスト低減目標を参考とし各素材産業の生産量，家庭・業務部門における用途て，標準ケースでは割引率 3％換算での発電単価が別エネルギーサービス需要など）を設定し，最適技

2050 年に住宅用 PV について 11 円 /kWh，非住宅術選択モデルの前提条件とした．

用 PV について 7 円 /kWh，陸上風力及び着床式洋また，一次エネルギー価格としては，国際エネル

上風力について 8.5 円 /kWh，浮体式洋上風力につギー機関（International Energy Agency：IEA）にいて 20 円 /kWh まで低下するとした．また別途，よるエネルギー需給展望（6） における Sustainable

コスト低位ケースでは同じく 2050 年に住宅用 PV

図1
Vol.47. No2

最適技術選択モデルの概念図－ 45 －

太陽エネルギー松尾雄司・川上恭章・有馬純：について 7 円 /kWh，非住宅用 PV について 5 円 /2050 年 の CO2 貯 留 可 能 量 上 限 は， 秋 元・ 佐 野kWh，陸上風力及び着床式洋上風力について 5 円 /（2017）（12）に倣い 91 MtCO2/ 年とした．

kWh，浮体式洋上風力について 10 円 /kWh まで低2.3

試算ケース

下すると想定した．これらの発電単価は 5 地域の加

ここでは，今後 2050 年に向けてエネルギー起源重平均値であり，正確には建設単価が地域によらず

CO2 排出量を 2013 年度比で 80％削減することを想一定としているため，風況等に応じた設備利用率の定し，表 2 に示す 7 つのケースについて試算を行っ差によって発電単価は地域ごとに微妙に異なっていた．ケース 1 は全ての技術が利用可能であるとし，る．

かつ，実質割引率の想定を 10％としている．割引（3）各技術の導入可能量率が試算結果に与える影響を評価するため，ケース

本稿では発電部門のゼロ・エミッション化を目指

2 では実質割引率を 5％と想定し，またケース 3 ですため，再生可能エネルギー（VRE 及び水力等），は割引率は 10％のまま，VRE についてコスト低位原子力，CCS 付き石炭・LNG 火力，及び水素火力ケースを想定した．更に，ケース 4 ～ 7 では輸入水が利用可能であるとした．

素，CCS，原子力それぞれについて，利用可能性がVRE 資源は地域的に偏在するため，その上限設
定は最適な電源構成に大きな影響を与える．ここで（9）は環境省による評価をもとに，日本風力発電協会の見通しも勘案し，表 1 のように設定した．PVの導入ポテンシャルは関東や西日本といった電力需制約される（全く利用できない）と想定して評価を行った．

3．試算結果3.1

図 2 及び図 3 に基準ケース（ケース 1）における要規模の大きな地域で大きい一方，風力発電は北海道及び東北に偏在していることが大きな特徴であ

基準ケース（ケース 1）

最終エネルギー消費及び発電電力量を示す．
2050 年に CO2 80％削減を達成するためのエネル

る．
原子力発電設備容量については建設中の 3 基（島ギー技術選択の要点は大まかに 2 つ，即ち最終需要

根 3 号，大間，東京東通）の運転開始を想定すると部門における省エネ及び電化進展と，発電部門のゼともに，既設炉については，既に廃炉が決まったもロ・エミッション化である．図 2 に示すように，最のを除き，60 年間稼働した後に廃炉となるとした．

終エネルギー消費は 2020 年以降減少する一方で，このケースでの 2050 年の設備量は，25.5 GW となる．

最終エネルギー消費に占める電力の比率は上昇して水素は余剰電力から水電解によって製造可能であゆく．それに伴い図 3 に示すように発電量も増加するとともに，海外から輸入が可能であるとした．輸（10）る．

をも電化の進展により CO2 排出量を削減するためにとに，2050 年に基準ケースでは 30 円 /Nm で制約

は，発電部門の脱炭素化が不可欠である．原子力発なく利用可能と想定した．本稿の前提条件下での最電量に制約がある中で，脱炭素化の主な方策は適解では，余剰電力からの水素製造よりも大規模にVRE の導入と水素火力の導入であり，水素火力は輸入水素の利用が行われる．

2040 年以降に導入量が増加する．2050 年には化石入水素については，経済産業省の将来目標

3

CCS 技 術 の コ ス ト 及 び 技 術 特 性 に 関 し て は，
（11）

RITE による報告
表1に基づいて設定するとともに各地域の太陽光・風力の導入上限想定
単位：GW

太陽光

洋上風力

住宅

非住宅

陸上
風力

着床浮体

北海道

11910035270

東北27195516162

関東673461390

西日本

81562516200

九州

26281713307

合計

211145204921029

Journal of JSES

燃料発電による発電量はゼロとなり，なおかつバイオマス火力＋ CCS（BECCS）が導入されることから，
表2

試算ケース

ケース 2050 年 実質前提
番号 排出量 割引率1▲ 80%10% 全ての技術を利用可能－ 46 －2▲ 80%5%

同上

3▲ 80%10%

VRE 低コスト

4▲ 80%10%

輸入水素利用不可

5▲ 80%10%

CCS 利用不可

6▲ 80%10%

輸入水素・CCS 利用不可

7▲ 80%10%

輸入水素・CCS・原子力利用不可
2021 年

2050 年に向けた日本の長期エネルギーシナリオ

発電部門はネガティブ・エミッション（2050 年－83成を示す．基準ケースでは水素火力が 40％，VREMtCO2）となる．ここで，発電部門では CCS 付きが 35％（うち太陽光 10％，風力 25％）となるが，化石燃料発電が導入されないことは注目に値する．

割引率を 5％とした場合や VRE のコスト想定を低

これは，発電部門よりも CO2 の大規模な削減オプ

くした場合には VRE 比率は上昇し，それぞれ 47％ションが乏しい産業部門において CCS が優先的に及び 45％となる．輸入水素が使えない場合に VRE導入されるためである．

比率は大幅に上昇し，更に CCS・原子力が使えな

図 4 に一次エネルギー消費の推移を示す．最終需い場合には更に上昇するが，その際に送電ロスや蓄要部門における省エネの進展に伴い，一次エネル電システムの利用による充放電ロスが増加すること

ギー消費量は 2050 年に向けて減少してゆく．またに伴い，発電電力量は最大で 1,600 TWh 以上まで

水素の輸入は 2040 年頃から開始され，2050 年にか増加する．

けて一次エネルギー消費に占める水素の比率が急速

図 7 に 2050 年の地域間連系線の容量を，また図に上昇する．

Mtoe

エネルギー起源 CO2 の限界削減費用を図 5 に示500す．ここに示すように，2030 年以降 CO2 排出制約

450が強くなるにつれて，限界削減費用は急速に上昇す

400る．このケースでは 2040 年に 3.2 万円 /tCO2，2050

350

年には 6.0 万円 /tCO2 に達する．

300

太陽光250地熱3.2

ケース間比較

バイオマス
水素
風力

水力

200

図 6 に各ケースにおける 2050 年の発電電力量構

350

その他

原子力

150

天然ガス

100

Mtoe

石油

50

その他

300

石炭

0

2015

電力

250

150

石油製品

100

石炭・石

2040

2050

1 次エネルギー供給

円/tCO260,00050,00040,000

炭製品

50

2030

図4

都市ガス

200

2020

30,000

0

2015

2020

図2

1,400

2030

2040

20,0002050

最終エネルギー消費10,0000TWh

水素
風力（洋上）

1,200

風力（陸上）

1,000
800

1,600

太陽光

1,400

地熱

1,200

600

水力

400

原子力

2015

2020

2030

図3
Vol.47. No2

2040

2050

2020

図5

2030

限界削減費用

2040

TWh

風力（洋上）
風力（陸上）
太陽光

800

地熱

600

水力

400

LNG

200

石炭0

原子力
基準
ケース

割引率
5%

VRE
低コスト

図6

発電量構成
－ 47 －2050

水素

1,000

バイオマス

20002015

輸入水素なし

CCSなし

輸入水素・ 輸入水素・CCSなし CCS・原子力なし

バイオマス
LNG

2050 年の電源構成
太陽エネルギー松尾雄司・川上恭章・有馬純：

8 に 2050 年の蓄電池容量を示す．最大の電力需要

2050 年の電力単価及び限界削減費用を図 9 に示地である関東地方と風力ポテンシャルの大きい東す．ここでは電力単価についてはモデルで用いてい北・北海道地方の電力需給をマッチさせるため，東る 10％もしくは 5％の割引率による値の他に，国内京・東北間の送電線容量が大きくなる．また，特にの文献でよく用いられる（7）3％の値をも示している．

輸入水素が使えずに VRE 比率が高くなるケースで2050 年には，基準ケースにおいても 80％削減のは，比較的高価な北海道・東北間連系線（北本連系実現のために燃料費の高い水素火力が多く導入され線）容量も大幅に拡大する．2021 年現在の北本連ることなどから，電力単価は 18 円 /kWh 程度まで

系線容量は 0.9 GW であり，また検討されている拡上昇し，現状の水準（12 円 /kWh 前後）を上回る．

大後の容量も 1.2 ～ 1.5 GW 程度であることを考え両費用ともに，輸入水素が利用できない場合（ケーると，ここに示される 40 GW 規模までの容量拡大

ス 4，6 及び 7）のコスト上昇が顕著であり，なかを実現するためのハードルは現実的には高いと言えでも最も多くの低炭素オプションが使用できないる．

ケース 7（輸入水素・CCS・原子力なし）では，電蓄電設備容量（揚水発電除く）は図 8 に示す通りであり，VRE 比率が高くなるケース＝輸入水素が利用不可能なケースで 600 GWh を超える大量の蓄電設備が必要となる．これらの結果に示されるよう力単価は 28 円 /kWh，限界削減費用は 18 万円 /tCO2 まで高騰する．

4．
「無風期間」と限界 System LCOEに，水素火力が使えず，VRE 比率がある一定の値（ここのように，VRE は将来の電源構成において重こに示す結果例では 50％程度）を超えると必要と要な役割を担うことが期待される一方で，極度に高なる連系線や蓄電設備の容量が顕著に増加し , これい VRE 比率は無視できないコストの上昇を招く．

が次に示す電力単価や限界削減費用に大きく影響す

本節ではこれについて，既往研究（13）（14） に基づいることとなる．て概説する．
本稿で用いたような地理的解像度が比較的粗いエ

割引率
GW

150 5%

VRE

輸入水素

CCS

輸入水素・

CCS・原子

低コスト

なし

なし

CCSなし

力なし

0.9

18.1

0.9

38.9

0.9

42.2

2.1
100

12.6

2.1

22.0

2.1

22.7

13.3

11.0

12.4

9.1

10.8

9.1

西日本九州
東京-西500

基準

割引率5%

VRE
低コスト

輸入水素なしCCSなし

影響を与える．この蓄電システムの所要量は「無風期間」，即ち数日程度持続し得る VRE の発電量が極めて小さくなる期間の電力需給に依存することが東北-東知られている（図 10）（13）．ここでは太陽光及び風京力の発電量が小さいために，図中に Discharge と示

北海道-

す電力不足に相当する電力量を予め貯蔵しておき，輸入水素・ 輸入水素・CCSなし CCS・原子力なし

図7

蓄電システムの所要量が電力部門の経済性に顕著な

日本

東北
ケース

ネルギーシステムモデルで分析を行った場合，特にそれを取り崩すことによって需給のバランスをとる必要がある．この電力量が蓄電システムの所要量に相当する．過去のデータからは , 無風期間はある特2050 年の地域間連系線容量

GWh30800円/kWh, 万円/tCO2
電力単価（60020（15400）

電力単価（102000）

25換算）

限界削減費用5基準割引率ケース5%

図8
Journal of JSES

VRE
低コスト

輸入水素なしCCS
なし

0

輸入水素・ 輸入水素・CCSなし

CCS・原子基準
ケース

力なし

割引率5%

図92050 年の蓄電池容量（全国計）－ 48 －

VRE
低コスト

輸入水素なしCCS
なし

輸入水素・ 輸入水素・CCSなし

CCS・原子
力なし

電力単価及び限界削減費用
2021 年

2050 年に向けた日本の長期エネルギーシナリオ

400

GW

Hydro
Onshore wind
Charge/discharge

Geothermal
Oﬀshore wind
DemandBiomass
Solar PV

年価格円

太陽光

300

洋上風力

200
100

陸上風力

0-100

原子力

蓄電量の減少-200（横軸：時間）図 10 「無風期間」における電力需給

ゼロ・エ
ミッショ

定の時期（夏の終りもしくは冬の終り）に発生しやン火力

すいことが知られているが，具体的にいつ発生するゼロ・エミッション火力発電量

か，またその規模（持続期間）はどの程度か，といっ

図 11

相対限界 System LCOE

たことは年によって異なる．このため，VRE 大量導入の経済影響を正確に評価するためには，単年のション化する必要がある．その際，基準ケースでみでなく，多数年のデータを用いて無風期間におけ2040 年に 3 万円 /tCO2 超の，2050 年に約 6 万円 /る電力供給途絶リスクを正確に評価する必要があ

tCO2 の限界削減費用が必要となる．この価格水準

る．

は，日本を対象とした既往のモデル比較研究事例のこのようなことは ,VRE 大量導入時の各電源の限結果と概ね整合的である（3）一方で，この価格水準界費用に大きく影響する．即ち，太陽光発電は導入は IEA などで提示されている将来の炭素価格水準

初期にあってはその発電量が電力需要と正の相関をよりも高い．これは，日本では産業部門におけるもつ（例えば夏期においてはどちらも晴れた日中にCO2 排出削減が比較的難しく，海外に産業を流出さ大きくなる）ため，それを導入する価値が高い．しせる等の結果を招かずに産業部門を含む削減を実現

かしある水準を超えて導入が進んだ場合には発電量することは難しい，ということを示している．実際が需要量を上回るため出力抑制，もしくは蓄電池にに産業部門の電化には困難な部分が残り，従ってこよる調整が必要となり，更に導入比率が極度に高の分野での脱炭素化が最後に残る排出源となる可能まった場合には，無風期間に対応するために数年に性が高い．その他の部門，例えば家庭部門において1 度しか使わない蓄電システムや，数年に 1 度しか都市ガスの利用を全廃，もしくは都市ガス利用を完使わない送電線を備える必要が生じる．このような全に脱炭素化することの実現可能性などについて理由から，VRE 比率が高まると，その限界費用，も，十分に検討する必要がある．このようなことか

即ち従来電源 1 kWh 分の発電量を VRE に代替するら，更に野心的な削減目標として 2050 年にゼロ・際の総費用の変化が非常に大きくなり得る．例としエミッションを達成することを目指す場合には，あて図 11 は日本の電力システムにおける VRE，原子る程度残る排出量をオフセットするための負の排出力及びゼロ・エミッション火力の限界費用を示した技術の導入が必要になると考えられる．またその際ものであるが，火力発電量が非常に小さい，即ちの限界削減費用は 80％の場合の 6 万円 /tCO2 よりVRE 発電比率が非常に高い場合には，VRE の限界も更に高くなると考えられ，この水準の削減目標を費用は数十円 /kWh にまで上昇する結果となっていいかに達成するかはエネルギー政策上の大きな課題

る．このような限界費用（相対限界 System LCOE）として今後議論される必要があるであろう．
いずれにせよ，上述の通り電力部門はほぼ完全にの評価については文献（14）を参照されたい．

脱炭素化されることが必要であり，これは再生可能

5．おわりにエネルギー，原子力，及びゼロ・エミッション火力

本稿ではエネルギー技術選択モデルを用いて日本によって全電源を供給しなくてはならないことを意のエネルギー起源 CO2 排出量を 80％削減するシナ味している．VRE のコストは日本においても低下

リオを定量的に描き，併せて VRE が大量導入されしつつあり，今後も急速に導入量が拡大することがる場合の電力部門の課題について記述した．

見込まれる．但し，変動性再生可能エネルギーが大80％の CO2 削減のためには，エネルギー利用の量に導入された場合には「無風期間」における電力電力化を進め，かつ，発電をほぼ完全にゼロ・エミッ

供給途絶リスクが大きな課題となり得，これを克服

Vol.47. No2－ 49 －太陽エネルギー松尾雄司・川上恭章・有馬純：（2020）

するためには蓄電システムへの大きな投資が必要となる．このようなことから，2050 年の CO2 削減費

5） 日本エネルギー経済研究所，IEEJ アウトルッ

用は，輸入水素や CCS による CO2 貯留といったク 2020（2021 年 2 月 11 日閲覧）
,CO2 の大規模削減オプションが利用できない場合にhttps://eneken.ieej.or.jp/whatsnew_op/191015

高騰し，最大で約 18 万円 /tCO2 となり，発電単価

teireiken.html

も約 28 円 /kWh まで上昇する．ここからわかるこ

6） International Energy Agency（IEA）, Worldとは，日本において CO2 排出量を大幅に削減する

Energy Outlook 2019,（2019）, IEA, Paris.

ためには，多くの選択肢を視野に入れる必要がある，

7） 発電コスト検証ワーキンググループ，長期エネということである．即ち，輸入水素，CCS，原子力

ルギー需給見通し小委員会に対する発電コストといったオプションを狭めるごとに，エネルギーシ等の検証に関する報告（2021 年 2 月 11 日閲覧）
,ステム全体のコストは上昇することとなる．

https://www.enecho.meti.go.jp/committee/

このことは，電源別限界費用の分析からも見るこ

council/basic _policy_subcommittee/mitoshi/とができる．即ち，従来の LCOE と異なり，各電cost_wg/pdf/cost_wg_01.pdf

源の限界費用（限界 System LCOE）の値はエネル

8） W. Cole and W.A. Frazier, Cost Projections for

ギーミックスに応じて大きく変化する．一般的にはUtility-Scale Battery Storage, National

導入量が少ない場合にはその限界費用は安価であRenewable Energy Laboratory Technicalり，均衡点においては全ての電源の限界費用が一致

Report, TP-6A20-73222,（2019）.

する．そして，その均衡点を超えて導入を進めよう

9） 環境省 , 再生可能エネルギーに関するゾーニンとした場合には，図 11 に示す通り，限界費用は急

グ 基 礎 情 報（2021 年 2 月 11 日 閲 覧）
, http://速に上昇する．この理由により，エネルギー利用のwww.renewable-energy-potential.env.go.jp/

脱炭素化を目指す将来においても，脱炭素化に向けRenewableEnergy/29.html

た新たなエネルギーのベストミックスを目指すこと

10） 経済産業省 , 水素・燃料電池戦略ロードマップが，政策上重要になると考えられる．

（2021 年 2 月 11 日閲覧）,https://www.meti.go.jp/pre

参考文献

ss/2018/03/20190312001/20190312001.html
11） 地球環境産業技術研究機構（RITE）, 二酸化炭1） 資源エネルギー庁，長期エネルギー需給見通し

素地中貯留技術研究開発成果報告書（2021 年 2

関連資料（2021 年 2 月 11 日閲覧）,

月 11 日閲覧）,https://www.enecho.meti.go.jp/committee/

http://www.rite.or.jp/results/result_reports/

council/basic_policy_subcommittee/
mitoshi/011/pdf/011_07.pdf

pdf/2006-chichu-6.pdf12） 秋元圭吾，佐野史典，パリ協定 2℃目標から見

2） 日本政府，パリ協定に基づく成長戦略としてのた我が国の 2050 年排出削減目標に関する分析，

長 期 戦 略（2021 年 2 月 11 日 閲 覧）
, https://

エネルギー・資源学会論文誌，38（1），1-9（2017）www.env.go.jp/ press/111781.pdf

13） Y. Matsuo et al., Investigating the economics of3） M. Sugiyama et al., Japan's long-term climate

the power sector under high penetration of

mitigation policy：Multi-model assessment andvariable renewable energies, Applied Energy,

sectoral challenges, Energy, 167, 1120-1131

267, 113956（2020）．

（2018）．

14） Y. Matsuo and R. Komiyama, System LCOE of4） 川上恭章，松尾雄司，エネルギーシステム技術

variable renewable energies： a case study of選択モデルによる GHG80％削減分析：気象条

Japan’s decarbonized power sector in 2050,

件が技術選択や GHG 削減費用に与える影響，

Sustainability Science,（2021）．https://doi.

エネルギー・資源学会論文誌，41（3），68-76org/10.1007/s11625-021-00914-1

Journal of JSES

－ 50 －

2021 年

2050 年に向けた日本の長期エネルギーシナリオ

著者略歴

有馬純（アリマ ジュン）
1982 年東京大学経済学部卒，同年通商松尾雄司（マツオ ユウジ）

産業省（現経済産業省）入省．経済協

1997 年 3 月東京大学大学院理学系研究

力開発機構（OECD）日本政府代表部科修了．
（財）産業創造研究所を経て参事官，国際エネルギー機関（IEA）

2007 年（財）日本エネルギー経済研究

国別審査課長，資源エネルギー庁国際所入所，現在（一財）日本エネルギー課長，同参事官，大臣官房審議官地球環境問題担当，経済研究所研究主幹．エネルギーシステムに係るモ

日本貿易振興機構（JETRO）ロンドン事務所長兼地デル分析等に従事．エネルギー・資源学会，日本原球環境問題特別調査員等を経て，2015 年 8 月より東子力学会，日本オペレーションズ・リサーチ学会，

京大学公共政策大学院教授．気候変動に関する政府

国際エネルギー経済学会会員．博士（社会システム間パネル（IPCC）第 6 次評価報告書執筆者．

分析）．
川上恭章（カワカミ ヤスアキ）
2013 年 3 月東京大学大学院工学系研究科修了．同年 4 月（一財）日本エネルギー
経済研究所入所．現在，同研究所化石エネルギー・国際協力ユニット主任研究員．エネルギーシステムを対象とした研究に従事．電気学会，エネルギー・資源学会会員．
博士（工学）．

Vol.47. No2－ 51 －太陽エネルギー