Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
では必ずしも分析できるものではない。このため、地域間の産業連関を内生化した応用一般均衡モデルの開発を行った。

本モデルは、わが国を表(2)-3の9地域に分割して、財や生産要素の地域間での取引も考慮したモデルである。基準とするデータは、2005年を対象とした地域内産業連関表を用いて作成した競争輸入型地域産業連関表であり、部門は表(2)-4の55部門50財に集約している。非競争輸入型地域間産業連関表も公表されているが、それを直接使用しない理由は、a）部門数が53部門と粗く発電部門が分離されていない、b）数値そのものは地域内産業連関表から、各財の投入において地域間の構造は同じという仮定をもとに計算されており、各部門において投入される財の構造を見ると、実態と異なる可能性がある、c）非競争輸入型のデータを用いたモデルでは内生変数の数が多くなり、モデルの運用という面から適切でない（計算時間がかかる）、といった理由による。また、地域内産業連関表をもとに競争輸入型地域間産業連関表を作成するにあたっては、基本分類表を用いるとともに、発電部門や石炭・石油・ガス部門を詳細に分割することを行った。

国を対象とした応用一般均衡モデルと同様に、技術選択モデルとの連携を目的としたモデルとなるように、基本構造は1国モデルと同様であるが、輸出・輸入以外に、移出・移入を検討する必要がある点が異なっている。動的な過程は、1国モデルと同様に各地域における成長率を設定し、それに見合うように各地域に対する投資（固定資本形成の需要）が行われる。

表(2)-3 地域モデルにおける各地域の定義と電力会社

地域区分	都道府県	電力会社
北海道	北海道	北海道
東北	青森,岩手,宮城,秋田,山形,福島	東北
関東	茨城,栃木,群馬,埼玉,千葉,東京,神奈川,新潟,山梨,長野,静岡	東京
中部	富山,石川,岐阜,愛知,三重	中部,北陸
近畿	福井,滋賀,京都,大阪,兵庫,奈良,和歌山	関西
中国	鳥取,島根,岡山,広島,山口	中国
四国	徳島,香川,愛媛,高知	四国
九州	福岡,佐賀,長崎,熊本,大分,宮崎,鹿児島	九州
沖縄	沖縄	沖縄

表(2)-4 地域モデルにおける部門・財の区分

米	天然ガス	窯業・土石製品	石炭火力(電力)	鉄道輸送
小麦	食料品	鉄鋼	石油火力(電力)	道路輸送
その他農業	繊維工業製品	非鉄金属	ガス火力(電力)	水運
畜産	製材・木製品	金属製品	水力その他(電力)	航空輸送
農業サービス	家具・装備品	一般機械	自家発電(電力)	その他運輸サービス
林業	紙・パルプ	電気機械	都市ガス	通信・放送
漁業	出版・印刷	輸送機械	熱供給	公務
金属鉱物	化学	精密機械	水道	教育・研究
非金属鉱物	石油製品	その他製造業	廃棄物	医療・保健・社会保障・介護
石炭	石炭製品	建設	商業	対事業所サービス
原油	プラスチック製品	原子力(電力)	金融・保険・不動産	対個人サービス
## （６）多地域最適電源計画モデル

2011年3月11日に発生した東日本大震災およびそれに続く東京電力福島第一原子力発電所事故を受けた電力供給に占める原子力発電の割合が低下により、2011年春期および夏期には電力供給の逼迫を生じることになった。今後の原子力発電所再稼働の見通しが不確定な中では、今後も引き続いて電力供給の逼迫が生じる可能性は高い。

わが国の電力供給システムは、電力会社の管轄地域ごとに10地域に分割されており、沖縄電力を除いた9電力会社では、隣接する電力会社との間に連繫線が敷設されて相互に電力融通が可能な構造となっている。電力会社間の連繫線は主として非常用に敷設されたものであるため、融通可能量は電力需要に比して十分大きいとは言いがたい。そのため、わが国全体で需要をまかなうに足る発電所設備容量が確保できたとしても、発電所の立地状態によっては一部の地域において深刻な電力不足が起こる可能性がある。そこで、本研究では電力需要の地域分散や発電所の立地、電力会社間連繫線といったわが国電力部門の特徴を勘案して発電所の運用と電力需給バランスを検討できるモデルを用いて、原子力発電所のシェア低下を受けた電力の安定供給可能性を検討したものである。

解析は2015年を対象とし、電力需要は過去の傾向を参照して2010年から4%/年で増加していくと仮定した。また、原子力発電所を除いた発電所の設備容量は、現時点で2015年までに運転開始を予定している発電所のみを考慮して設定する。

多地域最適電源計画モデルは、全国を都道府県単位で60地域に分割し、それぞれを実際の送電ネットワークおよび送電容量にあわせて想定した仮想的な送電線で結んだモデルであり、電力需要の大きさや発電所の立地は実際にあわせて設定する。電力需要は1時間ごとの値を外生的に設定し、費用最小化の最適化計算により毎時の発電所運用と年間の費用、CO $ _{2} $ 排出量を求めるものである。図(2)-5に多地域最適電源計画モデルの概要を示す。

図(2)-5 多地域最適電源計画モデルの概要
## 4 ．結果及び考察

（1）日本を対象とした技術選択モデルを用いた2020年及び2030年の温室効果ガス削減目標の評価

これまでに開発してきた日本を対象とした技術選択モデルを対象に、東日本大震災の影響を踏まえた2020年及び2030年の温室効果ガス排出削減目標について再計算を行った。図(2)-6に結果を示す。

注：固定：技術固定ケース。低位～高位：温暖化対策導入ケース（対策の強度別に低位、中位、高位と設定）。0%、0%、15%、20%、25%、35%の各数値は、2030年の発電電力量に対する原子力発電の比率。

図(2)-6 2020年（上）及び2030年（下）のわが国の温室効果ガス排出量とその部門別内訳（成長ケース）
2030年においては、原子力発電所の稼働率を0％としても、温室効果ガス排出量を1990年比3％～20％削減することが可能となることを示した。このことから、2050年の目標の達成に向けて、長期的な視点からの対策の推進が必要となることがわかる。また、2013年11月に気候変動枠組条約第19回締約国会議において公表されたわが国の新しい温室効果ガス排出量の削減目標は、対策低位から中位の間に相当することが示された。

## （２）日本の中長期の温室効果ガス排出量推計モデルの開発

原子力発電について40年廃炉を前提とすると、2050年までに全ての原子力発電の稼働が停止する。その前提のもと、2050年の温室効果ガス排出量が1990年比80％削減を達成できるかどうかについて、開発した中長期温室効果ガス排出量推計モデルで検討した。これらの対策を織り込んだ将来の温室効果ガス排出量を図(2)-7に示す。

家庭部門、業務部門、運輸旅客部門については、電化の推進と電力の排出係数の低減の効果により2050年排出量はあわせて1990年排出量の2%を占める程度にまで少なくなっている。

一方、産業部門については鉄鋼やセメントにおける石炭利用、石油化学工業における石油利用、全ての業種における高温熱需要については、電力への代替が困難であり化石燃料依存が続く。鉄鋼、セメント、石油化学については炭素隔離貯留技術（CCS）を想定しているが、排出される全ての二酸化炭素を回収することは困難である。よって、革新的技術による省エネの推進、低温熱需要に対するヒートポンプ技術の適用、石炭・石油からのガス転換などを徹底して推進したとしても、2050年になっても1990年排出量の9％に相当する程度の排出が存在する。

また、貨物自動車では長距離輸送貨物車について、電気自動車やハイブリッド自動車が適さないため、大幅に燃費を改善する技術がない状況にある。そのため、運輸貨物部門では2050年において3％に相当する程度の排出が存在する。

非エネルギー部門においては、農業起源、廃棄物起源の排出削減には限界がある(非エネルギー部門は1990年比5%に相当)。つまり、80%削減を実現するためには、残り20%を産業、運輸貨物、非エネルギー部門に割り当て、それら以外の家庭、業務、運輸旅客についてはほぼ排出量をゼロにしていかなければならないことがわかる。

2050年8割削減について、削減要因別に削減量を示したものが図(2)-8である。大幅削減のためには全ての要素が貢献しており、中でも省エネルギー、再生可能エネルギー、CCSが大きな役割を担っていることがわかる。
図(2)-7 温室効果ガス排出量

図(2)-8 2050年の二酸化炭素削減の内訳

## （３）日本を対象とした技術選択モデル（多地域版）の開発

原子力の稼働シナリオ（表(2)-5）、地域間連系線増強の有無に応じて、レファレンスケースに加え、6つの対策ケースについて、2050年までの温室効果ガス排出量の定量化を行った。対策ケースでは、2050年の温室効果ガス排出量が基準年比80%減となるよう、CO₂価格を2010年から2050年にかけて経過年に比例して増加させた。推計を実施したケースの一覧を表(2)-6に示す。
表(2)-5 原子力稼働シナリオの想定

再稼働なし	2014年度以降再稼働なし．2050年の発電電力量はゼロとなる．
再稼働あり	原子力規制委審査中の原子炉のうち，最古のもの(1984年)より新しいものは再稼働．以降はIEA WEO213のNew Policies Scenarioに従い，1990年以降に稼働開始したものは50年，それ以外は40年で廃炉．新設2基(大間，島根3号)．設備利用率は70%．2050年の発電電力量は約500億kWh．
現状容量維持	福島第一・第二以外すべて再稼働，新設2基(大間，島根3号)，発電容量は2050年まで維持．設備利用率は70%．2050年の発電電力量は約2,600億kWh．

表(2)-6 シナリオ推計を実施したケース一覧

地域間連系線
増強なし	増強あり
原子力シナリオ	再稼働なし	排出制約なし：レファレンス80%減：ケース①	80%減：ケース②
再稼働あり	80%減：ケース③	80%減：ケース④
現状容量維持	80%減：ケース⑤	80%減：ケース⑥

対策ケースにおける$\mathrm{CO}_{2}$価格は、図(2)-9に示すとおり、原子力再稼働・地域間連系線の増強がないケース①では2050年に約58,000円/t$\mathrm{CO}_{2}$となった。一方、原子力発電の再稼働が行われるケース③、ケース⑤においては、ケース①と比べ$\mathrm{CO}_{2}$価格は約9%～17%低い水準となった。また、地域間連系線の増強が行われるケース②，④，⑥では、いずれもさらに8%程度低下する結果となった。特にケース②、ケース③の$\mathrm{CO}_{2}$価格がほぼ同水準となったことから、原子力遅減による温室効果ガス排出増は、部分的には地域間連系線増強によって埋め合わせ得る可能性が示唆された。

図(2)-9 対策ケースにおける2050年80%減達成時のCO_{2}価格

部門別にみると、2050年時点の主な排出源は産業，運輸，その他（エネルギー起源CO₂以外）であり、家庭・業務部門からの排出量はほぼゼロとなった。ケース②における温室効果ガス排出量の推計結果を図(2)-10に示す。削減要因としては，発電を含む転換部門が最大であり（削減量の37%）、次いでCCS（30%）、需要部門の省エネルギー（24%）、その他（10%）の順となった。地域別に見ると，2010年比の温室効果ガス削減率は多少の地域差があるものの、多くの地域で70%～80%を超える結果となった（図(2)-11）。
図(2)-10 温室効果ガス排出量の推計結果（部門別、ケース②）と削減内訳

図(2)-11 温室効果ガス排出量の推計結果（地域別、ケース②）

地域別の対策導入量の事例として、家庭用給湯器の地域別導入量を図(2)-12に示す。多くの地域において80%減ケースでは短期的には潜熱回収型ガス給湯器、長期的には電気ヒートポンプ（HP）温水器の導入量が増加する結果となったが、寒冷地である北海道では電気HP給湯器のエネルギー効率が相対的に低いこと、灯油の価格が相対的に安いこと等を反映して、2050年においても依然として従来型の灯油給湯器が約半数を占めることに加え、従来型の電気温水器の普及が電気HP給湯器の普及を上回る結果となった。一方で、関西地域においては潜熱回収型給湯器と電気HP給湯器の普及が進み、2050年には従来型の給湯器はすべて置き換わる結果となった。この結果に示されるように、モデルを多地域化したことで、地域別の気候条件等の特性の差が技術選択に及ぼす影響を加味することが可能となった。
図(2)-12 家庭用給湯器の導入量（左：北海道、右：関西）（ケース①）

今回の推計では、2050年80％減を達成する際のCO₂価格は、原子力が現状と同程度維持された場合でも約48,000円/tCO₂と、IEAによる世界的な価格（130～160ドル/tCO₂程度）に照らして高い水準となった。ただし、本研究で構築した日本技術モデル（多地域版）を適用したことで、地域間連系線増強によるCO₂価格の低減効果が最大で8％程度となることが明らかになり、特に原子力稼働量の少ないケースほどその有効性は高い結果となった。

本研究の成果として、地域性を考慮した技術選択モデルを構築したことで、地域ごとの気候条件等の特性を反映することが可能となり、長期削減目標の達成に向けた対策の有効性が地域によって異なることが示された。また、省エネルギー・再生可能エネルギーの導入といった対策単体のみならず、地域間連繫線増強に代表される、それらの導入障壁を除去する対策の導入が有効であることが示唆された。

## （４）日本を対象とした応用一般均衡モデルの改良

これまで、応用一般均衡モデルによる分析では、将来の技術進歩率は外生として想定されており、本分析でも技術選択モデルの結果をもとに想定してきた。しかしながら、新しい技術の導入についても、モデル内で内生的に設定することが望ましく、これにより、個別技術の導入可能性とその影響を一体的に評価することが可能となる。

わが国を対象とした応用一般均衡モデルに、技術選択を組み込んだモデルの改良を行い、震災後の様々な状況を反映させて、2013年11月に報告されたわが国の温室効果ガス排出削減目標（2020年に2005年比3.8％削減）の経済活動への影響について評価した。ここでは、2013年から削減が開始されると仮定している。図(2)-13に結果を示す。技術選択モデルで選択された省エネ技術の代わりに従来型の省エネ技術の導入のみによって削減目標を達成すると想定した場合（図中の「高水準な省エネ技術なし」）、エネルギー消費量を抑えるために活動水準を低下させることとなり、2020年のGDPはなりゆきケースと比較して2％以上減少する結果となった。一方、高水準な省エネ技術を選択肢に加えた場合、導入される技術は初期費用と1年分の運転費用で判断される設定となっているために、高水準な省エネ技術の導入は一部にとどまるものの、一度導入した省エネ機器による省エネ効果は、機器の廃棄時まで継続する。このため、高水準な省エネ技術の導入を促進するように、追加投資の費用の半分を補助する場合（図中の「高水準な省エネ技術選択あり・補助率50%」）、2020年のGDPへの影響はなりゆきケースと比較して-0.7％にとどまる。さらに、高水準な省エネ技術の導入を促すために、補助率を90%まで高めると（図中の「高水準な省エネ技術選択あり・補助率90%」）、高水準な省エネ技術の導入がさらに高まり、2020年のGDPは+0.05%
となりゆきケースのGDPを超える結果となった。なお、削減が開始される2013年ではどのケースにおいてもなりゆきケースと比較してGDPは低下しているが、これは短期的にはどのようなケースにおいても取り得る対策が限られていることを示している。これに対して、長期的な視点から、より高性能な省エネ技術を公的補助も与えながら導入することにより、2020年には削減目標を達成するとともに経済成長を回復させ、施策によってはなりゆきケースをも上回る経済成長を遂げることも可能であることを明らかにし、削減のポテンシャルを実現するような省エネ技術の導入を促す施策の役割が重要となることを示した。

図(2)-13 2013年11月に報告された2020年目標達成時におけるGDPの推移

## （５）日本を地域分割した応用一般均衡モデルの開発

日本を9地域に分割した応用一般均衡モデルを用いて、温暖化対策を行わないなりゆきケースについて2030年まで計算した結果を、図(2)-14に示す。基準年の$\mathrm{CO}_{2}$ 排出量については南齊・森口(2010)$^{2)}$の産業連関表による環境負荷原単位データブック（3EID）を参考に想定しているため、わが国が気候変動枠組条約事務局に提出している排出量とは値が異なっている。また、地域ごとの将来人口の変化は反映させてはいるが、2010年以降の経済成長率の設定は、各地域ともに同じと設定しているため、どの地域も同じような変化となっている。各地域における再生可能エネルギーの賦存量や温暖化対策の取り組みの相違については反映したものではないため、地域別の特性を反映させるとともに、本サブテーマで開発された技術選択モデルと連携した上で、温暖化対策について分析することが残された課題である。
GDP（2005年価格兆円）

$ CO_{2} $ 排出量（二酸化炭素换算100万トン）

図(2)-14 地域連関モデルを用いた2030年までのなりゆき社会の結果

## （６）多地域最適電源計画モデル

再生可能エネルギー導入量に複数のシナリオを想定し、複数の$\mathrm{CO}_{2}$ 排出量制約の下での最適電源構成及び発電量、蓄電池導入量を評価した。$\mathrm{CO}_{2}$ 排出削減制約別の総発電容量を図(2)-15(a)に示す。太陽光発電のシェアの増加に伴い、総発電容量が急激に増加することが確認できる。これは、太陽光とその他の発電方式の設備利用率が異なることに起因する。-80%ケースでは、全設備容量の約37%を太陽光発電設備が占めた。

CO₂排出削減ケース別の総発電量を図(2)-15(b)に示す。削減目標を課さないNOケースでは、再生可能エネルギーはほとんど導入されなかった。石炭火力のシェアの増加により、発電部門からのCO₂排出量は1990年比で67%増（484MtCO₂）となった。排出目標が厳しくなるに従い、石炭火力からガスコンバインドサイクルやCCS併設型石炭ガス化複合発電（IGCC）への転換が進み、並行して蓄電池併設風力発電（風力w/SBST1）の導入量が増加した。さらに厳しい排出目標下では、太陽光発電の導入が進み、-45%ケースより厳しい排出目標下では、CCS併設型IGCCの代わりにCCS併設型ガスコンバインドサイクルが使用される結果となった。CCSが導入量上限に達した-50%ケースより厳しい排出目標下では、太陽光発電およびSBLT（太陽光の増加に伴い発生する昼間の余剰電力や夜間の風力発電量を蓄電し、夕方や朝方に放電するという運用方式で使用）の導入量が増
加した。さらに-70%ケースより排出目標が厳しいケースでは負荷周波数制御（Load Frequency Control、LFC）能力の高いガスコンバインドサイクル発電の使用が制約されるため、短周期変動の100%抑制が可能な蓄電池併設型風力発電（風力w/SBST2）のシェアが拡大した。再生可能エネルギーの導入増加にともないSBLTの発電・蓄電量が増加した結果、-90%シナリオでは総発電量が約2割増加した。

(a) 発電容量

(b) 発電量

図(2)-15 CO_{2}排出削減ケース別の電源構成

再生可能エネルギー比率と、蓄電池による発電量の関係を図(2)-16に示す。再生可能エネルギー比率は、再生可能エネルギーからの発電量の合計を総発電量で除すことにより求めた。図からは、再生可能エネルギーの導入が5つの段階に分かれていることがわかる。図中の段階①は蓄電池の併設を伴わない風力発電の導入段階である。風況の良い地域の風力発電は太陽光よりも発電コストが安価なため、優先的に導入される。段階②は蓄電池併設型風力発電（風力w/SBST1）および太陽光発電の導入段階である。太陽光の導入に伴う長周期変動は、この段階ではガス火力や揚水によって調整される。段階③は風力w/SBST1、太陽光に加えてSBLTの導入が進む段階である。段階④は、太陽光がポテンシャル上限に達し、短周期変動の100%抑制が可能な蓄電池併設型風力発電（風