Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
## （２）CDMの技術別ポテンシャル

CDMのクレジット期間に供給される年平均CER量とCER価格の関係を表す曲線を，クレジット供給曲線と呼ぶことにする。ここでは、コベネフィットを考慮しないCDMの技術別ポテンシャルをクレジット供給曲線として分析した結果について述べる。

## 1 ）中国

中国では、すでにベースラインにおいて超々臨界石炭火力発電の導入が大幅に進むため、石炭ガス化複合サイクル発電、天然ガス複合サイクル発電、二酸化炭素回収(CCS)型超々臨界石炭火力発電、二酸化炭素回収(CCS)型石炭ガス化複合サイクル発電、風力発電、太陽光発電および農業廃棄物利用バイオマス発電を対象技術として取り上げた。図(4)-7の「コベネフィット無し」カーブは、中国をホスト国として2016年に実施する先進火力発電技術のCDMを想定したクレジット供給曲線を示す。先進火力発電のクレジット期間は10年と想定した。

2016年に実施されるCDMプロジェクトが代替する電源は主に超々臨界石炭火力発電であるため、CDMが成立するCER価格は現在のCDMプロジェクトにおける想定価格よりも高くなっている。

石炭ガス化複合サイクル発電は、CER価格が$56/tCO_{2}$を越える辺りから導入が始まり、石炭価格の高い南方グリッドやkWh当たりCO_{2}排出量が大きい西北グリッドなどに大きな導入ポテンシャルが有る。天然ガス複合サイクル発電もCER価格が$56/tCO_{2}$を越える辺りから導入が始まるが、CER価格が$70/tCO_{2}$を越えてから導入量が増加し出す。導入ポテンシャルは主として石炭価格の高い南方グリッドに存在する。

二酸化炭素回収型超々臨界石炭火力発電は、CER価格が$40/tCO_{2}$を越える辺りから導入可能になるが、発電コストが高いためにCDMとしての導入ポテンシャルはあまり大きくない。二酸化炭素回収型石炭ガス化複合サイクル発電の場合は、さらにCER価格が高くなければ導入可能にならない。全てのグリッドに導入可能であるが、最大の貯留ポテンシャルを有する華北グリッドへの導入量が最も大きい。

図(4)-8の「コベネフィット無し」カーブは、中国をホスト国として2016年に実施する再生可能エネルギー発電技術のCDMを想定したクレジット供給曲線である。再生可能エネルギー発電のクレジット期間は21年と想定した。

風況が良く年間設備稼働率の高い風力資源の開発は、すでにベースラインに織り込まれているため、CDMの対象となるのは主に年間設備利用率が20%前後の風力資源である。風力発電は、CER価格が$44/tCO_{2}$を越える辺りから導入が始まり、風力資源が豊かな華北グリッド、西北グリッドに大きな導入ポテンシャルが有る。太陽光発電は、買取価格として1.15元/kWhを適用しても、設備価格が高いためにCER価格が$110/tCO_{2}$程度にならないとCDMとして成立しない。出力変動に対する調整力の観点から、大規模系統である華北グリッドと華東グリッドの導入ポテンシャルが大きい。バイオマス発電には0.75元/kWhの買取価格が適用され、ベースラインでも東北グリッド、華東グリッド、南方グリッドなどで導入が進む。CDMとしてはCER価格が$10/tCO_{2}$を越える辺りから導入可能になり、導入ポテンシャルは主として華北グリッドや華中グリッドにある。
(a) 石炭ガス化複合サイクル発電

(b) 天然ガス複合サイクル発電

(c) 超冬臨界石炭火力発電+CCS

(d) 石炭ガス化複合サイクル発電 + CCS

図(4)-7 中国をホスト国とする先進火力発電CDM（2016年実施）のクレジット供給曲線
(a)風力発電

コベネフィット

無し

コベネフィット

(50%)

コベネフィット

(100%)

コベネフィット

(150%)

(b)太陽光発電

(c)バイオマス発電

図(4)-8 中国をホスト国とする再生可能エネルギー発電CDM（2016年実施）のクレジット供給曲線
## 2 ）インド

対象技術としては、石炭ガス化複合サイクル発電、二酸化炭素回収(CCS)型超々臨界石炭火力発電、二酸化炭素回収(CCS)型石炭ガス化複合サイクル発電、風力発電、太陽光発電、農業廃棄物利用バイオマス発電および原子力発電を取り上げた。インドでは、天然ガスは低コストの発電が期待できる技術であるが、ガス供給の不確実性が利用の拡大を制約している。モデルでは天然ガス発電全体に導入上限制約を課しているが、ベースラインにおいてすでに上限まで導入が進んでしまいCDMの余地がない。原子力発電については、現在CDMの対象技術としては認められていないが、インドでは、資金不足などに起因する電源開発の遅れが問題となっているため、将来原子力発電のCDMも成り立つ可能性があると判断し検討に加えた。

図(4)-9の「コベネフィット無し」カーブは、インドをホスト国として2016年に実施する先進火力発電CDMを想定したクレジット供給曲線である。発電技術のクレジット期間は10年である。インドでは、2016年に実施されるCDMプロジェクトが代替する電源は主に亜臨界石炭火力発電である。

超々臨界石炭火力発電や石炭ガス化複合サイクル発電は、CER価格が$30/tCO_{2}$を越える辺りから導入可能になるが、発電コストが高いためにCDMとしての導入ポテンシャルはあまり大きくない。導入は、小規模発電プラントが多く平均発電効率の低い北部グリッドが主である。二酸化炭素回収型発電は、CER価格が$50/tCO_{2}$前後から導入可能になる。小規模発電プラントが多く平均発電効率の低い北部グリッドの導入ポテンシャルが大きいが、CER価格が高ければ南部グリッドにも導入され得る。中国に比べて二酸化炭素回収型発電の導入ポテンシャルが大きいのは、今回のインドモデルではCO_{2}の貯留容量に制約を課していないことも一因であると考えられる。

図(4)-10の「コベネフィット無し」カーブは、インドをホスト国として2016年に実施する再生可能エネルギー発電技術および原子力発電のCDMを想定したクレジット供給曲線である。再生可能エネルギー発電のクレジット期間は21年、原子力発電のクレジット期間は10年と想定した。

風況が良く年間設備稼働率の高い風力資源の開発は、すでにベースラインに織り込まれているため、CDMの対象となるのは主に年間設備利用率が20%前後の風力資源である。風力発電は、買取価格として$0.12/kWhを適用するとCER価格が$10/tCO_{2}を越える辺りからCDMとしての導入が可能になる。風力資源が豊かな南部グリッドに大きな導入ポテンシャルが有る。太陽光発電に関しては、現在$0.20/kWhの買取価格が適用されることになっているが、モデルでは2031年に向かって設備価格の低下と共に買取価格が$0.09/kWhまで遅減すると想定した。太陽光発電はCER価格が$70/tCO_{2}を越える辺りからCDMとしての導入が可能になる。太陽光発電のCDMは北部グリッドにも南部グリッドにも導入可能であるが、北部グリッドのポテンシャルが大きい。バイオマス発電に関しては、ベースラインでも北部グリッド、南部グリッドにおいて導入が進むが、CDMとしてはCER価格が$24/tCO_{2}を越える辺りから成立するようになる。導入ポテンシャルは、北部グリッドにも南部グリッドにも有る。

原子力発電は、CDMとしてはCER価格が$10/tCO_{2}$を越える辺りから成立し得る。ベースラインにおいて導入が進むため、CDMとしてのポテンシャルは限定的である。
(a)超々臨界石炭火力発電

(b)石炭ガス化複合サイクル火力発電

(c)超冬臨界石炭火力発電+CCS

(d)石炭ガス化複合サイクル火力発電+CCS

図(4)-9 インドをホスト国とする先進火力発電CDM（2016年実施）のクレジット供給曲線
(a)風力発電

(b)太陽光発電

(c)バイオマス発電

(d)原子力発電

図(4)-10 インドをホスト国とする非化石燃料発電CDM（2016年実施）のクレジット供給曲線
## （３）CDMにおけるコベネフィットの効果

## 1 ）中国

コベネフィットを考慮しないCDMとコベネフィットを考慮するCDMのクレジット供給曲線を比較することにより、コベネフィットの効果を定量的に比較することが可能になる。大気汚染物質排出削減にもなうコベネフィットの大きさは表(4)-8の値を参照値(100%)とし、感度分析として50%減の場合と、50%増の場合を検討した。

2016年に実施する先進火力発電技術のCDMに関してコベネフィットの効果を分析した結果は、図(4)-7の「コベネフィット(100%)」カーブなどとして示されている。先進火力発電のクレジット期間は、コベネフィットを考慮しない場合と同じ10年である。二酸化炭素回収を行わない石炭ガス化複合サイクル発電と天然ガス複合サイクル発電の場合、同じCER価格で供給可能なCER量は、コベネフィットを考慮することによって増加する。天然ガス複合サイクル発電についてはコベネフィットの値が表(4)-8の50%増（コベネフィット(150%))の場合にだけコベネフィットを考慮する効果がはっきり見られるが、石炭ガス化複合サイクル発電の場合は表(4)-8の50%減（コベネフィット(50%))であってもコベネフィットの効果が明確に現れている。

これに対して、二酸化炭素回収型を行う先進火力発電については、コベネフィットを考慮しても、同じCER価格で供給可能なCER量はコベネフィットを考慮しないCDMの場合とほとんど変わらない。

2016年に実施する再生可能エネルギー発電技術のCDMに関してコベネフィットの効果を分析した結果は、図(4)-8の「コベネフィット(100%)」カーブなどとして示されている。再生可能エネルギー発電のクレジット期間は、コベネフィットを考慮しない場合と同じ21年である。風力発電と太陽光発電のコベネフィット供給曲線は、コベネフィットを考慮してもほとんど変化していない。農業廃棄物利用バイオマス発電の場合は、唯一、コベネフィットを考慮することにより、CERが低い価格帯で供給可能なCER量がコベネフィットを考慮しないCDMの場合よりもわずかに減少している。

発電技術によりコベネフィットの効果の現れ方が違う理由を調べるために、大気汚染物質排出削減によるコベネフィットをCER売却から得られる収入の大きさと比較した。指標としたのは、(4)式で定義する発電設備GWあたり年平均コベネフィットと、(5)式で定義する発電設備GWあたりCER売却収入である。

$$ \mathrm{ACBN}=\left\{\sum_{\mathrm{t}}\left(1+\mathrm{d}\right)^{-\left(\mathrm{t}-2006\right)}\mathrm{B}_{\mathrm{g},\mathrm{t}}\right\}/\sum_{\mathrm{t}}\left(1+\mathrm{d}\right)^{-\left(\mathrm{t}-2006\right)}/\mathrm{G} $$

ここで、

ACBN=発電設備GWあたり年平均コベネフィット

d= 割引率

$ B_{g,t}= $ コベネフィット

$$ G=CDM プロジェクトの発電設備量 $$

であり、tに関する和はCDMプロジェクトの発電プラントの耐用期間にわたって取る。

$$ \mathrm{ACER}=\left\{\sum_{\mathrm{t}}\left(1+\mathrm{d}\right)^{-\left(\mathrm{t}-2006\right)}\mathrm{C}_{\mathrm{g},\mathrm{t}}\right\}/\sum_{\mathrm{t}}\left(1+\mathrm{d}\right)^{-\left(\mathrm{t}-2006\right)}/\mathrm{G} $$
ここで、

ACER=発電設備GWあたりCER売却収入

d= 割引率

$ C_{g,t}= $ クレジット収入（クレジット価格とクレジット売却量の積和）

G= CDMプロジェクトの発電設備量

であり、tに関する和はCDMプロジェクトのクレジット期間にわたって取る。

ガス化複合サイクル発電、天然ガス複合サイクル発電、太陽光発電および農業廃棄物利用バイオマス発電に関して、GWあたり年平均コベネフィットとGWあたりCER売却収入を比較した結果を図(4)-11に示す。ベースラインにおける発電効率が高く大気汚染物質の排出も少ない中国では、

(a) 石炭ガス化複合サイクル発電

(b) 天然ガス複合サイクル発電

(c)太陽光発電

(d)バイオマス発電

図(4)-11 中国をホスト国とするCDM（2016年実施）のGWあたり年平均コベネフィットとGWあたりCER売却収入
GWあたりCER売却収入に比べてGWあたり年平均コベネフィットの値が桁違いに小さいので、発電設備GWあたり年平均コベネフィットの値は汚染物質ごとに左の縦軸で示し、発電設備GWあたりCER売却収入の値はCO₂として右の縦軸で表示している。なお、CERの価格には、コベネフィットを考慮したCDMが導入され始める最低価格を用い、最低CER価格の値はそれぞれの図中に付記した。

石炭ガス化複合サイクル発電の場合は、代替の対象となる超々臨界石炭火力との間で発電効率の差が小さいために、GWあたり年平均コベネフィットのGWあたりCER売却収入に対する比が相対的に大きい。天然ガス複合サイクル発電の場合は、CO₂削減効果がより大きいので、GWあたり年平均コベネフィットのGWあたりCER売却収入に対する比は石炭ガス化複合サイクル発電の場合より小さくなる。太陽光発電の場合は、CER価格が高くなってからCDMが導入されるために、GWあたり年平均コベネフィットのGWあたりCER売却収入に対する比は非常に小さい。バイオマス発電では、kWh当たりNOx排出量がベースラインの火力平均より大きいために、NOxに関するGWあたり年平均コベネフィットがマイナスになっている。どの発電技術についても、ばいじんの排出削減によるコベネフィットは非常に小さい。

## 2 ）インド

ベースラインにおける火力の発電効率が低く大気汚染物質の排出量も大きいインドでは、バイオマス発電を含めて対象とした全ての場合で、コベネフィットを考慮することによって同じCER価格で供給可能なCER量が増加した。

インドで2016年に実施する先進発電技術のCDMに関してコベネフィットの効果を分析した結果を、図(4)-9および図(4)-10の「コベネフィット(100%)」カーブなどとして示す。先進火力発電の場合には、コベネフィット値の変化に対するクレジット供給量の感度が大きいが、再生可能エネルギー発電や原子力発電に関しては、コベネフィット値の変化に対する感度は相対的に小さい。インドでは、再生可能エネルギー発電に対する固定価格買取制度の導入等により、ベースラインにおいて再生可能エネルギー発電や原子力発電の導入が進む。その結果、これらの技術のCDMプロジェクトの導入規模が制限を受け、コベネフィットの効果がはっきり表に現れないのだと考えられる。

図(4)-12は、ガス化複合サイクル発電、二酸化炭素回収型石炭ガス化複合サイクル発電、太陽光発電および農業廃棄物利用バイオマス発電に関して、GWあたり年平均コベネフィットとGWあたりCER売却収入を比較した結果である。CERの価格には、コベネフィットを考慮したCDMが導入され始める最低価格を用いた。CER価格の値はそれぞれの図中に付記した。非二酸化炭素回収型石炭火力発電の場合、コベネフィットを考慮したCDMが導入され始めるCERの価格帯では、GWあたり年平均コベネフィットがGWあたりCER売却収入よりも大きい。このことから、コベネフィットの効果がCDMの導入促進に有効であることが分かる。インドにおいてもばいじんの排出対策は進んでいるため、ばいじんの排出削減によるコベネフィットは小さく、コベネフィットは主にSO_{x}とNO_{x}の排出削減から生じている。
(a) 石炭ガス化複合サイクル発電

(b) 石炭ガス化複合サイクル発電 + CCS

(c)太陽光発電

コベネフィット

CER收入

(d)バイオマス発電

図(4)-12 インドをホスト国とするCDM（2016年実施）のGWあたり年平均コベネフィットとGWあたりCER売却収入
## （4） 考察

中国とインドをホスト国として想定したケーススタディの結果を整理する。

1) 中国では、2020年にGDP当たりのCO₂排出量を2005年比で半減するという目標と、2011年7月に発布された大気汚染物質排出規制(GB13223-2011、表(4)-9)により、脱硫脱硝付き超々臨界圧石炭火力の新設と既設石炭火力プラントに脱硫脱硝を追加する改造が急速に進む。

2)中国では、輸入天然ガスを燃料とする限り、天然ガス火力は超々臨界圧石炭火力よりも経済的な効果が小さく、石炭ガス化複合サイクル発電は、経済的に見て超々臨界圧石炭火力に比べて不利である。

3) インド政府が国家電力計画2012で想定するCO $ _{2} $ 制約に基づいて分析した結果、インドでは電源の多様化が進み、石炭から、次第に天然ガス、原子力、水力の発電量が増加していく。石炭火力は今後も最大の発電量シェアを占めるが、中国の場合とは異なり、将来も発電効率の低い亜臨界石炭火力の割合が大きい。石炭ガス化複合サイクル発電の導入は見られなかった。

4)二酸化炭素回收型発電は、今回の分析で想定したCO₂排出抑制目標の下では、中国、インドともに導入が難しい。

5) 発電部門では、ばいじんの排出に対する対策が進んでいるため、コベネフィットは主に $ SO_{x} $ と $ NO_{x} $ の排出削減から生じる。したがって、CDMの対象技術には優れた低 $ SO_{x} $ 、低 $ NO_{x} $ 性能が求められる。

6）ほとんどのケースにおいて、ホスト国がCDMのコベネフィットを考慮に入れることにより、CDMの導入規模が拡大することが期待される。例外的に、ホスト国の火力発電に厳しいSO_{x}、NO_{x}の排出規制が既に適用されている場合には、小規模なバイオマス発電などで大気汚染物質(NO_{x})排出基準を満たしていてもコベネフィット効果が負になってしまうことがあり得る。

9）コベネフィットの効果は、再生可能エネルギー発電などのようにkWhあたりのCO₂排出削減効果が大きい発電技術のCDMよりも、先進的石炭火力発電のCDMの場合に相対的に強く現れる。この傾向は、ベースラインにおける平均火力発電効率が高く、kWhあたりSOₓ、NOₓの排出量が小さく、かつCERの価格が低いCDMの場合に、いっそう顕著に認められる。

## 5 ．本研究により得られた成果

## （1） 科学的意義

本研究で開発された手法により、ホスト国の環境政策（大気汚染物質排出基準、二酸化炭素排出抑制政策）やエネルギー政策（再生可能エネルギー発電の固定価格買取制度など）を織り込んだベースラインを設定し、その上でコベネフィットを考慮することによりCDMの受け入れがどの程度促進される可能性があるかを、始めて定量的に分析できるようになった。

## （２）環境政策への貢献

## ＜行政が既に活用した成果＞

特に記載すべき事項はない

＜行政が活用することが見込まれる成果＞

ケーススタディの結果から、コベネフィットを考慮した技術移転のあり方に関して以下の知見を得た。

大気汚染の改善が先行して行われている中国では、再生可能エネルギーの導入は温暖化対策としての効果が大きく、大気汚染改善のコベネフィットは小さい。再生可能エネルギーの導入は、
コベネフィットの有無にかかわらず重要である。先進火力発電の場合は、CO $ _{2} $ 排出低減効果に比べてコベネフィットの価値が相対的に高まる傾向がある。なぜなら、ベースラインで脱硫脱硝を備えた超々臨界石炭火力発電の導入が進むため、平均火力発電効率の改善も進展すると判断されるからである。新規建設プラントの脱硫率は90%前後と高くなっており、今後は、脱硫率がまだ低い既設石炭火力プラントの改造およびリプレースが求められる。いっぽう、インドでは大気汚染の改善が遅れているため、高効率火力発電技術や再生可能エネルギー発電技術の導入促進に対するコベネフィット効果は大きい。

これらの知見から、特に、現行の枠組みではなかなか進展しない先進的石炭火力発電のCDMの可能性を拡大するためには、コベネフィット効果を考慮することが重要であることを示した点で、新しいオフセット・メカニズムの制度設計に貢献することが期待される。

## 6 ．国際共同研究等の状況

特に記載すべき事項はない

### 7. 研究成果の発表状況

## （1） 誌上発表

## <論文（査読あり）>

1) R. ETO, A. MURATA, Y. UCHIYAMA and K. OKAJIMA: The Tenth IASTED European Conference on Power and Energy Systems, Crete, Greece, 414-420 (2011)

"Co-benefits of internalizing local air pollution costs in India's power sector"

2) R. ETO, A. MURATA, Y. UCHIYAMA and K. OKAJIMA: Sixth Dubrovnik conference on sustainable development of energy water and environment systems, Dubrovnik, Croatia, No. 382, 1-13 (2011)

"Assessment of co-benefits from CDM projects for India's power sector"

3) A. MURATA and E. ENDO: Journal of Energy and Power Engineering, 6, 7, 1022–1034 (2012) "Assessment of CDM Activities by a Generation Planning Model of the Chinese Power Grids"

4) R, ETO, A. MURATA, Y. UCHIYAMA and K. OKAJIMA: Journal of Energy and Power Engineering, 6, 12, 1925-1934 (2012)

"Including Co-benefits in the CDM of the Power Sector: A Case Study for India"

5) ETO, A. MURATA, Y. UCHIYAMA and K. OKAJIMA: Energy Policy, 58, 7, 260-268 (2013) "Co-benefits of including CCS projects in the CDM in India's power sector"

<査読付論文に準ずる成果発表>（「持続可能な社会・政策研究分野」の課題のみ記載可。）特に記載すべき事項はない

くその他誌上発表（査読なし）>

特に記載すべき事項はない