エリア別時刻別平均電力CO2排出原単位

公開情報

公開日： 2025年10月24日

更新履歴

2025年10月24日初版公開
2025年11月 4日休平日INDEXの修正
2026年 8月14日以下を改訂
　　－　連系線潮流を系統全体の潮流トレース（Network_AEF）に改訂し、データを2025年度まで拡張
　　－　貯蔵の充電の扱いを再エネ優先から域内平均原単位で評価する方式（放電は日次清算）に改訂
　　　　（充電原単位の特定に関する指摘を踏まえた改訂）
　　－　火力の基準CO2排出原単位を、環境省の全国固定値から発電情報公開システムの実績に基づく燃料種別・エリア別の実効値に見直し
　　－　公開系列を Network_AEF に一本化

１．はじめに

長期的にカーボンニュートラルを目指すためには、適切な指標を用いて需要家に帰属するCO2排出量を算定していく必要があり、現在、GHG Protocol Scope 2 ガイダンスにおいても、「電力消費のタイミングにより近いタイミング、かつ電力消費がなされる地域によりふさわしい排出係数の利用を必須とする」といった改定案が提出されている¹⁾。時刻別エリア別のCO2排出原単位による排出量算定は、需要側のデマンドレスポンスや蓄電池活用のCO2削減価値を示すために重要であり、かつ、発電・需要双方の調整のためのシグナルとして活用できれば、再エネを含む安定的な需給運用にも貢献できる。

米国では、時刻別電力CO2排出原単位に関して、リアルタイムに近い算定を行い、公開あるいはAPI 経由で企業に提供している事例も存在している^2,³⁾。

日本においても、同様の活動が開始されており^4,⁵⁾、今後標準的な算定方法について検討し、具体的な仕組みを構築していくことが望まれる。日本の先行研究事例では、時刻別の火力発電所発電量を、全体の発電量で除すことによって平均の時刻別CO2発電量が算定されている^6,⁷⁾。ただし、わが国では、貯蔵要素である揚水発電所の導入比率が比較的高く、いつなにを原資として電力が貯蔵されているかを考慮する必要があるが、そのような検討はされていない。また、一般送配電事業者間では、連系線を介した潮流も多く発生しているが、その影響も考慮したCO2排出原単位は算定されていない。

2024年の1月以降送配電事業者からエリア内の火力発電内訳が公表されるようになったこともあり、本研究では、揚水発電所や蓄電池等の貯蔵原資を考慮し、さらに、連系線潮流を考慮したCO2排出原単位を算定するロジックを提案し、その計算結果をここに公開する。

２．時刻別CO2排出原単位の考え方：平均と限界CO2排出原単位

電力システムにおいては、変動する需要に対し、発電機の稼働状況は刻々と変化する。基本的に、需要（総発電量）における火力発電の比率が電力のCO2排出原単位となり、需要に乗じることでCO2排出量が算定される。CO2排出原単位は、平均と限界の考え方がある。平均のCO2排出原単位（AEF、Average Emission Factor）とは対象期間・空間の需要あるいは総発電量当たりのCO2排出量であり、限界の原単位（MEF、Marginal Emission Factor）とは、需要（あるいは総発電量）が一単位増加した場合に増加するCO2排出量である。需要や発電の追加的な変動（介入）に対するCO2排出量の変化を見るためには、本来限界原単位で議論する必要がある。しかし厳密に限界係数を算定するためには、時々刻々の稼働電源の特定が必要であり、容易ではない。他方、平均的なCO2排出原単位は、需要の構造的な変化が進んだあとでは、その時点のCO2排出量を算定することには利用可能であり、空間的・時間的な解像度を高めることで、再エネの発電量が多い時間帯やエリアの平均のCO2排出原単位が小さくなるため、そのような時間に需要を誘導あるいは、発電を回避するインセンティブとなりうる。本研究では、平均の送配電事業者別の時刻別AEFを算定する。

３．時刻別AEFの算定方法

（１）連系線潮流を考慮しない場合のAEF算定手法⁸⁾

まず、各一般送配電事業者のエリア需給実績データ⁹⁾を用いて、以下の算定式で揚水発電の貯蔵原資を考慮した時刻別AEFを算定した。

・火力発電所からのCO2排出量は、各時刻のLNG・石炭・石油・その他別に基準CO2排出原単位を乗じて算定する。これを火力総発電量で除して、時刻別の火力平均CO2排出原単位を得る。

・充電（揚水動力）には、その時刻の域内平均原単位を乗じて充電由来のCO2を算定し、貯蔵（上池）のCO2として積算する。特定の電源（例：太陽光）を優先的に割り当てるのではなく、その時刻に自エリア内で供給されている電力の平均（域内原単位）に相当する扱いとする。連系線潮流は（３）で別途考慮する。

・放電（揚水発電）時には、その日の貯蔵CO2合計をその日の揚水発電量合計で除した原単位を、各時刻の揚水発電量に乗じて配分する（日次で清算する）。放電のない日の貯蔵は翌日へ繰り越す。往復損失も混合揚水の自然流入も、実際の放電量で除すことで自動的に反映され、揚水効率の仮定を要さない。

・最終的に、その時刻のAEFは、火力からのCO2排出量に放電由来CO2を加え、揚水以外の発電量に揚水動力（充電）を加えた量で除して算定する。充電時は揚水動力を分母に含めるため、充電由来CO2は「その時刻のAEF×揚水動力」として貯蔵に積算される。

時刻別AEF [kg/kWh] ＝（火力からのCO2排出量[kg] ＋放電由来CO2[kg]（＝放電原単位×揚水発電量））／（揚水以外の発電量[kWh] ＋揚水動力[kWh]）　　（充電由来CO2 ＝時刻別AEF×揚水動力を貯蔵に積算）

具体的な定式化は以下のとおりである。

（1）

EF [t] = \frac{\sum_{f} {ei}_{f} ∙ G_{f} [t] + {EF}_{ps} ∙ G_{ps_gen} [t]}{G_{other} [t] + G_{ps_pump} [t]}

（2）

{EF}_{ps} = \frac{\sum_{t \in d} EF [t] ∙ G_{ps_pump} [t]}{\sum_{t \in d} G_{ps_gen} [t]}

$EF [t]$	時刻 t の平均CO2排出原単位（AEF）[kg/kWh]
${ei}_{f}$	火力燃種 f（LNG・石炭・石油・その他）の基準CO2排出原単位 [kg/kWh]
$G_{f} [t]$	火力燃種 f の発電量 [kWh]
$G_{ps_pump} [t]$	揚水動力（充電）[kWh]
$G_{ps_gen} [t]$	揚水発電（放電）[kWh]
$G_{other} [t]$	揚水以外の発電量 [kWh]
${EF}_{ps}$	揚水発電に配分する放電原単位 [kg/kWh]（日 d ごとに清算・式2）

充電（揚水動力）由来のCO2は「その時刻のAEF $EF [t]$ × 揚水動力」で貯蔵に積算し、放電時に式(2)の原単位（日 d ごとに清算）でわりつける。放電のない日の貯蔵は翌日へ繰り越す。充電時は揚水動力を分母に含めるため（式1）、 $EF [t]$ は反復計算を要さず直接求まる。式(2)は貯蔵CO2（＝揚水動力ぶんのみ）を実際の放電量で割るため、効率も混合揚水の自然流入（自流）も自動的に反映される。純揚水（放電＜揚水動力）では往復損失により原単位は濃くなり、混合揚水では自流＝ゼロカーボンとして薄まる。いずれも総CO2は保存され、揚水効率の仮定を要さない。

図1：揚水貯蔵原資の考慮

ここで算定される平均CO2排出原単位においては連系線潮流は考量されておらず、自エリア内の発電電力量に対する原単位となる。他社から流入がある場合には、流入分を除いた需要に対する原単位となり、他社へ融通している場合は、その分の需要も含めた原単位となる。

一般送配電事業者のエリア需給実績データは2016年度以降整備されており、2024年の1月以降（2.3月以降の場合もある）、それまでは各社間でバラバラだったフォーマットが統一された。フォーマット統一後の新データセットにおいては、30分単位の燃料種別火力発電所の発電実績に加えて、蓄電池の充放電データも存在する。蓄電池の充電を揚水動力と、放電を揚水発電と同様に取り扱った。

火力発電所の燃料種別の基準CO2排出原単位には、当初は環境省の全国一律の固定値¹⁰⁾を用いていた。しかし火力の実機効率にはエリア差があり、電中研の標準係数（2008年度末基準）等の固定値は、近年の高効率機（高燃焼温度の石炭火力・高効率LNGコンバインドサイクル）の普及を十分に反映しない。この点は、連系線と蓄電を考慮した時間別排出原単位を扱った先行研究¹²⁾でも指摘されている。そこで本サイトでは、電力広域的運営推進機関「発電情報公開システム」¹³⁾の火力ユニット別の発電実績から、燃料種別・エリア別・年度別の実効CO2排出原単位（送電端基準）を算定して基準原単位として用いる。算定にあたっては、各ユニットの発電電力量を所内率で発電端出力に補正したうえで、その負荷率に応じた熱効率（最低出力時と定格時の効率の線形補間）から燃料投入量（高位発熱量）を推定し、燃料種別の排出係数（石炭0.091・石油0.073・LNG0.051 tCO2/GJ、HHV基準）を乗じてCO2排出量を求め、これを発電電力量で除して原単位とした。ユニットごとの定格容量・最低出力・所内率・最低／定格効率は、東京大学荻本研究室の電力需給解析モデル（MRモデル）¹⁴⁾のデータベースを用いた。表1にFY2024の値を示す（FY2025も同様に算定し、各年度の値をその年度に適用する）。

表1　火力発電燃料種別・エリア別基準CO2排出原単位（FY2024・送電端）¹³⁾

エリア	LNG	石炭	石油	その他
北海道	0.382	0.880	0.851	0.880
東北	0.410	0.878	0.963	0.878
東京	0.405	0.848	0.748	0.848
中部	0.393	0.863	0.815※	0.863
北陸	0.443	0.903	0.918	0.903
関西	0.507	0.862	0.860	0.862
中国	0.437	0.863	0.866	0.863
四国	0.479	0.882	0.921	0.882
九州	0.457	0.899	0.815※	0.899
沖縄	0.411	0.948	0.916	0.948

単位 kg-CO2/kWh。※石油：中部・九州は火力油ユニットがなく、全国値（FY2024 0.815）を用いた。「その他」は副生ガス（高炉ガス等）や産業用自家発が主体で炭素排出が石炭に近いため、各エリアの石炭火力の実効値を割り当てた。全国平均（送電端）は石炭0.87・LNG0.42・石油0.81。LNGはエリア差が大きく（約0.38〜0.51）、高効率コンバインドサイクルの多いエリアで低い。

先行研究における、揚水発電所（蓄電池）の原資を考慮しない場合の時刻別のAEFは以下の式で算定される⁶⁾。

時刻別AEF ＝（火力発電量×時刻別火力平均CO2排出原単位）／（発電量合計（揚水含む））

分母は揚水発電も含めた合計発電量となり、揚水動力は需要として差し引かれる。揚水の動力原資が太陽光や風力発電のみ、夜は原子力と想定できれば、その影響は考慮しなくてもよくなる。日量の揚水動力分の揚水発電への割り付けの必要がないため、リアルタイムで、AEFを提供することができる。この手法で算定すると、揚水発電所の多い地域では、深夜帯のAEFが大きくなり、揚水発電している夕方等の時間帯のAEFが小さくなる。需要に帰属するCO2排出量を算定するだけでは、大きな影響はないが、AEFをシグナルとして発電設備の運用やデマンドレスポンスを設計する場合、望ましい運用を実現できない可能性がある。

（２）連系線潮流を考慮した場合のAEF算定手法

需要の変化に対するCO2排出量を正しく算定するためには、エリア内の発電所から排出される電源だけを考慮するだけでは不十分で、エリア外からの流入流出も考慮する必要がある。例えば、東京電力管内の場合連系線潮流として主として東北電力からの流入、一部中部電力からの流入（一部は中部電力へ流出）が発生するが、その潮流分のCO2排出原単位は考慮されていない。東京電力管内の需要に対するAEFを算定する場合、各エリアとの連系線潮流電力のCO2排出原単位を連系線潮流に乗じ、東京電力管内の発電からなるCO2排出量に加算し、流入含む全需要で除す必要がある。

そこで、以下のように連系線潮流を考慮するAEFを、以下のような手順で算定するものとした。

連系線潮流は、実際は、間接オークションでメリットオーダーで取引されるが、その電源を特定する情報がないので、連系線潮流の出し手側のエリアの発電におけるAEFをその連系線潮流のAEFと想定する。
電力広域的運営推進機関の5分ごとの各連系線における潮流データ¹¹⁾を、30分毎に積算する。

一般送配電事業者の需給データより得られる連系線潮流量を、各連系線における潮流量を用いて、連系線別に按分し、連系線潮流の出し手側の各エリアのAEFの加重平均で連系線AEFを算定する。
最終的に連系線潮流（流入）を考慮したAEFは以下のように算定される。

連系線潮流（流入）を考慮したAEF ＝ {（需要 − 連系線流入量）× 自地域発電によるAEF ＋連系線流入量 × 連系線AEF } ／需要（連系線流入＞ 0 のとき）。連系線流入 ≦ 0 のときは「自地域発電によるAEF」。

図2　連系線を考慮したAEFイメージ

（３）連系線を考慮した系統全体の潮流トレース（改訂）

上記（２）は、各エリアの輸入分を「出し手側エリアの域内AEFの加重平均」で近似するものであり、輸入のさらに先（例：北海道→東北→東京）の性質が伝わらず、またループ状の潮流（ループ）を厳密には扱えない。そこで本改訂では、電力とともにCO2が流れるという考え方（潮流トレース）を、全10エリア同時の連立一次方程式として解く方法に一般化した。各エリア $i$ の消費ベースのAEF（ $e_{i}$ ）を、次式を満たす解として求める。

（3）

e_{i} ∙ T_{i} = G_{i} ∙ a_{i} + \sum_{j} F_{j \to i} ∙ e_{j}

ここで $G_{i}$ ：域内発電量（＝需要−連系線）、 $a_{i}$ ：域内AEF、 $F_{j \to i}$ ：エリア $j$ から $i$ への有向連系線潮流、 $T_{i}$ ：総スループット（＝ $G_{i}$ ＋ $\sum_{j} F_{j \to i}$ ）。行列表記では、次式を30分ごとに解く。

（4）

A e = b, e = A^{- 1} b

この定式化は、中部–北陸–関西および関西–中国–四国の2つのループを含むループ状連系網でも一意に解け、輸入分の原単位に隣接エリアの消費ベース原単位（ $e_{j}$ ）を継承させる点が、（２）の域内AEF継承との違いである。

連系線潮流のデータには2種類あり、性質が異なる。① OCCTOが公表する連系線ごとの5分値¹¹⁾は、各線の内訳は分かるが、5分間の平均電力ではなく瞬時値であるためエネルギー量としては厳密でない。② 各社の需給データから得られる各エリアの正味の連系線潮流（流入から流出を差し引いた量）は、エネルギーとして正確だが、どの線を通ったかの内訳を持たない。そこで本手法では、②の正確な正味潮流を必ず満たすように、各連系線の潮流を定める（①の5分値に最も近い解を選ぶ制約付き最小二乗）。実は各連系線の潮流の大半はこの正味潮流だけで一意に決まり、決まらないのは「ループ状に循環する潮流」——中部–北陸–関西、関西–中国–四国の環状部分——だけである（各エリアの正味潮流を変えずに環をめぐる循環が存在しうるため）。このループ循環の決定にのみ①の5分値が効く。求解後は各エリアで需給の収支（保存則）が厳密に成立し、連系線は炭素収支上中立（あるエリアへの流入は必ず他エリアからの流出と相殺し、CO2の総量を増減させない）となる。すなわち本手法は、ループの循環潮流を近似的にゼロとせず、実測潮流で厳密に閉じたうえで全10エリアを同時に求解する。

本改訂によるAEFを Network_AEF とし、従来の Total_AEF（隣接一段近似）に替わる公開値とする。

（４）貯蔵の扱いの改訂と、手法のロバスト性

（１）で述べた貯蔵（揚水・蓄電池）の扱い——充電を各時刻の域内平均原単位で評価し（式1）、放電にその日の原単位をわりつける（日次清算・式2）方式——は、まず各エリアの域内原単位（連系線を含まない）に対して適用し、その貯蔵を織り込んだ域内原単位を（３）の系統全体トレースに入力する。すなわち貯蔵は域内で先に処理し、連系線潮流はその後に考慮する。この方式では貯蔵は炭素を時間移動させるだけで年間総量は保存される（充電CO2 ＝放電CO2）。

本方式の改訂について

当初は、貯蔵の充電に再生可能エネルギー（太陽光）を優先的に割り当てる方式を用いていた。しかしこの方式は、充電（揚水動力）に用いる原単位を「太陽光を優先的に充電へ回す」という仮定に基づいて定めるものであり、充電時に実際にどの電源が用いられたかを厳密に特定できる根拠に乏しい、との指摘を受けた。これは本質的には貯蔵の原資を何とみるかの差であり、需要家に帰属するCO2排出量を年間で算定するうえでは大きな差異は生じない。ただしこの方式では、先行研究⁶⁾よりは緩和されるものの、放電（揚水発電）時の夕方の電力がクリーンに評価され、夕方のCO2排出原単位が小さくなるため、これを需要シフト等のシグナルとして用いる場合には、必ずしも望ましくない運用を誘導するおそれがあることがわかった。こうした点を踏まえ、充電を同時刻の域内平均原単位で評価する（域内平均）上記の方式に改訂した。両方式とも年間総量は保存されるが、改訂により、充電への特定電源の恣意的な割り当てが排除される。

なお、系統全体の潮流トレースを行い、充電を同時刻の電源構成に応じて評価する（域内平均）という考え方は、文献12）においてすでに提案されている。本方式も軌を一にするが、充電の評価を各エリアの域内原単位で行う点、放電には日ごとに清算した原単位をわりつける点、および連系線潮流を全10エリア同時に解く点において、算定の詳細は異なる。

なお貯蔵の扱いは、上記のように充電を域内平均原単位で評価して追跡する方式のほか、貯蔵を境界外として扱う（分母・分子の双方から除外する）方式もあり得る。両者は年間総量・時刻別ともにほぼ同一の結果となる（差はおおむね1%以内）。本サイトでは前者（貯蔵を追跡する方式）を採用する。

図3　貯蔵の扱いによる時刻別AEFの比較（2024年度・時刻別平均）

図3は、貯蔵の充電を域内平均原単位で評価する方式・貯蔵を除外する方式・充電に再エネを優先配分する旧方式を、同一の条件（連系線を考慮する前の域内原単位）で比較したものである。域内平均（採用）と貯蔵除外はほぼ一致する一方、再エネ優先（旧）のみが夕方を相対的に低く・昼を高く評価する。

参考文献

1）みずほリサーチ&テクノロジーズ株式会社; GHGプロトコルの改訂に係る論点の概要（2024年10月7日）https://www.meti.go.jp/policy/energy_environment/global_warming/LCA_CFP/ghgprotocolshiryou.pdf
2）WattTime; 　https://watttime.org/
3）Singularity Energy, Inc. ; 　https://singularity.energy/
4）パシフィックパワー株式会社;時間帯別CO2排出係数グラフ; https://pacific-power.co.jp/cdef-kaisetu/
5）株式会社電力シェアリング; 送電網毎の時間帯別CO2排出係数の算出; https://www.d-sharing.jp/blog/co2?categoryId=400359
6）松田健士、堀尾作人、合津美智子;電力リアルタイムCO2排出係数の試算と応用例、第42回エネルギー・資源学会研究発表会（2023）
7）大橋巧、森本万葉、西田壮一朗; 時刻別CO2排出係数を用いた非住宅建築物の評価、日本建築学会技術報告集30 ( 74 ) 234 – 238（2024）
8）岩船他、貯蔵原資を考慮したエリア別時刻別電力CO2排出原単位の推計、第41回エネルギーシステム・経済・環境コンファレンス（2025）
9）送配電事業者のエリア需給実績
北海道電力ネットワーク　
https://www.hepco.co.jp/network/con_service/public_document/supply_demand_results/index.html
東北電力ネットワーク　　https://setsuden.nw.tohoku-epco.co.jp/download.html
東京電力パワーグリッド　https://www.tepco.co.jp/forecast/html/area_data-j.html
中部電力パワーグリッド　https://powergrid.chuden.co.jp/denkiyoho/
北陸電力送配電　　　　　https://www.rikuden.co.jp/nw_jyukyudata/area_jisseki.html
関西電力送配電　　　　　https://www.kansai-td.co.jp/denkiyoho/
中国電力ネットワーク　　https://www.energia.co.jp/nw/service/retailer/data/area/index.html
四国電力送配電　　　　　https://www.yonden.co.jp/nw/supply_demand/index.html
九州電力送配電　　　　　https://www.kyuden.co.jp/td_area_jukyu/jukyu.html
沖縄電力　　https://www.okiden.co.jp/business-support/service/supply-and-demand/index.html
10）環境省;電気事業分野における地球温暖化対策の進捗状況の評価結果について（2020年７月14日）; https://www.env.go.jp/press/files/jp/114277.pdf
11) 電力広域的運営推進機関系統情報サービス: https://www.occto.or.jp/keitoujouhou/
12) 矢部邦明、佐々木正信、相磯充、塩澤守弘、林泰弘；連系線と蓄電を考慮した時間別CO2排出量原単位の計算方法の提案と試算結果の考察、エネルギー・資源学会論文誌 47(4)、134-142（2026）; https://doi.org/10.24778/jjser.47.4_134
13) 電力広域的運営推進機関発電情報公開システム（火力ユニット別発電・燃料実績）: https://hatsuden-kokai.occto.or.jp/hks-web-public
14) 東他；将来の需給シナリオを想定した2040年の電力需給解析モデルの構築、第42回エネルギーシステム・経済・環境コンファレンス（2026）

(参考文献Webサイトのアクセス日はすべて2026.8.13)

公開内容

時刻別CO2排出原単位（CSV、30分値）を年度ごとに公開する。各ファイルの列は次のとおり。

A：datetime
B：Network_AEF（連系線を含む系統全体の潮流トレースと、貯蔵の域内平均原単位評価を反映した平均CO2排出原単位。本サイトの公開値。３（３）（４））
C：net_import_MW（連系線の正味潮流＝流入−流出）
D：weekday（平日/休日フラグ。休日は土日祝日・年末年始（12/29–1/3））
E：year_month、F：hour

送配電エリア

1：北海道、2：東北、3：東京、4：中部、5：北陸、6：関西、7：中国、8：四国、9：九州、10：沖縄

注：本ページの時刻別データは 2024年度・2025年度（2024年4月〜2026年3月） を収録しています。

2024年度（2024年4月〜2025年3月）

AEF_1_FY2024.csv（北海道）
AEF_2_FY2024.csv（東北）
AEF_3_FY2024.csv（東京）
AEF_4_FY2024.csv（中部）
AEF_5_FY2024.csv（北陸）
AEF_6_FY2024.csv（関西）
AEF_7_FY2024.csv（中国）
AEF_8_FY2024.csv（四国）
AEF_9_FY2024.csv（九州）
AEF_10_FY2024.csv（沖縄）
AEF_FY2024_all.zip（2024年度一式：ZIP）

2025年度（2025年4月〜2026年3月）

AEF_1_FY2025.csv（北海道）
AEF_2_FY2025.csv（東北）
AEF_3_FY2025.csv（東京）
AEF_4_FY2025.csv（中部）
AEF_5_FY2025.csv（北陸）
AEF_6_FY2025.csv（関西）
AEF_7_FY2025.csv（中国）
AEF_8_FY2025.csv（四国）
AEF_9_FY2025.csv（九州）
AEF_10_FY2025.csv（沖縄）
AEF_FY2025_all.zip（2025年度一式：ZIP）

免責事項

エリア別時刻別CO2排出原単位は、当研究室が独自に算出した指標であり、現時点では温室効果ガス算定・報告・公表制度（ SHK 制度）等における公式報告で利用可能な数値ではありません。内容の正確性には十分配慮しておりますが、当サイトに掲載する情報が完全または正確であることを保証するものではありません。また、今後内容が修正される可能性があります。
当サイトの情報の利用により生じたいかなる損害についても、当研究室は一切の責任を負いません。