“アンモニアでＣＯ２減”の真相 ～ 削減６％、膨大なコスト／「石炭」延命策。

・石炭火力発電は　ＣＯ２排出が多く、気候危機対策として段階的廃止（先進国は３０年）が国際的な議論に

・岸田首相の所信表明演説～アンモニアや水素の利用で「火力発電のゼロエミッション（ＣＯ２排出ゼロ）化」を推進と表明。

⇔　実際はＣＯ2削減はわずかで、膨大なコスト、という天下の愚策

【水素・アンモニア発電の課題　　化石燃料採掘を拡大させ、石炭・L N G 火力を温存させる選択肢　気候ネット2021/10】

◇石炭火力延命の免罪符

・日本のＣＯ２総排出量　約１１億トン（１９年度）　うち、石炭火発　２億６２００万トンと約1/4　

・発電部門の排出量　３９％＝４.３億ｔ　／　石炭火発・め・総発電量の約３２％、だが排出量は６割）

◇製造時にＣＯ２

・アンモニアを燃料に混ぜることで石炭火発のＣＯ２排出を低減させね、という複数の計画が進行

・アンモニア・・・燃焼時に窒素酸化物が発生、が、炭素を含まずＣＯ２は出ない。

～　今年６月からは、国内最大の火力発電会社　ＪＥＲＡ（東電と中部電の共同出資企業）が碧南火発（愛知県）４号機（１００万キロワット）で、石炭とアンモニア混焼への実証試験を開始／２４年度にアンモニア２０％混焼を目指す計画

⇔１００万ｋｗトの石炭火発　年約５００万トンのＣＯ２が排出。２０％混焼で年約１００万トンの削減　

・アンモニアの製造・・・　化石燃料から製造。製造時にＣＯ２発生／経産省資料　「最新鋭の設備においてもアンモニア１トンの製造に対して１・６トンのＣＯ２を排出」

⇔　混焼でＣＯ２排出を１００万トン削減する場合／発電効率が同じなら、約４９万トンのアンモニアが必要

→　製造時のＣＯ２排出　約７９万トン／　２０％混焼では排出削減　わずか約４％

・再エネで作る方法・・・現在ごく小規模／電力会社等の計画の多くは化石燃料で製造したアンモニアの輸入が前提

～ＣＯ２の回収・貯蔵や利用する技術の実用化がなければ大量排出が続く／この技術はコストも高く、適地の有無など課題が

◇解決策にならず

・日本の原料用アンモニア消費量　年間１０８万トン、うち輸入２３・５万トン。

～　１００万ｋｗの石炭火力１基・２０％混焼・１年間実施　＝　必要なアンモニアは、日本の年間輸入量の倍以上（４９万ｔ）

・政府、２０３０年エネルギー需給の見通し・・・発電部門へのアンモニア調達量を３００万トン、水素発電と合わせて発電量の約１％の見込み／それには現在の日本の消費量の約３倍の調達が必要。新たに巨大な製造、輸送産業が必要に

 ★気候ネットワーク理事・国際ディレクター　平田仁子さん　

アンモニア混焼について　「石炭火力発電からのＣＯ２排出量を数％しか削減できない技術の導入は、３０年までに石炭火力をゼロにすることと比べ、相いれない削減スケールです。ＣＯ２を回収して地中に埋める技術が３０年までに実用化し、石炭火力からの排出分を全部回収、処理できるようになることはまず見込めず、石炭火力発電の延命策にしかなりません。しかも非常に膨大なコストがかかります。その間、石炭を燃やし続けることになり、気候変動に対応する解決策にならないのは明らかです」

（赤旗　12/9）

【水素・アンモニア発電の課題　　化石燃料採掘を拡大させ、石炭・L N G 火力を温存させる選択肢　気候ネット2021/10】

３．気候変動制約との整合性

• 日本の石炭火力発電と LNG 火力発電の現状

 日本ではこれまで、発電電力における石炭火力発電および LNG（液化天然ガス）火力発電の利用を 増やし続け、依存を高めてきた。2019 年度の電源源成は、石炭火力は 32%、LNG は 37% を占める。

 石炭火力だけで日本全体の CO2 排出の 4 分の 1 近くを占め、最大の排出源である。2011 年の福島 第一原発事故の後には、石炭火力を重点に多数の新規発電所の建設が進められた。2012 年以降の新 規建設は 50 基にのぼり、うち 17 基は計画中止となったが、20 基以上が運転を開始し、9 基が建設 中である 25。

電気事業者の届出に基づいて電力広域的運営推進機関（OCCTO）が取りまとめた供給計画では、 2030 年には石炭・LNG の設備容量は現在より増加する見込みである。事業者は、今後の規制的措置等の導入の可能性を考慮しておらず、今後も発電コストが相対的に安価であり続けると考えて石炭火力の発電量を増加させようとしていることが読み取れる。石炭と LNG とでは顕著な傾向の違いがあり、2030 年の石炭火力の設備利用率は 65% と極めて高いまま推移するのに対し、LNG の設備利用 率は 35% にまで低下する見込みとなっている。この計画でいけば、2030 年の発電電力量（送電端）は、石炭火力 3022 億 kWh(34%)、LNG ガスは 2565 億 kWh(29%) を占めることになる。

 政府は、第６次エネルギー基本計画において、2030 年の電源構成を見直し、石炭火力の割合は当 初の 26% から 19%、LNG ガスの割合は 27% から 20% に削減する方針であるが、OCCTO が取りまとめた事業者らによる供給計画とは大きな開きがある。

さらには、後述する気候変動の危機に対応 るために求められる水準からすれば全く不十分である。

 （2）1.5℃抑制に求められる 2030 年の石炭フェーズアウト

 気候変動をめぐる情勢は厳しさを増している。国連環境計画（UNEP）によれば、2019 年の温室効 果ガス排出量は 52.4Gt-CO2e（524 億 CO2 換算トン）、CO2 排出量だけでは 38Gt-CO2（380 億 CO2 トン） であるが、1.5℃と整合させるためには世界全体の温室効果ガス排出を 2030 年までに約 25Gt-CO2e （250 億 CO2 換算トン）にまで、半減以上の削減をしなければならない 26。また、気候変動に関する政府間パネル（IPCC）が 2021 年 8 月に発表した第６次評価報告書第１作業部会に基づく最新の科学的知見は、気温上昇が 1.5℃を超えればその影響は極端現象を含め人間社会が受容できないほどに深刻になることを改めて精緻に指し示した。1.5℃に気温上昇を抑制するための CO2 の残余カーボンバジェッ ト（排出許容量）は 300Gt-CO2 （3000 億トン）（83% の確率）から 400Gt-CO2 （4000 億トン）（67% の確率） であることも明らかにした。今のペースで排出を続ければこの残余カーボンバジェットは使い尽くしてしまう。

 欧州のシンクタンクであるクライメイト・アナリティクス（Climate Analytics）は、1.5℃と整合させるためには、先進国は 2030 年に、世界全体で 2040 年に石炭火力発電をフェーズアウトする必要性があることを早くから指摘していた 27。2021 年 5 月には、国際エネルギー機関（IEA）が「2050ネッ トゼロ」28 において、エネルギー部門の化石燃料は大幅削減し、そのほとんどが再生可能エネルギーに置き換えられていく道筋を示した。そのロードマップでは、化石燃料供給に対する新規の投資は 不要であり、石炭火力発電はフェーズアウトする必要性があるとしている。2050 年までのマイルストーンとして、2030 年には先進国の二酸化炭素回収貯留技術（CCS）を備えていない石炭火力発電所は 2030 年にフェーズアウト、先進国は電力部門で 2035 年にネットゼロの達成、2040 年には CCS なしの火力発電（石炭・ガス）の全廃を位置付けている。石炭火力発電は、基本的に全廃すること 大前提となっている。

4. 水素・アンモニア利用を巡る課題

 （1）水素・アンモニア利用による CO2 排出と削減効果

水素・アンモニアは発電時にCO2 を排出しないため、火力発電に混焼すれば、国内における発電時の排出量はその分減る。しかし、化石燃料から水素・アンモニアを製造すれば製造時には CO2 排 出を伴う。前述した通り、目下進められる水素・アンモニアの製造は、豪州の褐炭やロシア・カナダ などの LNG などの化石燃料によるものであり、国内では排出削減となっても、当該国で CO2 排出を 伴うという、見せかけの排出削減にすぎない。

以下、一定の条件の下における化石燃料起源の水素・ アンモニアの CO2 排出削減効果を試算する。

 

① 石炭火力発電へのアンモニア混焼による CO2 排出量推計 環境省等の資料に基づくと、１トンのアンモニアを製造する際には、原料に起因する CO2 と、製造時に用いられる動力熱源に起因する CO2 排出し、計 1.58t-CO2 となる。

表 2　1 トンのアンモニア製造の CO2 排出量 (t-CO2)

原料起因の排出 (A)　　　　　　　　　　　　1.14

製造時の動力・熱源起因の排出 (B)　　　0.44

CO2 排出合計 (A+B) 　　　　　　　　　　1.58

 （注）環境省の算定方法 30 より推計。ただし日本のアンモニア製造にかかる CO2 排出量を根拠にすればこれよりも約 35％増加する。 作成：気候ネットワーク

これに基づき、100 万 kW（１GW）の超々臨界圧（USC）の石炭火力発電所に 20% のアンモニア を混焼した場合、アンモニアは発電時に CO2 を排出しないため、CO2 排出削減量は 20% 削減となる。 ただし、2030 年までに CCUS の実用化を見込むことは難しく、製造時（原料・燃焼）の CO2 は製造された国においてそのまま排出される。CCUS を見込まずその排出を加味すると、20% 混焼による CO2 削減は 4% 程度にしかならない。

仮に 2030 年時点に非効率石炭火力が全て休廃止となり、稼働中・建設中の USCのみが運転して いると想定し、20% アンモニアを混焼した場合、石炭火力発電所からの 2030 年の CO2 排出量は 1 億 2300 万トン（2018 年度の GHG 排出量の約 1 割）となる。

石炭専焼の場合と比べた削減効果は 3100 万 t-CO2（2018 年度の GHG 排出量の 2.5％）にしかならない。さらに、CCUS が実用化されるまでの間に国外で排出される製造時の CO2 排出を加えると 660 万トン程度の削減にしかならず、CO2 削減効果はほとんど期待できない。

 ② 石炭火力発電への水素混焼による CO2 排出量推計

 現在のところ、水素ガスを石炭火力発電で利用する計画は、前述の「GENESIS 松島計画」しかない。

 本格的に水素発電化をするためには、水素リッチの反応設備の追加やタービンの交換が必要になると考えられ、本計画ではその見込みも明らかではない。それでも水素発電化の第一歩を踏み出すと銘打って「GENESIS 松島計画」が立ち上がっている。水素もアンモニアと同様、化石燃料で製造すれば CO2 排出を伴う。GENESIS 松島計画では、豪州の低品位の褐炭を輸入することや、豪州で水素を製造して水素を運搬することなどが事業として進められており、排出される CO2 を後に CCUS で回収貯留 利用することを前提にクリーンだと位置付けている。

 亜歴青炭もしくは褐炭を用いて水素を生産した際の CO2 排出量を試算した論文 31 によれば、褐炭か ら水素を生産し CCS による CO2 回収を前提にすれば、直接石炭を燃焼した際の CO2 排出量と比べて 65% ほど少なくなるが、CCS なしでは、石炭をそのまま使う場合と比べて CO2 排出量は 76 〜 126% であり、ほとんど違いがみられないか、逆に排出が増える可能性があることが示されている。

豪州の 褐炭で水素を製造し、当面、CCUS が実用化に至らないままに、それがカーボンフリーかどうかを問わずに利用すれば、石炭をそのまま燃焼するのとほぼ変わらない CO2 を排出し続けることを意味する。

• その他の課題

 ① その他の環境・社会影響

 　褐炭や天然ガスを利用する場合、資源採掘およびパイプライン建設を含む輸送に際して、さまざま な環境破壊を引き起こす。

また、土地の収容を始め先住民の権利を脅かす問題もある。例えば、前述 した三菱商事が関与する LNG カナダ事業は、カナダのシェールガスを採掘し、長距離をパイプラインで運搬して、LNG にして輸出する事業だが、シェールガス採掘は、メタン排出による地球温暖化、 地震誘発リスク、フラッキングのために注入する水による水質汚染、大気汚染をもたらし、極めて環境影響が大きい。また同事業では、パイプライン建設による先住民の土地の権利や人権の侵害問題なども指摘されており、ESG の観点から投資を振り向けるには課題が大きすぎる事業である 32。

オース トラリアの石炭やガス開発でも同様に、河川、農地、伝統的な集落のみならず、人々の健康、先住民 や労働者の権利、生態系の破壊にまで大きな悪影響をもたらしている 33。安価だとして褐炭やガス利 用を進めれば、これらの影響をさらに悪化させることになる。

 ② コストの課題

 　政府も水素・アンモニアを発電用の燃料として利用することが、現時点では極めて高コストであることを認めている。海外での製造、輸送、そして発電所での設備とそれぞれの段階でコストがかかる。

政府の試算では、アンモニアを仮に石炭火力発電に 20％混焼を行った場合の発電価格は 12.9 円 / kWh、専焼を行った場合には 23.5 円 /kWh であり、水素については、10% ガス火力に混焼した場合 20.9 円 /kWh、専焼した場合は 97.3 円 /kWh と試算されている 34。

また BNEF の水素に関する分析によれば 35、化石燃料から水素を製造するのは 1 〜 3 ドル / トンで あり、さらに CCUS などで CO2 排出を処理するコストがかかる。現時点では再生可能エネルギーから水素を製造するコストと比べてかなり安いものの、今後、再エネが安くなり続けるため、2030 年 までには日本を含む主要国で、化石燃料起源の水素より安くなり、2040 年には CCUS 費用を除いた場合でも、化石燃料起源の水素より安くなるという見込みを示している。また、水素はエネルギー密度が低いため、天然ガスの 3 〜 4 倍のタンク容量と輸送船が必要となる。水素を液化すれば輸送時のボリュームは減るが、再ガス化にはエネルギーが必要な上、全体コストは天然ガスよりはるかに高くなる。水素をアンモニアに転換すると運びやすくはなるが、アンモニアの転換コストがさらにかかるため、国内で生産される再生可能エネルギーから生産される水素の方が安価になるという見通しも示されている。

グリーンピースは、石炭火力へのアンモニアの混焼のコストを試算し、超々臨界圧（USC) の石炭火 力発電所の中位の LCOE（均等化発電原価）が 73 米ドル /MWh であるのに対し、燃料に化石燃料起源のアンモニアを 20% 導入する場合は 98 ドル /MWh、さらにそこに CCUS を導入した場合には 106 ドル /MWh に増加すると予測しており、アンモニア混焼は「高価なグリーンウォッシュ」と結論づけている 36。

 ③ 市場創出・拡大の課題

 政府の資料によれば 37、世界の原料用アンモニア生産は年間 2 億トン程度であり、うち貿易量は 1 割（約 2000 万トン）で、ほとんどが地産地消されている。日本の原料用アンモニアの消費量は 108 万トン、うち国内生産が 8 割であり、輸入量は 23.5 万トンに過ぎない。

仮に石炭火力発電所（100 万 kW）1 基にアンモニアを 20% 混焼する場合、50 万トンのアンモニアを必要とし、すべての大手電力の発電所に 20％混焼する場合は、世界の貿易量に匹敵する 2000 万トンが必要になる。

すなわち、大規模な燃料アンモニアの新たな市場とサプライチェーンの構築が必要になる。政府がまさに今進めているのは、この壮大な、天然ガスからのアンモニア製造・輸送の市場創出・拡大である ‘（図 4）。

第６次エネルギー基本計画では、アジアの LNG 市場の創出と拡大を図り、アジアの現実的なエネルギートランジションの推進で日本が主導権を握る、としている 38。

しかし、アジアにおいても、再生可能エネルギーが急速に安価になっている。火力発電にコストをかけて水素・アンモニア混焼を進めていくことは、CO2 排出の観点からも、途上国の脱炭素化の加速の観点からも、厳しい検証が必要である。電力部門においては再生可能エネルギーの加速度的普及の方が技術的にも容易で圧倒的に安 価であることにより、化石燃料事業の延長である水素・アンモニア利用関係への投資は、次なる座礁 資産となるリスクは小さくないと考えられる。これからのビジネスや産業は、速やかな脱炭素への移 行に貢献するものである必要がある。日本の持続的な経済と産業を育成するためには、化石燃料と紐づいた事業を続けることではなく、エネルギー効率向上と再生可能エネルギーを中心に据えた事業を 促進し、労働を公正に移行していくことが求められる。

5. 結論　―求められる脱石炭、脱化石燃料

 結局のところ、今進められている事業は、利用する水素・アンモニアの多くを海外の化石燃料から 製造することを前提に進められている。その上での火力発電における混焼は、製造段階の排出が国外で発生するため、日本国内の見かけ上の排出は減ることはあっても、実質的な CO2 排出削減はほとんどもたらさない。

さらに、2030 年に 20% の混焼が行われたところで、CCUS の実用化が大規模に実現しなければ石炭や LNG を使い続け大量の CO2 排出をもたらすことになる。

このように、水素・アンモニアの発電利用は CO2 削減への寄与が現時点ではほとんど見込めな いことが明らかでありながら、将来的に CCUS によって CO2 を回収または利用すること、もしくは、いずれ再生可能エネルギーによる水素・アンモニア製造に置き換えることができるかもしれないこと をもって、 “ カーボンフリー ”、“ ゼロエミッション “ などと謳われているのである。

しかし、その技 術の実用化の目処が立っているわけではなく、CCUS を仮に利用できたとしても、そのためのエネルギー消費とCO2 排出を伴うため、結局ゼロエミッション化はできず、” カーボンフリー ”、” ゼロエミッ ション “ と呼べる根拠は存在しない。実態は、形を変えた新たな化石燃料開発事業であり、同時に石炭火力・LNG 火力の延命策なのである。

そのような課題がありながら、石炭火力発電を 2030 年以降も継続して利用し続けることを認める ことは、2030 年までの温室効果ガス排出の大幅削減を必須とする 1.5℃目標の達成への努力と全く 整合しない。

このような気候の危機を加速させるリスクの大きい技術をまるで救世主かのように位置付け、グリーンイノベーション基金等を通じて多額の投資が行われ、最も CO2 を排出する化石燃料 関連事業者に多額の資金が流れる構図は、気候変動対策として本末転倒であり、不適切だと言える。

IEA が指摘するよう、今後、一切の新規の化石燃料供給事業は、1.5℃の気温上昇目標と整合しない。火力発電利用を前提に新たな化石燃料利用を通じた技術を追加する投資は早急に見直しが必要である。

 残余カーボンバジェットを踏まえ、1.5℃の気温上昇目標に整合させるためには、石炭火力は 2030 年に全廃し、ガスを含めて電力部門の排出は 2030 年代にはゼロにするしか道はない。グリーンイノ ベーション基金を含む政府支援方針は、速やかな見直しが求められる。そして、省エネ・再生可能エ ネルギーを中心にした対策や技術を採用することを基本に、水素・アンモニア製造も再生可能エネル ギー起源に限定し、投資先も転換するべきである。