日本のアンモニア・石炭混焼による脱炭素化戦略のコストは高く、再生可能エネルギーの方が経済性に優れる

ブルームバーグエル・ピーのプレスリリース

【東京 – 2022年9月28日】日本の電力会社は、二酸化炭素排出量を削減する方法として、石炭とアンモニアを混焼できるように既存の石炭火力発電所の改修を検証しています。しかし、ブルームバーグNEF（BNEF）による最新の分析レポートでは、日本にとってアンモニアと石炭の混焼は、電力部門の排出量削減に向けて経済性の高い手段にならないという見解を示しました。

BNEFの予測では、混焼率50％のクリーンアンモニアを用いると日本の改修された石炭火力発電の平準化発電コスト（LCOE）は2030年時点でメガワット時あたり少なくとも136ドルになります。2050年までには、このような発電所でクリーンアンモニア専焼をする場合、LCOEはメガワット時あたり168ドル以上になる見込みです。いずれの値も、洋上風力発電、蓄電池併設型の太陽光・陸上風力発電といった再生可能エネルギーのLCOEを上回ります。

チャート1: 2030年における平準化発電コスト（LCOE）

出所：ブルームバーグNEF注：蓄電池の持続時間は四時間想定。

アンモニア混焼技術の採算を合わすためには、日本の炭素税が大幅に引き上げられる必要があります。BNEFの分析では、2030年にクリーンアンモニア20％混焼の採算が合うようになるには、少なくとも二酸化炭素１トンあたり300ドルの炭素価格が必要と推定されます。2050年までには、改修された石炭発電所でアンモニア専焼の採算が合うためには、炭素価格が二酸化炭素１トンあたり159ドル程度になる必要があります。これらの炭素価格の価格帯は、現在の二酸化炭素１トンあたり3ドル以下となる日本の「地球温暖化対策のための税（温対税）」を大幅に上回ります。

当レポートの主要執筆者、BNEFの日本電力市場アナリスト、菊間一柊は「アンモニア混焼のための石炭火力発電所改修には、特に高い混焼率において、膨大な費用が掛かる。日本は、電力部門の脱炭素化には再生可能エネルギーの導入加速が適すだろう」述べています。「現在、石炭火力発電はベースロード電源として使われますが、アンモニア混焼技術のベースロード電源としての使用は採算性の低さから現実的ではありません」

石炭火力発電所におけるアンモニア混焼による最大の利点は、二酸化炭素排出量の削減です。しかし、アンモニアの燃焼では、亜酸化窒素など他の温室効果ガスも排出されます。アンモニアには窒素が含まれており、アンモニアを燃焼すると亜酸化窒素が発生します。100年単位で見た亜酸化窒素の地球温暖化係数（GWP）は、二酸化炭素の273倍になります。またBNEFの分析では、混焼率50％以下のアンモニア混焼のために改修された石炭火力発電所であっても、二酸化炭素排出量は天然ガスを用いたコンバインドサイクル発電からの排出量と同程度であることが分かっています。

また、石炭火力発電所をアンモニア混焼のために改修することは、日本のエネルギー安全保障にとってもリスクがあります。この背景には、クリーンアンモニアの国内製造コストが高いことや、改修された石炭火力発電所で必要となるアンモニアの量が多いことがあります。日本政府が目標とする2050年におけるアンモニア需要目標は、現在の国内アンモニア市場の30倍です。

菊間は「日本は、コストが高く供給が限られるクリーンアンモニアを、他に脱炭素化手段が存在しない肥料製造などに優先して使用した方が良いだろう」という見解を述べています。

「日本のアンモニア・石炭混焼の戦略におけるコスト課題」のレポート全文は、日本語（ https://assets.bbhub.io/professional/sites/24/BNEF-Japans-Costly-Ammonia-Coal-Co-Firing-Strategy_FINAL_JAPANESE.pdf ）と英語（ https://assets.bbhub.io/professional/sites/24/BNEF-Japans-Costly-Ammonia-Coal-Co-Firing-Strategy_FINAL.pdf ）の両方でご覧いただけます。

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