投資家も青ざめる、ブルー水素・アンモニアの誤算。

ブルー水素は世界の排出削減につながらない

ブルー水素は通常、化石燃料であるガスから生成されます。その製造過程で膨大な二酸化炭素を排出するため、企業は、炭素の回収・貯留（CCS）を行うと主張しますが、失敗が相次いでいます。さらに、化石ガスの主成分である温室効果ガスの一種メタンは、極めて漏れやすく、20年の時間軸で比較すると、二酸化炭素よりも86倍温室効果が高いガスです。マーケット・フォースは先日、我々のオンラインリソースHydrogen from fossil fuels: an expensive way to increase emissionsにてこれらの問題について調査・公表しました。

ブルー水素技術の限界が意味するところは、ブルー水素を製造し燃焼することは、化石燃料をそのまま燃焼するよりもクリーンではないということです。まさにそのため、議決権行使助言会社大手のInstitutional Shareholder Services (ISS)内でESGを担当する部門は、ブルー水素への投資が高額な失敗に終わる「重大なリスク」について警鐘を鳴らしています。

ライフサイクルで比較した水素と従来型化石燃料の排出原単位

出典： Howarth & Jacobson – “How green is blue hydrogen?”, Energy Science & Engineering (2021); グリーン水素: Hydrogen Council
注：ブルー水素の排出原単位は、排出ガスCO2回収を含む。グリーン水素では、設備投資に伴う排出（例えば、ソーラーパネル製造によるもの）も含めているが、稼働時のCO2排出はゼロとなることに留意。ブルー水素、化石ガス、石炭については、設備投資に伴う排出は含まれていない。

水素は化石燃料から作る必要はありません。再生可能エネルギーや水からも製造可能です。このような水素は「グリーン水素」と呼ばれ、温室効果ガスを排出しません。これまで、化石燃料由来の水素と比較してコスト高だったことが障壁となっていました。しかし、現在の化石ガス価格の高騰により、シェルCEOのベン・ファン・ボールデンが指摘するように、価格差は著しく縮まっています。今後グリーン水素製造価格は急速に下落することが広く予測されています。

上記の通りブルー水素は、ポテンシャルが限られ、主に化石ガス資産の延命に寄与する、クリーンな技術ではありません。これらの問題にも関わらず、日本の企業はブルー水素技術に関する取り組みを始めています。いくつかの例を下表に示します。

アンモニア混焼は再生可能エネルギーによる発電よりコスト高

水素は、理論上、発電をはじめとするさまざまな用途に利用できます。しかし、再生可能エネルギーに対する競争力に疑問があること、化石燃料由来の水素の場合、二酸化炭素削減効果が限定的であることなどから、そのポテンシャルは日本の企業が主張するよりも限定的であると考えられます。

日本においては、精製した水素の一種であるアンモニアによる発電が最も有力な用途となっています。企業は、この燃料は、大規模な改修を必要とせず、既存の石炭火力発電所に直接混合でき、即座に二酸化炭素排出量の削減につながると主張しています。JERAは、アンモニア混焼を移行戦略の主軸としており、同社が日本最大の石炭火力発電容量10.3ギガワットを保有することを考慮に入れれば、アンモニア混焼を通した移行戦略は、同社のみならず日本の脱炭素の実現にとって重要な意味を持ちます。

 JERAの碧南発電所ではアンモニア混焼の実証が行われている。出典: Wikimedia Commons

この方法にはかなりのリスクがあると考えられます。まず、排出量の削減は、使用するアンモニア製造に伴う排出がほとんど発生しない、あるいはゼロの場合にのみ可能となります。もし、ブルー水素を使用した場合（JERAはその可能性を残している）、二酸化炭素排出量を単に発電所から水素サプライチェーンに移転するだけです。発電所からの排出量にのみ焦点を当てたJERAの弱い排出削減目標は、この問題を考慮するインセンティブを与えません。

また、アンモニア発電は、特に日本企業が力を入れているアジアの新興国での経済的なポテンシャルはおおいに疑問視されています。JICAの情報収集・確認調査としてJERA、東京電力、東電設計が受託・作成したインドネシアの電力セクター脱炭素化ロードマップによると、インドネシアの石炭火力発電所でアンモニアを20%混焼する場合、炭素価格が1トンあたり200米ドル以上でなければ、プラスの財務的リターンを得られないとしています。参考までに、2022年末までに導入予定のインドネシアの炭素税は、1トンあたりわずか2米ドルとなっています。

また、財務シンクタンクのトランジション・ゼロは、蓄電池を備えた再生可能エネルギーが、インドネシアでは炭素価格わずか1トンあたり90 米ドル、インドでは1トンあたり22 米ドル、また、ベトナムでは炭素価格なしでも既に石炭より安価であると見積っています。太陽光発電や風力発電のコストが下がり続けているため、アンモニアや水素発電に対する優位性はますます高まっていくでしょう。

蓄電池を備えた再エネが石炭火力より安くなる炭素価格

出典：トランジション・ゼロ 「Coal to Clean Carbon Price Index」

失敗のコストは投資家の負担になる

化石燃料由来の水素への投資の実例は、失敗の代償が甚大であることを示唆しています。シェルがカナダに建設したクエスト炭素回収・貯留施設（CCS）は、世界に2つしかないブルー水素プラントの1つとなっていますが、稼働から6年経過し、政府から7億2千万カナダドルの補助金を受けたにもかかわらず、2020年末時点でいまだ黒字化していません。補助金がなければ、このプラントは8億3,000万カナダドルの累積損失を出していたことになります。財務的な問題に加え、二酸化炭素の回収実績も低いため、日本企業が追随したがる理由の理解に苦しみます。

同様に、JERAや三菱重工業などが発行済み、あるいは発行を予定している「トランジション債」にも投資家は注意するべきです。使途に含まれる混焼プラントはネットゼロ排出と整合しないと、影響力のあるグリーン債権認証団体のClimate Bonds Initiativeから批判されています。これら「トランジション債」について経済産業省や独立した評価者が行った評価は、債権売却益の使途（混焼など）の技術的な実現可能性も当該債権に付随する財務リスクも評価の対象としていません。さらに、JERAも三菱重工業も、トランジション債に伴う温室効果ガスの排出量または削減量について報告しないとしており、投資家は投融資ポートフォリオの排出量を知り得ません。