参考資料 5
研究資料

「IMO

No.18-01

GHG 削減戦略への対応に関する調査研究」（国際海運 GHG ゼロエミッションプロジェクト）（2018 年度報告書）

2019 年 3 月

一般財団法人

日本船舶技術研究協会

はしがき
本報告書は、日本財団の 2018 年度助成事業「船舶関係諸基準に関する調査研究」の一環として、国際海運 GHG ゼロエミッションプロジェクトにおいて当会と国土交通省が共催で実施した「IMO

GHG

削減戦略への対応に関する調査研究」の成果をとりまとめたものである。
本プロジェクトでは IMO（国際海事機関）での審議に関する検討として、IMO

GHG 削減戦略における 2030 年目標（効率 40%改善）に向けて、2019 年 5 月の MEPC 74 に我が国から打ち出すべき短期対策案を取りまとめた。また、2050 年目標（総量 50%削減）に向けて、その実現に向けた船舶の低・脱炭素技術を検討すべく、船舶における代替燃料普及に関する基礎調査及び船舶のライフサイクル C02
ゼロエミッション技術に関するフィージビリティ・スタディを実施した。

IMO GHG 削減戦略への対応に関する調査研究（GHG 削減戦略対応プロジェクト）
委員名簿（順不同、敬称略）
氏名（ﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄ･ﾏﾈｰｼﾞｬｰ）
（委員）

（関係者）

（関係官庁）

（事務局）

注記

〔

坂下 広朗
髙木 健
岡田 啓
北原 辰巳
森本 清二郎
谷澤 克治
松本 俊之
重入 義治
岩佐 久美子
大藪 弘彦
高橋 正裕
脇山 典広
石黒 剛
雲石 隆司
浅海 友弘
廣仲 啓太郎
島田 一孝
畔津 昭彦
村岡 英一
〔阿部 真嗣〕
田中 信行
武居 弘基
梶田 智弘
仲田 光男
関元 貫至
冨田 哲也
石井 伸彦
佐藤 貴史
坂本 尚繁
宮武 宜史
斎藤 英明
石原 彰
田村 顕洋
今井 新
岩城 耕平
〔大西 泰史〕
村上 泰紀
高橋 宙
日坂 仁
田中 護史
三谷 泰久
伊藤 真澄
古賀 定治
冨永 恵仁
河井 裕介
〕の委員は前任者を示す。

所属(一財)日本海事協会
国立大学法人 東京大学
学校法人 東京都市大学
国立大学法人 九州大学
(公財)日本海事センター(研)海上技術安全研究所(一財)日本海事協会(独)鉄道建設・運輸施設整備支援機構
川崎汽船(株)(株)商船三井日本郵船(株)川崎重工業(株)ジャパン マリンユナイテッド(株)三菱造船(株)浅川造船(株)新潟原動機(株)(株)三井 E&S マシナリー
学校法人 東海大学(研)海上技術安全研究所(独)鉄道建設・運輸施設整備支援機構(一財)日本造船技術センター(一社)日本船主協会(一社)日本造船工業会(一社)日本舶用工業会(一社)日本中小型造船工業会
みずほ情報総研(株)みずほ情報総研(株)みずほ情報総研(株)(公財)日本海事センター
国土交通省
国土交通省
国土交通省
国土交通省
国土交通省
国土交通省
国土交通省
国土交通省
国土交通省
環境省
(一財)日本船舶技術研究協会(一財)日本船舶技術研究協会(一財)日本船舶技術研究協会(一財)日本船舶技術研究協会(一財)日本船舶技術研究協会(一財)日本船舶技術研究協会

目次

1. はじめに（調査研究の背景・目的） .......................................................................................................1
1.1 背景及び目的 .........................................................................................................................................1
1.2 調査研究の内容 .....................................................................................................................................1
2.

IMO での審議状況 ......................................................................................................................................2
2.1

IMO 第 72 回海洋環境保護委員会（MEPC72）・第 3 回 GHG 中間会合の報告 .........................2

2.1.1 船舶からの GHG 排出削減 ...........................................................................................................2
2.1.2 その他の GHG 関連事項 ...............................................................................................................2
2.2

IMO 第 73 回海洋環境保護委員会（MEPC73）・第 4 回 GHG 中間会合の報告 .........................3

2.2.1 船舶からの GHG 排出削減 ...........................................................................................................3
2.2.2 その他の GHG 関連事項 ...............................................................................................................3
2.3

IMO GHG Study 専門家会合.................................................................................................................4

3. プロジェクトの活動状況 ...........................................................................................................................54.

IMO GHG 削減戦略への対応に関する調査研究 ..................................................................................7
4.1 船舶における代替燃料普及に関する基礎調査 .................................................................................7
4.2 船舶のライフサイクル C02 ゼロエミッション技術に関するフィージビリティ・スタディ .. 139

5. おわりに .................................................................................................................................................... 161
添付資料
添付資料 1INITIAL IMO STRATEGY ON REDUCTION OF GHG EMISSIONS FROM SHIPS (Res.
MEPC.304(72))

添付資料 2

ISWG-GHG 4/2/2 An action plan to support implementation of the Initial GHG Strategy(Australia and Japan)

添付資料 3

PROGRAMME OF FOLLOW-UP ACTIONS OF THE INITIAL IMO STRATEGY ON
REDUCTION OF GHG EMISSIONS FROM SHIPS UP TO 2023 (MEPC 73/19/Add.1,
ANNEX 9)添付資料 4

MEPC 74/7/2 Energy efficiency improvement measure for existing ships (Japan)

1. はじめに（調査研究の背景・目的）
1.1 背景及び目的2018 年 4 月に、国際海事機関（IMO）が温室効果ガス（GHG）削減戦略を採択した。これにより、国際海運全体での GHG 削減目標として、①2030 年までに効率 40％以上改善、②2050 年までに総排出量 50％以上削減、③今世紀中なるべく早期に排出ゼロを目指す、が合意されたこととなった。
これら削減目標の実現のために、まずは、2018 年 10 月の第 4 回 GHG 中間会合（ISWG-GHG4）
及び第 73 回海洋環境保護委員会（MEPC73）において、戦略のフォローアップに向けたアクショ
ンプランが策定され、さらに、2023 年までに、早期に実施可能な GHG 排出削減の短期対策に合意することが予定されている。
このような IMO の動きについて、世界各国は基本的に評価・賛同しており、特に、欧州委員会
や欧州各国は、本戦略をベースに更なる GHG 削減対策を進めたい意向を示している。さらに、欧州の海事産業界は、このような GHG 削減の取組を、今後の商機と捉え、歓迎の意向を表明している。
我が国でも、IMO における GHG 削減の取組を商機と捉え、日本海事産業の国際競争力強化につなげることが重要となっている。このため、産学官公で認識を十分に共有した上で、我が国としての長期戦略を組み立て、行動につなげていくとともに、その一環として、IMO に対しても、戦略的に新たな GHG 削減対策を打ち出すことが必要である。
このため、我が国として産学官公が一体となって IMO における GHG 削減の取組に対応すべく、新たに「国際海運 GHG ゼロエミッションプロジェクト」を設置した。本プロジェクトの目的は以下の通りである。
IMO における GHG 削減の取組を商機と捉え、日本海事産業の国際競争力強化につなげる
ための長期戦略を策定し、産学官公での行動につなげること。
② 上記①の一環として、日本海事産業が比較優位性を発揮できるような GHG 削減の国際的枠組みを検討し、IMO に戦略的に発信すること。
③ 実効性の高い GHG 削減対策の実現を通じて IMO の GHG 削減目標の達成に貢献し、もって国際社会における国際海運及び IMO のプレゼンスを維持・強化すること。

①

また、GHG 削減戦略の実施に関して、船舶のハード面、ソフト面及び代替燃料への転換の各側面で、具体的・技術的な検討及び調査研究を行うため、本プロジェクトの下に、船舶設計、船舶
運航及び代替燃料の 3 つのタスクフォースを設置した。
1.2 調査研究の内容
2030 年目標（効率 40%改善）に向けて、船舶運航タスクフォースにおいて検討を重ね、2019 年
5 月の MEPC 74 に我が国から打ち出すべき短期対策案を取りまとめた。
2050 年目標（総量 50%削減）に向けて、その実現に向けた船舶の低・脱炭素技術を検討すべく、
海事その他の分野における、代替燃料の開発・導入状況、価格動向、将来見通し等について情報収集を行った。また、船舶の CO2 ゼロエミッションを達成し得る技術の候補（複数の技術のパッ
ケージを含む）に関して、大型・小型の具体的な対象船舶を想定した上で、技術的な課題・考慮
事項の整理を行うとともに、コスト試算を行い、採算性について検討した。

-1-

2.

IMO での審議状況

2.1 IMO 第 72 回海洋環境保護委員会（MEPC 72）・第 3 回 GHG 中間会合の報告
日時：2018 年 4 月 3 日〜6 日（第 3 回 GHG 中間会合）
2018 年 4 月 9 日〜13 日（MEPC 72）
場所：ロンドン IMO 本部
本プロジェクトに関連する案件の審議結果は以下のとおり。
2.1.1 船舶からの GHG 排出削減
【背景・経緯】
IMO では、世界共通の燃費規制を他セクターに先立って導入するなど、GHG 削減を積極的に推進している。一方、2015 年にパリ協定が採択され、脱炭素化に向けた世界的な機運が一層高まる中、国際海運における更なる GHG 排出削減が、喫緊の課題となっていた。
【審議結果】IMO は、2016 年より国際海運全体が目指すべき GHG 排出削減に関する将来のビジョンや目標、その実現のための対策等を盛り込んだ「GHG 削減戦略」の策定作業に取り組んできた。今次会合において、各国から多数の提案がある中、日本案を中心に、「GHG 削減戦略」が合意された。

「GHG 削減戦略」の主なポイント
2008 年をベースに、2030 年までに国際海運全体の燃費効率を 40％改善し、2050 年までに
GHG 排出量を半減させ、最終的には、今世紀中のなるべく早期に排出ゼロを目指す。
② ハード・ソフト両面での省エネの推進、経済的インセンティブ手法の実施、新たな燃料の導入・普及等の、短・中・長期的対策に取り組む。
③ 船籍上の区別なく先進国・途上国共通の対策を講じること。但し、開発途上国等に対し、必要な技術協力などを行う。

①

2.1.2 その他の GHG 関連事項
2.1.2.1 エネルギー効率設計指標（EEDI）規制に関する技術開発レビュー【背景・経緯】
2013 年 1 月に発効した EEDI 規制は、段階的に強化されることとなっており（フェーズ 0：2013 年〜2014 年、フェーズ 1：2015 年〜2019 年、フェーズ 2：2020 年〜2024 年、フェーズ 3：2025 年〜）、フェーズ 2 及びフェーズ 3 については、省エネ技術の開発状況等をレビューした上で、その規制値及び適用時期を決定することとなっている。MEPC 71（2017 年 7 月）では、Phase 3 レビュー実施のための通信部会（CG）の設置を我が国より提案し、我が国をコーディネーターとする CG が設置され、フェーズ 3 規制のレビューを開始することが合意された。
今次会合では、CG における船種・サイズ別のフェーズ 3 適合可能性に関する検討状況を、我が国から進捗報告していた。なお、CG においては、我が国を含む複数の CG メンバーから、大型バルカー・大型タンカーのフェーズ 3 適合が困難である点が指摘されていた。
【審議結果】
引き続き、CG において、EEDI 規制フェーズ 3 の検討を取りまとめの上、MEPC 73（2018 年
10 月）に報告することとなった。大型バルカー・タンカーに係る EEDI 基準値の緩和についても、CG において詳細な検討を行うこととなった。

-2-

2.2 IMO 第 73 回海洋環境保護委員会（MEPC 73）・第 4 回 GHG 中間会合の報告
日時：2018 年 10 月 15 日〜19 日（第 4 回 GHG 中間会合）
2018 年 10 月 22 日〜26 日（MEPC 73）
場所：ロンドン IMO 本部
本プロジェクトに関連する案件の審議結果は以下のとおり。
2.2.1 船舶からの GHG 排出削減
【背景・経緯】
IMO では、世界共通の燃費規制を他セクターに先立って導入するなど、GHG 削減を積極的に推進しており、MEPC 72 において、「GHG 削減戦略」を採択した。今後、GHG 削減戦略の実現に向けて、IMO では各種対策を検討していくこととなっている。
【審議結果】
今次会合では、戦略の目標達成に向けた各種対策を適時適切に講じるため、我が国等の提案に基づき、2023 年までに必要なデータ分析等を行いつつ新たな対策に国際合意するためのアクションプランを決定した。
上記アクションプランにおいては、短期対策候補を、①既存制度の強化（EEDI・SEEMP）、②新規対策のうちデータ分析が必要なもの、及び③新規対策のうちデータ分析が不要なものに分類し、それぞれについて、各国に対し、2019 年 5 月の MEPC 74 に具体的な対策案を提案することが求められている。
2.2.2 その他の GHG 関連事項
2.2.2.1 エネルギー効率設計指標（EEDI）規制に関する技術開発レビュー【背景・経緯】
MEPC 72 以降、我が国が引き続きコーディネーターを務める CG において、EEDI 規制フェー
ズ 3 要件について検討が行われた。CG の審議においては、一部メンバーから現行フェーズ 3 要
件からの強化が提案されたものの、CG からの勧告としては、コンテナ船を除く船種の適用開始
年の 2025 年維持、また、全ての船種の規制値 30%維持を盛り込んだものとなった。また、同勧
告では、大型バルカー・大型タンカーの補正については更なる検討が必要、としている。
今次会合には、CG における上記検討結果を、我が国より中間報告として提出した。また、当該 CG 報告に対し、我が国より、バルカー・タンカーの適用開始年の 2025 年維持、大型コンテ
ナ船の規制値の強化、大型バルカー・タンカーのリファレンスライン修正について意見を提出した。
【審議結果】
バルカー、タンカー及び RORO 船についてフェーズ 3 の規制値及び適用時期が概ね合意されたが、小型コンテナ船の規制値及び「その他船種（ガス運搬船、LNG 運搬船、冷凍運搬船、兼用船及びクルーズ船）」への適用時期については合意には至らず、各国に更なるデータの提供を呼び掛けるとともに、今後の CG での検討結果も踏まえ、2019 年 5 月の MEPC 74 において継続審議することとなった。
2.2.2.2 最低出力ガイドライン・出力制限【背景・経緯】
今次会合では、最低出力ガイドラインに関する具体提案は無かったものの、エンジンの過度な小型化を制限する最低出力規制と EEDI 規制との両立を図るため、出力制限（通常時は制限された出力で航行し（当該出力を EEDI 算定にも利用）、荒天時などの非常時のみ出力制限を解除可能とするもの）の導入に関する提案がドイツ等より提出されていた。
【審議結果】
最低出力ガイドラインの最終化に引き続き取り組むことに合意した。また、出力制限に関する
ドイツ提案については、今次会合での各国・団体のコメントを踏まえ、MEPC 74 でも引き続き検討することが合意された。
-3-

2.3 IMO GHG Study 専門家会合
日時：2019 年 3 月 12 日〜14 日
場所：ロンドン IMO 本部
本プロジェクトに関連する案件の審議結果は以下のとおり。
【背景・経緯】
2018 年 4 月に採択された「IMO GHG 削減戦略」において、今後の政策決定の判断材料として、IMO による長期的な GHG 排出予測・限界削減費用（MAC）に関する調査（4th GHG Study）の実施が決定された。
【審議結果】
IMO が、今後の GHG 削減対策の検討に当たっての判断材料として実施する長期的な GHG 排出量予測等調査（GHG Study）について、調査内容や調査に当たっての前提条件等を検討した。
＜調査期間＞
2019 年夏に入札公告を実施、秋に落札したコンソーシアムと契約。
2020 年秋の第 76 回海洋環境保護委員会（MEPC 74）に最終報告書を提出。
＜調査内容＞
1. GHG 削減戦略の基準年である 2008 年における国際海運全体からの GHG 排出総量及び輸送量当たり GHG 排出量。
2. 国際海運全体からの 2050 年までの長期 GHG 排出量予測。複数の経済成長シナリオの下、IMO として何ら対策を講じない場合の GHG 排出量を予測。
3. 主な GHG 削減技術に関する限界削減費用の分析。

-4-

3. プロジェクトの活動状況
プロジェクト会合
第1回
1.
2.
3.
4.
5.
6.

2018 年 8 月 8 日
国際海運 GHG ゼロエミッションプロジェクトの設置について
GHG 排出削減・ゼロ排出に向けた国際動向
国内関係業界・機関からの意見・提言（将来展望・構想、課題等）
今後の国際対応の方向性
本年度から着手すべき作業
その他

第 2 回 2018 年 10 月 4 日
1. 今後の検討方針（各タスクフォースからの報告と今後の方針）
2. 第 73 回海洋環境保護委員会・第 4 回 GHG 中間作業部会への対応方針
3. その他
第3回
1.
2.
3.
4.
5.
6.

2018 年 12 月 18 日
第 73 回海洋環境保護委員会・第 4 回 GHG 中間作業部会の結果
タスクフォースの検討状況と今後の方針
GHG 削減のための短期対策について
EEDI 関連の各論点に関する対応方針について代替燃料に関する情報収集等について
その他

船舶運航タスクフォース
第1回

2018 年 8 月 23 日

第2回

2018 年 8 月 30 日

第3回

2018 年 9 月 14 日

第4回

2018 年 11 月 8 日

第5回

2018 年 11 月 22 日

第6回

2018 年 12 月 7 日

第7回

2019 年 2 月 28 日

船舶設計タスクフォース
第1回

2018 年 9 月 11 日

第2回

2018 年 11 月 14 日

第3回

2018 年 12 月 11 日

第4回

2019 年 1 月 9 日-5-代替燃料タスクフォース
第1回

2018 年 9 月 6 日

第2回

2018 年 12 月 11 日

第3回

2019 年 3 月 7 日

-6-

4.

IMO GHG 削減戦略への対応に関する調査研究

4.1 船舶における代替燃料普及に関する基礎調査
4.1.1
概要
国際海事機関（International Mritime Organization）は、第 72 回海洋環境保護委員会において、国際海運の温室効果ガス（GHG）削減目標やその実現のための対策等を包括的に定める「GHG 削減
戦略」を採択した。この戦略においては、単一セクターで今世紀中の GHG 排出ゼロを目指すこと
を世界で初めて宣言したものであり、2030 年までに国際海運全体の二酸化炭素（以下、CO2）排出効率を 2008 年比 40％改善し、2050 年までに 2008 年比で GHG 排出量を半減させ、最終的には今世紀中の GHG 排出量ゼロを目指す内容となっている。非常に高い目標を達成するためには、船舶における省エネ技術の更なる利用促進、経済的インセンティブ手法の検討や、新たな燃料の導入・普及等が求められている。
2050 年に 2008 年比 50％の GHG 排出量削減を達成するために、どのような将来のロードマッ
プを描いていくのか検討するために、海運業界での利用実績の少ない低・脱炭素燃料の現状や将来見通し等について基本的な情報を収集することが必要である。
これまでの国際海運における環境対策では、燃料に含まれている硫黄の濃度およびそれによって生じる PM 排出量や燃焼後の窒素酸化物の排出量に着目していれば、これらの排出量について十分な評価を行うことができたが、GHG の評価では同じ燃料といえど、例えばバイオ LNG と呼ばれるバイオガスを精製して製造される液化メタンと、LNG のように、燃焼時の CO2 の排出がほぼ同一であっても、ライフサイクルでの CO2 および GHG 削減効果が Well to Propelar の観点から大幅に異なる場合がある。また、再生可能エネルギー等由来の燃料でも、4.1.5.1 に調査結果をまとめた通り、国により再生可能エネルギーに該当するかどうかの判定基準が異なる場合があり、また、GHG 削減効果の考え方も非常に複雑である。加えて、その国において採用している評価手法の違いにより、同じ燃料に対しても CO2 削減率が異なる場合がある。
以上の背景から、低・脱炭素燃料に関して、技術的な導入可能性や供給可能性および政策的な評価方法を調査することは非常に重要である。本調査においては国際海運で利用可能と考えられ
る低・脱炭素燃料に関し、将来に向けたロードマップを検討するための基本情報として、以下の内容について調査しまとめた。
（１） 船舶における代替燃料普及に向けた取り組みの整理
海運セクターの燃料消費動向や低炭素燃料の使用動向を調査した。また、主要国の低・脱炭
素代替燃料に関連する将来の普及シナリオ、導入目標ならびに政策ビジョン等を整理した。
（２） 技術開発動向の調査
ガス・水素等の低・脱炭素燃料の技術に関連する書籍を用いて、技術開発の動向や将来に向けた見通しを調査し、現状の技術水準、商用化予定時期、課題等について燃料・技術の種類ごとに整理した。
低・脱炭素燃料それぞれの特徴に応じた燃料貯蔵技術の現状並びに燃料改質装置等、燃料に付随する機器に関する技術の現状と船舶に適用するにあたっての安全性や取り扱いについての課題及び実用可能性について調査した。
低・脱炭素燃料の適用可能なエンジン、ガスタービン、燃料電池等、燃焼・発電技術の現状
及び低・脱炭素燃料を適用した場合の技術的な課題について調査した。
（３） 既存の燃料転換シナリオ・ロードマップの調査
既存の燃料転換シナリオ・ロードマップを収集し、それらの相違等について比較しまとめた。
なお、本報告書に記載の調査の一部は、国立研究開発法人海上・港湾・航空技術研究所海上技
術安全研究所の協力により実施されたものである。

-7-

4.1.2低・脱炭素燃料使用の現状に係る動向調査における調査範囲
本調査の調査対象の範囲は、4 つの観点から図 4.1.1 の通り整理した。まず、燃料の一次エネル
ギーとなるエネルギーソースに着目した。これは、主として政策動向の調査において CO2 削減量の評価等に影響してくるためである。例えば、太陽光発電の電気で製造した水素と化石燃料から作成した水素では同じ物質であるが、製造時も考慮した GHG 排出量の評価は異なる。このため、一次エネルギーの種類および GHG 排出量算定の考え方について整理した。燃料転換プロセスについては転換のためのエネルギーだけでなくエネルギーソース以外の材料、例えば合成燃料の原料となる CO2 等も同様である。
燃料については、天然ガス（液化天然ガスを含む）、電気合成燃料（合成液体燃料と合成メタ
ンを含む）、バイオ系燃料、アンモニア、電気、水素を調査の対象とした。それぞれの燃料の特徴
を表 4.1.1 に示す。
これらの燃料は製造方法により CO2 削減量において評価が異なる場合があるが、ともにメタンを主成分とするバイオ LNG と化石資源由来 LNG のように燃料の化学的性質に大きな違いがない
場合があり、同じ船の設備で利用可能であるものは大枠で統合し、それぞれの燃料グループに関する船舶での利用技術とともに整理した。船舶での利用技術は、燃料から動力への変換方法および船上での貯蔵方法の実用化状況や課題について調査を実施した。

図 4.1.1 調査対象の低炭素燃料の製造から船舶利用までのフロー概念
国際機関である IMO での議論にあたっては、既に低・脱炭素燃料の政策導入目標や、その評価システムを確立している先進的な国の制度が参考とされる可能性があることから、本調査では上記の低・脱炭素燃料の製造・利用技術に関する調査に加え、海外主要国において低・脱炭素燃料
燃料が政策上どのように位置づけられており、4.1.5 で示すように、それぞれの燃料種で完全燃焼を前提とした場合、低位発熱量当たり CO2 排出量として何％の CO2 削減効果が期待できるかを調査し、将来の導入量の数値目標や、米国における過去の低炭素燃料の導入目標量と実際に導入された量とのギャップの例について 4.1.5.1 にて明らかにした。
また、国際機関や船級協会等が作成し公表している将来の燃料転換シナリオにおいて、将来国際海運分野においてどの程度の燃料転換が想定されているのかを明らかにするため、現在の政策の概要をまとめた。
表 4.1.1 低・脱炭素燃料の種類と特徴

-8-

種類
バイオ燃料

水素

アンモニア
天然ガス（LNG）

電力（船上での二次電池利
用を想定）

再生可能電力・物理的エ
ネルギー

特徴・概要
●バイオディーゼルやバイ
オエタノールなどの液体燃料、バイオメタンなどの気体燃料、木質チップなどの固体燃料がある。
●再生可能なカーボンフリ
ー燃料である。
●使用時に二酸化炭素を排出しない。
●燃焼速度が速い。

●使用時に二酸化炭素を排出しない。
●石油燃料と比べて、25 %程
度の CO2 削減が可能である。
●陸上及び船舶の一部で既に実用・普及している。

●使用時に有害物質を排出しない。
●重量あたりのエネルギー
密度が小さいため、長距離を航行する船舶には適していない。
●太陽エネルギーや風力エ
ネルギーの船上での直接利用がある。

メリット●液体バイオ燃料は石油代
替燃料として扱いやす
い。

デメリット
●供給量が少なく、コストが高い。
●カーボンフリーを達成するた
めにバイオマスの生産量が作物採取および精製過程を含めたエネルギー消費を上回る必要がある。
●燃料電池などで高効率発 ●漏洩しやすい。
電ができる。
●他の燃料と比べて、大量貯蔵に面積・体積を要する。
●水分解よりも効率のよい製造方法を確立する必要がある。
●水素と比べて、貯蔵が容易 ●人体毒性がある。
である。
●強い刺激臭を持つ。
●低炭素燃料としては既に ●化石燃料の中では低炭素燃料であるが、カーボンフリーを充分普及しており、技術達成できない。ただし、CCS
的ハードルが低い。他方を組み合わせることでカー
で、脱炭素燃料としては
ボンフリーになり得ること開発途上。
は他の化石燃料と同様。
●再生可能エネルギーから製造された水素と CCS などで回収された炭素源で合成されるメタンガスを天然ガスの一種と解釈することも可能。
●負荷変動に対応しやすい。 ●充電設備が必要となる。
●電気推進システムに適合しやすい。

●運行中は GHG を排出しない。

電気合成燃料e-fuel／e-gas(電気から製造されるメ
タンやメタノール等の燃料)●再生可能エネルギーを利用することでゼロエミッ
ションを達成できる●メタンやメタノールは既存船で利用可能。

●燃料貯蔵を前提とした場
合、再生可能エネルギーのように供給の時間的・
季節的な不安定性がない。

原子力（本調査では対象外）●原子核分裂時に発生する ●燃料の重量あたりのエネ
ルギー密度、容積あたり
熱エネルギーにより、蒸のエネルギー密度が大き
気タービンなどの熱機関い。
を運転できる。
●二酸化炭素を排出しない。

●不安定である。
●太陽光の場合、船上に導入できる量に限りがあり船の動力を 100%まかなうことは難しい。
●燃料変換プロセスでのエネル
ギーロスが大きくコストが高い。

●社会的に合意されにくい。
（調査対象外とする。）

4.1.3 代替燃料普及に向けた取り組みの整理
4.1.3.1 低・脱炭素燃料使用の現状に係る動向調査(1) 天然ガス・LNG 市場
天然ガス（Natural Gas）は、地中から採掘される可燃性ガスである。ガス田から純粋に採掘される場合と原油産出時の随伴ガスとして採掘される場合が従来は多かったが、これまで採掘が困難であった頁岩（シェール）層からの採掘ガス（シェールガス）も商業的に利用されるようになっている。
表 4.1.2 に代表的なガス産地における産出ガス性状を示す 1)。同表よりガス性状は産出される地域によって異なるが、炭素が 1 原子含まれるメタンを主成分とし、その他にエタン(炭素数 2)、プ-9-

ロパン(炭素数 3)、ブタン(炭素数 4)などの低級炭化水素を含むことがわかる。また、産出ガスには不純物として水分、酸素、窒素、二酸化炭素、硫化水素などが含まれる。パイプラインで輸送する場合、各国のガス品質基準を満たすように不純物の濃度が管理されている。一方、液化して貯蔵・運搬する場合は、不純物が液化設備の閉塞やガス設備の腐食の原因となるため、前処理行
程において分離・除去されるのが一般的である。したがって、液化天然ガス（LNG）に含まれる
不純物は非常に少なくなり、より清浄な燃料として使用できる。
表 4.1.2 産出地別の天然ガス及び LNG 性状 1)

なお、後述する気候変動に関する政府間パネル（以下、IPCC）の GHG ガイドラインでは、油田
またはガス田から発生する CO2 は石油・天然ガス精製プロセスの GHG 排出量に含まれる。
燃料の CO2 排出特性は、単位発熱量あたりの CO2 発生量によって評価することができる。特定排出者の事業活動に伴う温室効果ガスの排出量の算定に関する省令（経済産業省・環境省）に基づき計算すると、舶用燃料として広く用いられてきた C 重油（HFO）の 1 GJ あたりの発熱に伴うCO2 排出量は 0.0715 ton(CO2) / GJ であり、液化天然ガス（LNG）の 1 GJ あたりの発熱に伴う CO2
排出量は 0.0495 ton(CO2) / GJ である。よって、使用する熱機関の熱効率が同じとした場合、C 重油から液化天然ガスに燃料を変更することで、CO2 排出量を 30 %程度削減することができる。本
削減率は国内で使用されている重油および LNG の平均性状に基づき解析しており、国際的な評
価、たとえば IPCC のガイドラインあるいは IMO における評価は、これと異なる可能性があることに留意されたい。
次に世界の天然ガスの生産量、消費量について述べる。まず、図 4.1.2 に世界全体の天然ガス生
産量の推移を示す。ここではシェールガス等の非従来型天然ガスも含むものとする。2009 年には- 10 -

リーマンショックの一時的な影響が見られるものの、1990 年以降堅調に増加している。
生産量を地域別で見ると、米国、ロシアが 2 大産ガス国であるが、米国は 2010 年代に入ってシェールガス開発が急速に進んだことから大幅に生産量が増加している。地域別消費量では、産ガス国の米国、ロシアに次いで欧州等の割合が大きい状況となっている。米国では価格が低価格で安定していることもあり、火力発電分野において石炭から天然ガスへのシフトが進んだことを背景に、消費量も徐々に増加している。

(10億m2)

その他ア ジア・ 大洋州

4,000

豪州
マ レ ーシ ア

3,500

3,000

2,500

アジア・
大洋州
15.1%
ｱﾌﾘｶ
6.8%

イ ン ド ネシア

中東
20.8%

エジプト

中国
その他ア フ リ カ
ア ルジェ リ ア
その他中東サウジア ラ ビ ア

2,000

イラン
その他欧州・ 旧ソ 連

1,500

欧州・
旧ソ連
29.2%

1,000

中南米
4.5%

ロ シア

ト ルク メ ニ スタ ン ・ ウズベキスタ ン

ノ ルウェ ー・ オラ ン ダ・ 英国

その他中南米ア ルゼン チ ン ・ ブ ラ ジ ル

500

北米
23.7%

メ キシコ
カ ナダ
米国

1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017

0

図 4.1.2 世界の天然ガス生産量の推移（地域別）2)(10億m2)
4,000

その他アジア・ 大洋州
イ ンド
韓国

3,500

アジア・
大洋州
21.0]%

3,000

2,500

日本
中国

ｱﾌﾘｶ
3.9%

その他アフ リ カ

中東
14.6%

エジプト

ア ルジ ェ リ ア
その他中東
サウジ アラ ビ ア

2,000

イラン
欧州・
旧ソ連
30.1%

1,500

その他欧州・ 旧ソ 連
ト ルク メ ニ ス タ ン ・ ウズベキスタ ン

英独仏伊ト ルコ
中南米
4.7%

1,000

ロ シア
その他中南米ア ルゼン チ ン ・ ブ ラ ジ ル

500

北米
25.7%

メ キシ コ
カ ナダ
米国

1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017

0

図 4.1.3 世界の天然ガス消費量の推移（地域別）2)

中国は極度に一次エネルギー需要を石炭に依存してきたが、都市部で深刻化している大気汚染- 11 -

対策として、様々な用途で天然ガスへのシフトを進めており、2007 年からの 10 年間で消費量が 3倍増と急激な伸び率を記録している。図 4.1.4 に示す通り 2016 年から 2017 年の天然ガス需要の伸びは、産業用ガスと暖房等熱需要が主に牽引している。

図 4.1.4

中国の天然ガス消費量の推移 3)

世界の天然ガス消費量は、用途別に見ると電力用が最も多く、産業用、業務用がそれに続く。
輸送用は、前述の用途ほど大きくないが、CNG（圧縮天然ガス）車向けや天然ガスパイプライン
での輸送用の消費も一定の比率で存在している。

図 4.1.5 世界の天然ガスの用途別消費量の推移と見通し 4)
遠隔地への天然ガス輸送を担う LNG の生産量と貿易量は、堅調に増加している。LNG の生産
国は、東南アジア、中東、オーストラリア、アフリカ、ロシア、米国等世界各地に広がっているが、カタールの生産規模が最大である。最近では炭層メタンを原料とするプロジェクトが複数立ち上がったオーストラリアと、シェールガスを原料とする LNG 液化基地の建設が進んでいる米国での生産規模が拡大しており、カタール、オーストラリア、米国が三大輸出国になろうとしている。一方で、洋上で天然ガスを液化する浮体式 LNG 基地が実用化の時代を迎え、カメルーンなど
LNG 輸出基地を持っていなかった新たな国が LNG 生産国の仲間入りを果たすなど輸出国数も増加を続けている。

- 12 -

450

その他アジア・大洋州

豪州

400

マレーシア
インドネシア350

その他アフリカ

300

オマーン
ナイジェリア250

アルジェリア
カタール

200

アブダビ
ブルネイ

150

ロシア

100

欧州
その他中・南米

50

トリニダード・トバゴ
北米
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017

0

図 4.1.6

世界の LNG 生産量の推移（地域別）5)

図 4.1.7 に国・地域別の LNG 輸入量の推移を示す。地域別の LNG 輸入量では、天然ガス資源に乏しい日本、韓国、台湾の割合が大きいものの、近年、中国、インド、中南米等でも、天然ガス需要の拡大を受け、LNG 輸入量が増加している。一方、米国では国内におけるシェールガス生産量の拡大を受け、シェールガス採掘が盛んではなかった 10 年前と比較して、LNG 輸入量が 50％以上減少している。
450
その他アジア
400

台湾
韓国

350

日本
中国

300

インド
250

中東
欧州その他

200

スペイン
150

イタリア
英国

100

フランス
50

北米
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017

0

中南米

図 4.1.7 世界の LNG 輸入量の推移（地域別）5)
天然ガス生産量の多い米国や欧州北海では、需給により天然ガス市場価格が決定（米 Henry
Hub、英国 NBP 等）している。一方で天然ガス生産量が限定的な日本等では、原油価格を参照した価格体系に基づき LNG 輸入価格が決定される価格フォーミュラ方式により長期契約を締結していることが多いため、原油価格の変動の影響を受ける。近年は、原油価格の低下が主因となり日本等の LNG 輸入価格も低下しており、天然ガス関連価格指標の欧米との差は縮小傾向にあ- 13 -

る。産業用小売価格も、天然ガス市場価格や LNG 輸入価格の低下等を受けて、足元では低減傾向にある。

図 4.1.8 天然ガス価格の推移 3)
次に、天然ガスの船舶での利用実績について紹介する。なお、本内容は DNV GL が公表している 2019 年 3 月時点の資料に基づいている 6)。図 4.1.9 に運航中及び受注中の LNG 燃料船の船種を示す。クルーズ船の受注が 31 隻と最も多く、続いてコンテナ船が 20 隻、原油タンカーが 18 隻となっている。これまで LNG 燃料が採用されていなかった船種に多く受注されていることがわかる。運航と受注を合わせてみると、近年になって多様な船種で LNG 燃料が採用されていることがわかる。

図 4.1.9 運航中及び受注中の LNG 燃料船の船種 6)運航中の LNG 燃料船の隻数は、2010 年代に入り順次増加しており、特に欧州が 7 割を占め、導入が進んでいる（図 4.1.11 参照）。発注済の船舶でも、5 割超が欧州で就航予定と見られる。
- 14 -

グローバルに運航する船舶では、就航船 15 隻に対し発注済船 38 隻と、今後増加していく見通しである。

図 4.1.10

LNG 燃料船の地理的分布（内訳）6)より作成

（隻数）

400
350
110

300
98
250
68

200

105
150

126

54 51

100
14
121

50
3

3

21

75

121

121

119

2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026

0

就航中 船隻数

発注済 船隻数

LNG Ready船* 隻数

図 4.1.11 世界の LNG 燃料船隻数 6)より作成- 15 -

(2) バイオ燃料市場
バイオ燃料とはバイオマス（biomass）を利用した燃料のことであり、バイオマスとは再生可能な生物由来の有機性資源である。化石燃料は生物に由来するが、数千万年から数億年の長い年月をかけてバイオマスが変化したものであり、産業革命から 2050 年までという短い期間で再生産されるものではないため、通常はバイオ燃料に含めない。
また、一般にバイオ燃料というと木質・植物残渣のような固体以外にも、生物由来の有機性資源（バイオマス）を原料に、発酵、搾油、熱分解などの加工を経て造られた燃料を指すこともある。これらバイオ燃料は、燃焼の際に CO2 を排出するが、原料作物の成長過程において CO2 を吸収しているため、4.1.5.1 で後述するとおり、その排出量はゼロとカウントされる場合が多い。ただし、燃料の原料作物の生産や精製工程を通じて経済的な負担と環境への影響をもたらすため、
ライフサイクルでの評価の結果、政策上バイオ燃料として認められないものもある。
液体バイオ燃料としては、主に陸上の輸送用途として規格化・実用化されているバイオディー
ゼル（BDF : Bio Diesel Fuel）やバイオエタノール（Bioethanol）、主に航空機のジェット燃料の代替品として使われるバイオジェット燃料がある 7)。
廃棄物系の気体バイオ燃料としては、生ごみ、下水汚泥、家畜糞尿などを原料として、発酵や嫌気性消化によってつくられるバイオガスがある。
木質チップなどの固体バイオ燃料を燃焼させることで、外燃機関のエネルギー源として使用することができる。ただし、固体燃料は見かけ体積当たりの熱量が低く また内燃機関での使用が困難なことから、輸送分野への適用は難しい。
バイオマス燃料の製造技術は大きく第１世代、第 2 世代、第 3 世代に分けられる。海外の政策
では、原料・プロセス・燃料種類にごとに CO2 削減率が評価されることが一般的である。食料生
産と競合する第 1 世代バイオ燃料については、政策上比較的低評価であり、食糧生産に必要な耕地をバイオマス燃料燃料作物に転換した場合、食糧生産への影響が大きいため、生産拡大が懸念されている。このように第１世代バイオ燃料については供給ポテンシャルが限られ持続的な利用可能性に疑問が残っていることから、現在では第 2 世代以降のバイオマス燃料が注目されている。

図 4.1.12 第 1 世代、第 2 世代、第 3 世代バイオ燃料の特徴- 16 -

まず、バイオ燃料のうちバイオディーゼル（Bio Diesel Fuel：BDF）の現状について述べる。バイオディーゼルは、植物油などから製造されるディーゼルエンジン用の燃料である。搾油したのみの植物油等はグリセリン化合物(トリグリセリドなど)を含み、粘度が高く、セタン価が低いことから、3 倍等量のメタノールと、触媒（苛性ソーダ（NaOH））存在下で反応させ、化合物中のグリセリンを分離/除去し、結合していた脂肪酸をエステル化し FAME として分離処理後に更に脱水
中性化の処理後、用いることが一般的である。図 4.1.13 にエステル化によるバイオディーゼル製
造工程の例を示す。
バイオディーゼルは、軽油と混合して使用されるのが一般的で、混合比率によって、B5（5 %混合）、B20（20 %混合）などと表記される。自動車の分野においては、第 1 世代 BDF と呼ばれる
脂肪酸メチルエステル（FAME）、第 2 世代 BDF と呼ばれる水素化植物油（HVO）などがあり、欧州を中心に広く利用されている。第 1 世代 BDF の性状は原料油脂の影響を受けやすく、高濃度で使用した場合、酸化安定性等に課題がある。一方、第 2 世代 BDF は、酸化安定性が良好なため、高濃度で使用することができるといった特徴がある。

図 4.1.13

BDF の製造工程（アルカリ触媒法）8)

世界のバイオディーゼルの生産量の推移を図 4.1.14 に示す。2000 年代後半から世界全体の生産量は右肩上がりで上昇し、2017 年時点で生産量が約 3,315 百万トン、消費量が約 3,178 百万トンに達している。

- 17 -

（千トン）
35,000
生産量

消費量30,00025,00020,00015,00010,000
5,000
0
2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

図 4.1.14 世界全体のバイオディーゼル需給量の推移 9)
世界全体のバイオディーゼル生産量について国・地域別の内訳を図 4.1.15 に示す。欧州が全体の約 40%を占めており、次いで米国が 25%、ブラジルが 10%となっている。欧州ではディーゼル車が主流であることに加え、EU の輸送燃料の低炭素化に対する政策的支援により、安定的な市場が確立されている。米国では 2005 年に成立した「再生可能燃料基準（RFS）」に基づき、2022 年までの導入目標と、石油業界に対して毎年一定量の再生可能燃料をガソリン・ディーゼルに混合するか再生可能識別番号（RIN：4.1.5 節にて詳述）と呼ばれる売買可能なクレジットを購入することを義務づけることで、バイオディーゼルの普及を推進している。また、ブラジルでは、バイ
オエタノールとバイオディーゼルをそれぞれガソリン車、ディーゼル車向けの燃料の中に一定割合混合する義務を定めている。

アルゼンチン
3%
その他
タイ
11%
4%
インドネシア
7%
ブラジル
10%

2017年
バイオディーゼル（FAME・HVO）
消費量

EU
40%

米国
25%
図 4.1.15

地域別バイオディーゼル生産量 9)

バイオディーゼルの国及び地域別の生産量・消費量を図 4.1.16 に示す。ブラジルをはじめ地産地消を行う国も多いが、一部の国の間では国家間取引も活発化している。例えば、米国では4.1.5 節にて詳述する RIN の点数の優位性から積極的にバイオディーゼルを消費する動きがあり、海外からの輸入が進んでいる。特に、インドネシアやアルゼンチンではそれぞれパーム油および大豆由来のバイオディーゼルを大規模に生産し米国に輸出している。なお、バイオディーゼ
ルの原料は国や地域によって異なり、欧州では菜種や廃油由来、インドネシアやマレーシアをはじめとする東南アジアではパーム油が、アルゼンチンやブラジル等の南米では大豆が主原料となっている。

- 18 -

（千トン）
14,000生産量

12,000

消費量

10,000
8,000
6,000
4,000
2,000

ポルトガル

ペルー

フィリピン

オーストリア

英国

カナダ

シンガポール

マレーシア

コロンビア

スウェーデン

オランダ

タイ

スペイン

アスゼンチンフランス

インドネシア

ドイツ

ブラジル

米国

EU

0

図 4.1.16 バイオディーゼルの需給状況（2017 年）9)
バイオディーゼルは脂肪酸メチルエステル（FAME）と水素化植物油（HVO）に大別され、現時点では FAME が大部分を占めており、HVO 生産国は欧米をはじめとする先進国に限定されている。HVO は FAME に比べて燃料の着火性を占めす指標であるセタン価が高く、軽油に近い性質を有する次世代バイオディーゼルとして注目されている。こうした先進燃料利用に対するインセン
ティブを付与している EU 各国や米国、並びに EU 向けに輸出を行うシンガポールで主に生産されている。

図 4.1.17

FAME（脂肪酸メチルエステル）の生産状況（2017 年）9)- 19 -

図 4.1.18

HVO（水素化植物油）の生産状況（2017 年）9)

次にバイオディーゼルの課題について指摘する。バイオディーゼルは軽油に比べて酸化しやす
いため、長期保管を行うことで性状が変化することが課題となる。そのため、酸化防止剤を用いることがある 10)。また、バイオディーゼルに含まれる水分やメタノールが金属材料を腐食させるだけでなく、燃料の酸化により発生した沈殿物が、燃料フィルタを詰まらせるなどの問題も起こる。さらに、燃料ホースがゴム製部品の場合、燃料ホースが膨潤・劣化し、燃料漏れを起こすことがあるため、燃料ホースをフッ素加工ゴムに変更するなどの対処が必要となる。金属材料についても、逆止弁等の燃料配管部品の材質が黄銅の場合、酸化によりバイオディーゼルと黄銅で不純物を生成し、この不純物によりバルブ等の燃料配管部品が固着し機能しなくなる場合がある。
このため、配管部品の材質をステンレス鋼に変更する必要が生じることがある。
バイオディーゼルは液体燃料であるため、従来型の船舶用燃料と同様に運搬に関する課題はほとんどないが、ガソリンおよび軽油相当の燃焼特性を持つバイオディーゼルを舶用燃料として使用する場合、その引火点が問題となり得る。船舶の燃料に関する要件は、SOLAS 条約 II-2 章に規定されており、引火点 60℃以上の燃料が舶用燃料として使用可能であるとしている。そして、引火点 60℃未満の低引火点燃料を舶用燃料として使用する場合、IGF コード（国際ガス燃料船安全コード）の代替設計により対応することが規則化されている。したがって、バイオディーゼルにおいても、引火点 60℃を超える場合は、従来の重油燃料と同様の規則が適用される一方で、引火点 60℃未満の燃料では、適用される規則が大きく変わることに注意が必要である。
現在、IMO は、引火点 60℃未満の低引火点ディーゼル油について、IGF コードの代替設計を適用するための方針について検討している。この中で、欧州国内を中心に、引火点 52℃のディーゼ
ル油を舶用燃料に使用するための調査が行われている。例えば DNV GL は、引火点 52℃のディー
ゼル油を燃料に使用する際のリスク評価を行い、引火点 52℃にすることにより、新たに発生する
故障等はないと報告している。また、引火点 60℃、52℃、43℃の 3 種類の燃料の燃焼試験を行い、自己着火及び引火点の違いで危険性の違いはみられなかったと報告している 11)。

- 20 -

(3) バイオガスおよびバイオ LNG 市場
バイオガス（消化ガス）は、有機物から製造されるメタン、CO2 を主成分とする可燃性ガスである。原料は大別して、(a) 動物性堆肥（家畜の糞尿等）、(b) 農業廃棄物、(c) 都市ゴミ（生ゴミなどの有機性廃棄物）、(d) 下水汚泥がある。バイオガスの組成は、原料ごとに違いがあるものの、主成分はメタンと CO2 であり、それ以外には少量の硫化水素、アンモニア、有機ケイ素（以降、シロキサンと称す）、空気分を含む。表 4.1.3 にバイオガス中の制限対象物質の含有濃度例を示す。
バイオガス中の CO2 濃度は 30〜60 %程度の範囲にあるなど、都市ガスや天然ガスと比べて、大量の不活性成分を含むことが大きな特徴となっている。なお、都市ガスや天然ガスにはメタン以外の低級アルカン（エタン、プロパン、ブタン）が含まれるが、バイオガスにはほとんど含まれない。バイオガス中に微量含まれる硫化水素は、金属やゴム部品を腐食させるため、脱硫装置による除去が不可欠である。さらに、バイオガス中に微量に含まれる含シリコン気体であるシロキサ
ンは、エンジン内で燃焼した際にシリカ（SiO2）となって燃焼室内面に堆積し、エンジン部品を早期に摩耗、損傷させることがある。このため、バイオガスをエンジンで利用する場合はシロキサンも除去することが必要となる。
表 4.1.3 バイオガス中の制限対象物質の含有濃度例 12)
制限対象物質含有濃度

硫化水素

500〜2000 ppm

アンモニア
シロキサン類
メチルメルカプタン
ジメチルサルファイド

50〜200 ppm
20〜50 ppm
10〜30 ppm
10 ppm 以下

備考
発酵槽内脱硫を行う場合は 100〜
500 ppm 程度
下水処理場の場合

バイオガスを燃料として船舶に搭載する際の課題としては、これらの有害物質を除去する必要があるという点であるが、有害物質の除去設備は陸用のバイオガス関連設備で既に使用されており、技術として確立している。
バイオガスの貯蔵形態には、高圧ガス貯蔵（常温で高圧化）及び液化ガス貯蔵（常圧低温で液化）が考えられる。高圧ガス貯蔵の場合、メタンは常温高圧下で液化しないが、CO2 は常温時（20℃）、
5.7 MPa 以上の加圧によって液化する。このため、バイオガスを高圧化すると、タンク内の一部のCO2 が液化すると考えられる。また、液化ガス貯蔵（低温液化）の場合、メタンは常圧時（1 気圧）、−170℃程度で液化するが、CO2 は常圧時、マイナス 78.5 ℃で昇華し、固体のドライアイスとなる。
したがって、バイオガスを低温液化する場合、燃料成分であるメタンが液化する前にドライアイ
スが生成される。以上のように、バイオガスを船舶に貯蔵・運搬する場合は、CO2 の液化や昇華が課題となる。さらにバイオガス中の CO2 は不燃性ガスのため、質量当たりの発熱量が天然ガスの半分程度になる。このため、船舶への必要貯蔵量が増加することも課題である。
CO2 に起因する貯蔵・運搬上の課題を解決するためには、バイオガスから CO2 を分離・除去し、燃料成分であるメタンのみ液化して貯蔵・運搬することが有益と考えられる。これによって、以下の利点があげられる。

①
②
③
④

船舶への貯蔵する量を大幅に低減できる。
分離した CO2 を地中や海底に貯留することで、バイオガス燃焼時の温室効果ガス発生量を大幅に低減できる。
液化天然ガスに液化バイオ LNG を混合することによって、天然ガス燃料の低炭素化及びメタン価の向上が可能となる。
天然ガスと同じ液化設備や貯蔵・供給設備、バンカリング設備、エンジンを利用することができる。

様々な不純物が含まれるバイオガスであるが、精製することによって天然ガスの主成分である- 21 -

メタンを主成分とするバイオガスを製造することが可能である。ガス導管に注入できるレベルまで精製したものを欧州ではバイオメタンと呼んでいる。本報告書では、欧州同様にバイオガスを
精製かつ液化することにより製造されるメタンを主成分とする液化燃料をバイオ LNG と呼称する。
英国ではこれらのバイオメタンの利用に関してグリーンガス証書の制度が整備されている。再生可能エネルギー電力証書のように、実際には化石燃料由来の天然ガスを消費していても、グリーンガス証書を利用することでバイオガスを利用したことと等価に扱われるため、企業の気候変動対策にも利用され始めている。グリーンガス証書は、イギリスで開始された制度であるが、欧州の他の国にも類似の制度を導入する動きがあり、さらに国をまたがる取引制度も準備されつつある 14)。
また、フランスではバイオメタンを導管注入した場合、化石燃料の天然ガスよりも高価に買い取るガス版の Feed-In-Tariff 制度が開始されたことから、バイオメタンのプラントを建設する動きが活発化している。欧州におけるバイオメタン生産プラントの立地状況を図 4.1.19 に示す。
導管に注入されたバイオメタンは、トラック等の CNG 車に利用されている事例が多いが、バイ
オガスを精製・液化することで、LNG 自動車や船舶での利用も可能となる。実際に、このような
バイオ LNG 製造の動きは欧州の一部で取り組みが始まっており、米国にも埋立処分場から発生するガスを精製・液化している事例が出現している。また、化石燃料由来の LNG に前述のグリーンガス証書を組み合わせてバイオ LNG として販売する事例も出現している（例：Titan LNG 社）。

図 4.1.19 欧州のバイオメタンのプラント立地状況 13)2018 年 6 月、フィンランド国営ガス Gasum の子会社で LNG 事業を展開する Skangas が、スウ
ェーデンの Lidköping で製造したバイオ LNG をスウェーデンの海運会社 Furetank 社が所有する
LNG 燃料船に供給した。同国のヨーテボリ（英語名 Gothenburg）港停泊中に、Truck-to-Ship（TTS）
方式でバンカリングを行ったものである。

- 22 -

図 4.1.20

Skangas の Lidköping にあるバイオガス・LNG 製造プラント 15)

図 4.1.21 バイオ LNG が利用された LNG 燃料船 Fure Vinga16)
また、ノルウェーの製紙会社 Norske Skog Skogn は、製紙プロセスから排出される有機物と養殖業の魚の廃棄物を利用してメタン発酵を行っているが、2018 年 9 月に初めてバイオ LNG を製造した。製造されるバイオ LNG は、自動車分野を中心に利用される予定と発表されている。

- 23 -

図 4.1.22

Norske Skog Skogn のバイオ LNG 製造拠点 17)

その他にも、2018 年 11 月にはノルウェーのクルーズ船事業者 Hurtigruten 社が、バイオ LNG の利用計画を発表した。2021 年までに LNG、バイオ LNG、二次電池で運航する 6 隻のクルーズ船を導入する計画としている。

図 4.1.23 バイオ LNG の導入を予定している Hurtigruten のクルーズ船 18)- 24 -

(4) 水素市場
将来のゼロエミッションエネルギー源として、利用時に CO2 が排出されない水素エネルギーが期待されている。水素は将来の二次エネルギーの中心的役割を担うものとして有望視され、船舶の分野においても、水素の海上大量輸送実現や高効率・低公害の次世代船舶のエネルギー源として期待されている。一方、燃焼可能な空燃比の範囲（爆発限界の上下幅)が広いことや、分子量が小さく材料を通過・漏洩しやすいことなど、従来の液体燃料とは異なる扱いの難しさがある。以下、水素の一般的な特徴を以下にまとめる。
① 反応時に生成されるのは水だけであり、CO2 が排出されない。
② 工業的には、炭化水素の水蒸気改質や部分酸化の副生成物として生産される（炭化水素ガス分解法）。
③ 将来的には、再生可能エネルギーを用いた水の電気分解やバイオマス等を原料とすることにより、化石燃料によらないで製造される可能性がある。
④ 低温で液化させると体積が 1∕800 となる。
⑤ 分子量が小さく密度が低い。元素及びガス状分子の最軽量であるためガス漏れを起こし易い。
⑥ 常温常圧で安定であり、無色無臭の気体として存在する。
⑦ 人体への毒性は確認されていない。
⑧ 速い速度で拡散し、燃焼時の火炎伝播が速い。
⑨ 金属材料に侵入し、機械的特性を低下させる（水素脆化）。
⑩ 水素と酸素を混合した気体に火をつけると激しい爆発を起こす。
⑪ 空気中における燃焼限界（爆発限界）の範囲が広い。
水素を内燃機関の燃料に用いた場合、一般的に使用される化石燃料と燃焼の特性が大きく異なることに注意する必要がある。表 4.1.4 に、代表的な気体燃料であるメタンと水素の燃料特性及び燃焼特性を示す。水素はメタンに比べて気体状態における単位体積あたりの発熱量が 30 %程度であり、メタンと同等の発熱量を熱機関に供給したい場合は約 3.5 倍の体積流量が必要となる。
その他の特徴として予混合燃焼における水素の燃焼速度はメタンの約 10 倍であることが挙げられる。すなわち、火炎の伝播速度が極めて高速であり、予混合燃焼方式の内燃機関では、何らかの燃焼速度抑制を行う必要が生じ得る。
水素の最小点火エネルギーはメタンの約 1/20 である。すなわち、水素はメタンと比較して極めて容易に点火する。特にレシプロエンジンでは点火制御が重要であるが、最小点火エネルギーが小さいことは意図しない点火が起こりやすいことを意味することから注意するべき特性である。
水素の着火温度はメタンに比べて 100℃程度低いが、LPG やガソリンなどと比較すると高い。
このことは、予混合燃焼方式を採用するレシプロエンジンにとって圧縮比やノッキング特性の面で優位な特性である。
水素の可燃範囲はメタンに比べて広い。漏洩時には危険な特性となるが、内燃機関にとっては燃焼できる範囲が広いため安定した燃焼が可能となり得る。

- 25 -

表 4.1.4 メタンと水素の燃料特性・燃焼特性の比較 19), 20), 21), 22)
単位
メタン(CH4)
水素(H2)

アンモニア(NH3)(g/mol)

16.0

2.0

17.0

MJ / kg

50.1

122

18.8

MJ / Nm3(0℃,1atm)

35.8

10.7

24.4

最大燃焼速度

cm/sec.

37〜38

270〜2907

最小点火エネルギー

mJ

0.29

0.015

170

着火温度

K

900〜920800〜850

924

可燃範囲
(当量比)

％

5 〜15
(0.5〜1.7)

4〜75(0.4〜7.5)

16〜25

分子量
低位発熱量

現在、水素の 95%以上は化石燃料から製造されており、残りは次塩素酸等薬品製造プロセス等
で用いるの水の電気分解の際に、副産物として製造されるものが多い。水素の製造源としては、
化学プラントで自家消費するものが約 5 割、副生水素が 4 割、販売用が 1 割弱の水準となっている。副生水素とは、鉄や過塩素酸等の目的製品を製造する際に、製造プロセスの特徴上付随的に発生してしまう水素のことを指すが、日本において副生水素生産量の大部分は製鉄に伴うものである 23)。
水素の最大の需要となっている化学工業分野では、アンモニアの合成に利用される他、製油所
や製鉄では脱硫や還元プロセス中で消費される。その他の用途では、C1 化学品の合成や樹脂原料等として、また、太陽電池等半導体の製造プロセスや食品の製造原料として利用される。

図 4.1.24 水素製造エネルギーソース内訳（左）、水素製造目的内訳（中）、
23), 25)より作成
水素需要部門（右）- 26 -

(5) アンモニア市場
アンモニアは分子式 NH3 で表される無機化合物であり、メチルシクロヘキサン（MCH）と同様にクリーンかつ貯蔵が水素より容易な水素キャリアとして研究されている 26)。アンモニアは以下のような特徴を持つ。
① アンモニアは条件次第で燃焼し、燃やしても CO2 を発生しない。
② 常温常圧では無色の気体で、特有の強い刺激臭を持つ。
③ アンモニアは液化しやすく、20℃では 0.857 MPa で液化するため低温が必要な水素と比較して輸送が容易である。また沸点がマイナス 33℃（1atm 条件下）と高い。
④ 粘膜に対する刺激性が強い。高濃度のガスを吸入した場合、短時間で気道や肺に重大な損傷が引き起こす可能性がある(例えば、米国の AEGL 開発諮問委員会が定めたある基準では、致死レベル(AEGL-3)は 10 分間で 2700 ppm、目や粘膜などに不快な刺激を感じるレベル(AEGL2)は 10 分間で 220 ppm とされている)。
⑤ アンモニアは 17.8 mass% の水素含有量を有し、液体系水素化物の中では著しく大きな値を示す。
一方、アンモニア貯蔵の課題としては、銅合金の応力腐食割れが生じるといった腐食性、人体健康影響があるといった課題、それらに伴う漏洩対策などがあげられる。
アンモニアは、体積あたりの水素貯蔵量が大きく、容易に液化が可能である。さらに、製造・輸送・貯蔵まで一貫した技術が整備されているなどの観点から、エネルギーキャリアとしての適用性が高いと考えられている。一方、輸送・貯蔵技術は既に存在することから、技術開発における課題は、供給・製造及び利用技術が中心である 27),28)。
一般に、アンモニア合成にあたっては、空気由来の窒素と化石燃料由来の水素を高温高圧にし、触媒上で反応させることで合成し、工業的に製造されている。GHG 削減の観点からは、アンモニ
ア製造時に発生する CO2 を低減し、CO2 フリーNH3 の合成を可能とすることが重要な目標とされている。このような目標を達成するため、太陽熱のような再生可能エネルギーを用いて製造された水素を原料にアンモニア合成を行う取り組みがなされている。また、合成における CO2 低減の観点から低温・低圧下で効率的にアンモニアを合成できる新たな触媒の研究開発も進められている 28)。
世界のアンモニア生産の約 4 割は中国が占めており、ロシア、米国と農業の盛んな国が続いている。米国は安価なシェールガスを原料に生産能力を徐々に拡大している状況であり、その他新興国でも内需の増加に伴い生産能力の拡大が見られる。直近の傾向としては人口増加にもかかわらず世界全体の生産量は微増にとどまる。日本におけるアンモニア生産量は減少しており世界生産量の 1%以下の水準であるが、他国と異なり廃プラスチックを原料にアンモニアを製造するなど先進的技術を活用している。ライフサイクルアセスメントにおいては、有価物に CO2 排出量をア
ロケーションすることから、この場合、固体 CO2（ドライアイス）が有価で販売されるため、ドライアイス側に CO2 排出量がかかることになる。一方で、ドライアイスの国内需要は小さいため、CO2 が有価で引き取られなくなった場合は別途評価が必要となると考えられる。

- 27 -

（千トン）

アンモニア価格[USD/トン]

図 4.1.25 世界におけるアンモニア生産量の推移 29)より作成

図 4.1.26 米国におけるアンモニア価格の推移 30)- 28 -

図 4.1.27 に世界におけるアンモニアの用途別需要を示す。アンモニアの現在の主要用途は農業用肥料であり 8 割弱が肥料として消費される。このほかは、2 割程度が工業用原料として消費されている。工業用としては、メラミン樹脂や薬品、爆薬等に使われている。現時点では船舶においてアンモニアが燃料として使われている例は世界のどこにもない状況であるが、陸上では後述
する通りアンモニアを燃料に利用した自動車の事例や、ガスタービンの事例がある。
日本においては、内閣府の戦略的イノベーション創造プログラムや NEDO 研究開発事業等において、陸上でアンモニアを燃料として利用する技術（燃料電池・エンジン・タービン等）が研究されている。

図 4.1.27 世界におけるアンモニアの用途別需要 31)より作成- 29 -

(6) 船舶における低・脱炭素燃料使用の現状に関するまとめ
図 4.1.28 に 2015 年の船舶燃料の内訳を示す。現状では、LNG 以外の低脱炭素燃料であるバイ
オ燃料や水素は、船舶用途としては実証的に使われ始めた段階にあり、量としてはほとんど利用
されていない。また、生産量においても国際海運における燃料消費をまかなえるほどの市場規模がないというのが現状であり、図 4.1.30 に示すように重量ベースの生産量では LNG と比較して30〜60%程度の水準である。

図 4.1.28 船舶燃料に占める燃料種の割合 34)より作成

図 4.1.29

LNG、バイオ燃料、水素、アンモニアの世界市場規模の比較 1),9),25),29)より作成

現状では、海運セクターの燃料消費量（2015 年）を熱量ベースに換算すると、図 4.1.30 に示す通り概算で 11.4 ペタ英国熱量単位（以下、BTU）となる。これに対し全世界中における天然ガスの生産量は熱量換算ベースで約 139 ペタ BTU、LNG は約 16.2 ペタ BTU、バイオ燃料のうちディーゼルが約 1.1 ペタ BTU、エタノールが約 2.3 ペタ BTU、アンモニアは約 3.2 ペタ BTU となる。
天然ガスや LNG は既に海運における燃料消費量を上回る市場規模があるが、アンモニアやバイオ
燃料においては、その生産量は国際海運における燃料消費量より熱量ベースで少ないということ
が図 4.1.30 より読み取れる。
水素やアンモニアは工業原料としての利用が主体であり、燃料として利活用していくためには- 30 -

既存の生産設備やエネルギー源ではなく、新たなエネルギーソースからの供給を創出していく必要があるが、現状ではバイオ燃料や水素、アンモニア等は従来型の化石燃料よりも高価であり、政策的なインセンティブや CO2 排出量のキャップを設定する等の施策がないと需要が増加せず、新たなエネルギーソースからの供給が増加しないまま CO2 削減の目標年を迎える危険性がある。
従って、今後の GHG 削減シナリオの分析や政策・制度的な支援の検討につなげるためには、主要国が定めている各代替燃料の普及促進政策や導入義務量、ならびに技術開発動向とその成果に基づく普及促進効果の状況を調査することが重要になる。

図 4.1.30

天然ガス、LNG、バイオ燃料、水素、アンモニアの世界の市場規模の比較（熱量ベース）35)- 31 -

4.1.4 技術開発動向の調査
4.1.4.1 低炭素燃料の技術概要、供給ポテンシャル、普及見通しに関する調査
4.1.4.1.1 天然ガス
(1) 普及の見通し〜世界全体の地域別生産量／消費量〜
世界の天然ガスの将来見通しについて概観する。国際エネルギー機関等の将来の見通しでは、
世界の天然ガスの生産量および消費量は堅調に増加していく見通しである。地域別生産量で見ると、シェールガスの増産が見込まれる北米が現在よりいっそう生産量の増加が見込まれており、現在の輸出国であるロシア、中東も引き続き大きな割合を占める見通しである。地域別消費量では、アジアでの需要拡大が大きく見込まれている。

図 4.1.31 世界の天然ガス生産量の見通し（地域別）4)より作成

図 4.1.32

世界の天然ガス消費量の見通し（地域別）4)より作成- 32 -

天然ガス市場の拡大に伴い、世界の天然ガス貿易量は需要拡大と共に増加する見通し。特に、LNG 貿易量はパイプラインによる貿易量を超える見通しで、全体に占めるシェアは現在の 9 %から 14 %に拡大すると見られている。

図 4.1.33 世界の天然ガス貿易量の見通し 4), 36)より作成( レファレンスケース 2030 年 ）図 4.1.34 世界の天然ガス貿易（主要地域間）36)
LNG のアジアの輸入量は、2030 年には全体の 5 割に達し、その後もシェアが拡大する見通しである。日本や韓国、台湾といった従来からの LNG 輸入国の消費量が伸び悩む一方で、中国の輸入量が約 4 倍と大幅に拡大すると推測されている。
生産量では、カタール、オーストラリア、米国が三大輸出国となるが、ロシアやその他の地域における生産も増加すると見られている。

- 33 -

図 4.1.35 世界の LNG 生産量/輸入量の見通し（地域別）4)より作成
IEA による国際海運分野における燃料の将来見通しでは、2040 年に船舶燃料の 13.3%を LNG
が、3.1%をバイオマスが占める見通しである。LNG バンカリング設備数は、図 4.1.37 に示す通り、2018 年 4 月 1 日現在世界全体で 67 設備が既に稼動しており、未完成の投資決定済み設備を合わせると 93 設備となり、設置検討中も含めると稼働中設備の約 2 倍となる 131 設備が今後稼動する可能性がある。

図 4.1.36 船舶燃料における LNG・バイオ燃料の将来普及見通し 4)より作成- 34 -

図 4.1.37

LNG バンカリング設備の地理的分布 37)(2) 天然ガスの船舶における燃焼・利用技術の現状と課題
天然ガスを船舶で利用する技術は既に実用化されており、ガスエンジンとガスタービンが主流である。まず、ガスエンジンは、大別して高圧（20〜30 MPa）の天然ガスを圧縮後のシリンダ内に直接噴射しディーゼル燃焼（噴流拡散燃焼）させるガスインジェクション方式（GI：Gas Injection）と、あらかじめ燃料と空気を燃料希薄の状態で混合した予混合気をシリンダ内に供給し圧縮後に着火・燃焼行う希薄予混合燃焼方式（リーンバーン方式）に分けられる。
GI 方式は噴流拡散燃焼方式であるため局所燃焼温度の制御が困難であり、NOx 排出量が多くなる。このため NOx 排出量規制である TierⅢを満足するには排気再循環（EGR）や NOx 選択還元
触媒（SCR）などの NOx 低減技術を適用する必要がある。高圧ガスの製造・取扱が必要であることに欠点を有するが、異常燃焼が生じない安定した燃焼が可能である。なお、高圧ガス噴流は着火性が低いため、着火を補助する目的で燃料油によるパイロット噴射を行う必要がある。一方リーンバーン方式は空気と燃料の混合割合を調整することで燃焼温度を低く制御することができ、
NOx 排出を抑制できる。しかし、予混合燃焼特有の異常燃焼（ノッキング、失火、過早着火）が発生しやすいことが課題である。このため、現在の舶用リーンバーンガスエンジンは、燃焼技術、制御技術、モニタリング技術を適切に組み合わせることによって、この異常燃焼を抑制・回避している。また、未燃燃料の排出割合が GI 方式と比べて多いことも課題となる。
以下、現状で既に開発されている低速 2 ストロークガスエンジン及び中速 4 ストロークガスエ
ンジンについて述べる。
① 低速 2 ストロークガスエンジン(a) MAN Energy Solutions 製 ME-GI
MAN-ES 製 ME-GI エンジンは GI 方式のデュアルフューエル低速 2 ストロークエンジンである
38)。GI 方式であるため、25〜30 MPa の高圧天然ガスを製造し、エンジンに供給する。エンジン単体で NOx TierⅢを満足することができないため、排気再循環（EGR）を適用している。高圧ガス製造法には大別して、LNG タンクから取り出した液化天然ガスを気化した後に高圧ガス圧縮機を用いて製造する方法と、液化天然ガスを高圧ポンプと高圧気化設備を用いて製造する方法がある。
前者は BOG も圧縮することができるため、エンジンで BOG を有効利用できる、後者は高圧ガス製造に要する消費電力を抑えることができるといった特徴がある。燃料ガス噴射系統は、Window
Valve、圧力センサ、高圧ガスインジェタからなる。インジェクタへのガス供給は Window Valve によって制御されており、高圧ガスインジェクタの噴射期間を含む短期間のみバルブが開き、燃料が供給される。この仕組みによって燃焼室へのガスリークを二重に防止できる仕組みになっている。Window Valve と高圧ガスインジェタ間のガス圧力はモニタリングされており、高圧ガスイン
ジェクタの漏れ、閉塞等の異常を即座に検出できるようになっている。最大定格時の平気有効圧
力はディーゼルモード、ガスモードともに 1.9〜2.1 MPa である。

- 35 -

図 4.1.38 排ガス性状の比較 38)(b) Wärtsilä 低速 2 ストローク低圧 X-DF
図 4.1.39 に示す Wärtsilä 低速 2 ストローク低圧 X-DF は、リーンバーン方式のデュアルフュー
エル低速 2 ストロークエンジンである。エンジン単体で NOx TierⅢを満足することができる。天然ガスインジェクタはシリンダライナ中間位置に設置されており、適切なタイミングで噴射することによって、掃気過程で燃料ガスが排気管へ吹き抜けることを防止している。ガスバルブユニ
ットへの供給ガス圧力は 1.6 MPa であり、リーンバーン方式の中・高速 4 ストロークガスエンジンに比べると高い圧力であるが、GI 方式に比べると大幅に低い。圧縮後のシリンダ内予混合気への着火には、パイロット着火式副室燃焼方式が採用されている。リーンバーン燃焼方式はノッキ
ングや失火等の異常燃焼に課題がある。筒内圧力センサやシリンダライナに設置したノックセン
サによって異常燃焼を検出し、検出された場合はガス噴射量を調整することで、異常燃焼を収束させる。異常燃焼が収まらない場合はディーゼルモードへ切り替える。異常燃焼の発生特性は燃料組成の影響を強く受けることが知られている。このため、本エンジンでは、供給ガスのメタン
価が 65 以下に低下した場合は出力制限を受ける。燃焼特性に重要な影響がある空気過剰率は、ウ
エストゲートバルブの開度によって調整される。最大定格時の平気有効圧力は、異常燃焼の制限を受けることからガスモードで 1.73 MPa と GI 方式より低くなっている。

図 4.1.39

X-DF の掃気、圧縮・燃料噴射、燃焼過程 39)- 36 -

4.0

ガス機関

3.5

ディーゼル機関55

ガス機関
ディーゼル機関3.0

熱効率[%LHV]

軸単平均有効圧力[MPa]② 中速 4 ストロークガスエンジン
現在開発されている中速 4 ストロークガスエンジンは、全てリーンバーン方式であり、このた
め NOx 排出率はエンジン単体で NOx 排出量の TierⅢ基準を満足することができる。
カタログや Project guide が入手可能な資料をもとに、舶用の中速 4 ストロークガスエンジンの開発状況について調査した。調査対象は、機関回転速度 500〜1,000 min-1、シリンダ直径 200 mm
以上とした。なお、同一のシリンダ直径、ピストン行程であった場合でも気筒数や定格回転速度、
補機/主機、排気規制対応などによって多くの仕様に分かれる。各エンジンの全ての仕様を調査対象とすると煩雑となるため、今回の調査では直型 6 気筒（※Wärtsilä V31DF は V 型のみなので 8Vの仕様を抽出）、回転速度は BMEP がより高い仕様、主機（FPP、CPP、発電主機を含む）を対象に抽出した。また、国内エンジンメーカとして川崎重工業株式会社、ダイハツディーゼル株式会
社、新潟原動機株式会社、ヤンマー株式会社を、国外エンジンメーカとして Caterpillar Mak、Hyundai
Himsen、Wärtsilä、MAN Diesel & Turbo を対象とした。調査結果から、国内エンジンメーカではシリンダ直径が 350 mm 以下のガスエンジンが開発されており、出力範囲は 4 MW 以下であった。
一方、国外エンジンメーカは、シリンダ直径が 300〜500 mm 程度の大直径のガスエンジンも開発しており、気筒数は直列 5 気筒から最大 V 型 20 まで存在し、出力範囲は最大 18 MW であった。
舶用ガスエンジンのディーゼルエンジンに対する基本性能を把握するために、上記の Projectguide 等から入手したデータを基にしてディーゼルエンジンとガスエンジンの軸端平均有効圧力（BMEP）及び熱効率を比較した。図 4.1.40 に単気筒出力に対する軸端平均有効圧力および単気筒
出力と熱効率の関係を示す。同図からディーゼルエンジンは 2.6 MPa 付近であるが、ガスエンジ
ンは 2.1 MPa にあることがわかる。このことから、同じ体積のガスエンジンとディーゼルエンジ
ンを比較すると、ガスエンジンの方が、15 %程度限界出力が低くなると推測される。このため、ディーゼルエンジンと同じ出力を得るためにより大きなガスエンジンの設置が必要になる。同様に図 4.1.40 の右図から単気筒出力と熱効率の関係に着目すると、熱効率はディーゼルエンジンとガスエンジンで概ね同程度であることがわかる。

2.5
2.0
1.5
1.0

50

45

0.5
0.0
0

200 400 600 800 1000 1200 1400
単気筒出力 [kW]40
0200 400 600 800 1000 1200 1400
単気筒出力 [kW]図 4.1.40 単気筒出力と軸端平均有効圧力の関係（左）および単気筒出力と熱効率の関係（右）③ ガスエンジンのメタンスリップ
ガス燃料船に搭載されるリーンバーンガスエンジンは、比較的高効率かつクリーンな排気が得られることから、ガス燃料船の動力システムに適していると考えられる。一方、メタンスリップと呼ばれる、排ガス中に含まれる未燃メタン（CH4）による温室効果ガスの排出に関する懸念が指摘されている。ここでは、リーンバーンガスエンジンを搭載し、実際に運航しているガス燃料船の排ガス実船調査の結果を報告した文献の概要について示す 40)。対象の船舶は、LNG 燃料を使用した大型外航カーフェリー「Viking Grace」（フィンランド船籍）である。本船は、ガス燃料と重油燃料を同時に使用するデュアルフューエルのリーンバーンガスエンジン 4 機を発電機として電動機を駆動し、2 軸のプロペラシャフトにより推進する電気推進船である。表 4.1.5 に当該船の主要目を示す 41)。

- 37 -

表 4.1.5 対象ガス燃料船「Viking Grace」の主要目 41)
トン数
57000
長さ
218.0 m
幅31.8 m
船速
22 knot (40.7 km/h)
旅客定員
2800
船員数
200
Wärtsilä 8L50DF、
主機要目
7600kW×4
燃料
LNG、A 重油文献 40)では、本船の運航中の排ガス計測を行い、全炭化水素（THC ： Total Hydro Carbon）排出の状況について報告している。この結果、当該船舶の THC 排出率は 0.5〜2.7 g/kWh 程度であり、その 85 %は CH4 であったと報告している。CH4 は温室効果係数が CO2 に対して約 25 倍（GWP100 年、AR4）と、高い数値を示す 42)。このため文献 40)では、温暖化ガスである CH4 の排出の制限と制御が重要であることが指摘されている。
④ ガスタービン
主に海外企業により、舶用ガスタービンが開発・実用化されている。図 4.1.41 は 2015 年の舶用
ガスタービンのシェア（軍艦等含む）を企業別にまとめたものである。なお、ここで示している
ガスタービンは天然ガス用のほかに、油燃料を用いるものも図 4.1.41 のシェアの母数に含まれている。
ガスタービンは小型で高出力が得られるといった長所があるが、タービン単体の熱効率は 30〜
40 %程度であり、一般に大型ディーゼルエンジンと比べて熱効率が低い。タービン単体、あるいはシステムとしての熱効率向上が課題であると考えられる。

図 4.1.41 舶用ガスタービンのシェア（2015 年、軍艦等含む）43)⑤ 天然ガス改質型燃料電池
現在外航船において実用・普及段階にはないが、天然ガスの利用方法の一つとして、天然ガス
改質型燃料電池がある。天然ガス改質型燃料電池は、天然ガス等の水素を含む燃料を触媒や熱分解により水素ガスとその他のガス成分に分解し、得られる水素ガスを用いて燃料電池セルで発電する方式の燃料電池であり、家庭用ではエネファームとして実用レベルで普及している。
基本的な仕組みとしては、燃料・改質系設備が設けられ、改質されたガスを用いる。燃料・改質系設備は、図 4.1.42 に示すように、脱硫器、改質器、CO 変成器、CO 除去器などで構成される。
改質器内の燃焼ガス加熱などの安全性の確保、水素生成速度の制限による発電負荷追従性、負荷停止・減少時の余剰水素の処理などに課題がある。

- 38 -

図 4.1.42 燃料・改質系設備の構成例- 39 -

(3) 船舶燃料としての天然ガスの利用技術の現状および課題
船舶から排出される大気汚染物質の低減及び使用可能な燃料の選択肢拡大の観点から、欧州を中心に、天然ガスを燃料に使用するガス燃料船の建造が進められてきた。IMO は、天然ガス燃料
船の安全確保を目的とした安全基準の検討を行い、2009 年 11 月に「天然ガス機関を使用する船舶の安全に関する暫定ガイドライン」を策定した。さらに安全要件を義務化するため、SOLAS 条
約附属書の改正及び IGF コードの策定の作業が継続され、2017 年に発効した。表 4.1.6 に IGF コードの構成の概要を示す。
表 4.1.6
章
1

項

IGF コードの構成の概要

目

主

序文

な

内

容

コード制定の背景
A部

一般

2

総則

適用、定義、代替設計に関する規定

3

目標と機能要件

油燃料船と同等の安全性及び信頼性を保つこと

4

一般要件

爆発影響の最小化に関するリスク評価を求める
A-1 部

LNG 燃料船に特化した要件

5

船舶設計及び配置

燃料タンクの配置、機関室の配置

6

燃料格納システム

燃料タンクの詳細な設計要件

7

材料及び配管設計

燃料タンク、燃料配管に使用する材料や厚さ

8

燃料の補給

ガス燃料補給時の方法

9

消費機器への燃料供給

燃料配管の二重化

10推進及び発電機

天然ガスを使用する機関、ボイラ及びタービンの設計要
件

11

防火

燃料タンク等から他の区画への隔離距離を規定

12防爆

燃料漏れの検知と燃料供給の遮断

13

通風

通風装置の回転数

14

電気設備

防爆型の電気設備を要求

15

制御、監視、安全装置

燃料タンクの液位監視、ガス検知器の設置要件
B-1 部

16

製造、試験

燃料タンクに用いる材料の試験方法
C-1 部

17

操練

船員の操練の要件

18

運用要件

保守、バンカリング要件
D部

19

訓練

船員の資格、配乗、訓練の要件- 40 -

天然ガスの貯蔵方法は、大別して液化天然ガス方式（LNG：Liquefied Natural Gas）と圧縮天然ガス方式（CNG：Compressed natural gas）がある。以下、それぞれの方式の特徴及び技術課題について述べる。
①

液化天然ガス方式
液化天然ガス方式では、天然ガスをマイナス 162℃まで冷却し、液体にすることで貯蔵・運搬す
る。液化することで常温常圧の天然ガスに対して 1/600 の容積まで高密度化が可能となる。本方式では、低温液化ガス特有の以下の課題を有する。
液化天然ガス貯蔵方式を採用した場合、貯蔵容器への入熱によって LNG が気化する現象（ボイルオフ）が課題となる。ボイルオフはタンクへの入熱によって発生するため、断熱性能を高める
ことによって抑制することができるが、タンクの完全な断熱は不可能なため、ボイルオフガス（BOG：Boil off gas）が発生する。BOG が発生するとタンク内圧が増加するため、内圧を適切に保つようにタンク外にガスを放出させる必要がある。タンクからの BOG 発生量は一般的にボイルオフ率（BOR：Boil off rate）で評価される。BOR は、1 日あたりの BOG 量とタンク容積の割合で表され、近年発表されている LNG 輸送船の BOR は 0.1 %/day 以下が達成されている 44)。LNG
燃料船では、LNG 輸送船と比べてタンクが小型化し、貯蔵容積に対する入熱面積の比率が大きくなるため、一般に BOR は増加する。BOG は燃料の損失であるため、再液化やエンジン燃料として利用することが有益である。
BOG に起因する問題として燃料の濃縮現象（Wethering）がある。BOG は液化温度の低い低沸点組成から選択的に放出される。このため、BOG が放出されるに伴ってメタン以外の炭化水素が濃縮される。濃縮現象によって LNG のエタン、プロパン、ブタン濃度が高まると、燃料の耐ノッキング性を示す指標であるメタン価が低下する。低いメタン価でリーンバーンガスエンジンを運転した場合、ノッキングを発生する危険が高まり、出力制限をが必要になる可能性があるためメ
タン価をモニタリングする等の対策が必要である。
BOG の発生に影響する因子として、スロッシングとロールオーバーがあげられる。スロッシン
グとは、タンクおよび船体の波による運動に合わせて内部の液体が動揺する現象である。スロッ
シングが発生すると内部の激しい攪拌と内面の熱伝達率増加によって BOG の発生量が増大する。
スロッシング対策としては、構造上スロッシングが発生しにくい角形タンクを採用するとともに、タンク内部に隔壁を設置することが有効である 45)。
BOG を異常発生させる現象にロールオーバーがある。密度の異なる LNG を補給した際などにタンク底部に重質層、上部に軽質層が留まり二層状態となる。この状態が継続すると上部は BOGの発生によって重質化し、下部は入熱による温度上昇によって密度が低下していく。これに伴って上下層の密度差が小さくなっていき、ある時点で上下層の急激な混合が生じる。このとき下部層にあった LNG は過加熱状態にあるため、その内部エネルギーを放出し BOG 量を急激に増大させる。これを防ぐためには、タンク内が層状化しないように、温度計測により監視するとともに上下層を混合させる機構を導入することが有効である。
図 4.1.43 及び図 4.1.44 は、製品化されている LNG 貯蔵設備の一例である。

- 41 -

図 4.1.43

Høglund 社製 LNG Fuel Gas Supply System (FGSS)46)

図 4.1.44

Wärtsilä 製 LNGPacTM 47)②

圧縮天然ガス方式
圧縮天然ガス方式は、耐圧気密タンクに、15〜25 MPa 程度に圧縮した天然ガスを気体で充填して貯蔵・輸送を行う方式である。15〜25 MPa での貯蔵では常温常圧の天然ガスに対して 1/150〜
1/290 の容積まで高密度化が可能である。圧縮天然ガス方式は既に乗用車やトラックやバスに普及している技術であり、港湾に天然ガスパイプラインが敷設されている場合は、比較的容易にガス圧縮設備を導入することができると考えられる。さらに前述の液化天然ガス方式と比較して、気化設備、ボイルオフガス処理設備、断熱設備などが不要で構成設備が簡素であること、さらに低温の液化ガス貯蔵における BOG に起因する課題が存在しないことは大きな利点である。
タンク素材には金属製とコンポジット製（金属製ライナーを炭素繊維や樹脂などで補強した複合素材）がある。金属製タンクでは、製造費用は安価なものの容量確保のために大径化・高圧化
すると肉厚が増加してタンク重量が増加する。一方、コンポジット製タンクでは、軽量なタンクを実現できるが、開発・製造費用が高額であることが課題となる 48)。さらに、圧力容器の強度特性上、タンク長さの増大は比較的容易であるが、直径の大型化は困難である。文献 48),49)で紹介されている CNG 輸送船を想定したタンクの直径は、最大でも 1 m 程度である（図 4.1.45 参照）。大型の天然ガス燃料船でこのような貯蔵方式を採用した場合は多数本のタンクを搭載することが必要となり、金属製タンクでは重量面、コンポジットタンクでは開発・製造費用の面に課題がある。

- 42 -

図 4.1.45 検討されたコンポジットタンク 49)- 43 -

4.1.4.1.2 バイオ燃料
バイオ燃料の原料及び製造プロセスは多岐にわたり、それぞれ CO2 削減効果やコストが異なる。
船舶用のバイオ燃料は主としてバイオディーゼルや利用初期段階にあるバイオアルコールが主となるが、化石燃料由来のディーゼル燃料と比較して保存の面等で課題がある。LNG 運搬船や LNG
燃料船では、化学構造の点から化石燃料とほぼ同一の性状を持つバイオ LNG 等を混合して利用することは技術的に容易であり、普及が見込まれるところである。

図 4.1.46 バイオマス系燃料の多様な合成パスの例
既に紹介した通り、持続可能性の観点から第二世代バイオ燃料と第三世代バイオ燃料が将来のバイオ燃料として注目されている。NEDO の「セルロース系エタノール生産システム総合開発実証」では、パルプ廃棄物やコーヒー粕等からエタノールを製造する第 2 世代のバイオ燃料技術開発を三友プラントサービス株式会社等が実施した。実証プラント試験の結果を用いた LCA 評価において、ガソリン比で 50 ％以上の CO2 削減を達成し、3 万 kL／年のモデルケースでは平均 70
円/L 程度までコスト低減可能性ありとの試算結果も示されている 50)。

図 4.1.47 プロセスイメージおよび原料別プロセス別 GHG 削減効果 50)
次に第 3 世代バイオ燃料技術の例（藻類系/国内）について紹介する。米国エネルギー省の調査では、単位面積当たりの藻類由来のバイオマス生産性は植物油の 60 倍以上となることが示されて
おり、植物油に代替するバイオ燃料としてパイロットプラントレベルで研究開発が行われているが現状では屋外での藻類の安定的な培養や、藻類からの燃料の精製コスト低減が課題となっている。NEDO では、実証プラントでの研究を通じ、バイオジェット燃料（ASTM D7566 規格準拠）- 44 -

生産可能な技術を開発し、2030 年のジェット燃料予想価格 120 円/L を達成する筋道を示すための研究開発を進めているが、現在生産コストが現在約 1 万円/L の水準であり従来型化石燃料と比較すると 100 倍以上の水準である。ユーグレナ社は、2018 年に竣工した実証プラントで藻類からバ
イオジェット燃料を、廃食油からバイオディーゼル燃料を製造する計画である。

図 4.1.48 プロセスイメージおよび原料別プロセス別 GHG 削減効果 51)
液体バイオ燃料であるバイオディーゼル及びバイオエタノールは、陸上利用分野において規格化されており、既に実用化されている。船舶の分野においても、いくつもの実証試験が行われている。表 4.1.7 にバイオ燃料の利用状況を示す。同表には主要な国のバイオエタノールとバイオデ
ィーゼルの原材料と混合割合が記載されている。
また、バイオ燃料の利用にあたっては、トウモロコシや小麦などは食糧との競合が問題視されている。廃食油はこの点は非常に理にかなった使用方法である。一度付加価値のある料理用に使用して不要となった廃食油をただ燃やして廃棄するのではなく、燃料として使用してエネルギーを利用するためである。食糧との競合を避けるためには、一度食品原料に使用したが廃棄されるものや、賞味期限が切れた食料を燃料として使用するのが望ましいと考えられる。
バイオエタノールに関して、日本の自動車分野では E3（3%バイオエタノール）までは混合が認められている。ブラジルでは E25（25%バイオエタノール）が義務付けられ、E100（100%バイオエタノール）まで選択可能であり、E100 でも自動車による運転実績がある。
バイオディーゼルについては、日本の自動車分野では B5（5%バイオディーゼル）までは混合が認められている。ヨーロッパでは B7（7%バイオディーゼル）までの混合が認められている。また、
日本において、バイオディーゼルを製造している会社の社有車や、京都市のごみ収集車で B100
（100%バイオディーゼル燃料）の使用例がある。

- 45 -

表 4.1.7 陸上で利用されているバイオ燃料の原材料と利用状況（2015 年作成）52)※ E10 はバイオエタノール 10％混合ガソリン、B10 はバイオディーゼル 10％混合軽油を意味する。

舶用燃料の規格としては、ISO 8217 2017 Fuel Standard for marine distillate fuels 規格に、バイオディーゼル（BDF）の一種である FAME（脂肪酸メチルエステル、Fatty Acid Methyl Ester）を最
大 7 %含有する規格が加えられた。船舶においては、動力源のほとんどがディーゼルエンジンであるため、ディーゼル油の代替燃料としてバイオディーゼルが有望と考えられる。また、大多数の船舶の場合、ディーゼルエンジンを大幅に改造することなくこれらのバイオ燃料使用できることが大きな利点であるが、バイオディーゼルの混合により排気ガスの性質が変化することには注意が必要である。
バイオディーゼルが排ガスに与える影響としては、米国の環境保護局（EPA）の 2002 年の報告が多く引用されている（図 4.1.49）。一般に、バイオディーゼルの軽油への混合比を増やすと、窒素酸化物 NOx は増加し、粒子状物質 PM、炭化水素 HC、一酸化炭素 CO は減少する。図 4.1.49 では、バイオディーゼルをエンジンで燃焼した場合、軽油と比較して NOx が 10％上昇するが、CO、PM は 50 %近く削減され、炭化水素（HC：Hydro Carbon）は 70 %近く減少している。

図 4.1.49 バイオディーゼルの排ガス削減効果（軽油を 0 として換算）52),53)
図 4.1.50 及び図 4.1.51 は、海上技術安全研究所の舶用ディーゼルエンジンでバイオ燃料の燃焼実験を行った結果である 52)。ディーゼルエンジンの緒元は表 4.1.8 に示す。燃料としては、軽油、A 重油、C 重油、日本の廃食油から製造した BDF（FAME）、料理用の菜種油、料理用のパーム- 46 -

油、廃食油を用いている。その結果、BDF（FAME）はすべての運転条件でスモーク濃度が軽油より低く、良好な燃焼であった（図 4.1.50）。NOx は米国の環境保護局（EPA）の 2002 年の報告 53)と同様、高くなる傾向が確認された（図 4.1.51）。
バイオディーゼルをディーゼルエンジンで使用する場合の課題としては次の課題がある。
① NOx 排出量の増加への対応が必要となり得る。
② エンジンオイルへのバイオディーゼル混入による動粘度変化並びに酸化による劣化の対策が必要となり得る。
③ バイオディーゼルは軽油と比較して蒸発性が悪いため、アイドリング時（低負荷運転時）に燃焼悪化の懸念がある。
④ パーム油から作られたバイオディーゼルは、温度が低下すると（一般的に約 15℃以下）、凝固するため、冬期や寒冷地での使用には配管の詰まりや燃焼不良に注意が必要である。
表 4.1.8 舶用 4 ストロークディーゼルエンジンの諸元 52)

図 4.1.50 燃料の種類がスモーク濃度に与える影響 52)- 47 -

図 4.1.51 燃料の種類が NOx 濃度に与える影響 52)
ディーゼル自動車においては、植物油をエステル化処理したバイオディーゼル（BDF）が使用されている。エステル化処理をしていない植物油（未加工の植物油）は粘度が高く、セタン価（軽油のディーゼルエンジン内での自己着火のしやすさ、ディーゼルノックの起こりにくさを示す数
値であり、軽油の着火性を表す。セタン価が高いほど自己着火しやすく、ディーゼルノック）が低い。加工していない植物油を自動車用ディーゼルエンジンに直接使用すると、カーボンの付着や累積を招いたり、潤滑油の劣化を招いたりするなどの問題が生じる。また、流動点がやや高いので、寒冷地での始動性にも問題が生じる。一方、大型の舶用ディーゼルエンジンにおいては、
高粘度の C 重油（HFO、MFO）でも加熱して粘度を低下させて使用していることから、エステル化処理をしていない植物油も使用できる可能性がある。
Robert Ollus ら 54)は、パーム油を舶用ディーゼルエンジン「Wartsila 32 diesel engine」に用いてエンジン実験を行っている。その結果、パーム油を使用した場合、HFO（C 重油）に比べて NOx は同等、CO は 50 %以上増加、THC は半減、SOx 及び PM は大幅に低減したと報告されている。
上述のとおり、海上技術安全研究所では、舶用ディーゼルエンジン（表 4.1.8 参照）でバイオ燃料の燃焼実験を行ってきた。その結果、エステル化処理していないバイオ燃料であっても高負荷運転ではスモーク濃度が軽油より低く良好な燃焼を示し、舶用ディーゼルエンジンではエステル化処理していないバイオ燃料でも直接燃焼できることを確認している。しかし、低負荷運転では、スモーク濃度が高く、燃焼が悪化することが確認されている（図 4.1.50 参照）。
そこで、海上技術安全研究所の舶用ディーゼルエンジン（表 4.1.8 参照）の燃料噴射系を燃料噴
射制御が可能になるように改造した 55),56)。図 4.1.52 に示すように、機械式燃料噴射装置に自動車用の電子制御燃料噴射装置を付加することで、安価に、また既存のエンジンに比較的容易に適用できる燃料噴射装置を開発した。既存の機械式燃料噴射装置に電子制御噴射装置を加えることから、ハイブリッド・インジェクション・システム（HIS）と命名した。
この舶用ディーゼルエンジンに、A 重油（MDO）、粗パーム油（CPO）から製造した BDF（FAME）、
粗パーム油（CPO：Crude Palm Oil）を供給してエンジン稼動実験を行い、排気特性を調べた結果
を図 4.1.53、および図 4.1.54 に示す。CPO は高負荷時でスモーク濃度が A 重油より低く、良好な燃焼である。また、CPO は低負荷時でスモーク濃度が A 重油より高くなるが、燃料噴射制御（プレ噴射）により大幅に改善できることなどの知見が得られた。以上の検討より、エステル化処理をしていない植物油をディーゼルエンジンで使用する場合、下記の課題が考えられる。
①②③

長期使用時、インジェクタや燃料フィルタなどの燃料系統の汚損や腐食、ピストン頂部やピストンリングなど燃焼室内の汚損や腐食、排気弁や過給機など排気系統の汚損や腐食などへの対応が必要となり得る。
植物油の劣化（酸化）や不純物の析出などの貯蔵安定性に課題がある。
ゴム、樹脂、金属などの部材に与える影響がある。ゴムの膨潤の対応にはゴム部をフッ素系- 48 -

④⑤⑥⑦

樹脂等に変更することが有効である。逆止弁等の配管部品が固着するなどの問題への対応には、黄銅からステンレス鋼に変更することが有効である。
エンジンオイルへ植物油の混入による動粘度の低下（増加）や酸化劣化についての対応が必要となり得る。
NOx 排出量を低減するための対応が必要となり得る。
エンジン低負荷運転で燃焼悪化の懸念がある。低負荷運転での燃料噴射制御による燃焼改善などの技術が必要となり得る。
パーム油は温度が下がっていくと（約 40℃以下）、固体に変化していく。燃料タンクでの燃料
加熱と燃料ラインの加熱が必要である。特に、燃料フィルタ部分に詰まり燃料が流れなくな
る原因になるため、燃料フィルタの部分の加熱が重要である。

図 4.1.52 ハイブリッド・インジェクション・システム（HIS）

図 4.1.53 燃料の種類がスモーク濃度に与える影響- 49 -

図 4.1.54 燃料の種類が NOx 濃度に与える影響- 50 -

4.1.4.1.3 水素および合成燃料(1) クリーンな水素の製造方法
水素は天然には大量に存在しないため現在では約 95%が化石燃料の改質から製造されており、熱量あたりの CO2 削減効果がほとんどないか、場合によっては化石燃料よりも CO2 排出量が増加してしまう。そのため、再生可能エネルギー由来電力による水の電気分解によって製造する Powerto Gas（PtG）等の技術が実証試験レベルで検討されている。輸送段階の際にはエネルギー密度の高い液体水素が用いられているが、アンモニアや有機化合物として海外から運搬する実証試験が行われており、後述するとおり、アンモニアはそのまま燃料としての利用が検討されている。
水素は燃料電池・水素エンジン・水素タービン等で利用することが可能で、CO2 と反応させ合
成メタンやアンモニアに変換し、あるいは合成メタノールのように扱いやすい液体燃料に変換し利用する場合もある。

図 4.1.55 水素のサプライチェーンのと利用のイメージ
Power to Gas は電気分解によりエネルギーガスを生産する技術であり、e-fuel とは電気分解により得られた水素、大気中や火力発電所など大規模排出源から得た CO2 等と水を原料として合成メ
タンや各種液体燃料（ガソリン・軽油代替等）、化学品原料（メタノール等）を得る技術で、後者は e-fuel とも呼ばれる。電力源として再生可能エネルギーを用いることで、大幅な CO2 排出量削減が期待される。
ビジネスモデルとしては、低炭素輸送用燃料（水素・メタン等）や低炭素化学品の製造を主目的にする場合や、電力貯蔵・需給調整（アンシラリーサービス）、火力発電所や製鉄所、セメント工場等の大規模 CO2 排出源における排出削減策（CCUS：二酸化炭素回収利用）を活用する場合もある。

図 4.1.56

PtG／e-fuel のプロセス概要- 51 -

水素は現在国際的な取引が行われていないため、場所や製造方法により価格が異なるが、将来的に日本や他国が国際的な液体水素輸入サプライチェーンを実現することで、米国や欧州のような価格に近づいてくると見られる。Power to Gas メタン・メタノール製造プロジェクトの例を紹介する。三菱日立パワーシステムズ（MHPS）は、欧州現地法人の MHPS Europe を通じてドイツの
PtG プロジェクトに参画した。火力発電所の排ガスから CO2 を回収し、水電解した水素と反応させメタノールを製造する計画を発表。日立造船はドイツにおける PtG 分野のパイオニアである
ETOGAS 社を買収し、今後 PtG 事業を欧州およびアジアに展開することを発表している。

図 4.1.57

MefCO2

CCU プロジェクトの概略ならびに日立造船の欧州の PtG ビジネスモデル 57)

日本において特色のある水素製造技術としては、廃プラスチックをリサイクルして水素を製造する技術がある。この技術を活用して処理費用を受け取って廃プラスチックを引き受け、油化やガス化処理により燃料にすれば安価・低炭素な水素の大量生産を実現できる可能性がある。国内
では、直近では環境省の実証事業において廃プラスチックからのグリーン水素とアンモニア製造の実証事業を昭和電工株式会社が行っている。図 4.1.58 に示す通り、2016 年には、日本国内で発生する廃プラスチックの約 16%（約 140 万トン）が未利用のまま埋め立てられたり、焼却処分されたりしており、エネルギー資源としての供給量は比較的大きい。なお、過去の実証事業では、産業系廃プラスチック 120 トンを油化処理することにより、発電用ディーゼルエンジンの燃料を
72 kL 再生したという報告があり 58)、140 万トンのプラスチックがあれば、単純な推計ではあるが86 万 kL の再生燃料供給ポテンシャルがあると推測される 59)。
2016 年度は日本の廃プラスチックの半分以上が輸出されていたが、中国が廃プラスチックの輸入を禁止し、東南アジアの他国でも相次いで禁止された。これにより廃プラスチックの行き場がなくなり、原料としてだ在庫が積みあがる可能性が高い。材料を燃やして熱として回収するサー
マルリサイクルは、再生して再びプラスチックとして用いるマテリアルリサイクルと比べて推奨されていないが、今後は引き取り手のないプラスチックを燃料として有効活用していくという方針も考えられる。
プラスチックは環境省の「プラスチック循環資源戦略（案）」において 2030 年にかけてバイオ
マスプラスチックを年間 200 万トン導入すると位置づけられており、これから検討される CO2 削
減量の評価方法次第であるが日本においても安価な再エネ液体燃料の製造が可能になる可能性がある。

- 52 -

図 4.1.58

2016 年における日本の廃プラスチックのマテリアルフロー59)より作成(2) 船舶での水素燃焼・利用技術の現状と課題① 水素エンジン
陸上における水素の燃焼技術としては、自動車用のエンジンの研究が 1970 年代より東京都市大学（旧武蔵野工業大学）で研究が行われた 61)。同大学では燃焼技術研究（異常燃焼解明、過濃混
合気点火燃焼方式（PCC 燃焼）の提唱）や液化水素高圧ポンプ開発、自動車メーカと共同で複数の水素エンジンを搭載した自動車、トラック、バスを試作・走行試験などを行っている。同大学が提案する過濃混合気点火燃焼方式（PCC：Plume Ignition Combustion Concept）は、高圧水素イン
ジェクタによって燃焼室内に水素燃料噴流が混合分散する前の塊の状態で燃焼を行う技術である。
燃料塊形状や濃度、燃焼過程を燃料噴流法と点火時期によって制御し、最適化することで水素エンジンの課題であった NOx 排出を減らすことに成功した。
マツダ株式会社では、1990 年頃から水素ロータリエンジンと燃料電池の両方の自動車利用技術の研究・開発を行っている 62)。同社は 2006 年に水素ロータリエンジン搭載した RX-8 ハイドロジ
ェン RE を開発した（図 4.1.59 参照）。同自動車には図 4.1.59 の右図に示す水素・ガソリンのバ
イ・フューエル水素ロータリエンジンが搭載されている。本エンジンは、均質に混合するために吸気部に予混合用水素インジェクタを設置し、さらに高出力化のためにロータリハウジング内に直接噴射用水素インジェクタの 2 つのインジェクタを設置している。ロータリエンジンは圧縮行
程が膨張行程と異なる位置で行われ、圧縮行程で予混合気が高温壁面と接しないことから、水素エンジンで課題である過早着火の抑制が容易である。水素燃料利用時の最高出力は 80 kW であり、ガソリン利用時に対して 50 %低くなる。これは、給気ポートから常温水素ガスを供給しているためであり、水素の体積発熱量が低いことが要因となっている。NOx 低減を目的として、希薄燃焼方式と排気再循環（EGR：Exhaust gas recirculation）が採用されている。低負荷域は希薄燃焼により、高負荷域は EGR と三元触媒によって NOx 排出を抑制している。

- 53 -

図 4.1.59 マツダ自動車により開発された水素自動車（RX-8 ハイドロジェン RE：左）および同社が開発した水素ロータリエンジン（右）62)
BMW は、1970 年代から水素エンジン自動車の研究・開発を開始している。同社は 2005 年から2007 年にかけて量産型水素自動車の Hydrogen 7 を開発した（図 4.1.60 参照）。同自動車には図4.1.60 の右に示す水素・ガソリンのバイ・フューエルエンジンが搭載されている。
このエンジンは水素ポート噴射式の火花点火エンジンである。ガソリンエンジンに比べて筒内燃焼圧力が高いことから、ベースとしたガソリンエンジンから圧縮を下げている。
出力はベースエンジンに対して 40 %低くなっているが、これは給気ポートから常温水素ガスを供給しているためであり、水素の体積発熱量が低いことが要因となっている。このような低いエ
ンジン出力の改善を改善するために、極低温水素ポート噴射や水素筒内直接噴射などが研究・開発された。Hydrogen 7 のエンジンに対して、前者の技術を適用すると約 2 倍、後者の技術と過給を組み合わせると約 3 倍高い出力が得られることが確認されている。

図 4.1.60

BMW が開発した水素自動車（Hydrogen 7）および BMW が開発した水素エンジン
63)- 54 -

表 4.1.9 BMW が開発した水素エンジンの緒元 63)
エンジンデータ
水素Bi-Fuel
V12-60deg
基本型式
1-7-5-11-3-9-6-12-2-8-4-10
点火順序5972 cc
排気量
89 / 80 mm
ボア / ストローク
98 mm
ボアピッチ
弁数
気筒あたり４弁
35 mm
吸気弁径
29 mm
排気弁径
0.3 ~ 9.85 mm (variable)
吸気弁リフト10.3 mm
排気弁リフト9.5:1
圧縮比
138.5 mm
コンロッド長H2 or RON 98
使用燃料1993 年から 2003 年には、水素エネルギー利用を目指した日本のプロジェクト WE-NET （World
Energy Network：水素利用国際クリーンエネルギーシステム技術研究開発）が実施され、1,000 kW
級の水素・酸素燃焼アルゴン循環ディーゼルコージェネレーションシステムの開発に向けた研究が行われた。予混合式水素エンジンは、燃焼速度の速い火炎が逆流するバックファイアや過早着
火、ノッキングなどの異常燃焼に課題を有するが、ディーゼル燃焼方式では異常燃焼の問題は生じない。また、アルゴン循環式とすることで NOx の問題も生じないという特徴がある。
WE-NET では、最初に急速圧縮膨張装置によって基礎燃焼特性の研究がなされた。高圧水素噴流の発達状況や、着火特性などの基礎的知見が得られている。さらに、図 4.1.61 の左図に示す 100
kW 単気筒水素ディーゼルエンジンを用いて研究が行われた。単気筒水素ディーゼルエンジンではオープンサイクルでの水素ディーゼル機関の開発が行われた。図 4.1.61 の右図に水素噴射弁を示す。この噴射弁では作動ピストン側への水素リークを抑制するために、針弁ガイド部に水素圧力と同じシールを供給している。実験では水素噴射圧力 30 MPa で、熱効率 40 %を達成している。

図 4.1.61 単気筒ディーゼルエンジンおよび水素噴射弁 64)
船舶における水素燃焼技術としては、CMB 社（ベルギー）が水素エンジン船を建造し、2017 年
より社員の通勤のために運航している。これは、全長 14 m、幅 4.2 m の小型船舶に 2 基の水素・ディーゼル油のデュアルフューエルエンジン（全出力 441 kW）を搭載している（図 4.1.62 参照）。
船体には 12 本の圧縮水素タンク（各 205 L、20 MPa）と 2 つのディーゼル油タンク（2×265 L）を搭載し、最高速力 27 knot で運航可能である。

- 55 -

図 4.1.62 水素エンジン船「HYDROVILLE」および搭載されている VOLVO 社製エンジン 65)
水素は最高燃焼速度が高いため、最高燃焼圧力の増大や NOx 排出率の増大、ノッキングの発生が懸念される。また、水素は最小点火エネルギーが小さく、着火温度が低いため、過早着火の発生が懸念される。それらの状況を確認するため、海上技術安全研究所では、都市ガス 13A を主燃料とした 400 kW ガスエンジンの給気に水素を混合した際の CO2 排出削減効果並びに燃焼特性を調べる試験を進めている 66)。
図 4.1.63 に 400 kW ガスエンジンの外観、表 4.1.10 に本ガスエンジンの諸元を示す。図 4.1.64
は試験結果の一例であり、ディーゼルエンジンの基準性能に対する CO2 排出量は、ガスエンジンの実測（都市ガスによる運転）で約 20 %削減、水素混焼ガスエンジンの実測で 50〜60%の削減を実証している。図 4.1.65 は水素混焼運転時の筒内圧力及び熱発生率の試験結果である。最高筒
内圧力が水素混焼によって大きく増加することなど、水素混焼運転時の注意点や課題が明らかにされつつある。また、水素混焼ガスエンジンの安全対策の確立も今後の技術課題である。

図 4.1.63

400 kW ガスエンジンの外観- 56 -

表 4.1.10

400 kW ガスエンジンの諸元

名称

AYG20L-SE（ヤンマー株式会社製）

発電出力/回転速度

400 kWe/1800 min-1

燃焼方式

ガス専焼/副室火花点火/希薄燃焼

ボア/ストローク

155 mm/180 mm

気筒数

6 気筒

総行程容積

20 L

負荷

発電機＋抵抗器

使用燃料

都市ガス(13A)
Exp. 負荷率75%
Exp. 負荷率50%
13A + H₂
LFO + H₂100
90

CO2 排出削減率 [%]

80
70
60
50
40
30
20
10
0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
水素熱量混合率 [%]

図 4.1.64

CO2 排出削減の試験結果

図 4.1.65 水素混焼ガスエンジンの燃焼特性- 57 -

②

水素タービン
陸上産業分野における大規模な水素発電に向けて、いくつかの水素タービン発電機の開発が進められている。三菱日立パワーシステムズ社では火力発電所に用いる水素タービンを開発しており、ガス火力の燃料である天然ガスに水素を 30％混ぜて使用することができるガスタービン用燃焼器を開発した 67)。水素の燃焼により懸念される NOx の排出量も既存のガス火力レベルに抑制でき、従来のコンバインドサイクル型ガス火力（GTCC）と比較して発電時の CO2 排出量を約 10 %削減できるとしている。
大林組と川崎重工業は 2018 年 4 月、神戸市ポートアイランドに設置した 1 MW 級のガスター
ビンを 100 %水素燃料で稼働させ、周辺施設に電力と熱を供給したと発表した。2017 年 12 月に、
1 MW 級水素ガスタービン発電設備「水素コジェネレーションシステム」の実証プラントを完成させ、2018 年の 1 月から試験運転を開始していた。2018 年 2 月には天然ガスを燃料として使用して、熱電併給に成功している 68)。
ガスタービンは、燃料多様性に優れるため、水素燃料との適合性がよいと考えられる。一方、水素特有の燃焼特性に適合する燃焼技術が必要となり、水素の安定燃焼と低 NOx 化を実現する燃焼器の開発が重要となる 69)。
③

水素燃料電池
燃料電池は水素と酸素を電気化学的に反応させて直接電気を取り出す装置であり、エンジンと比較して高効率が得られる装置である。燃料電池には電解質の種類に依存して複数の種類がある
が、現在、陸用コジェネレーションシステムや燃料電池自動車で使用されているのは、常温付近で使用でき、起動時間が短い固体高分子形（PEFC）と呼ばれる形式がほとんどである。燃料電池の種類と特徴の概要を表 4.1.11 に示す。
燃料電池の性能は電流に対する電圧で決まる。図 4.1.66 は、海上技術安全研究所で実施した水素を燃料とした燃料電池（PEFC）の試験結果の一例であり、50 %程度の効率が得られている 69)。
燃料電池は、発電運転時に CO2 や NOx（窒素酸化物）が排出されないこと、燃焼や爆発といった現象がなく騒音が小さいこと、化学エネルギーを直接電力に変換するため効率が高いことなどの利点がある。一方、エンジンと比べて、スケールメリットが得られにくくコストが高いこと、さらに長寿命化や安全対策の確立などに課題がある。

項目
電解質
作動気体
作動温度
発電効率

表 4.1.11 燃料電池の種類と特徴
固体高分子形
リン酸形
溶融炭酸塩形（PEFC）（PAFC）（MCFC）
高分子電解質膜
リン酸
炭酸塩
水素
水素
水素
一酸化炭素
常温〜90℃
150〜200℃
650〜700℃
30〜40％
35〜42％
45〜60％

開発状況

実用化

実用化

研究開発段階

主な用途

家庭用
携帯機器用
自動車用

工業用
産業用

工業用
分散電源用

- 58 -

固体酸化物形（SOFC）
セラミックス水素
一酸化炭素
750〜1,000℃
45〜65％
研究開発段階（小型実用化）工業用
分散電源用

図 4.1.66 実験用 8 kW 燃料電池システムの試験結果例 69)(3) 船舶舶燃料としての水素の利用技術の現状および課題① 液体水素タンク
水素ガスは常温常圧では体積あたりのエネルギー密度が低く、天然ガスのように液化あるいは圧縮して体積あたりの密度を高めて運搬するのが一般的である。液体水素は水素が液化した状態を指し、大気圧条件下の沸点はマイナス 252.6℃、密度は 70.81 kg/m3 である。水素を液化させることで陸上における水素貯蔵や船舶による大量輸送が容易になるため、現在は液体水素タンクの大型化や断熱構造の高度化の研究開発が進められている 70)。液体水素としての貯蔵における長所は以下のとおりである。
(ア) 気体との体積減少率は 1/800 で，液化天然ガス（LNG）の 1/600 より高く、輸送に有利である。
(イ) 液化の過程で不純物が除去されるため、高純度の水素が供給できる。
(ウ) 特に三重点状態で貯蔵される液化水素（温度−259.4℃、圧力 7.03 kPa、密度 77.06 kg/m3）ではタンク内圧が大気圧より低く、圧力差による破断漏洩に対して安全性を確保しやすい。
その一方で、液体水素貯蔵の短所及び技術的課題は以下のとおりである。
(ア) 前述の沸点と潜熱（444 kJ/kg）が低く、外気や支持構造物など、外部からの入熱により BOG（ボイルオフガス）が発生し、タンク内圧が上昇する。
(イ) 沸点が LNG より 100℃以上低いために外部からの入熱が少ない高度な断熱技術を要する。
GFRP（ガラス繊維強化プラスチック）や CFRP（炭素繊維強化プラスチック）などの低熱伝導率の材料を使ったタンクや支持構造、パーライトや輻射シールド、真空層などを積層化した断熱材、低温収縮を許容するタンク構造などが開発されている。
(ウ) 常温状態の水素を液化する際のエネルギーロスが大きい。理論上 LNG の約 10 倍であり、常温では 70 MPa まで圧縮するエネルギーに相当する。
(エ) タンク内の揺動によるスロッシング及び BOG 増加を防ぐため、タンク内に防波板を設置す
るなどによりスロッシングを抑制する必要がある。
(オ) 液体水素の密度が既存の油燃料より小さいことから、船舶のタンク容量が相対的に大きくなる。
(カ) 液体水素用の大容量移送ポンプの開発を必要とする。
(キ) BOG リークの検出など、液体水素用計測装置の開発を必要とする 87)。

- 59 -

図 4.1.67

1,000 m3 液体水素貯蔵試験設備 70)

一方、ロケットやスペースプレーン関係では、液体水素の密度の小ささ及びそれに起因する燃料タンクの大型化とロケット全体の重量増加を解決する方法として、液体水素をさらに冷却し、固体水素が混合した状態であるスラッシュ水素の研究が進められている 71)。スラッシュ水素の内部は液体水素中に固体水素粒子が混在している二相状態となっており、固体重量率 50 %のスラッシュ水素では密度が約 16 %増加する。そのことにより燃料タンクの小型化とロケット全体の重量軽減に貢献する。この技術は、移動体である船舶の燃料としても適用できる可能性がある。
スラッシュ水素の貯蔵に関する技術的課題は液体水素のそれと同じであるのに加えて、以下に列挙する課題も追加される。
(ア) 二相混在のため密度評価が難しい。
(イ) 貯蔵時に固液分離を防止するための攪拌を要する。
(ウ) 固液二相流の流動特性は複雑であり、圧力損失は液化水素よりも高くなる。
(エ) 極低温で稼働できるスラリー用のポンプの開発を必要とする。
②

圧縮水素タンク
従来から、圧縮水素タンクには、封入圧力 15 MPa 程度の鋼製タンクが用いられており、現在でも産業用途として広く使われている（図 4.1.68）。一方、近年では、燃料電池自動車などの陸上分
野を中心として、炭素繊維複合材にアルミ合金ライニング（内張り）を施した 35 MPa 級、または70 MPa 級の複合タンクが開発されている（図 4.1.69）。陸上で使われる圧力容器は、高圧ガス保安法、容器保安規則、労働安全衛生法、電気事業法などの関連法規に基づき、設計・使用される。
特に、圧縮水素を封入する複合タンクは、安全性を担保するために多くの検査が実施される。
表 4.1.12 に圧縮水素を充填する複合タンクの規格をまとめている。これらの規格・基準において、それぞれの複合容器を対象とした容器保安規則（昭和 41 年通商産業省令第 50 号）に定められた技術的内容が詳細に記載されている。なお、同表のアルミニウム合金ライナー・炭素繊維製
一般複合容器の技術基準（KHKS 0121）は水素以外のガスも含む複合容器の規格であり、それ以
外は車載用の圧縮水素タンクの規格である。
船舶に搭載する圧縮水素タンクの課題としては、現状で明確な規格・基準が決められていない
こと、さらに、大型船舶の燃料タンクとして用いる場合、圧縮水素タンクの大型化があげられる。

- 60 -

(a) 47 L 鋼製ボンベ(b) 水素カードル（20 本組）
図 4.1.68 鋼製水素タンクの例

図 4.1.69

45 MPa 運送用複合タンク 72)

表 4.1.12 圧縮水素を充填する複合タンクの規格
No.
1
2

3
4
5

6

JARI S 001 (2004)

最高充填圧力
35 MPaKHK S 0128 (2010)

70 MPaJIGA-T-S/12/04

35 MPaJPEC S 0005 (2013)45 MPa

容器保安規則の機能性基準の運用について（20170417 商局第 2号）、別添 11
KHKS 0121 (2016)

70 MPa

規則・例示基準
圧縮水素自動車燃料装
置用容器の技術基準
70 MPa 圧縮水素自動車
燃料装置用容器の技術基準
圧縮水素運送自動車用容器の技術基準
圧縮水素運送自動車用容器の技術基準国際圧縮水素自動車燃料装置用容器の技術基
準の解釈
アルミニウム合金ライ
ナー・炭素繊維製一般
複合容器の技術基準- 61 -

35 MPa

用途

備考

車載用（燃料装置用）
車載用（燃料装置用）

内容積 360 L
以下

車載用
（運送用）
車載用
（運送用）
車載用
（燃料装置用）上記以外

内容積 360 L
以下
内容積 330 L
以下
内容積 150 L
未満、水素以外のガス含む③

水素吸蔵合金タンク
水素吸蔵合金とは、水素を内部に取り込む性質を持つ金属を利用して、水素を大量活安全に貯蔵することを目的として開発された合金である。水素吸蔵合金は、比較的高い水素充填密度を実現できること、充填圧力が低く、水素放出が比較的穏和に行われるため、急激な水素漏れによる事故が起こりにくいことなどの利点がある。一方、一般に水素吸蔵合金は重く、車載などの目的には適さないこと、水素充填・放出の過程で反応に伴う熱の出入りがあること（水素放出時は冷却反応となるため、適切な加温が必要となる）、水素吸蔵合金に使用される材料（希土類元素や触媒元素など）が高価で資源量に乏しいことなどの課題がある。
図 4.1.70 は、市販されている水素吸蔵合金タンクの水素充填量と質量密度をまとめたものである。これより、タンク寸法から算出すると、容器約 1 L に対して 400 NL（ノルマルリットル）程度の水素を貯蔵できることがわかる（40 MPa の高圧タンクに相当）。また、水素 1 NL を吸蔵す
るタンク質量は 0.01 kg 程度であり、これは充填圧力 15 MPa の鋼製タンクと重量あたりの水素貯蔵能力で同程度の水準である。

図 4.1.70 水素吸蔵合金タンクの水素充填量と質量密度
水素エネルギーキャリアとしては、このほかにメチルシクロヘキサン（MCH）や後述するアン
モニア（NH3）が注目されている 27)。メチルシクロヘキサン（MCH）は、有機ハイドライドと呼ばれる芳香族系有機化合物を利用した水素エネルギーキャリアの一種である。有機ハイドライドの中でも、トルエンを水素化して得られる MCH を媒体とする方法は、実証プラントによる実証試験が実施されている 33)。また、1 mol の MCH から 3 mol の水素を取り出すことが可能であり、貯蔵タンクの小型化が可能となる。トルエン及び MCH は、常温常圧において液体であるため運搬も容易であり、プロダクトタンカーと呼ばれる石油製品を輸送する既存の船舶を利用した輸送が可能である。MCH の利用には、トルエンの水素化設備と MCH の脱水素設備が必要となる。
フレインエナジー社のウェブページ 73)を元にすると、風力発電エネルギーを 100 %とした場合、41.6 %の水素を製造することが可能で、水素の貯蔵に 4.6 %、脱水素に 17.8 %のエネルギーが必要であると報告されている。水素のエネルギーを 100 %として換算すると、水素の貯蔵に 11 %、脱水素に 43 %のエネルギーが必要であると試算される。すなわち、1 kg あたりの水素の低位発熱量
は 121 MJ/kg であるので、水素の貯蔵に 13.3 MJ/kg-H2、脱水素に 52 MJ/kg-H2 となる。

- 62 -

4.1.4.1.4 アンモニア(1) アンモニア燃焼・利用技術の現状と課題
燃料としてのアンモニア利用の事例として 1943 年にベルギーで撮影されたバスがある 74)（図4.1.71）。しかしながら、日常的にアンモニアが燃料として使用されるまでには至らず現在を迎えている。一方、GHG の削減に対する国際的な取り組み強化の中、日本においても様々なプロジェ
クト等が実施されている。特に総合科学技術・イノベーション会議が主導する戦略的イノベーシ
ョン創造プログラム 75)（SIP: Cross-ministerial Strategic Innovation Promotion Program）の第 1 期（5
年間：2014〜2018 年度）実施課題である「エネルギーキャリア」（プログラムディレクター（PD）：
村木茂）においては、「アンモニア直接燃焼」が実施され、ガスタービン、ボイラ、レシプロエン
ジン、燃料電池等、様々な動力源へのアンモニア利用を目指した研究が行われてきた。本節では、そこでの成果を中心にアンモニア利用の技術的状況を紹介する。

図 4.1.71 ベルギーで走行していたアンモニア燃料バス 74)（NH3 タンクをエンジン横、石炭ガス容器を屋根に配す。1943 年）①

アンモニアエンジン
株式会社豊田中央研究所では、火花点火エンジンへのアンモニアの適用を目指している 76)。特に、アンモニアは以下の特徴があるため熱力学的に熱効率を向上できるポテンシャルがあるとしている。
(ア) 発火点が高いのでノッキングが生じ難く、高い圧縮比を実現できる。
(イ) 炭化水素や水素の燃焼生成物は全て 3 原子分子であるのに対してアンモニアの燃焼生成物は1/4 が 2 原子分子の窒素であり、燃焼温度も低いために燃焼ガスの比熱比が大きくなる。
(ウ) 燃焼によって総モル数が増加する。
一方で、燃焼の面から見るとアンモニアの着火温度の高さ、最小点火エネルギーの大きさ、燃焼速度の小ささは容易に燃焼しないことを示しており、この欠点を補うためにガソリンや水素との混焼を提案している。なお、ここでの水素供給はエンジン排ガスの排熱を用いたアンモニアの改質を想定している。
舶用エンジンを対象とした研究としては海上技術安全研究所が SIP においてディーゼルエンジ
ンにアンモニア混合気を供給し、液体燃料の燃焼により混合気中のアンモニアを燃焼させるシス
テムを提案している（図 4.1.72）。同システムは吸気にアンモニアを供給するため、比較的容易に
レトロフィットが可能と考えられる。熱量比 20 %に相当するアンモニアを吸気に混合した条件において燃焼効率 95 %を達成する燃焼方式を検討すると共に、出口でアンモニア 40 ppm 以下になるシステムの検討を行っている。

- 63 -

図 4.1.72 アンモニア混焼ディーゼルエンジンの概要図 77)
単気筒の試験エンジン（無過給）を用い、発熱量比 20 %のアンモニアを吸気に導入した実験で、試験エンジンのトルク・回転数を通常の舶用特性から変更することで燃焼効率の向上が可能であることを示すとともに、アンモニア燃焼に伴い生成が確認された温暖化係数の高い亜酸化窒素
N2O の削減にも寄与することを確認している（図 4.1.72）。なお、燃料噴射弁は機械式である。単気筒あたりの出力の大きな過給機付きエンジンであれば、さらなる燃焼効率改善の可能性がある
ことを示唆している。また、電子燃料噴射によるパイロット噴射を用いることでさらなる燃焼効率向上を実現し（図 4.1.74）、目標の燃焼効率 95 %を達成している。さらに、排ガス後処理装置
により排ガス中のアンモニアを 40 ppm 以下に抑えることが技術的に可能であることも確認している。

- 64 -

図 4.1.73 エンジンのトルク・回転数の排ガス組成、熱効率への影響

図 4.1.74 パイロット噴射の燃焼効率、排ガス組成、熱効率への影響
上記以外では、MAN-ES がアンモニア燃料の 2 ストロークエンジンについて、2〜3 年で開発し、2022 年には実際の運転が可能としている 78)。
アンモニアは液体燃料であるため、水素と比べて既存のディーゼルエンジンの技術（特に燃料噴射技術）を転用しやすいと考えられる。いずれのエンジンにおいても、燃焼性が低いアンモニ
アの燃焼効率向上、アンモニア由来 NOx 排出の抑制、アンモニア燃焼に伴い生成される温暖化係
数の高い亜酸化窒素 N2O の削減が課題であると考えられる。

- 65 -

②

アンモニア燃料タービン
SIP ではアンモニアを燃料として使用するガスタービンの開発を行っている。国立研究開発法
人産業技術総合研究所では、50 kW のマイクロガスタービンを 100 %アンモニア燃焼により運転することに成功している（図 4.1.75 参照）。

図 4.1.75 アンモニアを直接燃焼できるマイクロガスタービン発電装置 79)
また、株式会社 IHI は 2,000 kW 級ガスタービンを開発し、熱量比率 20 %のアンモニア混燃に成功している 80)。また、MHPS、三菱重工は発電用の大型水素ガスタービンを開発しており、排熱によるアンモニア改質により水素を供給するシステムの検討を行っている（図 4.1.76）。なお、いずれにおいても NOx 抑制燃焼技術の目途は立ちつつあるという。

図 4.1.76 アンモニア分解ガスタービンサイクルの概念図 81)③アンモニア燃料電池
アンモニアはエネルギーキャリアとして、その有効性が期待されており、レシプロエンジンやタービンにおいて直接燃焼してエネルギーを使用する方法だけでなく、燃料電池の燃料として使用する方法に関しても研究開発がなされている。

- 66 -

表 4.1.13 は、現在開発中のアンモニアを燃料に使用する燃料電池の概要を示している。大別して、固体酸化物形燃料電池（SOFC）及び水酸基を電荷担体とするアニオン交換膜型燃料電池（AMEFC）に分類される 82)。SOFC は、700〜900℃の高温下で作動し、電極上で NH3 を N2 と H2に分解させることで生じる H2 を利用する直接内部分解型と、外部に設置した反応器を用いて NH3
を N2 と H2 に分解させて生じる H2 を利用する間接内部分解型があり、それぞれ研究開発が行われている。

- 67 -

表 4.1.13 開発中のアンモニア燃料電池の種類及び概要
方式

固体酸化物
形燃料電池
(SOFC)

使用温度

概要

700〜900℃

反応器を用いて NH3 を N2 と H2 に分解。
燃料電池の発熱を反応器の加熱に利用
可能。

間接内部
分解型

電極上で NH3 を N2 と H2 に分解し，発
電。

直接内部
分解型

アニオン交換膜型燃料電池（AMEFC)

50℃程度

外部反応器を用いて NH3 を N2 と H2 に分解。生じた H2 をアニオン交換膜にて利用。

現在のところ、直接内部分解型 SOFC は、純水素と比較して同レベルの発電特性が得られることが確認され、直流発電効率は 1 kW の規模において 50 %を達成し、安定した稼働が可能なものが開発されている（図 4.1.77）。一方、間接内部分解型 SOFC は、主に NH3 改質器の開発研究が中心ではあるものの、空気と NH3 の酸化発熱反応を利用することで、動作温度である 500℃の出口ガス温度を達成するのに 130 秒の高速起動が可能となったものが開発されている（図 4.1.78）。
なお、SOFC の使用にあたっては、高温の動作温度に至るまでの熱源の確保や、熱による劣化を防ぐ耐熱材料の開発及び起動停止時間の短縮が課題になるとされている 84)。

図 4.1.77

1 kW 級直接内部分解型 SOFC スタックの外観 83)- 68 -

（左：SOFC スタックの水素およびアンモニアによる電流−電圧および電流−出力特性）（右：アンモニア燃料を用いた SOFC スタックの電圧および直流発電効率の燃料利用率依存性）

図 4.1.78

1 kW 級直接内部分解型 SOFC 発電特性 83)

図 4.1.79

1 kW 級間接内部分解型 SOFC 用反応器 83)

動作温度が 50℃程度と比較的低温で使用可能な AMEFC は、外部のアンモニア反応器により製造された水素を使用して発電を行うものである。4 級アンモニウム基を有する炭化水素系ポリマーが使用され、プロトン交換膜型のようにアンモニウムイオンが交換することはないため、水素製造時に生じる未反応のアンモニアの残存がある程度許容される点が特徴となっている。一方、電極材料に白金を使用するため、価格が高価になること、アンモニアから生成した原子状窒素吸着種が白金電極の触媒毒となり劣化を引き起こすため、高濃度の直接導入はできないことが課題と指摘されている 82)。
4.1.4.1.5 電気／二次電池① 二次電池の種類と船舶への適用性
従来から使われてきた鉛蓄電池、ニッケル水素電池、ニッケルカドミウム電池といった二次電池は、図 4.1.80 に示すようにエネルギー密度が小さいため、十分な航続距離が必要な大型船舶の推進動力源への適用は困難である。また、昨今、急速に開発が進められているリチウムイオン電
池やナトリウム・硫黄電池、スーパーキャパシタといった二次電池は、船内電力供給における過渡負荷への適用や、加速・減速時の一次的な利用、あるいは荷役機器への電力供給に役立つ可能性はあるものの、現状のエネルギー密度では大型船舶の推進動力源への適用は困難であると考えられる。

- 69 -

図 4.1.80 エネルギー密度の比較 85)②

次世代二次電池の特徴と動向
次世代二次電池として期待されている電池としては、全固体電池、マグネシウム電池、リチウ
ム硫黄電池、リチウム酸素電池等がある。図 4.1.81、図 4.1.82 及び表 4.1.14 にこれらの次世代蓄電池の特性をまとめている。

図 4.1.81 様々な二次電池とそのエネルギー密度 88)- 70 -

図 4.1.82 二次電池のエネルギー密度とパワー密度 89)
表 4.1.14 主な次世代二次電池の特徴と動向

材料（金属）空気電池

全固体電池

正
極

空気（酸素），電気伝導性
多孔質（炭素など）

リチウム酸化物（コバルト，
ニッケル・マンガン系など）

硫黄

負
極

リチウム金属，亜鉛，アル
ミニウム、マグネシウム、
鉄

炭素、合金系（リチウム金属など）

リチウム金属媒
介

電解質、電解液など

固体電解質

固体電解質、電解液など

長所

・高エネルギー密度（1kWh/kg 以上）
・埋蔵量が多い材料を使用できる（材料調達が容易）
・火災が起きにくい・ 高 エ ネ ル ギ ー 密 度 （ 800
Wh/kg 以上）
・高出力
・充電時間の短縮
・安全性向上（液漏れや火災が起きない）

・硫黄の調達が容易
・低コスト
・ 高 エ ネ ル ギ ー 密 度 （ 500
Wh/kg 以上）

課
題・正極の高性能化
・電解液の耐久性
・電極の再生・Li イオンの移動抵抗が少ない固体電解質の発見と大量生産
・極材料と固定電解質との接合・反応に伴う体積変化が大
きい・電気伝導性が低い炭素の添加等が必要・反応中間生成物の溶出

・亜鉛空気電池とマグネ
シウム空気電池（共に一次電池）として実用化
・二次電池としての研究が進行中

・固体電解質と接合技術に関する研究が進行中

・東京電力株式会社が小型のものを開発(2016 年)
・材料に関する研究が進行
中

特
性

動向

リチウム硫黄電池

図 4.1.83 は、将来高エネルギー密度化が達成されたと仮定した次世代蓄電池を、全長 280 m、
幅 45 m のケープサイズバルクキャリアに搭載したイメージ図である。図 4.1.83 において、次世代蓄電池のエネルギー密度を 1 kWh/L と設定した場合、航海速力 15 kt において航行距離は 40,000- 71 -

mile（約 10 日）と推定される。この航続距離は現状の船舶の 1/5 程度である。このような大型電池推進船を実現するためには、さらなる蓄電池の高エネルギー密度化や大出力の海上充電設備の開発などが必要になると考えられ、技術的ハードルは高い。

図 4.1.83 次世代二次電池を搭載したケープサイズバルクキャリアのイメージ（全長 280 m、幅 45 m、航海速力 15 kt、航行距離 40000 mile（約 10 日））
4.1.4.1.6 その他技術（CCS 等）
CCS（Carbon Capture and Storage）は、CO2 を含む発電所の排気ガス等から、アミン等のアルカ
リ性物質を使用し CO2 を吸着（分離）させ回収し、大気に再放出されないように貯留する方法である。CO2 の貯留として油田に注入し石油の回収率向上により経済的に CO2 を回収可能な EOR（Enhanced Oil Recovery）、帯水層貯留等があり、回収した CO2 を化学製品や燃料、化学製品原料として使用する CCU（Carbon Capture and Utilization）技術もある。CCU によって製造された製品（燃料）は、バイオマスと同様に CO2 排出量が基本的にネットゼロとみなすことが可能とされ、化石燃料から CO2 フリーの水素を製造するプロジェクト等も行われている。

図 4.1.84

CCUS 技術の概要 90)

CCS 技術の炭素回収コストについて、資源エネルギー庁では、2020 年頃までに CCS 技術の実用化を見込んでいるが、石炭火力発電所における CCS のコストについては、海外の試算結果で6.85 円/kWh（米 NETL 試算）、4.81 円/kWh（英 ETI 試算）と発電コストを大きく押し上げる水準にあり、前者は日本におけるグリーン電力証書や非化石証書並みの価格水準となっている。
現在進められている次世代の CO2 回収技術が順次実用化していけば、図 4.1.85 の通り 2030 年
代に大幅なコスト低減を想定しており、将来的には 2,000 円/t-CO2 未満のコスト効率的な CO2 回収が可能になることを見込んでいる。

- 72 -

図 4.1.85

CCS 技術のコスト見通し（経済産業省）90)

日本では CCS･CCU 技術はまだ実証段階であるが、海外では EOR（Enhanced Oil Recovery）を中心に稼動している CCS プロジェクトが存在している。海外の主要な CCS（CCU）プロジェク
トの一覧を表に示す。建設中・稼働中のプラントの合計 CO2 回収能力は 2018 年時点で約 3,700万トンある。
表 4.1.15 現在稼働中の主要な CCS プラント一覧 92),93)より作成
プロジェクト名
1
2
3
4

Val Verde Natural Gas Plants
Enid Fertilizer CO2-EOR Project
Shute Creek Gas ProcessingFacility
Sleipner CO2 Storage ProjectGreat Plains Synfuels Plant and5
Weyburn-Midale Project
6 Snøhvit CO2 Storage Project
7 Century Plant
Air Products Steam Methane
8
Reformer EOR Project
9 Coffeyville Gasification Plant
10 Lost Cabin Gas Plant
11 Petrobras Lula Oil Field CCSProject
Boundary Dam Carbon Capture and12
Storage Project
13 Uthmaniyah CO2‒EOR Demonstration
14 Quest

国

操業開始

CO2排出源

米国
米国
米国
ノルウェー

1982
1986
1986
1996

天然ガス精製肥料製造
天然ガス精製天然ガス精製

貯留タイプ
EOR
EOR
EOR
帯水層(海域)

カナダ

2000

石炭ガス化

3

PL(陸域)

329

EOR

2008
2010

天然ガス精製天然ガス精製

0.7
8.4

PL(海域)
PL(陸域)

153>255

帯水層(海域)
EOR

米国

2013

水素製造

1

PL(陸域)

158

EOR

米国
米国
ブラジル

2013
2013
2013

肥料製造
天然ガス精製天然ガス精製石炭火力発電（既設）
天然ガス精製
水素製造
石炭火力発電（既設）
石炭火力発電新設石炭ガス
化複合発電

1
0.9
0.7

PL(陸域)
PL(陸域)
直接圧入

112
374
-

EOR
EOR
EOR

エタノール製造

カナダ

2014
2015
2015

15 Petra Nova CarbonCapture Project

米国

2016

16 Kemper Country EnergyFacility

米国

2016

米国

2017

Illinois Industrial Carbon Capture andStorage

輸送距離
（km）
356
225
460
-

ノルウェー
米国

サウジアラビア
カナダ

17

回収能力
CO2輸送
(Mt-CO2/年)
手段
1.3
PL(陸域)
0.7
PL(陸域)
7
PL(陸域)
0.9
直接圧入- 73 -

1

PL(陸域)

66

EOR

0.8
1

PL(陸域)
PL(陸域)8564EOR
帯水層(陸域)

1.4

PL(陸域)

132

EOR

3

PL(陸域)98

EOR

1

PL(陸域)

1.6

岩塩層(陸域)

図 4.1.86

CCU の技術開発の例 -藻類バイオによる大気中 CO2 の燃料化-91)

CCU 技術としては、石炭火力発電所等から回収された CO2 と、下水処理場の排水を元に藻類により CO2 を有機物に固定化し、燃料油を製造する技術の検討も提案されている。また、CCS は、
CO2 の排出量ネットゼロを達成する手段の一つとして、バイオマス発電由来の CO2 を地中に貯蔵することで、CO2 排出量において正味マイナスを達成することが理論上可能になるという点でも期待されている。
気候変動に関する政府間パネル（IPCC：Intergovernmental Panel on Climate Change）が公表した「CCS に関する特別報告書」によると、全世界における CCS の技術ポテンシャルは CO2 換算で約2 兆トンあるとされ、これは現在の世界全体の CO2 排出量約 60 年分に相当するポテンシャルである。国際エネルギー機関（IEA）は 2050 年における CO2 排出削減量の約 13%が CCS により達成すると評価しており、CCS による CO2 回収量は有限ではあるものの大きく、GHG の削減への貢献が国際的に期待される。
4.1.4.1.7 自然エネルギー① 太陽光発電
陸上での太陽後発でのコストは固定価格買取制度による普及もあり、価格が低減している。2018
年 12 月に行われた 2MW 以上の大規模な太陽光発電所の入札結果では 1kWh あたり 14.25〜15.5
円で落札されている。これは、石油燃料と比較して熱量ベースで安価である。
現在普及している太陽電池の変換効率は 15 ~ 20 %程度であるが、多接合型化合物太陽電池など、効率 40 %を目指した研究開発も進められている 94)。船舶に設置した太陽エネルギーだけで大型船
舶の推進動力を賄うのは、昼しか発電できないために困難であるが、広い面積が確保できる船種では、適切に活用することによって GHG 排出削減や燃料消費削減に有効な技術であると考えられる。
図 4.1.87 は、日本郵船株式会社、MTI 及びエロマティック社が提案している CO2 排出量を 100 %
削減するゼロエミッションのコンセプトシップである。本コンセプトシップでは、限られた水素貯蔵スペースでも航続距離を確保するために太陽光エネルギーを併用している。変換効率 45%で面積が約 9,000 m2 の太陽電池モジュールを設置し、船舶の電力需要の約 15 %を供給するとしている。

- 74 -

図 4.1.87

NYK スーパーエコシップ 205095)②

風力エネルギー
風力エネルギーの推進動力への利用についても検討されている。「ウインドチャレンジャー計画」では、風力エネルギーを最大限に取り込むことによって、大型商船の燃料消費を大幅に低減させ、船舶からの CO2 排出削減を目指しており、2009 年より巨大な硬翼帆を開発している。図4.1.88 は、ウインドチャレンジャー計画で挙げられている次世代帆船であり、2020 年の実用化を目指して研究開発が行われている 96)。
また、大内らは、船上で水素を生産する新たなコンセプトを発表している（図 4.1.89）。大面積
翼帆船を強風域で航走させることにより、帆船の船首水面下に配置したタービンを回転させ、発電機により発電した電力を活かした水電解により水素を生産、さらにその水素をトルエンと触媒を使って反応させ、前述したメチルシクロヘキサン（MCH）を水素キャリアとして船に貯蔵・輸送し、陸上へ払い出す機能を持つ水素生産帆船を提案している。

図 4.1.88 世代帆船「ウインドチャレンジャー計画」97)- 75 -

図 4.1.89 水素生産帆船の概念図 98)
4.1.4.1.8 技術開発動向調査のまとめ
低・脱炭素技術としては様々な技術が研究開発されているが、現状ではコストが高いものがほ
とんどであり、安価かつ既存船や既存インフラの利用が容易と期待されるバイオマス燃料は、持続可能性の課題や、航空業界や自動車業界と燃料の調達において競合する等の課題がある。
(1) 船舶燃料としての利用に関する技術の状況及び課題
船舶側の技術的課題としては、前項までに、低・脱炭素燃料の適用可能なエンジン、タービン、燃料電池などの燃焼・発電技術の現状及び低・脱炭素燃料を適用した場合の技術的な課題について調査した。
次ページの表 4.1.16 に各種燃焼・発電技術の特徴と技術課題をまとめている。現状までの調査
では、それぞれの技術の船舶適用性を詳細かつ定量的に検討・評価することは難しいが、いずれの技術も今後の開発状況によっては、船舶からの GHG 排出を大幅に削減するブレークスルー技術になり得ると考えられる。

- 76 -

燃料の種類
バイオディ
ーゼル

エステル化
処理をして
いないバイ
オ燃料

表 4.1.16 各種燃焼・発電技術の特徴と技術課題
燃焼・発電技術
技術課題
 大幅に改造することなく使用可能
 NOx 排出量の増加への対応
ディーゼルエンジン
 エンジンオイルへの燃料混入による動粘度変化並びに酸化による劣化の対策
 低負荷運転時の燃料噴射制御
 長期使用時の燃料系統、燃焼室、排気系統の汚損や腐食などへの対応
 植物油の劣化（酸化）や不純物の析出などの貯蔵安定性
 ゴム、樹脂、金属などの部材に与える影響
ディーゼルエンジン
 エンジンオイルへ植物油の混入
 NOx 排出量を低減するための対応
 低負荷運転時の燃料噴射制御
 高流動点燃料（パーム油等）への対応
水素専焼エンジン
水素混焼ガスエンジン

水素
水素タービン
燃料電池（PEFC）
アンモニア燃焼レシプロ
エンジン
アンモニア

アンモニア燃料タービン
アンモニア燃料電池（SOFC）
ガスエンジン（ガスインジェクション
方式、GI 方式）

天然ガス

ガスエンジン（リーンバーン方式）









太陽電池









風力推進（帆船）



ガスタービン
天然ガス改質燃料電池

自然エネル
ギー
















大出力化技術
適切な安全対策
最高燃焼圧力の増大への対応
ノッキング等の異常燃焼の抑制技術
安全対策の確立
水素特有の燃焼特性に適合する安定燃焼技術
低 NOx 化を実現する燃焼器の開発
低コスト化
長寿命化
安全対策の確立
燃焼性が低いアンモニアの燃焼効率の向上
アンモニア由来 NOx の抑制
温暖化係数の高い N2O の削減
アンモニア特有の燃焼特性に適合する安定燃
焼技術
アンモニア由来 NOx の抑制
高温の動作温度に至るまでの熱供給
熱による劣化を防ぐ耐熱材料の開発
起動停止時間の短縮技術
局所燃焼温度の制御
NOx 低減技術
異常燃焼（ノッキング、失火、過早着火）の発生抑制技術未燃燃料（メタンスリップ）の低減技術
高効率化
改質器内の燃焼ガス加熱などの安全性確保
水素生成速度の制限による発電負荷追従性
負荷停止・減少時の余剰水素の処理
高効率化
GHG 排出削減や燃料消費削減のための有効利用技術
有効性の確認- 77 -

(2) 船舶での貯蔵に関する技術の状況及び課題
表 4.1.17 に各種燃料貯蔵技術とそれぞれの技術課題をまとめている。バイオディーゼルやバイ
オエタノールについては、既存船を少ない改変で利用可能になることから、有望であるがディー
ゼルは航空分野や自動車分野との燃料が競合することから、バイオガス等競合しにくい燃料についても検討していくことが望ましい。水素燃料やアンモニアの場合は、同じ航続距離で必要になる燃料タンクの容積が現状の船舶よりも大きくなる傾向があるため、適切な配置や船の形状に関する検討が必要になる。

燃料及び貯蔵の種類
バイオディーゼル

バイオエタノール

バイオガス

液体水素

圧縮水素
水素吸蔵合金有機ハイドライド
アンモニア

液化天然ガス

圧縮天然ガス
二次電池

表 4.1.17 各種燃料貯蔵技術と技術課題
技術課題
 長期保管における酸化防止対策
 燃料ホース等のゴム製部品の膨潤・劣化対策
 配管部品等の銅合金部品に対する酸化防止対策
 必要に応じて、低引火点燃料としての安全対策
 水分混入防止対策
 低引火点燃料としての安全対策
 燃料中に含まれる有害物質の除去技術
 燃料中に含まれる二酸化炭素の液化や昇華への対策
 バイオガスから二酸化炭素を分離・除去とメタンの高濃度化（発熱量の増加）
 外部からの入熱が少ない高度な断熱技術
 液化に要するエネルギーの低減技術
 タンク内のスロッシング対策
 液体水素用大容量移送ポンプの開発
 BOG 漏洩検知等の液体水素用計測装置の開発
 スラッシュ水素貯蔵等の新技術の開発
 圧縮水素タンクの大型化
 適切な安全対策
 軽量化・高エネルギー密度化・低コスト化のための新技術の開発
 水素充填・放出過程における熱管理
 水素貯蔵・脱水素反応の高効率化
 供給・製造技術
 銅合金の応力腐食割れ対策
 毒性・漏洩対策などの適切な安全対策
 前処理行程における不純物の分離・除去
 断熱性能の向上と BOG の最小化
 タンク内濃縮現象への対策
 タンク内のスロッシング対策
 タンク内燃料性状の均一化（ロールオーバー対策）
 圧縮天然ガスタンクの大型化
 適切な安全対策
 高エネルギー密度化（次世代二次電池の開発）
 海上充電設備の開発
 GHG 削減のための有効利用技術- 78 -

表 4.1.18 は各種燃料の物性値及び燃料タンク容積（重油タンク比）をまとめたものである。同表において、燃料タンク容積（重油タンク比）は、熱効率が同一の動力源を使用するとして試算している。これより、液化天然ガス（LNG）、液体水素、アンモニアなどの代替燃料を使用する
場合のタンク寸法は、従来の重油タンクと比べて、2〜4.5 倍程度の大きさになることがわかる。

表 4.1.18 各種燃料の物性値及び燃料タンク容積（重油タンク比）
重油

天然ガス
（液体）

水素
（液体）

アンモニア
（液体）

発熱量

42.7 MJ/kg

49.2 MJ/kg

121 MJ/kg

22.5 MJ/kg

密度

900 kg/m3

460 kg/m3

70.8 kg/m3

695 kg/m3

CO2 排出係数

3.0 t/kL

2.7 t/tfuel00

体積あたりの発熱量（重油比）

38.4 GJ/m3（100 %）

22.6 GJ/m3（59 %）

8.6 GJ/m3（22 %）

15.6 GJ/m3（41 %）

燃料タンク容積（重油タンク比）

1.0

1.7

4.5

2.5

以上の結果に基づき、各種船舶に代替燃料を使用した際のタンク配置を検討した。図 4.1.90 は
水素燃料及びアンモニア燃料を利用するバルクキャリアの検討例である。比較のため、同図(a)及び(c)に従来の油燃料を利用する船舶も併記している。この検討例においては、従来の油焚き船舶と同等の航続距離（約 60 日）となるように代替燃料のタンク寸法を推定している。ただし、液体水素タンクの断熱構造や代替燃料を使用する際の関連設備の配置については十分な検討がなされていない。これらの検討結果より、球形の水素タンクを用いる場合、貨物スペースは従来の 5/6〜
1/3 程度になると想定される。
図 4.1.91 は、GHG 排出量を半減する VLCC の検討例である。比較のため、同図(a)に従来の油燃料を利用する船舶を併記している。この検討例では、重油タンクの寸法を従来の 1/2 とし、残りを水素燃料タンクとして従来燃料船と同等の航続距離を維持できるだけの燃料を搭載している。
図 4.1.92 は、GHG 排出量を 70 %削減するコンテナ船の検討例である。従来の重油燃料を液化
天然ガス（LNG）に置き換えることでエンジン出力あたり 20 %程度の GHG 排出量を削減し、さらに航海速力を下げてエンジン出力を低減することで GHG 排出量を 70 %削減すると試算している。
それぞれの燃焼・発電技術を組み合わせて、船舶の動力システムが構成されることも考えられる。図 4.1.93 は、従来の石油燃料を完全に水素に置き換えた場合のシステム構成を検討した一例である。推進用主機として水素エンジン、船内電力用発電機として燃料電池（PEFC）を搭載している。
低・脱炭素燃料それぞれの特徴に応じた燃料貯蔵技術の現状と技術課題並びに低・脱炭素燃料の適用可能なエンジン、タービン、燃料電池などの燃焼・発電技術の現状と技術課題について調査し、低・脱炭素燃料に対応する船舶技術を整理した。これらの調査結果は、海運部門における将来の CO2 削減のシナリオを議論する際の基礎となりうる。

- 79 -

図 4.1.90 水素燃料及びアンモニア燃料を利用するバルクキャリアの検討例

図 4.1.91

GHG 排出量を半減する VLCC の検討例

- 80 -

図 4.1.92

GHG 排出量を 70 %削減するコンテナ船の検討例

図 4.1.93 水素燃料船のイメージ- 81 -

4.1.5 主要各国の政策動向に関する調査
本節では、英・仏・独・米・中の 5 ヶ国について、2020 年前後（短期）、2030 年（中期）、2050
年（長期）の運輸部門の代替燃料に関する普及シナリオや導入目標等の概要を整理する。調査対
象を下表に示し、時間軸で整理した調査対象を下図に示す。欧米諸国では、2020〜2030 年の定量目標が設定されているが、それ以降は定性的な言及に留まっている。中国においては、2020 年の定量目標が設定されている。
表 4.1.19 「主要各国の政策動向に関する調査」における調査対象一覧
#
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)

国／地域
時間軸
欧州（英・仏・独） 短期
欧州（仏・独）
中期
中期
英国
長期
ドイツ
長期
フランス
長期
短期
米国
長期

(9)

中国

国

短期

施策名・ビジョン名
Renewable Energy Direction
Renewable Energy Direction II（審議中）
Renewable Transport Fuel Obligation
The Clean Growth Strategy
Klimaschutzplan 2050
Stratégie Nationale Bas-Carbone
Renewable Fuel Standard II
United States Mid-Century Strategy
再生可能エネルギー発展のための第 13
次 5 カ年計画（2016-2020 年）

2020

ドイツ

フランス

米国

中国

定量目標
有
有
有
無
無
無
有
無

2016

有

2030

Renewable Transport Fuel Obligation（2008）

英国

発行年
2009
2021 予定
2008
2017
2016
2016
2007
2016

2050
The Clean Growth Strategy（2017）

Renewable Energy Direction（2009）

Renewable Energy Direction（2009）

Renewable Energy Direction II（2021発効予定）

Klimaschutzplan 2050（2016）

Renewable Energy Direction（2009）

Renewable Energy Direction II（2021発効予定）

Stratégie Nationale Bas-Carbone（2016）

Renewable Fuel Standard II （2007）

United States Mid-Century Strategy（2016）

再生可能エネルギー発展のための第13次5カ年計画（2016）

紫色・・・定量的な普及目標が掲げられている施策・ビジョン

緑色・・・定量的な普及目標が掲げられていない施策・ビジョン

図 4.1.94 「主要各国の政策動向に関する調査」における調査対象の整理- 82 -

(1) Renewable Energy Direction【欧州（英・仏・独）／短期】①

創設経緯
2008 年 1 月、欧州委員会が欧州再生可能エネルギー指令（RED）を提案し、2009 年 4 月、欧州
議会・欧州閣僚理事会の承認を経て導入され、2010 年 6 月、導入に伴い、欧州加盟国が RED で掲げられた目標の達成に向けた National Action Plan を提出した。
2012 年 10 月、間接土地利用変化（ILUC：Indirect Land Use Change）の観点から、欧州委員会は
RED の持続可能性基準に関する改正案を提案し、2015 年 7 月、欧州議会・欧州閣僚理事会の修正及び承認を経て、改正を採択されている。
②

運用機関
欧州委員会

③

対象期間
2009 年〜2020 年

④

義務対象者
欧州加盟国

⑤




導入目標
2020 年までに、輸送用燃料の 10％を再生可能燃料由来とする（必達目標）
食用作物由来のバイオ燃料の導入上限を 7％までとする（必達目標）
先進型バイオ燃料の導入目標を 0.5％とする（努力目標）⑥

遵守方法
加盟国の裁量に委ねられる。但し、先進型バイオ燃料は導入量の 2 倍としてカウントする優遇措置を講じる。加盟国の施策例として、英国、フランス、ドイツでは、全て供給側に政策措置を講じており、需要側に再生可能燃料の利用を強制する措置は講じられていない。

国
英国
フランス

ドイツ

表 4.1.20 英・仏・独における再生可能燃料促進の主な施策
施策名
概要
Renewable Transport 年間 45 万 L 以上の燃料供給事業者に対して、2032 年までに供給
Fuel Obligation
燃料の 12.4％を再生可能燃料で供給することを要請。
汚染活動一般税
燃料供給事業者に対して、供給量に占めるバイオ燃料の熱量割合(TGAP)
を 7.7％（2018 年）とし、それを満たした事業者は免税、不足した事業者は不足分に対して販売単価に 7.7％を乗じた税額を徴収。
Biofuel Quota
燃料供給事業者に対して、2020 年までに供給燃料の GHG 排出原
Ordinance
単位を 6％削減することを要請。

⑦

罰則
欧州委員会が達成困難な国に勧告し、最終的には金融制裁として罰金を課すよう欧州連合司法裁判所に求める。罰金額は、定額（1 日当たり 640 EUR）に深刻度や各国 GDP 等を考慮して算定される。なお、本罰則は欧州加盟国にのみ適用されるため、欧州加盟国以外の国々や IMO 等の国際機関には適用されない。

- 83 -

年月日
2013/3/21
2013/3/21
2013/11/20

2014/1/21

表 4.1.21 金融制裁の主な事例 99)
対象国
罰則内容
ポーランド
RED の国内法への移転不履行
キプロス
RED の国内法への移転不履行
オーストリア RED の一部（再生可能エネルギー源からの電力系
統のアクセス管理、およびバイオ燃料の持続可能性基準）の国内法への移転不履行
アイルランド RED の一部（輸送部門における再生可能エネルギ
ー割合 10％目標、行政手続の合理化、再生可能エ
ネルギー源からの電力系統のアクセス管理、バイオ燃料の持続可能性基準）の国内法への移転不履行

罰金額
133,228.80EUR/day
11,404.80EUR/day
40,512.00EUR/day

25,447.50EUR/day(2) Renewable Energy Direction II（審議中）【欧州（仏・独）／中期】
創設経緯（2019 年 3 月時点）
2016 年 1 月、2030 年目標への拡張を目的に、欧州委員会が欧州再生可能エネルギー指令の改正案を提案した。2018 年 1 月、欧州議会は欧州委員会の改正案に対する修正案を提出し、審議が行われ、2018 年 11 月に、上記修正案にさらに修正を加えた改正案を欧州議会が承認されている。今後は欧州閣僚理事会にて審議され、承認されれば採用されるが、否認された場合は制度内容が修正される可能性がある。
①

②

運用機関
欧州委員会

③

対象期間
2021 年〜2030 年（予定）

④

義務対象者
欧州加盟国

⑤




導入目標
2030 年までに、輸送用燃料の 14％を再生可能燃料由来とする
食用作物由来のバイオ燃料の導入上限を 7％までとする
カテゴリ A に該当する先進型バイオ燃料の導入目標を 2022 年に 0.1％、2025 年に 1％、2030
年に 3.5％に引上げる⑥

遵守方法
加盟国の裁量に委ねられる。但し、原料や用途に応じて実際の導入量より多くカウントする以下の優遇措置を講じる。
 先進型バイオ燃料（ANNEX IX に記載されたもの）は導入量の 2 倍としてカウントする。
 鉄道部門に供給される再生可能電力は導入量の 1.5 倍、自動車部門に供給される再生可能電力は導入量の 4 倍としてカウントする。
 食用作物由来のバイオ燃料を除き、航空部門・船舶部門に供給される燃料は導入量の 1.2 倍としてカウントする。
⑦

罰則
欧州委員会が達成困難な国に勧告し、最終的には金融制裁として罰金を課すよう欧州連合司法裁判所に求める。罰金額は、深刻度や各国 GDP 等を考慮して算定される。
(3) Renewable Transport Fuel Obligation (RTFO)【英／中期】①

創設経緯
2004 年 7 月に成立されたエネルギー法（Energy Act 2004）に包含される形で、2005 年 11 月にRTFO の導入を通知し、2008 年 4 月 15 日より施行された。2013 年 4 月 15 日より、対象事業者をオフロード移動機械（NRMM）の燃料供給事業者にも拡張が行われ、2015 年 4 月 15 日より、水- 84 -

素化植物油（HVO）及び脂肪酸メチルエステル（FAME）の扱いを整備した。更に、2018 年 4 月
15 日より、RTFO を大幅に改正。再生可能燃料総量目標及び開発燃料目標に分割し、2032 年までの導入目標を明確化した。
②

運用機関
英国運輸省（Department of Transport）③

対象期間
2008 年〜2032 年

④

義務対象者
道路輸送、NRMM（船舶含む）、航空機向けの燃料（ガソリン・ディーゼル・ガス・再生可能燃料）を年間 450,000L 以上供給する事業者⑤

導入目標
再生可能燃料の導入割合は 2020 年までに全体の 9.75％以上、2032 年までに全体の 12.4％以上が義務付けられている。また、英国の長期的な戦略ニーズに合致した燃料を「development fuel（開発燃料）」と定義し、再生可能燃料総量目標の内数での義務量を別途定めている。
表 4.1.22 英国 RTFO における再生可能燃料の導入目標 102)年
作物由来のバイオ燃料
開発燃料
再生燃料全体
2018
4.00%
7.25%
NA
2019
4.00%
0.10%
8.50%
2020
4.00%
0.15%
9.75%
2021
3.83%
0.50%
10.10%
2022
3.67%
0.80%
10.40%
2023
3.50%
1.00%
10.60%
2024
3.33%
1.20%
10.80%
2025
3.17%
1.40%
11.00%
2026
3.00%
1.60%
11.20%
2027
2.83%
1.80%
11.40%
2028
2.67%
2.00%
11.60%
2029
2.50%
2.20%
11.80%
2030
2.33%
2.40%
12.00%
2031
2.17%
2.60%
12.20%
2032
2.00%
2.80%
12.40%
作物由来バイオ燃料については、2021 年以降上限値を徐々に引き下げ、2032 年には 2％まで半減させる。廃棄物又は残渣由来バイオ燃料、RFNBO 等の開発燃料については、2019 年以降上限
値を徐々に引き上げ、2032 年には 2.8％まで引き上げる。

- 85 -

12.4

2032

11.2

12.0 12.2

2030

10.8 11.0

2027

9.75

10.6
10.1 10.42026

再生可能燃料割合（％）

12%

11.8
11.4 11.6

2024

15%

8.5

9%
7.25

6%

3%

作物由来のバイオ燃料

開発燃料(development fuel)

2031

2029

2028

2025

2023

2022

2021

2020

2019

2018

0%

バイオ燃料総量

図 4.1.95 英国 RTFO における再生可能燃料の導入目標推移 102)⑥

遵守方法
以下のいずれかの方法（Redeem、Buy-Out）で義務遵守量及び開発燃料義務量を達成する。RTFCs
による償却は毎年 9 月 15 日までに行われ、償却が不足する場合は 10 月 26 日までに Buy-Out による精算を完了させなければならない。10 月 26 日までに精算できない場合は、10 月 27 日のイング
ランド銀行の基準金利に対して年率 5％を上乗せした利子が課される。
 再生可能輸送燃料証書（Renewable Transport Fuel Certificates：RTFCs）による償却【Redeem】
 RTFCs で償却しきれなかった分に対する権利買取価格（遵守量の場合は 1 クレジット当た
り 30 ペンス、開発燃料義務量の場合は 1 クレジット当たり 80 ペンス）による支払い【BuyOut】＜特例措置＞
 廃棄物及び残渣物（但し、農業・漁業・林業の残渣物を除く）由来の原料から得られる再生可能輸送燃料に対しては、1 単位当たり 2 クレジット分の RTFCs が発行される。
 償却に利用する RTFCs の 25％を上限として、前年に発行された RTFCs の繰り越し（carryover）することが可能。
⑦ 罰則＜義務量を順守しなかった場合＞
5 万￡、又は、
RTFO の対象となる燃料による売上高の 10％で少額な方を民事罰金（Civil Penalty）
として徴収される。
＜RTFCs を不正に取得した場合＞
RTFO の権利買取価格の 2 倍の価格を不正取得クレジット分に乗じた額、又は、RTFO の対象となる燃料による売上高の 10％で少額な方を民事罰金として徴収される。
(4) The Clean Growth Strategy【英／長期】①

創設経緯
2008 年に可決された気候変動法により、英国は温室効果ガス排出量の上限「カーボン・バジェ
ット」を 5 年ごとに定めるプロセスを通じて 2050 年までに温室効果ガス排出量を 1990 年比で80％以上削減することにコミットした。2015 年 3 月、英国を含む欧州加盟国はパリ協定に基づき、- 86 -

2030 年までに 1990 年比で 40％の温室効果ガス削減にコミットする NDC を提出し、2017 年 10
月、英国ビジネス・エネルギー・産業戦略省は、2050 年に 80％削減を達成するシナリオ分析や方策の提示等を目的として、「The Clean Growth Strategy」を公表した。
②

発効機関
英国ビジネス・エネルギー・産業戦略省（Department for Business, Energy and Industrial Strategy：
BEIS）
③

対象期間
〜2050 年④

全体目標の概要
2028〜2032 年までの第 5 次カーボンバジェット（1990 年比で 57％削減）を設定するとともに、それに向けた方策を提示している。また、2050 年に温室効果ガス排出量を 1990 年比で 80％削減を達成する 4 つのシナリオ（原子力・CCS・再エネが同程度導入されるシナリオ、再エネ・省エネ
進展シナリオ、CCS バイオ進展シナリオ、原子力拡大・省エネ低位シナリオ）について分析を行っている。

図 4.1.96 カーボンバジェットの推移と 2050 年 80％削減の推移 103)
なお、部門別目標は産業部門のみ 2050 年までに 70％削減が明示されており、産業 CCS により
CO2 の約 1/3 程度の回収が見込まれている。

図 4.1.97 産業部門における炭素削減機会（2050 年）103)より作成⑤

運輸部門の主な記載
政府は 2040 年までに従来のガソリンおよびディーゼル車およびバンの新車販売の全面的な終了を発表している。政府は超低排出ガス自動車（ULEV）の普及を推進するために 10 億ポンドを費やしている。バッテリーの価格が下落し続ければ、今後新車に対し政府が助成金を出す必要は無くなる。成熟した、自給自足が可能な市場の開拓を支援するために、政府はULEV への援助を提供する。
 電気自動車充電ネットワークに関して、規制や資金調達、民間投資を利用してネットワーク
を構築するための戦略を打ち出す。水素燃料供給ステーションのネットワークの構築、公共- 87 -

および民間セクターでの水素燃料電池自動車およびバンの導入を増やすために資金を提供する。

図 4.1.98 運輸部門における GHG 排出量の実績値及び見通し（1990〜2050 年）







政府は公共セクターがゼロエミッション車への移行を主導するために、中央政府の大規模な導入要件や調達者に最もクリーンな低排出車を選択させる新しい購買基準などの計画を発表する。
都心部への配送に低排出鉄道貨物の利用を含め、より多くの貨物が道路から鉄道へと移行するための費用効率の高い選択肢を可能にする活動を促進する。
公共交通網への投資を継続し、人々が自転車や徒歩、もしくはバスや電車を移動手段として利用するよう支援する。
持続可能な代替燃料を推進することにより、ガソリン車やディーゼル車からの炭素排出量を削減するとともに、重量車や航空部門に適した先進燃料の開発を支援する。
RTFO を拡大し、航空部門でバイオ燃料を使用するインセンティブを与える。国内船舶に関しては、政府は引き続き産業と協働し、新型の船体設計、空力構造を含む燃料効率改善技術を開発する。船舶保有者や港湾と協働し、持続可能な代替燃料やよりクリーンな排出技術の供給と使用における障壁を特定し、可能性のある解決策を探る。

(5) Klimaschutzplan 2050【独／長期】①

創設経緯
2015 年 3 月、ドイツを含む欧州加盟国はパリ協定に基づき、2030 年までに 1990 年比で 40％の温室効果ガス削減にコミットする NDC を提出した。2016 年 11 月、ドイツ連邦環境・自然保護・
建設・原子炉安全省は、2030 年までの温室効果ガス削減目標を着実に実施し、2050 年の長期的な温室効果ガス削減の方向性を示すことを目的として、「Klimaschutzplan 2050」を公表した。
②

発効機関
ドイツ連邦環境・自然保護・建設・原子炉安全省（現 ドイツ連邦環境・自然保護・原子炉安全省（Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit））③

対象期間〜2050 年④

全体目標の概要
温室効果ガスの排出量を 2050 年までに 1990 年比 80〜95%削減し、今世紀半ばまでに GHG ニュートラルを目指すという長期目標を設定した。また、2050 年までの中間目標として、2030 年までに 1990 年比 55％削減を設定。本計画では、2030 年目標を確実に遂行するため、ロードマップとなる各部門の排出目標を提示した。本計画は、ドイツが長期的な気候保護戦略を実行するに当- 88 -

たっての基本方針であり、経済界、研究機関、市民社会を含むすべての関係者に必要な方向性を示すものであり、今後数十年に渡っての詳細を提示するマスタープランではないとされている。

部門
エネルギー
建築物
運輸
産業
農業
その他
合計

表 4.1.23 2030 年に向けた部門別削減目標
GHG 排出量（MtCO2e）1990 年
2014 年
2030 年
466
358
175〜183
209
119
70〜72
163
160
95〜98
283
181
140〜143
88
72
58〜61
39
12
5
1,248
902
543〜562⑤2030 年 の 削 減 率（1990 年比）
▲62〜61％▲67〜66％▲42〜40％▲51〜49％▲34〜31％▲87％▲56〜55％

運輸部門の主な記載
旅客及び貨物輸送の輸送量全体における各交通手段の割合は異なる。旅客輸送の大部分は自動車と自動二輪によるもので、およそ 76%を占める。長距離列車及び都市を結ぶ電車は 7.2%、公共の道路交通機関（バス、路面電車及び地下鉄）は 6.5%である。航空輸送は旅客輸送のおよそ 4.7%を占める。貨物輸送においては、トラックによる輸送が最も多く 73%、電車 17.7%、内航船舶が9.3%を占める。
国際航空・国際海運においてドイツが排出する温室効果ガスは、温室効果ガス排出報告の輸送部門には含まれないが、国際空輸・海運の急増に対応する必要がある。特に ICAO による 2020 年
以降の航空部門における気候ニュートラルな発展を保証し、国際市場に基づいた対策を支援する。
EU 域内の航空部門における排出量は EU 排出権取引制度により把握し、2018 年以降は国際海路輸送における CO2 排出量を MRV 条例（算定、報告、検証）に基づき、IMO のデータ収集システ
ムにより把握する。

- 89 -

表 4.1.24 2030 年の削減目標に向けた対策及び 2050 年のビジョンに関する主な記載
2030 年の 2030 年までに道路交通における温室効果ガス削減のコンセプトをまとめる。
 E モビリティに関する支援対策を定期的にレビューし、E モビリティの発展状況に合削減目標
わせて対策を調整する。
に向けた 環境に優しい交通手段・乗り物の利用や交通部門における再生可能エネルギーの利用対策への経済的インセンティブが明らかに高まるよう、追加費用を発生させずに交通関連
費用や分担金を発展させる方法を検討する。
 公共交通機関の利用、モーダルシフト、自転車・徒歩交通を拡大する。
 国内・グローバルレベルで航空輸送及び内航船舶における電力ベースの燃料を拡大し、市場導入するためのコンセプトを提示する。廃棄物及び残材をベースとしたバイ
オ燃料の同部門における役割を検証する。
 交通部門のデジタル化戦略を構築する。
2050 年の 2050 年にはドイツの交通システムを化石燃料からほぼ脱却（「脱炭素化」）させ、広範囲に温室効果ガスニュートラルを達成する。
ビジョン 計画的で統合的な都市開発により、道路空間を需要に応じて再構築し、徒歩及び自転
車による移動が大幅に増加する。
 道路交通については、内燃機関のエネルギー効率を改善するだけなく、自動車のボデ
ィへの軽量化技術の採用、電動モーターなどの代替動力の大量生産工程への統合、またそのさらなる開発が必要である。
 代替動力や代替エネルギー源への転換においては、今後、eFuels/Power-to-X 等が不可
欠な選択肢となる。
 航空輸送など、電力を直接利用できない部門においてはバイオ燃料が有用である。しかし、持続可能なバイオマスの可能性は限定的である。このため、再生可能エネルギ
ー電力の水素への転換、さらには水素からメタンや液体燃料の合成も有望である。再生可能エネルギーで生成した水素を燃料電池に使用し、合成した炭化水素は船舶及び航空機に優先的に使用する。
(6) Stratégie Nationale Bas-Carbone【仏／長期】①

創設経緯
2012 年 11 月から 2013 年 7 月にかけて開催された「エネルギー移行に関する国民議論」及び2013 年 9 月にオランド大統領出席の下に開催された「国民環境会議」の提言を踏まえ「グリーン成長のためのエネルギー移行法（LTECV 法）」の草案が策定され、2014 年 10 月に国民議会下院に提出された。そして、フランス上院・下院を通じて 1 年以上の議論を経て 2015 年 7 月 22 日にエネルギー移行法が成立し、2015 年 8 月 18 日に公布された。
エネルギー移行法では、2050 年の温室効果ガス排出削減目標等を提示するとともに、同法第 8
編第 173 条において、フランスにおけるエネルギー移行を進める上での重要なツールとして、「フ
ランス国家低炭素戦略（Stratégie nationale bas carbone：SNBC）」および「カーボンバジェット（Budgets
carbone）」の早期制定を明記した。
エネルギー移行法制定を受け、2015 年 11 月 18 日、ロワイヤル環境大臣が「フランス国家低炭素戦略」を発表。2016 年 12 月 27 日、パリ協定第 4 条第 19 項に基づく国家長期戦略として UNFCCCに提出された。SNBC では、エネルギー移行法で定めた目標達成のための包括的枠組みや部門別戦略を記載するとともに、第 3 期までのカーボンバジェットを制定（2015-2018 年、2019-2023 年、2014-2028 年）。さらに、目標を確実に達成するためカーボンバジェットの各期間に、遵守状況をレビューし、国家低炭素戦略の見直しを行うこと等を定めている。
②

発効機関
エコロジー・持続可能開発・エネルギー省（現、環境連帯・移行省（Ministère de la Transitionécologique et solidaire））③

対象期間〜2050 年

- 90 -

④

全体目標の概要
エネルギー移行法では、温室効果ガス排出量を 2030 年までに 1990 年比 40%削減、2050 年までに 4 分の 1 に削減（75％減）するとし、その道筋は、カーボンバジェットにより定めるとしている。

図 4.1.99

SNBC における全体目標（左）とカーボンバジェット（右）国家低炭素戦略（SNBC）は、上記目標と整合性のある道筋をたどるために実施すべき取組を規定し、また、各部門における勧告を提示している。部門横断的な戦略として、カーボンフットプ
リント、炭素価格、イノベーション等、また、各部門に対して高い削減目標とそれを達成するための部門固有の戦略を提言している。

- 91 -

表 4.1.25 SNBC における部門固有の戦略
部門
取組みに関する具体的な提言
産業目標
2013 年比▲24％(2024-28) ▲75％(2050)
取組 エネルギー効率改善 循環経済の推進（リサイクル・再利用・エネルギー回収等）
 バイオマス等の低排出原料の利用促進
 GHG 集約度の高いエネルギー使用の削減※長期的には CCS 技術の開発及び普及が重要
エネルギー 目標
1990 年比で▲96％(2050) 「ファクター20※」
転換※「ファクター20」＝効率改善による「ファクター2」 ×エネルギーミックスの脱炭素化（CCS 含む）による「ファクター10」
取組 需要抑制（効率改善、電化、電力ピーク緩和） 再エネの普及と新規火力発電の建設回避
 再エネ普及のための電力需給調整システムの向上
運輸目標
2013 年比▲ 29％(2024-28) ▲70％(2050)取組 燃費改善（2030 年新車燃費 2L/100km）
 低炭素車両の導入促進
 燃料の炭素強度の低減
 需要の削減（テレワーク、カープーリング等）
 モーダルシフト（道路交通・航空から鉄道等へ）
建物
目標
2013 年比▲54％(2024-28) ▲87％(2050)
取組 2012 年基準新築建築物の普及
 ライフサイクル CO2 削減を考慮した次期基準の策定
 2050 年までにほぼ全ての既存建築物が省エネ改修
 省エネマネジメント（エコデザイン、スマートメーター等）
農林業
目標
2013 年比▲12％(2024-28) 1990 年比▲50％(2050)
取組 アグロエコロジー農業の拡大（有機肥料、永年放牧地の保全等）
 木材採取量の増加
 バイオマスの活用（建築用材の大規模利用等）
廃棄物
目標
2013 年比▲33％(2024-28) ▲80％(2050)
取組 廃棄物発生抑制
 資源再利用の促進
 廃棄物のエネルギー回収
 廃棄物処理場や浄水処理場からのメタン発生抑制
 エネルギー回収を行わない焼却の禁止⑤

運輸部門の主な記載
運輸部門の GHG 排出量は 1990 年の 1.183 億 tCO2eq から 11.1%増加し、2013 年に 1.314 億 tCO2eqに達した。2013 年の内訳は道路輸送が運輸全体の 92%であり、航空（同 3％）、海運（同 1%）と続いている。運輸部門では、上述の通り、2013 年比で 2024-28 年までに 29％削減、2050 年までに70％削減の GHG 削減目標を掲げており、目標達成に向けて表 4.1.26 に示す 5 つの戦略を掲げている。

- 92 -

表 4.1.26

SNBC における運輸部門の固有の戦略

1 人当たり・単位 GDP
当たり移動需要の抑制（さらには減少） モノの生産地と消費地の近接化。
 在宅勤務や遠隔サービスの利用の拡大。

乗車・積載率、より一般
的には車両及び既存交通網のより有効な使用

 往来する車両内の空きスペースを有効利用。カープーリングやその他の移動サービスの拡大。荷主や輸送業者がその業務慣行の見直し。
 都市間を結ぶ道路や高速道路の速度制限。

自動車のエネルギー効率

 標準で 2L 当たり 100km 走れる車を 2050 年までに普及。（遅くとも 2030 年までに新車販売の主流に。）
 大型トラックのエネルギー効率向上の加速化。

燃料の炭素強度 カーボンバジェット第 1 期（2015-2018）までに第三世代バイオ燃料や水素モビリティ、バイオ NGV［車両用天然ガス］等の技術を実用化。短期・中期的には、E モビリティ、第二世代バイオ燃料、NGV、バイオ NGV を推進し、運輸部門のエネルギーミックスの多様化を図る。

モーダルシフト 都市部での徒歩、自転車と公共交通機関の優先。長距離の共同輸送、鉄道船舶の優先。
 価格シグナルの導入（炭素価格の引上げ）。
 国際輸送は、国際海事機関（IMO）や国際民間航空機関（ICAO）など国際機関の規則の制定を優先する。
（欧州炭素市場への航空部門の組み入れや海運向け代替燃料の推進な
どの地域のイニシアティブは、国際規則の補完的位置付けとする。）(7) Renewable Fuel Standard II【米／短期】①

創設経緯
2005 年 7 月、包括エネルギー法（Energy Policy Act of 2005）において、燃料供給事業者に対し再生可能燃料の販売を義務付ける RFS を策定し、2007 年 12 月、エネルギー自立・安全保障法（Energy Independence and Security Act of 2007）の成立に伴い RFS II に改正した。具体的には、再生可能燃料の明確な定義の追加、再生可能燃料の 2022 年供給目標（360 億ガロン）、RIN（バイオ燃料製造識別番号）の創設等を行った。
②

運用機関
米国環境保護庁（United States Environmental Protection Agency：EPA）③

対象期間
2005 年〜2022 年

④

義務対象者
アラスカ州を除く 49 州で輸送用燃料を提供する石油精製事業者及び石油製品輸入事業者⑤

導入目標
Renewable Fuel Standard における再生可能燃料は、原料及びライフサイクル GHG 削減率に応じて 4 種類に分類され、それぞれの導入目標が定められている。他方で、環境保護庁（EPA）が経済
性・環境性に深刻な影響を与えると判断した場合、目標自体を修正する権限を有する。

- 93 -

＜制度導入当初の各バイオ燃料の導入目標＞
制度導入当初では、再生可能燃料による供給総量を 2022 年までに 360 億ガロンに引き上げ、従来型バイオ燃料の供給を抑えつつ、セルロース系バイオ燃料や先進系バイオ燃料を増やす方向で供給目標を設定していた。
表 4.1.27
年

RFS II における各バイオ燃料の導入目標（制度導入当初）104)

セルロース系 バイオ
バイオ燃料
ディーゼル

2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022

NA
0.10
0.25
0.50
1.00
1.75
3.00
4.25
5.50
7.00
8.50
10.5
13.5
16.0

先進系
バイオ燃料

0.50
0.65
0.80
1.00
※1
※1
※1
※1
※1
※1
※1
※1
※1
※1

再生可能
燃料総量

0.60
0.95
1.35
2.00
2.75
3.75
5.50
7.25
9.00
11.00
13.00
15.00
18.00
21.00

従来型
バイオ燃料※2

11.10
12.95
13.95
15.20
16.55
18.15
20.50
22.25
24.00
26.00
28.00
30.00
33.00
36.00

10.5
12.0
12.6
13.2
13.8
14.4
15.0
15.0
15.0
15.0
15.0
15.0
15.0
15.0

※1 最低 10 億ガロンを設定するが、要件を引き上げる可能性があるとしている。
※2 従来型バイオ燃料の値は法律で定められた供給量目標ではない。

再生可能燃料供給量（10億ガロン）

50
45
40

36.0
33.0

35
30
25
20
15

11.1

13.0 14.0

15.2

16.6

18.2

20.5

22.3

24.0

26.0

28.0

30.0

10
5

セルロース系バイオ燃料

バイオディーゼル

先進型バイオ燃料

再生可能燃料総量

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0

図 4.1.100 RFS II における各バイオ燃料の導入目標推移（制度導入当初）104)＜2019 年 3 月時点の各バイオ燃料の導入目標＞
2019 年 3 月時点では、2007 年当初に主要な再生可能燃料とされたセルロース系バイオ燃料の供給量目標は大幅に下方修正され、先進系バイオ燃料及び再生可能燃料総量も下方修正されている。
一方で、バイオディーゼルの供給量目標は上方修正されている。

- 94 -

表 4.1.28

RFS II における各バイオ燃料の導入目標（2019 年 3 月時点）105)

年

セルロース系 バイオ
先進系
再生可能
従来型
バイオ燃料
ディーゼル バイオ燃料 燃料総量
バイオ燃料
NA
0.50
0.60
11.10
10.5
2009
0.10
0.65
0.95
12.95
12.0
2010
0.80
1.35
13.95
12.6
0.0066
2011
1.00
2.00
15.20
13.2
0.00865
2012
2.75
16.55
13.8
0.006
1.28
2013
14.4
0.033
1.63
2.67
16.28
2014
15.0
0.123
1.73
2.88
16.93
2015
15.0
0.230
1.90
3.61
18.11
2016
15.0
0.311
2.00
4.28
19.28
2017
15.0
0.288
2.10
4.29
19.29
2018
15.0
0.418
2.10
4.92
19.92
2019
NA
NA
NA
NA
2.43
2020
NA
NA
NA
NA
NA
2021
NA
NA
NA
NA
NA
2022
※ 赤字は 2007 年当時から上方修正した目標、青字は下方修正した目標

45
40
35
30

11.1

13.0 14.0

15.2

18.1 19.3

19.3 19.9

2018

15

16.6 16.3 16.9

2016

20

2013

25

2012

再生可能燃料供給量（10億ガロン）

50

10
5

セルロース系バイオ燃料

バイオディーゼル

先進型バイオ燃料

再生可能燃料総量

2022

2021

2020

2019

2017

2015

2014

2011

2010

2009

0

図 4.1.101 RFS II における各バイオ燃料の導入目標推移（2019 年 3 月時点）105)- 95 -

⑥

遵守方法
以下のいずれかの方法で義務遵守量を達成する。
 バイオエタノールを調達してガソリンに混合又はバイオディーゼルを購入し供給
 再生可能識別番号（Renewable Identification Number：RIN）のクレジット購入＜再生可能識別番号（RIN）について＞
RIN は再生可能燃料供給者が再生可能燃料を供給することで、１ガロン当たり１クレジット生成される。対象事業者（石油精製事業者及び石油製品輸入事業者）は、生成された RIN を必要に応じて購入し、対象事業者は購入した RIN を義務遵守量として償却することができる。

再生可能燃料供給者

再生可能燃料の製造
RINs生成再生可能燃料
RINs

再生可能燃料の混合

バイオ燃料混入業者（Blender）

再生可能
燃料

ガソリンスタンド

混合比率に応じてRINを分割

非再生可能燃料の石油精製事業者又は石油製品輸入者

非再生可能燃料の精製・輸入義務量を課される

RINsの一部

ガソリン等
遵守義務量

遵守義務量の償却

混入業者から購
入したRINで遵守義務量を償却

図 4.1.102 RIN の生成から償却利用までのイメージ 105)⑦

罰則
義務量を遵守できなかった対象事業者や RIN 発行を偽装した事業者は、最大 25,000USD/日の違約金と、その違反に起因する経済的利益分について民事罰金（Civil Penalty）を課される。
＜民事罰金が課された事例＞
NGL Crude Logistics 社は、他社から RIN が付与されたバイオディーゼルを購入し、その RIN を第３者に売却した後、Western Dubuque 社にバイオディーゼルをメチルエステルの「原料」として売却。Western Dubuque 社はそのバイオディーゼルを再処理し、新たな RIN を生成。EPA はこれを違法に当たるとして、2018 年 9 月 27 日、NGL Crude Logistics 社に 2500 万米ドルの民事罰金と3600 万クレジット分の RIN の購入を命じた。
(8) United States Mid-Century Strategy【米／長期】①

創設経緯
2015 年 3 月、米国政府はパリ協定に基づき、2025 年までに 2005 年比で 28％の温室効果ガス削減にコミットする NDC を UNFCCC に提出した。2016 年 11 月、ホワイトハウスはパリ協定の要請に基づく、温室効果ガス削減に向けた長期的な戦略として「United States Mid-Century Strategy for
Deep Decarbonization」を公表した。
② 発効機関ホワイトハウス③ 対象期間〜2050 年
④ 全体目標の概要
シナリオ分析により、2050 年 80％削減を達成する複数のパスウェイを提示し、パスウェイに関連する重要な機会や困難を明らかにすることを目的とする。正味排出量削減のため、①低炭素なエネルギーシステムへの転換、②森林等や CO2 除去技術を用いた CO2 隔離、③CO2 以外の排出削減の３分野で対策を推進するとしている。
①低炭素エネルギーシステムへの転換では、エネルギー効率を向上させ、電気のほぼ完全な脱炭素化を実現し、運輸・建物・工業における電気及びその他の低炭素燃料への転換を図る。②森
林等や CO2 除去技術を用いた CO2 隔離では、今後 20-35 年の間に約 16〜20 万 km2 規模の森林を拡大し、CO2 除去技術の活用等を通じて CO2 を隔離する。③CO2 以外の排出削減では、石油・ガス部門に対する排出基準を設定し、新技術や農法改善による農業部門からのメタンや N2O の排出- 96 -

を削減する。

図 4.1.103 ベンチマークシナリオにおける削減量の要因分析⑤

運輸部門の主な記載
運輸部門では、GHG 削減に向けて以下 3 つの戦略が掲げられている。
表 4.1.29

United States Mid-Century Strategy における運輸部門の 3 つの戦略

燃費の向上

 自動車の燃費と燃料製造の効率を向上させる。燃費の向上は、電化が困難な輸送機
関（航空機、船舶、長距離トラック）において特に重要。

低炭素な輸送用燃料及び車両の開発

 電気自動車、燃料電池自動車、バイオマス自動車への技術の投資が必要。いずれも市場に存在するが、大規模な普及に向け、コスト削減や性能向上、消費者の受容性向上、インフラ開発が必要。

自動車における走行距離の削減 公共交通機関の改善及び活用、人口密度の上昇、ライドシェアの増加、徒歩や自転車を利用しやすい環境が、乗用車の利用削減につながる。
 ロジスティクスの改良と長距離トラックから列車へのモーダルシフトにより、大型車の走行距離削減につながる可能性がある。

ベンチマークシナリオでは、2035 年に、軽量車における新車の約 50％がクリーン自動車になり、2050 年に軽量車の走行距離の 60％がクリーン自動車由来になる。他の戦略として、コネクティッドカーや自動運転がある。これらが拡大することで、よりスムーズな運転、自動追尾、渋滞緩和等が行われ、GHG 排出量を削減できる。2050 年の排出量の大半は運輸部門によるものであり、継続的な技術革新の重要性を示唆している。電化が難しい輸送機関（長距離トラックや航空機）にとって、最も費用対効果の高い方法を明らかにするには、さらに多くの研究・開発・実証・展開が必要となる。

- 97 -

図 4.1.104 運輸部門の最終エネルギー消費量の見通し(9) 再生可能エネルギー発展のための第 13 次 5 カ年計画（2016-2020 年）【中／短期】①

創設経緯
2016 年 3 月、中国政府は 2016〜2020 年までの 5 年間目標を定める「国家第 13 次 5 カ年計画」を可決した。2016 年 12 月、国家発展改革委員会は、「国家第 13 次 5 カ年計画」に記載されている再生可能エネルギー関連の具体的な計画を規定することを目的に、「再生可能エネルギー発展のための第 13 次 5 カ年計画」を公表した。
②

運用機関
国家発展改革委員会③

対象期間
2016〜2020 年

④

義務対象者
導入を義務付ける制度ではない。

⑤

導入目標
再生可能エネルギー発電、バイオガス、再生可能エネルギー熱供給、バイオ燃料における 2020年までの導入目標を設定している。

- 98 -

表 4.1.30 再生可能エネルギー発展のための第 13 次 5 カ年計画の 2020 年目標
燃料
規模ベース
エネルギーベース
年間熱量
1. 発電

6.75 億 kW

190,450 億 kWh

56,188水力（揚水発電除く）

3.4 億 kW

125,000 億 kWh

36,875

風力2.1 億 kW

42,000 億 kWh

12,390太陽光

1.05 億 kW

12,450 億 kWh

3,673

太陽熱

0.05 億 kW

2,000 億 kWh

590

バイオマス

0.15 億 kW

9,00 億 kWh

2,660

2. バイオ天然ガス−

3800 億 m960

3. 熱供給−−15,1002

80,000 万 m

−

9,600

2

160,000 万 m

−

4,000

−

−

1,500

−

−

680

バイオエタノール

400 万トン−380

バイオディーゼル

200 万トン

−

300

太陽熱温水
地熱
バイオエネルギー
4. バイオ燃料

合計−−
72,928※年間熱量の単位は、標準炭 1 万トン/年⑥

遵守方法
無し（導入を義務付ける制度ではないため）⑦

罰則無し（導入を義務付ける制度ではないため）⑧ 輸送用バイオ燃料に関する主な記載＜バイオガスの実証及び商用化の加速＞ 大規模な地域を選定し、地域単位でのバイオ天然ガス実証実験を実施する。
 バイオ天然ガスの供給システムを確立し、従来のパイプライン網、自動車燃料補給、発電、
ボイラー燃料等の多様な消費形態を確立する。
＜バイオ燃料の商業化の促進＞
 作物由来のバイオエタノールの総量を管理する。
 資源状況に応じたキャッサバやソルガム等のバイオエタノールプロジェクトを発展させる。
 木質バイオマスや藻類などの非作物由来のバイオ燃料の技術革新を加速させる。
 バイオジェット燃料等の商業化に関するバイオマス変換技術の実証研究を促進させる。

- 99 -

4.1.5.1 低・脱炭素燃料の認定基準についての現状整理
本節では、4.1.5 節で扱った対象国の施策や国際機関を中心に、再生可能燃料としての対象要件
やライフサイクル CO2 排出量の評価手法について整理する。調査対象を下表に示す。
表 4.1.31 「低・脱炭素燃料の認定基準についての現状整理」における調査対象
#
(1)
(2)
(3)
(4)

国／地域

時間軸

欧州
英国
米国

運輸全般

(5)

UNFCCC

全部門

(6)

ICAO

航空

(7)

米国 CA 州自動車

施策名・ビジョン名
Renewable Energy Direction I
Renewable Energy Direction II（審議中）
Renewable Transport Fuel Obligation
Renewable Fuel Standard II
2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories
Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International
Aviation; CORSIA
Low Carbon Fuel Standard

発行年
2009
2021 予定
2008
2007
2006
2021 予定
2011(1) Renewable Energy Direction I① 再生可能燃料の要件
時間軸と輸送用化石燃料（83.8gCO2e/MJ）に対する GHG 削減率に応じて、RED I で認められる再生可能燃料の要件は以下のように設定される。
表 4.1.32 RED I で適用可能な再生可能燃料の要件 100)
時間軸要件
〜2016 年 12 月
輸送用化石燃料に対する GHG 削減率が 35％以上
2017 年 1 月〜12 月
輸送用化石燃料に対する GHG 削減率が 50％以上
2018 年 1 月〜
2017 年 1 月 1 日以降に製造開始した設備によるバイオ燃料については、輸送用化
石燃料に対する GHG 削減率が 60％以上※但し、バイオ燃料の原料は生物多様性の高い土地や炭素含有量の高い土地から調達することはできない。
②

再生可能燃料の分類
従来型バイオ燃料と先進型バイオ燃料の 2 つに分類される。

種類
従来型バイオ燃料
先進型バイオ燃料

表 4.1.33 RED I における再生可能燃料の分類 99)
認定要件
穀物、でんぷんが豊富な作物、糖類、油糧作物、農用地で栽培されるエネルギー作
物を原料とするバイオ燃料
以下のカテゴリ A 及び B を原料とするバイオ燃料（A は 2020 年までに 0.5％導入
する目標の対象となるが、B は対象外）＜カテゴリ A に該当する原料＞
 藻類（池・バイオリアクターで培養されたもの）
 混合都市廃棄物中のバイオマス成分（リサイクルが義務付けられた廃棄物を除く）
 家庭部門から分別収集されるバイオ廃棄物
 小売/卸売/食糧生産/漁業/養殖業を含む産業廃棄物中のバイオマス成分（リサイクルが義務付けられた廃棄物及び食料や飼料に使われるものを除く）
 わら
 動物堆肥/下水汚泥- 100 -
















パームオイル廃液/ヤシ空果房
トールピッチ
粗製グリセリンバガス
ブドウ搾り粕/酒粕
ナッツ殻
殻(Husks)
穀粒を除いた穂軸
森林や木材産業から排出された木質資源（樹皮、枝葉、小径木、製材端材、黒液等）
その他の非食用セルロース系素材
その他のリグノセルロース系素材（丸太を除く）
非生物由来の液体または気体の再生可能輸送用燃料輸送部門における炭素分離回収活用（CCU）
バクテリア（エネルギー源が再生可能に限る）＜カテゴリ B に該当する原料＞
 廃食油
 動物性油脂③

再生可能燃料の認定プロセス
代替燃料の精製事業者が独自にライフサイクル評価を行い、第三者機関に自主的な持続可能性基準の検証を仰ぎ、その結果を踏まえて欧州委員会が承認する形で認定する、メタスタンダード・アプローチを採用している。欧州委員会から承認された持続可能性基準の認定機関は、2018 年 11月末時点で以下の 14 機関となっている。
各認証機関で持続可能性基準の認定スキームは異なる。EU で最も利用される認証機関の一つである ISCC では、原料生産→収集→輸送→燃料精製→輸送→義務対象者まで追跡可能な形で認証を運用している。また、国レベルの再生可能燃料に関する制度との整合性を踏まえ、ISCC 以外の認証主体と協力・監督により、複数の欧州加盟国に対応したスキームを構築している。

- 101 -

#
1

2
3
4
5
6

7

8
9
10

11
12

13
14
15
16

表 4.1.34 RED I で承認を受けている持続可能性基準の認定機関 101)
承認年月日 名称
備考
2008 年、ドイツ政府支援で研究機関、NGO、各国
2016/8/9
ISCC (International
産業団体により設立。EU で最もよく使用されSustainability and Carbon
る。
Certification)
2017/3/21
Bonsucro EU
2005 年、NGO や企業等により設立
2017/10/17
RTRS EU RED (Round Table 2006 年、NGO や企業等によりスイスで設立
on Responsible Soy EU RED)
2016/8/9
RSB EU RED (Roundtable of 2012 年、スイス連邦工科大学主導で設立
Sustainable Biofuels EU RED)
2016/8/26
2BSvs (Biomass Biofuels
フランスのバイオ燃料サプライチェーン企業から
voluntary scheme)
なるコンソーシアムにより設立
英国の食料業界団体が運用する基準
2017/12/13
Red Tractor (Red Tractor
Farm Assurance Combinable
Crops & Sugar Beet Scheme)
2007 年、スコットランドの農業産業関係者が理事
2015/6/9
SQC (Scottish Quality Farmを務める有限責任会社（SQC）により設立
Assured Combinable Crops(SQC) scheme)
2017/8/10
Red Cert
2010 年、ドイツの農業・バイオ燃料分野の関係機
関により設立2012/7/31
NTA 8080【2017/8/21 に期2007 年、複数の利害関係者により設立
限切れ】
2012/11/23
RSPO RED (Roundtable on
2004 年、WWF により設立
Sustainable Palm Oil RED)【2017/12/14 に期限切れ】
2013/5/30
Biograce GHG calculation tool 規制対応のため、EU により開発された温室効果
ガス排出量算定ツール
Neste Oil 社により設立。水素化バイオディーゼル
2014/1/9
HVO Renewable Diesel
燃料に限定し、世界中で認定
Scheme for Verification ofCompliance with the RED
sustainability criteria forbiofuels
2014/6/3
Gafta Trade Assurance
Grain and Feed Trade Association により設立
Scheme2014/6/3
KZR INIG System
The Oil and Gas Institute of Poland により設立
2014/9/17
Trade Assurance Scheme for
Agricultural Industries Confederation により設立
Combinable Crops
2014/9/17
Universal Feed Assurance
Agricultural Industries Confederation により設立
Scheme- 102 -

図 4.1.105④

E

ISCC による認証プロセスの全体像 107)

ライフサイクル GHG 削減率の評価手法
以下の算定式に準拠して GHG 排出量を算定することが定められている。

e

e

e

e

e

e

e

e

e

（1.1.1）
𝐸：燃料使用による総 GHG 排出量
e ：原料栽培における GHG 排出量
e ：土地利用変化における GHG 排出量
e ：燃料製造における GHG 排出量
e ：輸送における GHG 排出量
e ：燃料使用における GHG 排出量
e ：農業慣行の改善に伴う土壌の炭素ストックによる GHG 排出削減量
e ：CCS（炭素回収貯蔵）による GHG 排出削減量
e ：CCR（炭素回収除去）による GHG 排出削減量
e ：コジェネレーションからの余剰電力による GHG 排出削減量
GHG 削減率のデフォルト値
RED I では、行政管理上過大な負担を抑制するため、典型的な燃料及び製造方法に応じて GHG
削減率のデフォルト値を設定している。輸送用化石燃料の排出係数として、83.8gCO2e/MJ を基準に GHG 削減率が定められている。

⑤- 103 -

表 4.1.35

RED I における燃料別 GHG 削減率のデフォルト値 108)

表 A：一般的なバイオ燃料
燃料
原料
製造プロセス
エタ
テンサイ
−
ノール
小麦
指定無し
褐炭を CHP プラントのプロセス燃料として使用
天然ガスを従来ボイラのプロセス燃料として使用
天然ガスを CHP プラントのプロセス燃料として使用
わらを CHP プラントのプロセス燃料として使用
トウモロコシ 天然ガスを CHP プラントのプロセス燃料として使用
サトウキビ−
バイオエチル tert-ブチルエーテル(bio-ETBE)
バイオ tert-アミルエチルエーテル(bio-TAEE)
バイオデ 菜種−ィーゼル ヒマワリ
−
大豆
−
パーム油
指定無し
製油所におけるメタン回収プロセス
廃棄植物油又は廃棄動物油脂
水素化植 菜種
−
物油
ヒマワリ
−
(HVO)
パーム油
指定無し
製油所におけるメタン回収プロセス
純植物油 菜種−
バイオ
CNG としての都市有機廃棄物
ガス
CNG としての湿式発酵
CNG としての乾式発酵
表 B：2008 年 1 月時点で市場に出回っていないバイオ燃料
燃料
原料
製造プロセス
エタ
麦わら
−
ノール
廃材
−
植林木
−
FT ディ
廃材
−
ーゼル
植林木
−
ジメチル 廃材−
エーテル 植林木
−
メタ
廃材
−
ノール
植林木
−
バイオメチル tert-ブチルエーテル(bio-MTBE)※1 使用されたエタノール生産経路の GHG 排出量に基づく削減量に等しい※2 使用されたメタノール生産経路の GHG 排出量に基づく削減量に等しい

GHG 削減率
52 ％
16 ％
16 ％
34 ％
47 ％
69 ％
49 ％
71 ％
※1
※1
38 ％
51 ％
31 ％
19 ％
56 ％
83 ％
47 ％
62 ％
26 ％
65 ％
57 ％
73 ％
81 ％
82 ％
GHG 削減率
85 ％
74 ％
70 ％
95 ％
93 ％
95 ％
92 ％
94 ％
91 ％
※2

(2) Renewable Energy Direction II① 再生可能燃料の要件
設備の製造開始年月日と輸送用化石燃料（94.0 gCO2e/MJ）に対する GHG 削減率に応じて、RED II で認められる再生可能燃料の要件は以下のように設定される。

- 104 -

表 4.1.36 RED II で適用可能な再生可能燃料の要件
設備の製造開始年月日
要件
2015 年 10 月 5 日以前
輸送用化石燃料に対する GHG 削減率が 50％以上
2015 年 10 月 6 日
輸送用化石燃料に対する GHG 削減率が 60％以上〜2020 年 12 月 31 日
2021 年 1 月 1 日以降
輸送用化石燃料に対する GHG 削減率が 65％以上※但し、バイオ燃料の原料は、生物多様性の高い土地や炭素含有量の高い土地から調達することはできない。
②

再生可能燃料の分類
従来型バイオ燃料、先進型バイオ燃料、非生物起源再生可能燃料、Recycled Carbon Fuel の 4 つに分類される。
表 4.1.37 RED II における再生可能燃料の分類 109)
種類
認定要件
従来型バイオ燃料
穀物、でんぷんが豊富な作物、糖類、油糧作物、農用地で栽培されるエネルギー
作物を原料とするバイオ燃料
先進型バイオ燃料
以下のカテゴリ A 及び B を原料とするバイオ燃料（A は 2030 年までに 3％導入する目標の対象となるが、B は対象外）
非生物起源再生可能 バイオマス以外の再生可能資源から得られるバイオ燃料・バイオガス以外の燃料輸送部門で使用される液体燃料又は気体燃料 （具体例：再生可能電力をプ
ロセス燃料として水の電気分解により生成した水素）
Recycled Carbon「物質回収に適していない非再生可能エネルギー起源の液体・固体廃棄物」
Fuel
または「工業設備における製造プロセスの不可避で意図しない結果として生じた非再生可能エネルギー起源の廃棄物処理ガス又は排気ガス」から製造された液体又は気体燃料 （具体例：CCU で回収した CO2 を原料とした合成燃料）＜カテゴリ A に該当する原料＞
 藻類（池・バイオリアクターで培養されたもの）
 混合都市廃棄物中のバイオマス成分（リサイクルが義務付けられた廃棄物を除く）
 家庭部門から分別収集されるバイオ廃棄物
 小売/卸売/食糧生産/漁業/養殖業を含む産業廃棄物中のバイオマス成分（リサイクルが義務付けられた廃棄物及び食料や飼料に使われるものを除く）
 わら
 動物堆肥/下水汚泥 パームオイル廃液/ヤシ空果房
 トールピッチ 粗製グリセリン
 バガス
 ブドウ搾り粕/酒粕 ナッツ殻 殻(Husks)
 穀粒を除いた穂軸 森林や木材産業から排出された木質資源（樹皮、枝葉、小径木、製材端材、黒液等）
 その他の非食用セルロース系素材
 その他のリグノセルロース系素材（丸太を除く）＜カテゴリ B に該当する原料＞
 廃食油
 動物性油脂- 105 -

③

再生可能燃料の認定プロセス
RED I と同様のため省略。

④ ライフサイクル GHG 削減率の評価手法
以下の算定式に準拠して GHG 排出量を算定することが定められている。RED I の算定式から、
コジェネレーションの余剰電力による排出削減量を除外している。
E e
e e
e
e
e
e
e
（1.1.2）
𝐸：燃料使用による総 GHG 排出量
e ：原料栽培における GHG 排出量
e ：土地利用変化における GHG 排出量
e ：燃料製造における GHG 排出量
e ：輸送における GHG 排出量
e ：燃料使用における GHG 排出量
e ：農業慣行の改善に伴う土壌の炭素ストックによる GHG 排出削減量
e ：CCS（炭素回収貯蔵）による GHG 排出削減量
e ：CCR（炭素回収除去）による GHG 排出削減量
GHG 削減率のデフォルト値
RED II では、RED I と同様に行政管理上過大な負担を抑制するため、典型的な燃料及び製造方法に応じて GHG 削減率のデフォルト値を設定している。輸送用化石燃料の排出係数として、94.0
gCO2e/MJ を基準に GHG 削減率が定められている。

⑤- 106 -

表 4.1.38

RED II における燃料別 GHG 削減率のデフォルト値 109)

表 A：一般的なバイオ燃料
燃料
原料
製造プロセスエタノー テンサイ
天然ガスを従来ボイラのプロセス燃料として使用。スロープかル
らのバイオガスなし。
天然ガスを従来ボイラのプロセス燃料として使用。スロープからのバイオガスあり。
天然ガスをコジェネレーション（以下、CHP）プラント（※1）のプロセス燃料として使用。スロープからのバイオガスなし。
天然ガスを CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
スロープからのバイオガスあり。
褐炭を CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。スロープからのバイオガスなし。
褐炭を CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。スロープからのバイオガスあり。
トウモロコシ 天然ガスを従来ボイラのプロセス燃料として使用。
天然ガスを CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
褐炭を CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
森林残渣を CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
トウモロコシ 天然ガスを従来ボイラのプロセス燃料として使用。
を除く他の穀 天然ガスを CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
物
褐炭を CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
森林残渣を CHP プラント（※1）のプロセス燃料として使用。
サトウキビ−
バイオエチル tert-ブチルエーテル(bio-ETBE)
バイオ tert-アミルエチルエーテル(bio-TAEE)
バイオデ 菜種−ィーゼル ヒマワリ
−
大豆
−
パーム油
排水処理
製油所におけるメタン回収プロセス
廃棄食物油
−
動物性油脂
−（※3）
−
水素化植 菜種
物油
ヒマワリ
−
(HVO)
大豆
−
パーム油
指定無し
製油所におけるメタン回収プロセス
廃棄食物油
−
動物性油脂
−（※3）
純植物油 菜種
−
ヒマワリ
−
大豆
−
パーム油
排水処理
製油所におけるメタン回収プロセス
純粋油
廃棄食物油
−

- 107 -

GHG 削減率
59 ％
73 ％
68 ％
76 ％
47 ％
64 ％
40 ％
48 ％
28 ％
68 ％
38 ％
46 ％
24 ％
67 ％
70 ％
※2
※2

47 ％
52 ％
50 ％
19 ％
45 ％
84 ％
78 ％
47 ％
54 ％
51 ％
22 ％
49 ％
83 ％
77 ％
57 ％
64 ％
61 ％
30 ％
57 ％
98 ％

表 4.1.38

RED II における燃料別 GHG 削減率のデフォルト値（つづき）109)

表 B：2016 年時点で市場に出回っていないバイオ燃料
燃料
原料
製造プロセス
GHG 削減率
エタ
麦わら
−
83 ％
ノール
FT ディ
廃材
−
85 ％
ーゼル
植林木
−
82 ％
黒液
パルプミルと一体化したガス化処理
89 ％
FT ガソ
廃材
−
85 ％
リン
植林木
−
82 ％
黒液
パルプミルと一体化したガス化処理
89 ％ジメチル 廃材−
86 ％エーテル 植林木−
83 ％黒液
パルプミルと一体化したガス化処理
89 ％
メタ
廃材
−
86 ％
ノール
植林木
−
83 ％
黒液
パルプミルと一体化したガス化処理
89 ％バイオメチル tert-ブチルエーテル(bio-MTBE)※4※1 全ての熱エネルギーが CHP によって供給された場合にのみ有効※2 使用されたエタノール生産経路の GHG 排出量に基づく削減量に等しい※3 動物副産物規則（Regulation (EC) No 1069/2009）で指定されたカテゴリ 1 及びカテゴリ 2 に分類される動物から製造されたバイオ燃料に限られる※4 使用されたメタノール生産経路の GHG 排出量に基づく削減量に等しい
RED II における Recycled Carbon Fuel の GHG 削減率については、現在審議されている法案の第25 条（Article 25）第 2 項に次の通り記載されている。
By 1 January 2021, the Commission shall adopt a delegated act in accordance with Article 35 to supplement
this Directive by establishing appropriate minimum thresholds for greenhouse gas emissions savings ofrecycled carbon fuels through a life-cycle assessment that takes into account the specificities of each fuel.
具体的には、2021 年 1 月 1 日までにライフサイクル評価を行い、GHG 削減率の適切な最小閾値を設定するとあり、現時点では Recycled Carbon Fuel の具体的な GHG 削減率の数値は決まっていない状況である。
(3) Renewable Transport Fuel Obligation① 再生可能燃料の要件
RTFO では、原料の加工プロセスの製造エネルギーに使用された再生可能エネルギーの比率に応じて、純粋なバイオ燃料と部分的なバイオ燃料に分けられる。加えて、非生物由来の再生可能エネルギー由来の燃料は、非生物由来バイオ燃料（Renewable Fuels of Non-Biological Origin：RFNBO)として区別される（具体例：再生可能電力をプロセス燃料として水の電気分解により生成した水素）。また、原料をCO2 とする場合は、CO2 がバイオ燃料由来か化石燃料由来かをトレースする。

- 108 -

No

全ての原料を乾燥させた際のエネルギー含有量はゼロか

Yes
原料の加工プロセスのエネルギーは何％がバイオマス由来か原料にCO2があるか。ある場合、CO2は No
バイオ燃料由来か、化石燃料由来か

加工プロセスのエネルギーは何％が再生可能エネルギー由来か

100％
バイオ燃料

部分バイオ燃料

化石燃料

バイオ燃料

化石燃料

100％

1〜99％

0％

バイオ燃料由来

化石燃料由来非生物由来バイオ燃料(RFNBO)

1〜99％
部分非生物由来バイオ燃料(Partial RFNBO)

図 4.1.106 RTFO における再生可能燃料カテゴリ付けのフローチャート 102)②

再生可能燃料の分類
従来型バイオ燃料に加えて、2019 年 1 月以降、英国の長期的な戦略ニーズに合致した燃料を「開発燃料(development fuel)」と定義し、再生可能燃料総量目標の内数での義務量を別途定めている。
開発燃料に該当する原料及び燃料種を下表に示す。

項目
原料

燃料種

表 4.1.39 RTFO における開発燃料に該当する原料及び燃料種 102)
対象
 廃棄物又は残渣物由来（食物油・獣脂は除く。RTFCs が 2 クレジット発行される廃棄物又は残渣物に該当） 非生物由来（RFNBO に該当する燃料)
 水素
 航空機燃料（航空機用ガソリン又はジェット燃料）
 代替天然ガス（ガス化又は熱分解化から精製される再生可能メタン）
 再生可能エネルギーの最終配合量が 25％以上のガソリン又はディーゼル③

再生可能燃料の認定プロセス
RED I の自主的な持続可能性基準を満たす燃料を RTFO で利用可能な再生可能燃料として認定する。認定プロセスは RED I と同様のため省略。
ライフサイクル GHG 削減率の評価手法
純粋なバイオ燃料の場合は、GHG 削減率は 100％となるが、部分バイオ燃料の場合は、以下の算定式を用いて GHG 削減率を設定する。
④

𝑀𝐽 𝑜𝑓 𝑟𝑒𝑛𝑒𝑤𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑓𝑢𝑒𝑙𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑀𝐽 𝑜𝑓 𝑟𝑒𝑛𝑒𝑤𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑓𝑒𝑒𝑑𝑠𝑡𝑜𝑐𝑘𝑠
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑀𝐽 𝑜𝑓 𝑎𝑙𝑙 𝑓𝑒𝑒𝑑𝑠𝑡𝑜𝑐𝑘𝑠
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑀𝐽 𝑜𝑓 𝑓𝑢𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑒𝑑（4.1.3）

すなわち、エネルギー消費ベースで原料に使われた再生可能エネルギーの割合を特定し、GHG
削減率を設定する。例えば、GHG 削減率が 75％となる部分バイオ燃料は、以下の状況に該当する。

図 4.1.107⑤

75％の再生可能原料から製品 A を製造した場合のイメージ 110)

GHG 削減率のデフォルト値
RTFO で対象となる燃料の製造プロセス及び GHG 削減率の設定を以下に示す。下表に規定され- 109 -

ていない燃料や製造プロセスは、RFTO の管理主体とコンタクトを取る必要がある。
表 4.1.40 RTFO で対象となる各燃料の製造プロセス及び GHG 削減率 110)
燃料
製造プロセス要件
GHG 削減率 出所
エタノール
全てバイオマス由来
100％
−
メタノール
全てバイオマス由来
100％
−
植物油
全てバイオマス由来
100％
−
ブタノール
全てバイオマス由来
100％−
水 素 化 植 物 油 全てバイオマス又は化石燃料いず
100％
−
(HVO)
れかで水素化処理された植物油（※1）
製油所の原油と混合処理された植 算出式で算 −物油（※2）
定バイオメタン
全てバイオマス由来
100％−
バイオプロパン 全てバイオマス由来
100％−
バイオブタン
全てバイオマス由来
100％−
脂肪酸メチルエ 全てバイオマス又は化石燃料いず
Section 5(4B)(c) of the RTFO
100％
ステル(FAME)
れかのメタノールと植物油のエス
Order
（※3）
テル交換反応バ イ オ エ チ ル 全て生物由来のエタノール及びイ
Section 5(4B)(a) of the RTFO
tert- ブ チ ル エ ー ソブチレン（2-メチル-プロペン）か
47％
Order - derived from 2003
テル(bio-ETBE) ら製造
Biofuels Directive
バ イ オ メ チ ル 全て生物由来のエタノール及びイ
Section 5(4B)(b) of the RTFO
tert- ブ チ ル エ ー ソブチレン（2-メチル-プロペン）か
36％
Order - derived from 2003
テル(bio-MTBE) ら製造
Biofuels Directive
バイオ tert-アミ −−ルエチルエーテ
未アセス
ル(bio-TAEE)※1 RFTO において、HVO 製造に使用される化石燃料（メタン）は再生可能分と見なされず、部分バイオ燃料となる。
※2 混合燃料の化石燃料（ディーゼル）分は RTFCs クレジットとして認められない。
※3 RFTO において、FAME 製造に使用される化石燃料（メタノール）は再生可能分と見なされず、部分バイオ燃料となる。

(4) Renewable Fuel Standard II①

再生可能燃料の要件及び分類
Renewable Fuel Standard における再生可能燃料は、原料及びライフサイクル GHG 削減率等に応じて 4 種類に分類され、入れ子構造になっている。EPA がパスウェイ（原料、製造方法、バイオ燃料の種類）別に評価を行い、各バイオ燃料として認定する。
表 4.1.41 RFSII における再生可能燃料の分類 111)
種類
定義・要件
※
従来型バイオ燃料 ライフサイクル GHG 排出量 20％減 を満たす従来型バイオ燃料（例：トウモロコシ
由来のバイオエタノール等）※
先進系バイオ燃料 ライフサイクル GHG 排出量 50％減 を満たし、バイオディーゼルやセルロース系バ
イオ燃料に含まれないバイオ燃料※
バイオディーゼル ライフサイクル GHG 排出量 50％減 を満たすバイオマスベースのディーゼル燃料※
セルロース系
ライフサイクル GHG 排出量 60％減 を満たし、セルロース、ヘミセルロース、リグ
バイオ燃料
ニンのいずれかを原料とするバイオ燃料※ 2005 年時点の石油をベースラインとした場合の GHG 排出量比

- 110 -

従来型再生可能燃料（D6）
原料例：コーンスターチ
GHG削減要件：20％以上

先進系バイオ燃料（D5）
原料例：サトウキビ、バイオブタノール、バイオナフサ
GHG削減要件：50％以上

セルロース系
バイオ燃料（D3）

バイオディーゼル（D4）

原料例：トウモロコシ茎葉、ミスカンサス等
GHG削減要件：60％以上

原料例：大豆油、
キャノーラ油、廃油等
GHG削減要件：50％以上

図 4.1.108 RFS II における再生可能燃料の分類構造 111)②

再生可能燃料の認定プロセス
再生可能燃料の精製事業者は、以下の手順に従って、EPA から再生可能燃料の認定を受ける。

図 4.1.109 RFS II における再生可能燃料の認定プロセス
Step 1： 再生可能燃料の精製事業者は、EPA が提供する「Pathway Screening Tool」を通じて必要事項を入力して申請する。EPA は提供された情報に基づき正当性を検証する。既にパスウェイがある場合は申請不要となる。
Step 2： Step1 を踏まえ、申請の必要があると判断された場合は、精製事業者は正式な申請書を提出する。
Step 3： EPA は提出された申請書の完全性をレビュー氏、ライフサイクル分析に係る優先順位付けを行う。
Step 4： EPA がライフサイクル分析を実施する。分析期間は、類似するパスウェイの有無に応じて異なる。新たな分析フレームワークや方法論が必要な場合は、手法についてパブリックコメントを実施する。従って、ライフサイクル GHG 排出量の算定方法は、申請された燃料種毎に異なる。分析完
了後、パスウェイが認定される。

- 111 -

③ ライフサイクル GHG 排出量の算定結果
EPA は申請された再生可能燃料について、原料、燃料、製造プロセス要件に応じたライフサイ
クル GHG 削減率を公表している。主な燃料の GHG 削減率は表 4.1.42 のとおりである。
表 4.1.42
原料
藻類
大麦

埋立処分場
発生バイオ
ガス
菜種
トウモロコ
シ茎由来の
セルロース
コーンスタ
ーチ

燃料
バイオディーゼル
エタノール

再生可能電力バイオディーゼル
セルロース系
ディーゼル
エタノール
ブタノール

ソルガム

エタノール

パーム油

バイオディーゼル
再生可能ディ
ーゼル
バイオディー
ゼル
エタノール

サトウキビ
スイッチグ
ラス

使用済み食
用油

GHG 削減率
66%
71%
51%
47%
87%

エタノール

大豆油

RFS II における主な燃料の GHG 削減率
製造プロセス要件
エステル交換反応(Open Pond, Mid)
エステル交換反応(PBR, Mid)
乾式粉砕プロセス(<36,800 Btu/gal NG, <0.19 kWh/gal
Elec.)
乾式粉砕プロセス
任意

セルロース系
ディーゼル
エタノール
バイオディーゼル

エステル交換反応
フィッシャートロプシュ法
生化学的酵素プロセス
乾式粉砕プロセス Biomass（dry DDGS）
乾式粉砕プロセス NG Pase Plant（dry DDGS）
湿式粉砕プロセス Coal
乾式粉砕プロセス Biomass (2022 Average)
乾式粉砕プロセス NG (2022 Average)
湿式粉砕プロセス Coal
乾式粉砕プロセス 92% Wet DGS, Biogas, CHP
乾式粉砕プロセス Dry DGS, NG
エステル交換反応
水素化処理

50%
91%
129%
50%
27%
8%
38%
21%
-19%
53%
22%
17%
11%

エステル交換反応
発酵処理(Trash, No CBI, Marg. Elec.)
発酵処理(No Trash, No CBI, Marg. Elec.)
フィッシャートロプシュ法
生化学的酵素プロセス
熱化学ガス化プロセス
エステル交換反応

57%
91%
61%
71%
110%
72%
86%

また、申請された全ての燃料について正味 GHG 排出量をプロットした全体像は図 4.1.110 に示
す通りである。なお、ガソリンの基準値は 98.2 kg-CO2/mmBtu、ディーゼル燃料の基準値は 97.0 kgCO2/mmBtu と設定されており、正味 GHG 排出量が基準値を上回るバイオ燃料もあれば、0 kgCO2/mmBtu を下回るバイオエタノールも存在する。

- 112 -

図 4.1.110 原料及び燃料種による GHG 排出量の算定結果（全体像）(5) 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories①

インベントリ報告におけるバイオ燃料の扱い
日本が UNFCCC に提出した 2018 年版日本国温室効果ガスインベントリ報告書（NIR）では、バ
イオ燃料について、下図のとおり自動車の参考値としてのみ報告しており、他の輸送用途においてはバイオ燃料の消費量を報告していない。また、2006 IPCC Guideline に従い、参考値として報告され、GHG 排出量には含まないことから、インベントリ上では事実上ゼロ排出と扱われる。従って、バイオ燃料等の低・脱炭素燃料を海外から輸入（越境輸送）し、輸送先の国で当該燃料のライフサイクル CO2 排出量を算定したとしても、その排出係数による排出量は、インベントリ上では生産国に計上され使用した国では計上されない。

図 4.1.111 2018 年版日本国温室効果ガスインベントリ報告書におけるバイオ燃料の扱い②

インベントリ報告における国際バンカー油の扱い
日本が UNFCCC に提出した 2018 年版日本国温室効果ガスインベントリ報告書（NIR）では、国際海運や国際航空から排出される国際バンカー油について、2006 IPCC Guideline に従い、参考値として報告され、国内の GHG 排出量には含まれない。

- 113 -

図 4.1.112 2018 年版日本国温室効果ガスインベントリ報告書における国際バンカー油の扱い
加えて、国際バンカー油における潤滑油からの CH4 及び N2O の排出は、2006 IPCC Guidelineによれば、CO2 と比較して非常に小さく、排出量の算定上は無視できるとされており、2018 年版
日本国温室効果ガスインベントリ報告書（NIR）では、算定及び計上は行われていない。

図 4.1.113 2018 年版日本国温室効果ガスインベントリ報告書における国際バンカー油由来のメタンの扱い③ IPCC Guidelines におけるバイオ燃料の GHG 排出量の評価①で記したとおり、国別インベントリにおけるバイオ燃料については、参考値としての提出のみが求められ、ライフサイクルでの GHG 評価手法等は定められていないが、エネルギー転換部門
や産業部門等の CO2・CH4・N2O に関する共通の排出係数として、下限値・上限値・デフォルト値が設定されている（表 1.1.43〜表 1.1.45 参照）。なお、IPCC Guidelines は各国における GHG の排
出インベントリ作成を目的としているため、現在参照されているガイドラインでは、バイオ燃料が国境を越えて移動した場合について明確なルールが定められていない。しかし、現在の各国のインベントリ作成におけるプラクティスを踏まえると、次の通り計上されると考えられる。
例として、A 国で製造されたバイオマス燃料が B 国に輸出されて利用されると想定すると、その燃焼に伴う GHG 排出は、燃料の生産国である A 国の土地利用、土地利用変化及び林業（Land
Use, Land Use Change and Forestry）の排出量に算出され、越境輸送に伴う排出については、A 国とB 国内での国内輸送は通常通り各国のインベントリに計上され、国際海運における排出量は②で示した通り参考値とされ、A 国または B 国のインベントリには計上されないこととなる。

- 114 -

表 4.1.43 2006 IPCC Guidelines におけるバイオ燃料の CO2 排出係数
燃料（単位：kg/TJ）
デフォルト値
下限値
木材／廃材
r 112,000
95,000
固形バ
イオマ
亜硫酸パルプ廃液（黒液）※1
n 95,300
80,700ス
その他の固形バイオマス
n 100,000
84,700木炭
n 112,000
95,000
バイオガソリンn 70,800
59,800液体バ
イオマ
バイオディーゼル
n 70,800
59,800ス
その他の液体バイオ燃料
n 79,600
67,100ランドフィル（埋立地）ガス
n 54,600
46,200
ガス状
バイオスラッジ（汚泥）ガス
n 54,600
46,200マス
その他のバイオガス
n 54,600
46,200その他
一般廃棄物
n 100,000
84,700
表 4.1.44 2006 IPCC Guidelines におけるバイオ燃料の CH4 排出係数
燃料（単位：kg/TJ）
デフォルト値
下限値
木材／廃材
300
100
固形バ
イオマ
亜硫酸パルプ廃液（黒液）※1n3
1ス
その他の固形バイオマス
300
100
木炭
200
70
バイオガソリン
10
3
液体バ
イオマ
バイオディーゼル
103ス
その他の液体バイオ燃料
103
ランドフィル（埋立地）ガス
5
1.5
ガス状
バイオ
スラッジ（汚泥）ガス
5
1.5
マス
その他のバイオガス
5
1.5
その他
一般廃棄物
300
100

上限値

132,000
110,000
117,000
132,000
84,30084,30095,30066,00066,00066,000117,000

上限値
900
18
900
600
30
30
30
15
15
15
900

表 4.1.45 2006 IPCC Guidelines におけるバイオ燃料の N2O 排出係数
燃料（単位：kg/TJ）
デフォルト値
下限値
上限値
木材／廃材
4
1.5
15
固形バ
イオマ
亜硫酸パルプ廃液（黒液）※1
n2
1
21
ス
その他の固形バイオマス
4
1.5
15
木炭
1
0.3
3
バイオガソリン
0.6
0.2
2
液体バ
イオマ
バイオディーゼル
0.6
0.2
2
ス
その他の液体バイオ燃料
0.6
0.2
2
ランドフィル（埋立地）ガス
0.1
0.03
0.3
ガス状
バイオ
スラッジ（汚泥）ガス
0.1
0.03
0.3
マス
その他のバイオガス
0.1
0.03
0.3
その他
一般廃棄物
4
1.5
15
※1 黒液燃焼装置から排出されるバイオマス由来の CO2 及びパルプ化工程から排出されるバイオマス由来の CO2 を含む
n：1996 Guidelines にはなかった新しい排出係数であることを示す
r：1996 Guidelines 以降で改定された排出係数であることを示す- 115 -

(6) Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation：CORSIA①

代替航空燃料の要件および分類
ICAO では、石油由来の従来型航空燃料（CAF）と石油以外の代替航空燃料（AAF）に分類し、持続可能性基準を満たす AAF を持続可能航空燃料（SAF）と定義している。ICAO によれば、2050
年に全ての CAF を SAF に置き換えることで、国際航空の CO2 排出量をベースライン比で 63％削減可能としている。
表 4.1.46

ICAO におけるジェット燃料の定義 112)

従来型航空燃 原油、液化天然ガス、重油、シェールオイル、オイルサンドなど、完全な石油源か料(CAF)
ら得られる航空燃料。灯油系（Jet-A、Jet-A1、Jet-B）及び航空機用ガソリンも含まれる。
代替航空燃料 石炭、天然ガス、バイオマス、水素添加油脂など、石油以外の供給源から得られる(AAF)
ドロップイン燃料。これらは、持続可能な生産かつライフサイクルベースで CAF よりも低い炭素排出となる可能性を秘めている。
持続可能航空 持続可能性基準を満たす AAF を指す。ICAO における持続可能性基準の定義は、燃料(SAF)CORSIA の検討プロセスの下で検討中である。
持続可能性基準について、ICAO 総会決議では“食料と水の競合を避け、地域社会や経済発展に寄与し、ライフサイクルベースで GHG 排出量削減を達成する全ての航空代替燃料の持続可能性を査定するためのアプローチを特定する”と言及。
②

代替航空燃料の認定プロセス
現行の代替ジェット燃料は、ASTM（米国試験材料協会）の D4054 に規定されているジェット
燃料の審査プロセスに従い試験および審査（以下の Tier1〜Tier4）を受け、代替ジェット燃料の要件を定めた D7566 の Annex に追加されることで、利用可能な代替ジェット燃料として認定される。
Tier 1： ＜Specification Properties＞物質組成等の試験
Tier 2： ＜Fit-for-Purpose Properties＞燃料性能、取扱性能、毒性評価等の試験
Tier 3： ＜Component/Rig Testing＞250〜10,000 ガロン程度の試料を用いた燃焼性等を評価する試験
Tier 4： ＜Engine Auxiliary Power Unit Testing＞60,000〜225,000 ガロン程度の試料を用いたエンジンのパフォーマンス、耐久性当を評価する試験③

認定済みの代替航空燃料
ASTM（米国試験材料協会）が定めた D7566 規格により現時点で認められている代替ジェット
燃料は以下のとおり。
表 4.1.47 2019 年 2 月時点で認定済みの代替ジェット燃料# 燃料名
承認年 主な原料
主な製造プロセス
混合率
主な申請事業者
1 FT-SPK
2009
石炭、天然ガス、バイ フィッシャートロプシ 最大 50％ Kaidi、 Sasol、
オマス系廃棄物
ュ合成、ガス化処理
Shell 等
2 HEFA2011
植物性・動物性油脂、 水素化処理
最大 50％ AltAir Fuels、
SPK
再利用油
Neste Oil 等
3 HFS-SIP
2014
バイオマス糖発酵処理
最大 10％ Amyris、Total
4 FT2015
石炭、天然ガス、バイ フィッシャートロプシ 最大 50％ Sasol
SPK/A
オマス系廃棄物
ュ合成、ガス化処理
5 ATJ-SPK 2016
でんぷん・砂糖・セル アルコール変換
最大 30％ Gevo、Cobalt 等
ロース系バイオマス
以下、CORSIA の制度概要について紹介する。
④

制度名
Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation：CORSIA- 116 -

⑤

創設経緯
2010 年、ICAO 第 37 回総会において「2050 年までに燃料効率年 2％改善」「2020 年以降の排出増加ゼロ」とする国際航空部門の目標を設定した。2016 年 10 月、ICAO 第 39 回総会において4 本柱から成る GHG 排出削減策が採択。その 1 つが国際的な市場活用型削減策（Global Marketbased Mechanism：GMBM）であり、国際航空部門のカーボンオフセット・削減制度（CORSIA）
として、2021 年導入に向け検討が進められている。
⑥

運用機関
ICAO

⑦




対象期間
試行フェーズ：2021〜23 年（自主参加）
第 1 フェーズ：2024〜26 年（自主参加）
第 2 フェーズ：2027〜35 年（参加義務付け）

⑧

対象事業者
ICAO 加盟国（世界 190 カ国）間で運航する国際線を運航する航空会社。なお、自主参加を表明している国は世界 76 カ国（2018 年 11 月末時点）ある。第 2 フェーズは、2018 年時点の有償
トン・キロ（料金を伴う旅客・貨物を積載した状態での輸送距離）が世界の 0.5％超、または、
累積シェアにおいて 90％超の国が参加を義務付けられる。
＜除外対象の基準＞
 後発開発途上国、島嶼国、内陸の途上国（但し、自主参加を推奨）
 小規模排出事業者（国際便からの排出量が年 10,000 トン CO2 未満または航空機の最大離陸重量（MTOM）が 5,700kg 未満）
 新規参入事業者（時限的除外：3 年間または 2020 年総排出量の 0.1％を上回った年のいずれかが到来するまで）
 特殊目的のフライト（人命救助・医療・消防等）⑨

カバー率
第 2 フェーズのカバー率は部門排出量の約 90％となる見込み。

⑩

レビュー等
2022 年より、3 年毎に CORSIA の実施状況に関するレビューを実施する。2032 年末までに特別レビューを実施し、航空機技術・運航効率・代替燃料の進展を踏まえ、2035 年以降の本制度の終了／拡大／改正を検討する。
(7) Low Carbon Fuel Standard (LCFS)①

創設経緯
2009 年、カリフォルニア州理事会は輸送用燃料の炭素原単位（Carbon Intensity： CI）を、2020 年までに 2010 年比 10％削減する LCFS を承認。2010 年までは報告義務のみとし、2011 年
から原単位規制を開始した。2015 年に LCFS の改正を行い、2016 年 1 月 1 日より改正された制度に基づき運用が始まっている。
②

運用機関
カリフォルニア大気資源局（California Air Resources Board： CARB）③

対象期間
2011 年〜2030 年

④

義務対象者
自動車用燃料を製造・輸入するカリフォルニア州内の事業者⑤

義務要件
炭素原単位規制は「ガソリン／その代替燃料」、「ディーゼル／その代替燃料」それぞれに設定され、2019 年からは「ジェット燃料／その代替燃料」が規制対象に追加され、2030 年までの目標値が設定されている。目標値は下表のとおり（単位：gCO2e/MJ）。

- 117 -

表 4.1.48 各燃料の原単位目標の推移（2011〜2030 年）
年
ガソリン
ディーゼル
ジェット燃料
2011
95.61
94.47
NA
2012
95.37
94.24
NA
2013
97.96
97.05
NA
2014
97.96
97.05
NA
2015
97.96
97.05
NA
2016
96.5
99.95
NA
2017
95.02
98.44
NA
2018
93.55
96.91
NA
2019
93.23
94.17
89.37
2020
91.98
92.92
89.37
2021
90.74
91.66
89.37
2022
89.5
90.41
89.37
2023
88.25
89.15
89.15
2024
87.01
87.89
87.89
2025
85.77
86.64
86.64
2026
84.52
85.38
85.38
2027
83.28
84.13
84.13
2028
82.04
82.87
82.87
2029
80.8
81.62
81.62
2030
79.55
80.36
80.36
⑥

燃料の炭素集約度の認定プロセス
2019 年 1 月以降、燃料のパスウェイを踏まえ、(1)Lookup Table pathway、(2)Tier 1 pathway、(3)Tier
2 pathway に分類し、認定手続きを進める。
表 4.1.49

LCFS におけるパスウェイ分類に応じた認証手続きの概要(1)Lookup
Table
pathway

最も簡単なパスウェイであり、CARB が提供するライフサイクル GHG 排出量推計モデ
ル「CA-GREET 3.0」のみで炭素集約度を算出し、認定される。

(2)Tier 1
pathway

CA-GREET に加え、CARB が認定する簡易的な炭素集約度推計ツールを用いて炭素集約度を算出し、認定される。トウモロコシやデンプン等が原料のバイオエタノール、
動物性油脂や使用済み食用油等が原料のバイオディーゼルなどが該当する。

(3)Tier 2
pathway

CA-GREET 等の簡易的なツールで推計が困難な、現段階で普及が進んでいない燃料であり、個別にアプリケーションパッケージを適用することで炭素集約度を算出し、認
定される。

⑦

ライフサイクル炭素集約度の算定結果
LCFS で認証された燃料について、ライフサイクルベースの炭素集約度を公表しており、認証済みの燃料は 544 種類（2019 年 2 月 15 日時点）ある。燃料種ごとの炭素集約度をプロットした全体像は図 4.1.114 に示すとおりである- 118 -

図 4.1.114 燃料種毎の炭素集約度の算定結果（全体像）- 119 -

4.1.5.2 欧州における越境再エネ燃料のトラッキング制度検討状況(1) バイオメタンにおける国際取引の試み
制度面では ERGaR （European Renewable Gas Registry）が 2016 年 9 月に設立され、バイオメタ
ンを（国をまたがって）託送し、証明書を取引する仕組みの検討を開始した。これは、欧州で再生可能なバイオマスからのバイオメタン生産・促進する BIOSURF と連動した取り組みである。再生可能電力の CO2 削減性を欧州で保障する Guarantee of Origin（GoO）の考え方を利用しており、欧州域外は現在のところ GoO の対象外である。
電力の場合「再生可能エネルギー指令（2001/77/EC）」のもと、電力のトレーサビリティの一つとして各国に 1 機関を定め、同じ再生可能エネルギー証
書が 2 重に使われていないか、また外国との取引において 1 対 1 の対応がなされているかを監視する仕組みであり、同様の仕組みをバイオメタンに適用できるか検討が開始されたものである。
(2) グリーン水素における国際取引の試み
欧州ではグリーン水素の GoO を実証するプロジェクトとして、2014 年に FCH 2 JU の資金援助により CertifHy が発足した。この検討結果により実証されるグリーン水素の GoO や CO2 フリー
水素の基準に関する検討結果は世界基準になる可能性もあり、経済産業省においても会合に出席するなど注目している。特徴としては、ライフサイクルでの排出量で天然ガス改質から製造した
水素に対して 6 割 CO2 削減したものを再生可能エネルギー由来、非再生可能エネルギー由来（副生水素等）どちらに対しても CO2 フリー水素と定義している点である。

図 4.1.115 CertifHy における CO2 フリー水素の考え方 113)2019 年 2 月には、世界で始めて国境を越えたグリーン水素の GO の実証が行われており、オラ
ンダのロッテルダムの水電解設備で風力発電の電力を用いて製造された CertifHy の最初の認証を受けたグリーン水素証書が英国の燃料電池バスとドイツの水素ステーションで利用された 114)。

- 120 -

4.1.5.3 民間における取り組み
法律や規制に基づく取り組みだけでなく、企業に対しては、年金基金等の投資家から ESG（「Environmental（環境）」、「Social（社会）」、「Governance（企業統治）」）への適切な対応がこれまで以上に求められており、グローバル企業の気候変動対策についての情報開示す・評
価のイニシアティブ（CDP、RE100、SBT など）の影響力が拡大し、これに対応する企業が増加している。企業の活動全般が評価対象となっており、外航海運も対象とすることができる制度である。
表 4.1.50−CDP、RE100、SBT の概要
・CDP は、気候変動・水など環境分野に取り組む国際 NGO。本部所在地
は英国。
・企業の気候変動問題の取組や、GHG 排出量の算定・管理の状況について調査・評価し、結果を公表。毎年各国の主要企業に質問票を送り、得られた情報をもとにスコア化。
・世界の 827 の投資機関（資産運用規模計約 100 兆ドル）が賛同（2017 年 11 時点）しており、年々CDP に回答することで気候変動対策の情報開示を行う企業数が増加している。
・RE100 は、事業運営を 100％再生可能エネルギー電力で調達することを目標に掲げるイニシアティブ。
・国際環境 NGO である The Climate Group が、CDP との協力で 2014 年に開始し、2018 年 10 月現在、世界で 154 企業が加盟（日本企業は 13 社が参加）。
・SBT とは、産業革命比の気温上昇を「2 度未満」に維持するために、企業が気候科学の知見（IPCC）と整合した削減目標を設定するためのスタ
ンダード。
・WWF、CDP、WRI、The Global Compact により運営されている。
CDP は、現在、気候変動、水、森林に関する分野の質問書を用意しており、最も回答の多い気候変動に関連する質問に対する回答企業数は、2018 年には約 7,000 社が回答している。回答状況
によって企業がランク付けされており、2018 年は最も評価の高い A List に 138 社がランクインしている。日本企業も CDP の回答に力を入れており海運では川崎汽船株式会社、日本郵船株式会社
が A List に入る最も高い評価を得ている。

図 4.1.116 CDP の回答企業数の推移 115)

- 121 -

RE100 は、再生可能エネルギーに取り組む企業のイニシアティブであるが、現在電力消費に関する取り組みに限定されており、100％再生可能エネルギー電力で調達することを目指すものである。
一方、SBT は、Science Based Targets の略であり、企業の GHG の削減目標が、「気候科学の知見に整合」していることを要件とする目標設定を促すイニシアティブである。SBT が唱える「気候科学の知見に整合」とは、気候変動に関する政府間パネル（IPCC）や国際エネルギー機関（IEA）
によって発表されている気温上昇を 2 度未満に抑える可能性が高いとされるシナリオに沿った目標を設定していることが要件となっており、2 年以内の目標策定をコミットする企業と、策定した目標が SBT 事務局によって認定された企業の分類で公表されている。2018 年 10 月 23 日時点
では、SBT から目標の認定を受けた企業は 146 社で、2 年以内の目標策定をコミットする企業は349 社となっており、合計 495 社が参画している。日本企業では、目標の認定を受けた企業は 30
社、2 年以内の目標策定をコミットする企業は 34 社（合計 64 社が参画）となっており、こちらも海運では川崎汽船、日本郵船が目標の認定を受けている。

図 4.1.117

SBT における基本的な GHG 削減経路 116)

- 122 -

4.1.6 シナリオ分析
世界全体のエネルギー供給のシナリオとして国際的に広く引用されているものは、OECD を中
心に 29 カ国で構成される国際エネルギー機関（IEA）が作成している World Energy Outlook である。これを基本的なシナリオとして、他の船級協会等が公開しているシナリオや、との違い、それぞれの前提としている燃料供給量についてまとめた。World Energy Outlook は、石油系の再生可能エネルギーや新エネルギーに関しては保守的に見積もる傾向があり、過去に何度も将来導入量の上方修正を行っている。
本調査の対象としては、原則として 2018 年 4 月の IMO 海洋環境保護委員会における GHG 削
減戦略採択以降に出版されたものを対象としたが、文献数が少ないため、参考として 2018 年 3 月
以前の文献も一部を調査対象とした。

海事関係機
関のシナリ
オ

非海事系機
関のシナリ
オ

表 4.1.51 調査を実施したエネルギー転換シナリオ
発行機関
文献名
文献公表時期DNV GLMARITIME FORECAST TO 2018 年 9 月
2050 -Energy transition
outlook 2018国際エネルギー機関 World Energy Outlook 20182018 年（IEA）
Royal Dutch Shell
Sky Scenario
2018 年 4 月
気候変動に関する政府間パネル（IPCC）（参考）国際エネル
ギー機関（IEA）（参考）国際再生可能エネルギー機関（IRENA）

Representative Concentration
Pathway 2.6
World Energy Outlook 20162014 年

Global Energy Transformation:
A Roadmap to 2050

2018 年- 123 -

2016 年

4.1.6.1 DNV GL MARITIME FORECAST TO 2050 -Energy transition outlook 2018DNV GL は、オイル＆ガス分野のリスクマネジメント、風力/電力送配電分野のエキスパート、船級協会を主とする総合企業である。クリーンなゼロエミッション船の検討が盛んなノルウェー・
オスロに本拠地を置く Det Norske Veritas が前身ということもあり、海運分野の GHG 削減に関する様々なレポートを発表している。本項目では MARITIME FORECAST TO 2050 -Energy transition
outlook 2018-を紹介する。
当該レポートでは、2050 年に IMO が掲げる目標を達成するために DNV GL が独自のモデルを用いて分析した結果を示している。図 4.1.118 は将来の国際海運の積荷輸送量の見通しである。ここでは IMO が 2014 年に行った 3rd GHG Study における見通しよりも将来の伸びが少なく、特に2030 年以降の伸び率がかなり小さく見積もられている。

図 4.1.118 海運輸送量の将来見通し 117)
図 4.1.119 は海運における燃料シェアの将来予測である。2050 年には熱量ベースで 39%の燃料がカーボンニュートラルな燃料から来ることを想定し、また、5%は船のバッテリー推進化により再生可能エネルギーでまかなわれると予測している。
市場メカニズムにおける CO2 の排出権価値を 50USD/トン-CO2 とした際の 2040 年時点での燃料内訳は、MGO/LSHFO が 55%、HFO +スクラバーが 3%、Battery hybridization が 4%、LNG が 18%、
バイオ燃料が 19%と推測されている。

図 4.1.119 海運における燃料シェアの将来見通し（熱量ベース）117)- 124 -

4.1.6.2 国際エネルギー機関 World Energy Outlook 2018
国際エネルギー機関（IEA：International Energy Agency）は、世界のエネルギー消費量の約 4 分の 3 を占める 30 カ国のメンバーと中国、ブラジル等 8 カ国の協力国からなる国際団体で、1973 年の第 1 次石油危機を契機に石油の安定供給を目的に米国の呼びかけで結成された。なお、OECD加盟国（現在 36 か国）のうち、石油備蓄に関する基準（前年の国の 1 日当たり石油純輸入量の 90日分を国内に常時備蓄していること）を満たす国が加盟申請を行うことができる。現在では、石油供給国の多様化によりその役割は変容しており、中長期の需給見通し作成、エネルギー源多様化、電力セキュリティ、エネルギー技術・開発協力、省エネルギーの研究・普及、加盟国のエネル
ギー政策の相互審査等に取り組んでいる。世界のエネルギー供給の見通しの作成等、近年では、
国際的な気候変動枠組みに対して各国政策を講じた場合の将来のエネルギー供給見通しシナリオの作成や CO2 排出量の推計等も行っている。
今回対象とした文献は IEA の将来推計の中核となる World Energy Outlook の 2018 年版であり、これは IMO の GHG 削減戦略の採択後に発行されたレポートであり、同削減戦略に対して言及されている。WEO2018 においては Current Policies Scenario、New Polices Scenario、Sustainable
Development Scenario の 3 種類のシナリオが設定されておりあり、パリ協定後のものとしては
New Polices と Sustainable Development が重要である。
表 4.1.52 国際エネルギー機関 World Energy Outlook2018 における本調査対象シナリオ
IMO GHG 戦略の考
シナリオの前提慮New Policies Scenario 2018現在の UNFCCC 政策で達成が見なし（新政策シナリオ）
込まれる将来の姿。
Sustainable Development Scenario 2018
目標ベースで決められたターゲ（持続可能な開発シナリオ）
ありットを達成する場合の将来の姿。
表 4.1.52 に示した 2 つのシナリオにおける、国際海運分野の CO2 排出量の見通しを図 4.1.120に示す。参考として国際航空における CO2 排出量も図示している。なお、内航船は各国の CO2
排出量の内数に含まれるため、この CO2 排出量には含まれていない。

図 4.1.120

IEA WEO2018 シナリオにおける国際海運・国際航空の CO2 排出量見通し 118)

- 125 -

新政策シナリオでは 2018 年 4 月の IMO の GHG 削減戦略は考慮されておらず、持続可能な開発シナリオでは、考慮されている。なお IMO が 2014 年に行った 3rd GHG Study との比較では、
2008 年の国際海運における GHG 排出量は 772 万トン／年 118)（Bottom-up 方式と Top-down 推計の中間値。内航船・漁船を除く）である。IEA の見通しでは、2040 年には 684 万トン／年となっており、2050 年の目標達成も不可能ではない曲線を描いている。
国際エネルギー機関の描く持続可能な開発シナリオでは、水素の導入が見込まれている。当該部分を下記に示す。WEO にて国際海運における水素エネルギーの導入に明確に言及するのはWEO2018 が初めてとなる。実際のシナリオにおいて水素エネルギーがどれだけ使用されるかについては明言されていない。
In the shipping sector, hydrogen has emerged as one of the few fuel options able to achieve theInternational Maritime Organization agreement to reduce CO2 emissions at least by 50% by 2050 from2008 levels. The Sustainable Development Scenario therefore now includes the use of hydrogen-based
fuels in the shipping sector and by 2040 this is on a rising trend, in anticipation of the 2050 deadline.
International Energy Agency (2018), World Energy Outlook 2018, OECD/IEA, Paris P.69 より引用
表 4.1.53

2040 年における国際海運分野における燃料消費量の内訳 118)より作成

単位 [Mboe/d]Biofulels
LNG
Marine Gas Oil
HSFO
LSFO

New Policies Scenario（IMO GHG 戦略非考慮）
0.2
0.82
1.5
2.2
1.5

Sustainable Development Scenario（IMO GHG 戦略考慮）
0.5
0.24
非公表

IEA のどのシナリオにおいても、バイオマス由来燃料の供給量はそれほど多くなく、これは過去の WEO でも共通している点である。IEA は持続可能な土地開発が可能な農地の面積や肥料の課題から、バイオマスエネルギーの世界全体での利用可能量には限界があるとしている。それに代わって利用されると見込まれる低炭素燃料が水素であり、海事分野でも水素等の利用を見込んでいる。なお、二次電池等を用いた電気推進船による電化は、国際海運では技術的に採用できるレベルにないとの見解を示している。なお IEA は独自に開発している Mobility Model を用いて運輸部門の将来推計を作成している。

- 126 -

4.1.6.3 Royal Dutch Shell Sky Scenario
石油メジャーの Royal Dutch Shell は、低炭素化が進む国際社会における自社の戦略についての報告書「Shell Energy Transition Report」を 2018 年 4 月に発表した。このレポートの目的は、低炭素化が進められていることを背景に、自社事業のリスクを投資家に説明することを目的としたシナリオ分析である。同社は以前にも同様のレポートを公表してきたが、今回の特徴としては、気候変動を産業革命以前から 1.75℃未満に抑えた場合の再生可能エネルギー大量導入シナリオであることである。
Shell 自動車部門で電気自動車（EV）化が進む影響を考慮し、2030 年までに世界全体の乗用車
新車販売の 50%が EV になり、2050 年までに内燃機関自動車は世界中で販売できなくなると仮定している。
このシナリオで明らかにされていることは、エネルギー全体に占める化石燃料の割合は今後減少していくものの、世界のエネルギー需要全体は伸びるため、原油需要は 2025 年までは毎年 1%増加していく。低炭素エネルギーに対する世界の需要が高まる中、同社の石油・ガス燃料資産がCO2 排出削減の観点から保有していても売却できない「座礁資産」となるリスクは小さいとの見方を示している。なお、このシナリオが発表された時期は 2018 年 4 月であるが、時期的に、また前述の IEA の SD シナリオとの比較から、IMO の GHG 削減戦略は考慮されていないと見られる。

図 4.1.121

Shell Sky シナリオにおける国際海運の燃料内訳 119)より作成- 127 -

4.1.6.4 IPCC WorkingGroup1 Fifth Accessment Report2015 年 12 月に COP21 において採択されたパリ協定においては、気候変動に関する政府間パネル（IPCC）の Working Group 1 Fifth Accessment Report における RCP 2.6（Representative Concentration
Pathway）シナリオを念頭に、「（前略）世界的な平均気温上昇を産業革命以前に比べて 2℃より十分低く保つととも に、1.5℃に抑える努力を追求すること（後略）」等を記載した協定文書が合意された。
この根拠となった PCR2.6 というシナリオは、オランダの Netherlands Environmental Assessment
Agency に所属する研究者を中心に開発された TIMER 2.0 モデルと IMAGE 2.3 モデルから推測される将来の CO2 およびその他の GHG の将来排出量推計を行ったものである。この推計は、最終エネルギー消費型のモデルであり、国際海運分野からどの程度の CO2 が排出されるかについて具体的に検討したものではないが、国際海運の船舶からの直接 GHG 排出量については、上述のモデルにより別途推計されている。
表 4.1.54
GHG 種類CH4
SulfurBlack Carbon
Organic Carbon
CONOx
揮発性有機化合物

RCP 2.6 における国際海運分野の GHG 直接排出量 120)
単位2010 年 2020 年 2030 年 2040 年
1012gCH4/yr
0.473
0.520
0.522
0.318
1012gSO2/yr
7.810
2.891
2.080
1.440
1012g/yr
0.151
0.078
0.072
0.042
1012g/yr
0.161
0.089
0.104
0.059
12
10 gCO/yr
1.376
1.424
1.431
1.703
1012gNO2/yr
20.09
20.42
18.53
20.86
1012g/yr
3.736
3.604
3.210
3.673

2050 年
0.000
0.672
0.015
0.016
1.561
21.17
3.380

2100 年
0.000
0.377
0.013
0.027
0.454
1.78
0.776

4.1.6.5 国際エネルギー機関 World Energy Outlook 2016
パリ協定における合意をうけ、国際エネルギー機関が発表した World Energy Outlook の 450 シ
ナリオでは、パリ協定で合意された「平均気温上昇を産業革命以前に比べて 2℃より十分低く保つとともに、1.5℃に抑える努力を追求する」という合意シナリオを考慮した見通しが発表された。
ここで 450 シナリオとは、CO2 の平均大気中濃度を 450 ppm 未満に抑えるシナリオという意味である。
この中において、IMO の取り組みのうち EEDI 規制については考慮されており、将来の貨物輸送量の増加分は船舶の燃費向上によりある程度相殺され、貨物輸送量の増加にもかかわらず燃料
消費量は2040 年の国際海運において、パリ協定後の INDC を考慮した新政策シナリオでは、エネルギー
換算で 13%を LNG が占める見通しであり、バイオ燃料が約 2％を占める見通しで、このシナリオにおける CO2 排出量は 93 億トン／年である。
パリ協定における目標達成を想定した 450 シナリオでは、化石燃料の需要が減少し国際取引が減少することによるオイルタンカーの輸送活動量減少を国際海運全体の 8%と想定し、新政策シナリオと比較して低い燃料油需要を想定している。450 シナリオでは、LNG 燃料が、バイオ燃料が7%を占める見通しであり、その他の先進的なゼロエミッション燃料の導入は想定されていない。
450 シナリオにおける 2040 年の CO2 排出量は年間 61 億トンであり、新政策シナリオと比較すると約 33%少ない。

- 128 -

図 4.1.122 World Energy Outlook 2016 における各運輸セクターの 2040 年の燃料需要見通し 119)4.1.6.6 国際再生可能エネルギー機関 Global Energy Transformation: A Roadmap to 2050（参考）国際再生可能エネルギー機関（IRENA）は、温室効果ガスの削減と持続可能な絵年ルギー供給を可能とする各種再生可能エネルギー（太陽エネルギー、風力エネルギー、バイオマスエネルギ
ー、地熱エネルギー、水力エネルギー、海洋エネルギー等）の普及及び持続可能な利用の促進を目的として 2011 年 4 月に正式に設立された国際機関である。主な活動は，再生可能エネルギー利用の分析・把握・体系化，政策上の助言の提供，加盟国の能力開発支援等であり、日本を含む 158
カ国と EU が加盟している（2018 年 12 月現在）。
再生可能エネルギーに関する国際団体であり前述の IEA と比較して再生可能エネルギーの将来
導入シナリオ、導入ポテンシャル等についてかなり野心的な見積りを行っていることが特徴である。将来の導入シナリオは REmap と呼称されており、現在は 2050 年までのエネルギー転換シナリオが公表されている 122)。
海運では量が限られるバイオ燃料に加えて、再生可能エネルギーによる電化、ハイブリッド技術、近代的な帆技術がオプションとして提示されている。
特に、再生可能エネルギーを利用した運輸モードがビジネスとして実行可能性を達成するためには、研究、イノベーション、および概念実証を実現するための政策的な支援と金銭的なインセ
ンティブが非常に重要であるとしている。また、再生可能エネルギーの導入が進められるべき対象としては、貨物の単位あたりの温室効果ガス排出量と移動距離が大きくあらゆる場所で用いられている小型外航船に焦点を当てることが望ましいとしている。

- 129 -

図 4.1.123 Remap における運輸部門全体のエネルギー転換内訳 122)
4.1.6.7 シナリオ調査のまとめ
本項目では、船級協会や国際的エネルギー機関、石油メジャーが発表しているシナリオの比較を行った。すべてのレポートにおいて、将来国際海運の分野でもバイオマス燃料が中心的な役割を果たすとする方向である一方で、DNV GL “MARITIME FORECAST TO 2050 -Energy transition
outlook 2018-”や IEA の”WEO2018”における持続可能な開発シナリオでは、水素の国際海運での利活用が 2050 年の IMO の GHG 削減目標を達成するための現実的なシナリオとして、2030 年〜
2040 年以降の時期において必要であるとの見解を示している。

海事系機関のシナリオ

非海事系機関のシナリオ

表 4.1.55 エネルギーシナリオの結果に関するまとめ
発行機関
シナリオ
特徴
欧州などの域内では電池推進船が普及し 2050 年の海運の
DNV GL・Bright Green全体の 5％を占める 2040 年以
前は LNG とバイオ燃料が主
体・NPS（IMO 合意非考慮） 海運分野での 50％削減は厳し
国際エネルギー機関（IEA） ・SDS
いが、水素の導入により可能（SDS シナリオに限る）。
・Global Energy
国際再生可能エネルギー
海事分野はバイオ燃料が必須
Transformation: A Roadmap
機関（IRENA）との想定
to 2050（IMO 合意非考慮）・Sky Scenario
海運分野での 50％削減はそも
ロイヤル・ダッチ・シェル（IMO 合意非考慮）
そも前提としていない。
気候変動に関する政府間 Representative Concentration
パネル（IPCC）
Pathway 2.6（IMO 合意非考 海事分野の詳細分析なし
慮）（参考）国際エネルギー機 ・NPS（IMO 合意非考慮）関（IEA）
・450 Scenario（IMO 合意
非考慮）- 130 -

一方でバッテリー船については、DNV GL では導入される見通しを描いているが、IEA ではその点に関して否定的であると意見が分かれている。これは国際海運のみに着目する IEA と欧州域内にも着目する DNV GL の立場の違いであると推測される。
バイオマス燃料については、一部のディーゼル燃料はバイオガスが工業用途や自動車等と競合することから、船舶分野にてこれらの他運輸モードと競合する燃料を調達していくためには、より高い調達価格や調達量を提示する必要があると考えられる。
4.1.7 低・脱炭素燃料の将来利用可能性に関する考察
本調査では、船舶分野で利用実績がない燃料も含めて現在主に陸上で着目されている低・脱炭
素燃料の船舶における利用可能性、燃料の調達可能性等の調査を行った。これらを船への投資の必要性、燃料の想定価格、供給ポテンシャルの点から定性的に整理した結果を次のページの一覧
表に示す。
まず、既存船への追加設備投資がほとんど必要ない燃料として、バイオマス燃料のうち持続可能性の高いとみなされる第二世代・第三世代のバイオマス燃料と e-fuel／e-gas の船舶での利用が挙げられる。何れも、燃料自体の価格は現時点で高く、炭素価格を考慮しない場合には現在使用されている原油から精製される重油と比較して価格面で及ばない。
更にバイオ燃料については、世界全体の人口増加が進展しているなか食糧生産との競合も懸念され、欧州の長期ビジョンでは持続可能性と両立可能な供給ポテンシャルの限界が懸念されるところである。
電力から合成される燃料の e-fuel／e-gas については、現状では生産規模が小さい点や、バイオマス以外の再生可能エネルギーを利用できることから、将来期待される供給ポテンシャルがバイ
オ燃料よりも大きい。例えば、IEA の World Energy Outlook 2018 の持続可能な開発（SDS）シナリ
オでは、バイオマスと水力発電を除いた太陽光発電と風力発電等の 2017 年から 2040 年の導入量の年平均増加率は 9.7％と、23 年で約 8 倍の増加を見込む。また、電気から製造される合成メタン
ガス（e-gas）を液化して LNG 相当の燃料にすることで、将来増加すると見込まれる LNG 燃料船に、既存のバンカリング設備を活用して供給することができると考えられることから、将来のGHG 削減可能な燃料のうち少ない設備投資コストで低炭素化が可能な燃料として、e-fuel／e-gas
生産量の拡大が期待される。
水素は、再生可能電力による水の電気分解で製造が可能であり（Power to Gas）、e-gas と同様に再生可能燃料としての生産量ポテンシャルが大きく、また、天然ガスと混焼することにより既存のエンジンの熱効率を高めつつメタンスリップを削減できる。また、N2O の発生原因のひとつである NOx も含めた GHG 排出ゼロを、水素を燃料電池で利用することにより達成可能であることから、将来の脱炭素燃料として有望である。一方で、水素を船舶で主燃料として利用するためには、既存船での利用には船の設備の大幅な改変が必要であることから、短期・中期的な国際海運
分野での大量導入は大きな初期投資が必要になると考えられる。
水素キャリアとして検討されているアンモニアは、貯蔵性において水素より優れているものの、水素と異なり人体健康影響がある点や、4.1.4.1.4 で詳述した通り内燃機関・燃料電池での安定的な燃焼及び燃料電池の劣化等に開発課題が残されており、アンモニア燃料船の IGF コード等国際的なルールも定まっていないことから、2050 年の燃料として GHG 削減への貢献量は限定的であると推測される。
船舶での利用には多額の設備投資や改装工事が必要であり、初期コストが大きくなる傾向がある電気推進方式（二次電池を利用するものに限る）は、価格の面だけでなく航続距離が極端に短いという点から国際海運での利用は技術的困難を伴う。一方で再生可能エネルギー由来の電気は安価であることから、運航コストが安価になる可能性があり、DNV GL が描くシナリオの中では国際海運でも近距離の航路では可能性があるとされている。
船上での太陽光・風力の直接利用について、太陽光発電については大型船舶での搭載例があるが、船の甲板の面積は限られることから推進エネルギーの 100％をまかなうことは非常に困難であり、また、夜間は発電できないことから将来的な技術革新を考慮しても難しいと考えられる。
風力の利用については複数のコンセプトがあり 2020 年頃の実現を目標に研究が進められている。
本年度は将来の GHG 削減ロードマップ作成のための基本情報の収集を目的に、船舶における代替燃料普及に関する基礎調査を行った。2050 年に 2008 年比で GHG 排出量を半減させるために- 131 -

は、本調査で紹介した複数の将来シナリオに共通するように、1 種類の燃料に頼るのではなく様々
な低・脱炭素燃料を適切な構成比で採用し、コスト最適なシナリオを描く必要があると考えられるが、コストを左右する要素には少なくとも船舶への投資、インフラへの投資、そして燃料価格が関わってくる上に、燃料種ごとに供給ポテンシャルの上限があり、その引き上げも一つの課題であることを考慮する必要がある。
将来の GHG 削減ロードマップの検討に当たっては、将来の船種の構成や燃費向上の見通し、航路やその運航隻数、LNG 燃料船の普及割合、燃料を利用する熱機関や燃料貯蔵装置の技術開発見
通し等の前提条件を十分に整理し、様々なパターンを検討することが必要と考えられる。これに加えて、将来の GHG 削減シナリオを詳細に検討するためには、各低・脱炭素燃料を利用した場合の GHG 削減量の IMO における算定ルールが具体化されていることが必要である。この点については、本調査で明らかにした海外主要国における国内ルールや、IPCC のガイドラインにおける評
価方法、及び ICAO が採用する評価方法等が参考となると考えられる。

- 132 -

燃料種

燃料製造法
電気を用いたPower to Fuel
フィッシャー
合成等

ディーゼル

バイオマス
液化

エタノール

電気を用いたPower to FuelCO2 削減率の一次評価

燃料の想定価格

供給ポテンシャル船の設備投資コスト

燃料貯蔵方法

制度上未決定中大小
既存船の転換も易合成ディーゼル−10〜125％（ただし評価基準
によって異なる）

第一世代：安価
第二世代：中第三世代：高価

小既存船の転換も易バイオディーゼ
ル、FAME、HVO 等−10〜125％（ただし評価基準
によって異なる）

第一世代：安価
第二世代：中第三世代：高価

第一世代：小第二世代：中第三世代：大小
設備の改変は必要

エステル化していないディーゼル

同上

同上

同上

小
設備の改変は必要

制度上未決定中程度

e-fuel：小〜大小
設備の改変は必要

化石由来：大廃棄物由来：小燃料タンクが高価
水素専焼エンジンは事例がないが高価と想定

液体水素

化石由来：大廃棄物由来：小

未実用化、事例なし（高価と想定）圧縮水素

化石由来：大廃棄物由来：小

燃料電池が高価
燃料タンクが高価

水素貯蔵合金高価

小改質装置が高価
燃料電池が高価

有機ハイドライト

化石由来：大廃棄物由来：中CCS 併設：小実用化例なく不明（ガスエンジン船
より高価と想定
アンモニア安全設備高価）

液体アンモニアPower to Gas

水素

化石燃料改質
＋CCS
バイオマス
ガス化

アンモ
ニア

メタンを主
成分とする
燃料ガス

アンモニア合成（ハーバーボッシュ法が主）

0〜100%（プロセスにより
異なる）

比較的高価

Power toMethaneバイオマス
ガス化

0〜100%（プロセスにより異なる）

中程度

天然ガス採掘約 25〜30%

安価

大バイオマスガス化または天然ガス採掘天然ガス：約 25〜30%
バイオガス：〜
100％

中〜高（精製度合依存）

バイオガス：小天然ガス：大

100%

安価

小

設計が大幅に変更されるため新造船のみ

100%

不明

小〜大
（面積依存）

設計が大幅に変わる
ため新造船のみ100%

化石燃料より安価小（船の動力を100%賄えない）

電池価格高価新造船のみ適用可

（自然エネ
ルギー）

再エネ電気

化石由来：<0%再エネ由来：100%（プロセスにより異なる）

化石由来：中再エネ由来：高価
廃棄物由来：安価

第一世代：小第二世代：中第三世代：大

再生可能
エネルギー

小〜大
小

- 133 -

LNG 用の新造船ならほぼ不要（ガスの不純物除去は必要）
LNG 用の新造船なら不要
圧縮天然ガス用に設計された新造船なら不要。既存船転換は
高コスト

エタノール

合成液化メタン
バイオ LNG
LNG
圧縮天然ガス
圧縮バイオガス
圧縮合成メタン二次電池

貯蔵技術の課題

燃焼・発電技術ディーゼルエンジン

長期保管における酸化防止対策
燃料ホース等のゴム製部品の膨潤・劣化対策
配管部品等の銅合金部品に対する酸化防止対策
必要に応じて低引火点燃料としての安全対策

水分混入防止対策
低引火点燃料としての安全対策







外部からの入熱が少ない高度な断熱技術
液化に要するエネルギーの低減技術
タンク内のスロッシング対策
液体水素用大容量移送ポンプの開発
BOG 漏洩検知等の液体水素用計測装置開発
スラッシュ水素貯蔵等の新技術の開発



圧縮水素タンクの大型化
適切な安全対策

軽量化・高エネルギー密度化・低コスト化のための新技術の開発
水素充填・放出過程における熱管理

水素貯蔵・脱水素反応の高効率化



供給・製造技術
銅合金の応力腐食割れ対策
毒性・漏洩対策などの適切な安全対策







水素専焼エンジン

大出力化技術
適切な安全対策

水素混焼ガスエンジン



最高燃焼圧力の増大への対応
ノッキング等の異常燃焼の抑制技術
安全対策の確立

水素タービン

水素特有の燃焼特性に適合する安定燃焼技術
低 NOx 化を実現する燃焼器の開発

燃料電池（PEFC）





低コスト化
長寿命化
安全対策の確立










燃焼性が低いアンモニアの燃焼効率の向上
アンモニア由来 NOx の抑制
温暖化係数の高い N2O の削減
アンモニア特有燃焼特性に適合する燃焼技術
アンモニア由来 NOx の抑制
高温の動作温度に至るまでの熱供給
熱による劣化を防ぐ耐熱材料の開発
起動停止時間の短縮技術



局所燃焼温度の制御
NOx 低減技術

異常燃焼（ノッキング、失火、過早着火）の発生抑
制技術
未燃燃料（メタンスリップ）の低減技術
高効率化
改質器内の燃焼ガス加熱などの安全性確保
水素生成速度の制限による発電負荷追従性
負荷停止・減少時の余剰水素の処理
高効率化、GHG 排出削減や燃料消費削減のための有効利用技術アンモニア燃料タービ
ン
アンモニア燃料電池（SOFC・）

処理行程における不純物の分離・除去
断熱性能の向上と BOG の最小化
タンク内濃縮現象への対策
タンク内のスロッシング対策
タンク内燃料性状の均一化（ロールオーバー
対策）

ガスエンジン（ガスインジェクショ
ン方式、GI 方式）
ガスエンジン（リーンバーン方式）
ガスタービン

圧縮天然ガスタンクの大型化
適切な安全対策

天然ガス改質燃料電池
太陽電池




適切な安全対策船の動力がまかなえるほど高いエネルギー密度は困難
大型船の電気安全基準必要

大幅に改造することなく使用可能
NOx 排出量の増加への対応
エンジンオイルへの燃料混入による動粘度変化並びに酸化による劣化の対策
低負荷運転時の燃料噴射制御
長期使用時の燃料系統、燃焼室、排気系統の汚損や腐食などへの対応
植物油の劣化（酸化）や不純物の析出などの貯蔵安
定性
ゴム、樹脂、金属などの部材に与える影響
エンジンオイルへ植物油の混入
NOx 排出量を低減するための対応
低負荷運転時の燃料噴射制御
高流動点燃料（パーム油等）への対応

アンモニア燃焼レシプ
ロエンジン









ディーゼルエンジン



燃焼・発電技術課題








風力推進（帆船）



有効性の確認

二次電池





高エネルギー密度化（次世代二次電池開発）
海上充電設備の開発
GHG 削減のため有効利用技術海上充電設備- 134 -

出典一覧
日本化学会：化学便覧 応用化学編、丸善、1996．
2) BP：世界エネルギー統計 2018 年版、2018 年 6 月 13 日、（2019 年 2 月参照）
https://www.bp.com/ja_jp/japan/report/press-release/statusreview2018.html
3) Royal Dutch Shell, “Shell LNG Outlook 2019“, 2019. Feburary. 25th.
4) International Energy Agency (2018), World Energy Outlook 2018, OECD/IEA, Paris.
5) CEDIGAZ 統計.
6) DNV GL：https://www.dnvgl.com/maritime/advisory/lng-ready.html（2019 年 2 月参照）
7) SustainableJapan：https://sustainablejapan.jp/2014/08/09/biofuel/11532 など（2019 年 2 月参照）
8) 農林水産省 HP：http://www.maff.go.jp/j/biomass/b_energy/pdf/bdf_03.pdf（2019 年 2 月参照）
9) F.O.Licht 統計.
10) 山根浩二：自動車用バイオ燃料とは、自動車技術会、https://www.jsae.or.jp/~dat1/mr/motor24/mr20062403.pdf（2019 年 2 月参照）
11) IBIA HP（2018/9/17 付け記事より）：http://ibia.net/imo-to-start-consideration-of-legalframework-for-low-flashpoint-diesel/（2019 年 2 月参照）
12) 環境省大臣官房廃棄物・リサイクル対策部廃棄物対策課：メタンガス化施設整備マニュア
ル、https://www.env.go.jp/recycle/report/h28-10/manual3_metan.pdf（2019 年 2 月参照）
13) Gas Infrastructure Europe,European Biomethane Map 2018(2018)14) Green Gas Certification Scheme, "Green Gas Certification Scheme Introductory leaflet"（https://www.greengas.org.uk/pdf/ggcs-leaflet.pdf）
15) Lidköping Biogas ホームページ（http://www.lidkopingbiogas.se/eng/）16) Skangas プレスリリース（2018 年 6 月 26 日）（https://www.skangas.com/skangas/news/2018/fure-vinga/）（2019 年 2 月参照）
17) BIOKRAFT ホームページ（http://www.biokraft.no/）（2019 年 2 月参照）
18) Hurtigruten プレスリリース（2018 年 11 月 19 日）、https://global.hurtigruten.com/aboutus/press/mynewsdesk/#/pressreleases/hurtigruten-to-power-cruise-ships-with-dead-fish-2799848、（2019 年 2 月参照）
19) 田島博士：天然ガス系燃料の基礎 -熱物性に基づく考察、日本マリンエンジニアリング学
会誌、vol. 51、no. 3、p. 30-35、2016．
20) 雑賀高、野原徹雄、アンモニア燃料・水素エネルギーシステムの研究、総合研究所・都市減災研究センター（UDM）最終研究報告書（平成２６年度）．
21) Hayakawa, A., Goto, T., Mimoto, R., Kudo, T., Kobayashi, H., Fuel, 159: 98-106 (2015).
22) 北川徹三、小林義隆、遠藤瞭、楠木英吾、アンモニアの爆発危険性、工業化学雑誌、第69 巻、第 7 号、p.1263-1267(1966)．
23) 藤本健一郎ら、「製鉄副生ガスからの水素高度利用技術開発」、新日鉄技法 391 号、2011年.
24) IRENA, “Hydrogen From Renewable Power”
25) R. Brown et. al., “Hydrogen Production US and Worldwide”, 2015 May
26) 仁木洋一、新田好古、平田宏一、春海一佳：水素エネルギーキャリアの船舶利用に関する検討、日本機械学会第 26 回交通・物流部門大会、TRANSLOG2017、2017．
27) 内閣府政策統括官（科学技術・イノベーション担当）：戦略的イノベーション創造プログ
ラム（SIP）エネルギーキャリア（新しいエネルギー社会の実現に向けて）研究開発計画、2018、https://www8.cao.go.jp/cstp/gaiyo/sip/keikaku/4_enekyari.pdf（2019 年 2 月参照）
28) 塩沢文朗：アンモニア：エネルギーキャリアとしての可能性（その 2）、
http://ieei.or.jp/2017/05/expl170525/（2019 年 2 月参照）
29) USGS “Geological Survey Nitrogen (Fixed)--Ammonia” （2019 年 2 月参照）
30) FarmFutures ウェブページ、https://www.farmfutures.com/story-weekly-fertilizer-review-030765、（2019 年 2 月参照）
31) Merchant Research&Consulting ウェブページ
32) 武田 実、安井亮太、前川一真、井上雄貴、藤川静一、松野 優、黒田恒生、熊倉浩明：極低温液体水素の海上輸送を実現するための基盤技術の研究、神戸大学海事科学研究科紀1)- 135 -

要、Vol. 11、pp.54-58、2014．
33) 国立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構編：水素エネルギー白書、2015．
34) ICCT, “Black carbon emissions and fuel use in global shipping, 2015”Supplemental Materials
35) 各種資料よりみずほ情報総研作成
36) IEEJ Outlook 201937) Ole. Vider Nilsen, “LNG regulatory update 1 “Best fuel of the future”, conference & study tour,
DNV-GL, 2018 April 10.
38) ME-GI Dual Fuel MAN B&W Engines A Technical, Operational and Cost-effective、 Solution for
Ships Fuelled by Gas, MAN Energy Solutions, 2012.
39) 青波徹：WinGD バルチラ低速 2 ストローク低圧 X-DF 機関の制御、日本マリンエンジニ
アリング学会誌、vol. 51、no. 1、p. 29-32、2016．
40) Maria Anderson, Kent Salo, Erik Fridell: Particle- and Gaseous Emissions from an LNG Powered
Ship, Environmental Science & Technology, 2015, 49 (20), p.12568–12575. DOI:
10.1021/acs.est.5b02678.
41) Meriteollisuus HP
http://meriteollisuus.teknologiateollisuus.fi/sites/meriteollisuus/files/file_attachments/Viking_Grace_ENG_web.pdf （2019 年 2 月参照）
42) Myhre, G., Shindell, D., Bréon, F.-M., Collins, W., Fuglestvedt, J. S., Huang, J., Koch, D.,
Lamarque, J.-F., Lee, D., Mendoza, B., Nakajima, T., Robock, A., Stephens, G., Takemura, T.,
Zhang, H., Anthropogenic and Natural Radiative Forcing. In: Climate Change 2013: The PhysicalScience Basis. Contribution of Working Group I to the Fifth Assessment Report of theIntergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, 2013.
43) Stuart L. Slade, Competing Manufacturers of MARINE GAS TURBINES A Special DescriptiveMarket Analysis, FORECAST INTERNATIONAL, 2015.
44) 平松彩、津村健司、高田龍祐、石田聡成、平岡和芳：次世代球形タンク方式 LNG 船 155
km3 型“さやえんどう”、三菱重工技法、vol. 49、no. 1、p. 13-18、2012．
45) 小早川広明、楠本裕己、豊田昌信：IHI-SPB LNG タンクのスロッシングに対する構造安全性、IHI 技法、vol. 52、no. 3、p. 42-47、2012．
46) Høglund 社 HP：https://hma.no/solutions/gas-solutions/fgss（2019 年 2 月参照）
47) Wärtsilä
社
HP ： https://cdn.wartsila.com/docs/default-source/product-files/ogi/fuel-gasandling/brochure-o-ogi-lngpac.pdf（2019 年 2 月参照）48) 日本船舶技術研究協会：コンポジットタンクによる CNG 輸送に関する調査研究報告書、日本財団補助事業、2009．
49) 佐尾邦久、 鈴木信市：CNG による天然ガス輸送技術開発の現状と展望、石油技術協会誌、vol. 73、no. 2、p. 164-177、2008．
50) NEDO：「次世代バイオエタノールの研究開発の状況」、平成 29 年 12 月より作成
51) ユーグレナプレスリリース
52) 西尾澄人：バイオ燃料による GHG（Greenhouse Gas）削減について、日本マリンエンジニ
アリング学会誌、第 51 巻、第 1 号、p.61-65、2016．
53) USA Environmental Protection Agency: Analysis of biodiesel impacts on exhaust emissions-draft
technical report, Springfield, 2002.
54) Robert Ollus, Kay Juoperi: Alternative fuels experiences for medium-speed diesel engines, CIMAC
Congress 2007，Paper No.234，p1-15, 2007.
55) S. Nishio, Z. Xu, et al.: COMBUSTION AND EXHAUST CHARACTERISTICS OF BIO-FUELSIN MARINE DIESEL ENGINE, ISME KOBE, 2011.
56) S. Nishio, T. Fukuda, et al.: Influence of Palm Biofuel for Marine Diesel Engine on Combustion andExhaust Emission Characteristics, Journal of the JIME Vol.
57) MefCO2 プロジェクトウェブサイト
58) 梶 光雄、産業系廃プラスチック油化の現状と課題、FSRJ News, Vol. 13, Nov. 2004.
59) 一般社団法人プラスチック循環利用協会、2016 年プラスチック製品の生産・廃棄・再資源化・処理処分の状況、2018 年 12 月
60) 宮城県環境生活部環境政策課、中国の廃プラスチック輸入禁止措置に関する取組、2018年9月61) 及川昌訓、小笠原悠介、近藤慶一、関根花南、高木靖雄、佐藤由雄：過濃混合気塊点火燃- 136 -

焼による高圧筒内直接噴射水素エンジンの NOx 生成低減に関する研究、日本マリンエン
ジニアリング学会誌、vol. 47、no. 3、p. 429-436、2012．
62) 柏木章宏、後藤昌志：RX-8 ハイドロジェン RE の紹介、マツダ技報、no. 24, p. 135-138、2006．
63) 山根健：BMW Hydrogen 7 プロジェクト水素社会の実現を目指して、水素エネルギーシス
テム、vol. 31、no. 1、p. 42-48、2008．
64) 古谷博秀、壹岐典彦、辻村拓：水素を燃料としたエンジンシステム、vol. 51、no. 1、p. 9196、2016．
65) CMB 社 HP：http://www.hydroville.be/en/CMBHydrovillebrochure.pdf（2019 年 2 月参照）
66) 市川泰久、関口秀紀、平田宏一：舶用リーンバーンガス機関の水素混焼技術に関する研究、第 88 回マリンエンジニアリング学会学術講演会講演論文集、p. 131-132、2018．
67) 三菱日立パワーシステムズ社 HP：
https://www.mhps.com/jp/special/hydrogen/article_1/index.html（2019 年 2 月参照）68) インプレス SmartGrid ニューズレター：https://sgforum.impress.co.jp/news/4444 など（2019 年
2 月参照）
69) 岡田邦夫：ドライ低 NOx 水素専焼燃焼器の開発、日本機械学会、JSME TED Newsletter、
No.83、2017．
70) 山下誠二、新郷正志、海野峻太郞、今井達也、州河誠一：水素液化貯蔵システムの開発、
J. of Japan Society of Energy and Resources、vol.37、No.4、2016．
71) 大平勝秀：液体水素及びスラッシュ水素技術の現状と応用、低温工学、Vol.41、 No.2、pp.61-72、2006．
72) サムテック株式会社 HP：http://www.samtech.co.jp/products/hpc.html（2019 年 2 月参照）73) フレインエナジー社 HP：http://www.hrein.jp/（2019 年 2 月参照）
74) Emeric Krock: Ammonia-A Fuel for Motor Buses, J. Inst. Petrol., 31, 213 (1945).
75) 内閣府 HP：https://www8.cao.go.jp/cstp/gaiyo/sip/index.html（2019 年 2 月参照）76) 小池誠、宮川浩、鈴置哲典、小笠原和人：水素エネルギーキャリアとしてのアンモニアとレシプロエンジン燃焼への適用、日本燃焼学会誌 58(184)、99-106、2016．
77) 仁木洋一、新田好古、春海一佳、平田宏一、西尾澄人、関口秀紀、市川泰久：アンモニア混焼エンジン、平成 30 年度海上技術安全研究所研究発表会、
https://www.nmri.go.jp/event/presentation/h30/poster_18.pdf78) https://www.ammoniaenergy.org/man-energy-solutions-an-ammonia-engine-for-the-maritimesector/ （2019 年 2 月参照）
79) 産業技術総合研究所 HP：
https://www.aist.go.jp/aist_j/press_release/pr2015/pr20150917/r20150917.html（2019 年 2 月参照）
80) https://www.ihi.co.jp/ihi/all_news/2018/technology/2018-4-18/index.html（2019 年 2 月参照）81) https://www.mhps.com/jp/randd/technical-review/pdf/index_56j.pdf、 (2019 年 2 月参照)82) 江口浩一：エネルギー媒体としての水素キャリアの現状、触媒、57(1)、p.2-7、2015．
83) 戦略的イノベーション創造プログラム HP：https://www.jst.go.jp/pr/announce/201707032/index.html（2019 年 2 月参照）84) 江口浩一：エネルギーキャリアプロジェクトにおけるアンモニア利用燃料電池の開発、
https://www.jst.go.jp/pdf/pc201311_eguchi.pdf (accessed 2019/2)
85) 三谷和久：トヨタにおける「FCV」開発状況と 2015 年普及開始に向けた取り組み，生産と技術，Vol.66, No.2, 2014.
86) 環境省資料、経済産業省資料よりみずほ情報総研作成
87) 及川昌訓、小笠原悠介、近藤慶一、関根花南、高木靖雄、佐藤由雄：過濃混合気塊点火燃焼による高圧筒内直接噴射水素エンジンの NOx 生成低減に関する研究、日本マリンエン
ジニアリング学会誌、vol. 47、no. 3、p. 429-436、2012
88) ITenergy（アイテナジー）研究会：電力用語事典 高密度蓄電池，2013．
89) 菅野了次、加藤祐樹：次世代電池を牽引する全固体電池開発、Nature Energy、 AUTHORINTERVIEW、Vol.1、No.4、2016．

- 137 -

90) 経済産業省、我が国のＣＣＳ政策について、平成２８年１１月２４日
91) 経済産業省、次世代火力発電協議会 （第２回会合）資料、
92) 環境省資料「我が国における CCS 事業について」
93) Global CCS Institute ウェブサイト
94) 鷲尾英俊、十楚博行：化合物多接合太陽電池の高効率化と応用、シャープ技報、第 107号、2014．
95) 日本郵船 HP：https://www.nyk.com/csr/envi/ecoship/（2019 年 2 月参照）
96) 国土交通省、「IMO での議論と海事分野における GHG 削減活動」、2018 年 12 月 12 日
97) 次世代帆船「ウインドチャレンジャー計画」、http://wind.k.u-tokyo.ac.jp/（2019 年 2 月参照）
98) 大内一之、ジョール ヘンジー：水素生産帆船の研究 −概念と可能性−，日本船舶海洋工学会平成 29 年度秋期講演会，2017．
99) 再生可能エネルギー指令（DIRECTIVE 2009/28/EC）、燃料品質指令（DIRECTIVE
2009/30/EC）、ILUC に関する改正指令（DIRECTIVE (EU) 2015/1513）、欧州議会プレスリ
リース等よりみずほ情報総研作成。
100) 再生可能エネルギー指令（DIRECTIVE 2009/28/EC）、燃料品質指令（DIRECTIVE
2009/30/EC）、ILUC に関する改正指令（DIRECTIVE (EU) 2015/1513）よりみずほ情報総研
作成101) 欧州委員会ウェブページ「Voluntary schemes」
102) 英国運輸省（2018）”Renewable Transport Fuel Obligation Guidance Part One Process GuidanceYear 11: 15/4/18 to 31/12/18”等よりみずほ情報総研作成。
103) Department for Business, Energy and Industrial Strategy, “The Clean Growth Strategy”, 2015.
104) EPA ウェブページ”Overview for Renewable Fuel Standard”よりみずほ情報総研作成。
105) EPA ウェブページ”Final Renewable Fuel Standards for 2017, and the Biomass-Based Diesel
Volume for 2018”、”EPA Finalizes RFS Volumes for 2019 and Biomass Based Diesel Volumes for
2020”106) 再生可能エネルギー指令・2018/11/13 欧州議会承認改正案（P8_TA-PROV(2018)0444）
107) ISCC”ISCC 102 GOVERNANCE version 3.0”
108) 再生可能エネルギー指令（DIRECTIVE 2009/28/EC）
109) 再生可能エネルギー指令・2018/11/13 欧州議会承認改正案（P8_TA-PROV(2018)0444） ANNEX V Rules for calculating the greenhouse gas impact of biofuels, bioliquids and their fossil
fuel comparators
110) 英国運輸省（2018）”RTFO Process Guidance - list of renewable fuels Valid from 15 April 2018 RTFO Year 11, version 11.0”
111) EPA ウェブページ”Overview for Renewable Fuel Standard”、”Civil Enforcement of theRenewable Fuel Standard Program”
112) ICAO ウェブページ”Frequently Asked Questions - 2. What are alternative fuels in aviation?”
113) 経済産業省資源エネルギー庁、第 9 回 CO2 フリー水素 WG 事務局提出資料、平成 29 年 8月8日114) Fuell Cell Works, “Air Products Launches European Renewable Hydrogen Certification Project”,
2019.
115) Corbon Disclosure Project ウェブページ https://www.cdp.net/en/scores116) http://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/international_initiative/pdf/001_03_02.pdf
117) DNV GL,”Maritime forecast to 2050 Energy transition ouitlook 2018”118) International Energy Agency (2018), World Energy Outlook 2018, OECD/IEA, Paris.
119) Royal Dutch Shell,”SKY SCENARIO”
120) RCP Database Version 2.0.5
https://tntcat.iiasa.ac.at/RcpDb/dsd?Action=htmlpage&page=about#rcpinfo121) International Energy Agency (2016), World Energy Outlook 2016, OECD/IEA, Paris.
122) IRENA, “GLOBAL ENERGY TRANSFORMATION a roadmap to 2050”.
123) International Maritime Organization, “Third IMO Greenhouse Gas Study 2014”, 2014, P.46-47- 138 -

124) 電力広域的運用推進機関、九州本土における再生可能エネルギー発電設備の 出力抑制の検証結果 〜２０１９年１月３日抑制分 九州電力〜、2019 年 2 月 20 日

- 139 -

4.2 船舶のライフサイクル CO2 ゼロエミッション技術に関するフィージビリティ・スタディ
4.2.1 調査検討の目的
IMO に於いて､国際海運からの GHG 削減に向けた目標が MEPC72 (2018 年 4 月) に於いて採択された｡ その合意内容は 2008 年対比で 2030 年目標 燃費効率 40%以上改善､2050 年目標として
は GHG 総排出量 50%以上削減を設定。 また､今世紀中に可能な限り早期にゼロを目指すというもの。
我が国に於いても国際海運 GHG ゼロエミッションプロジェクトを設置し､船舶の低・脱炭素化に向けて 2018 年度情報収集すべき事項を確認した｡ 特に､海運分野にとらわれず陸上分野に於ける代替燃料の供給状況や展望も十分に把握すべきとの確認が成された｡
その中で船上 CO2 回収技術や CO2 再燃料化 (メタネーション) 等の技術コンセプトに関する､今後の実現に向けた課題等を洗い出すためフィージビリティ・スタディを目的とした調査研究の実施が採択された｡
以下にその調査結果を報告する｡
4.2.2 現状技術の考察
現在､船舶用主機関として多く採用されている 2 サイクル Diesel 機関の単体燃費効率はあらゆる内燃機関の中でも最高効率を示しており､50%を超えている｡更に排熱エネルギー回収・活用により有効仕事率は 58%を超える｡ (図 4.2.1 参照)

図 4.2.1

Diesel 機関のエネルギーフロー

図 4.2.2 ガス燃料 エミッション比較

しかしながら､今後の技術開発の可能性を考察すると､船型性能の改善も限界感があり､前述のDiesel 機関の熱効率も含めた推進プラント全体の効率改善もほぼ飽和状態である｡ また､従来の重油燃料に換えて､ガス燃料を適用することで排出 CO2 の削減を図ることは出来るが､20〜25%の削減に止まる｡ (図 4.2.2 参照)
IMO で採択された 2050 年の GHG 削減目標Δ50%は既就航船も含めた総量数値であり､これを達成するためには近い将来の新造船 GHG 削減目標はゼロ近くまで高める必要がある｡ その為にはあらゆる技術､可能性の検討が必要である｡- 140 -

今後の検討に挙げるべき Key word としては下記が考えられる｡
①
②
③
④
⑤
⑥
⑦
⑧

非化石燃料
再生可能エネルギー
水素
CO2 フリー燃料
CO2 回収メタネーション / 炭化水素合成燃料
炭素循環
炭素クレジット / 取引スキーム

4.2.3 非化石、人工合成燃料
表 4.2.1 に非化石燃料の候補として 4 種類をピックアップし､考察した｡
表 4.2.1 非化石燃料の候補
水素

燃料

H2

仕様

メタン
考察

水素製造
再生可能エネルギー、水電解

仕様

CH4

メタノール
考察

仕様

再生可能エネルギー、水電解

同左

H2 と CO2 による合成(4H2 + CO2 ⇒ CH4 + 2H2O)

燃料製造
大型化のためには反応速度制
御と大量の熱処理が必要。
物性 (沸点/液密度/他)
機関仕様

2 cycle Diesel

実績無し-162℃、0.422

考察

アンモニア

NH3

仕様

考察

同左

H2 と CO2 による合成(3H2 + CO2 ⇒ CH3OH + H2O) N2 と H2 による合成(N2 + 3H2 ⇒ 2NH3)実証事件も含め確認済み+64.45℃､ 0.792-33.4℃、0.674､ 毒性

開発 (難) 実績あり

既存技術 MAN ME-LGIP 実績 既存技術??

未知

4 cycle Diesel

試験実績あり開発 (難) 実績あり

既存技術 無し

直接燃焼

NOx対策 必要

開発 (難) 同左

既存技術 同左 or 28% 水混合 既存技術 同左

既存技術

Ar循環燃焼空気中のNを分離、Arを作動ガス化。

開発 (難) 同左

開発 (難) 同左

開発 (難) 同左

開発 (難)

既存技術 1〜3%

既存技術

NOx

SOx

-252.8℃、 0.071､ 脆性破壊

CH3OH

Pilot fuelIgnitor点火方式

--

未知

1〜3%

開発 (易) 戦時中、自動車実例 開発 (難)未知

開発 (難) SOx Free

既存技術 SOx Free

極低温貯蔵設備

開発 (難) 既存技術

メタノール変換輸送

開発 (難) 低温貯蔵設備

既存技術 既存技術
既存技術
低温貯蔵説
(高価) (ケミカルタンク仕様)
(安価)

既存技術
(高価)

既存技術 既存技術(高価) SUS二重管技術

既存技術
(高価)

燃料輸送方法

船上 燃料ハンドリング

真空二重管、防熱技開発 (難) 既存技術
術、BOG管理
SUS二重管技術
メタノール改質装置 開発 (難) BOG管理

考察

水素燃料は小型・低出力機関
メタン燃料機関の就航実績もの実現性はあるも舶用大型機
多く、開発要素は無い｡
関は開発ハードルが高く、水素
燃料FGSSも同様｡

未知--

SOx FreeSOx Free

既存技術 SUS二重管技術(安価) BOG管理

メタノール燃料機関の就航実
績も多く、開発要素は無い｡
燃料貯蔵が容易。

未知

毒性もあり、機関による直接燃焼技術開発のハードルが高い｡
高Nox対策も必要か

船舶用将来燃料としての評価に当たっては､単体熱効率が最も高く､取り扱い性にも長けた､
Diesel 機関に適用可能かどうかを優先選択肢とし､また燃料貯蔵、ハンドリング等の容易さ､安全性を第 2 の選択肢とした｡
その結果、表 4.2.1 考察の通り、非化石燃料として､また人工合成燃料の候補としてはメタン､及びメタノールの 2 種類が適当であると考えた｡- 141 -

4.2.4 調査実施内容
本調査事業は前 2 項の Key word､及び前 3 項の考察を元に､下図 4.2.3 に示す燃料供給・循環ス
キームを検討の前提とした｡ 船舶の排ガスから回収した CO2 と再生可能エネルギー由来の電力で製造した水素を原材料に､メタネーション反応により炭化水素合成燃料を製造し､船舶燃料として再循環・供給する｡ このスキームにより炭素循環システム構築を目指した､船舶のライフサイ
クル CO2 ゼロエミッション化に関するフィージビリティー・スタディーを実施した｡

本調査の範囲図 4.2.3 船舶のライフサイクル CO2 ゼロエミッション 検討
ただし､本年度調査は時間的な制約もあり､青破線で示す範囲の､船舶に CO2 回収・液化装置を搭載する事に関する試設計と､そのコストインパクト、並びに採算性の概略検討のみとした｡
採算性の検討要領は､回収した CO2 を想定カーボンプライス相当額にて売却取引できるものとし､購入メタネーション燃料との差額を原資に投資回収出来る年数を試算し､ 試設計の対象船舶としては下表 4.2.2 を選定実施した｡

Case-1Case-2Case-3Case-4船型
外航 300 kDW VLCC
外航 300 kDW VLCC
外航 207 kDW B/C
内航 12 kDW セメント船

表 4.2.2 対象船舶
ガス燃料タンク種類
容量
メタン
1,800m3 x 2 (片航)メタノール
2,000m3 x 2 (片航)メタノール
2,000m3 x 2 (往復)
(MGO)
---

CO2タンク
容量2,000m3 x 2 (片航)2,400m3 x 2 (片航)2,400m3 x 2 (往復)
40m3 x 2 (片航 40hr)

尚､過去の関連の調査報告やコンセプト設計との比較も合わせて実施した｡
先ず､船舶技術研究協会の 2009 調査報告書[1]､及びそこで参照している資料 [3] [4] によると､
CO2 分離・回収に必要なエネルギー消費量は､実績ある石炭火力発電所の化学吸収法による CO2- 142 -

分離・回収 (154 万 t-CO2 / 年) 検討結果を参照し､石炭発熱量の 28%程度の追加的なエネルギーが必要になるとしており､今回の調査検討開始に当たって、ガス燃料を使用する船舶についても同程度の燃料消費増加と､それに伴う回収すべき CO2 量も増加すると仮定して､回収装置・液化装置、関連装置の容量設定を主機関排ガス量の 1.3 倍に仮設定し､諸検討を実施。
次に､2013 年の DNV が纏めた VLCC への CCS 搭載コンセプト設計[2]に於いては､船舶からのCO2 排出量を最大 65%迄低減可能であるとの報告があり、これについても比較評価を実施した｡
4.2.5

CO2 回収技術､及び CO2 液化技術

下図 4.2.4 に本調査検討に採用した CO2 回収・液化・貯蔵装置のスケルトンを示す｡

図 4.2.4 CO2 回収装置・液化装置
1) 液体アミン吸収法 CO2 回収装置
CO2 回収技術としては石炭火力発電所の CO2 回収装置として実績のあるアミン吸収法を採用した。 排ガス中の CO2 をアミン水溶液の化学吸収液に選択的に吸収させた後､加熱して分離させる方法である｡ 比較的大規模な常圧ガスからの CO2 分離に優れており､200 〜5,000 トン／day クラスのプラントが稼動している。
本装置は排ガス冷却塔、CO2 吸収塔、排ガス洗浄塔、CO2 再生塔、再生循環塔、及び再生用リボイラにて構成している｡
CO2 分離効率は､ほぼ 90%の性能で､装置出口の CO2 状態は下記。
状態：気体 (水： 4.6 mol.% 飽和状態)､ 温度：40℃、圧力：0.6kg/cm2G2) 固体吸収材 CO2 回収装置
現在､開発中[5]の技術で､アミン化合物を多孔質材料に含浸させ､CO2 を吸収・離脱出来る､固体吸収剤方式で､コンパクトで､且つ､CO2 分離エネルギーが少ないことが期待されている技術である。(図 4.2.5 参照)
本調査の当初段階に於いて､内航小型船舶向けの CO2 回収装置として､固体吸収剤のみ- 143 -

をカートリッジ方式で必要数を搭載し､CO2 吸収後は陸揚げにより CO2 放出・再生・交換するコンパクトな装置に出来ないか検討開始。
しかしながら､技術検討の結果では 24 時間運転時の CO2 回収のために､カートリッジ
100m3 x 24 本程度が必要になり､そのスペース、重量、ハンドリングの煩雑さから､目論
見との乖離が確認されたため不採用とした｡
その為､現実的では無いとは思われるも、内航小型船にも外航船と同じ､液体アミン吸収法による CO2 回収・液化・貯蔵装置の搭載を検討する事とした｡

図 4.2.5 CO2 固体吸収方式の例
3) CO2 液化装置､貯蔵装置
本装置は CO2 の圧縮機、脱湿装置､ 液化装置、冷凍機、液化 CO2 移送ポンプ､ 貯蔵
タンク (スプレーポンプ、荷役ポンプ) にて構成している｡
尚､液化冷凍システムは乗組員の操作性を考慮して､出来るだけシンプルなプロセス・
機器構成とした｡
液化装置出口条件
CO2 組成：99.95%､ 運転温度：-46℃、運転圧力 715kpaG
CO2 タンクの設計条件
温度：-50℃、 圧力：1.0 MPaG
尚､CO2 プロセスに於ける排出ロスは計算の結果､下記性能となった｡
脱湿装置パージガス：約 3.1%､ 液化装置比凝縮ガス：約 1.6%

- 144 -

4.2.6 船舶概略試設計
試設計の結果 表 4.2.3､及び各船の一般配置検討図を添付する｡
CO2 回収装置関連の追加的な必要エネルギーを 30%と想定していたが､検討の結果､ガス燃料を適用した船舶は約 40%の増加の結果である｡
その理由は以下の様に整理できる｡① CO2 再生の為の蒸気供給効率の差


ガス燃料適用による主機関排ガス温度の低下⇒排エコ蒸発量の低下



陸上プラントの大型ボイラ効率と舶用小型ボイラの効率差② 陸上プラント (154 万 t-CO2/年) 規模に比べ､今回の規模は 6 万 t-CO2/年と非常に小さく､回収装置、液化装置自体の効率にも差が出たと推察。
例：CO2 液化装置所用電力

陸上:167kWh/t-CO2､ 今回：221kWh/t-CO2

尚､MGO 燃料適用の内航船 CO2 回収装置は追加的必要エネルギー30%以内に収まっている｡
これは CO2 再生のための蒸気を主機関排エコのみで賄え､補助ボイラを運転する必要が無かった結果である｡
検討初期に CO2 回収装置能力を主機関常用運転負荷の 30%増しで検討したが､前述の通り、追加的なエネルギーの増加により実質的な主機関運転負荷は約 5%程度の低下となる｡ 実設計の際には十分なフィードバックが必要。
尚､今回検討の CO2 回収装置能力は CO2 回収効率 90%､ 脱湿装置パージガス 3.1%､及び液化装置の非凝縮率 1.6%を考慮すると 85.7%の回収率に相当する｡
仮に､追加的エネルギーを付加せず､既存設備のままで運転する場合は約 65%の回収効率に相当
し､過去の DNV 検討コンセプトと等価と思われる｡
また､船舶への影響として載荷重量の減少影響があり､それぞれ以下であった｡


外航 VLCC メタン燃料船

1.53 %



外航 VLCC メタノール燃料船

1.68 %



外航 207 B/C メタノール燃料船

2.20 %



内航 セメント船 MGO 燃料

23.0 %

内航セメント船への影響が顕著であるが､これは CO2 回収装置に加え､それら装置を配置する
ため船橋・居住区画を船尾から船首に移設したことと､背の高い CO2 回収装置搭載による復元性確保を考慮し､バラストの追加が必要となったためである｡- 145 -

表 4.2.3

試設計結果

Case - 1

Case - 2

Case - 3

VLCC- LNG

VLCC- メタノール

2 0 7 B/ C- メタノール

内航 セメント- MGO

7G80ME-C9.5-GI-EcoEGR
MCR 21,060 kw
NOR 18,950 kw (90%)
2,384 kg/h
137 kg/h
167.9 t/d
218.3 t/d196.4 t/d

7G80ME-C9.5-GIM-EcoEGR
MCR 21,060 kw
NOR 18,950 kw (90%)
5,873 kg/h
190 kg/h
208.4 t/d
271.0 t/d243.9 t/d

6G70ME-C9.5-GIM-EcoEGR
MCR 15,770 kw
NOR 13,405 kw (85%)
4,195 kg/h
136 kg/h
148.9 t/d
193.6 t/d174.2 t/d

8DKM-36eF
NOR 4,050 kw
平均常用負荷 70%
599 kg/h--46.1 t/d59.2 t/d
53.3 t/d

10,600 kg/h
530 kw
58 kwh/CO2-ton

13,100 kg/h
570 kw
50 kwh/CO2-ton

9,300 kg/h
409 kw
51 kwh/CO2-ton

2,860 kg/h
132 kw
54 kwh/CO2-ton

1,821 kw
222 kwh/CO2-ton

2,247 kw
221 kwh/CO2-ton

1,602 kw
221 kwh/CO2-ton

566 kw
255 kwh/CO2-ton

その他 関連機器 消費電力
合計 増加電力

417 kw
2,768 kw

305 kw
3,122 kw

218 kw
2,229 kw

96 kw
794 kw

発電機関 追加 燃料消費
ボイラ 追加 燃料消費

449 kg/h
550 kg/h
999 kg/h
3 9 .9 %1,273 kg/h
1,650 kg/h
2,923 kg/h
4 6 .5 %909 kg/h
1,180 kg/h
2,089 kg/h
4 6 .6 %151 kg/h
0 kg/h151 kg/h
2 5 .2 %増加 CO2

2,747 kg/h
65.9 t/d

4,019 kg/h
96.5 t/d

2,872 kg/h
68.9 t/d

484 kg/h
11.6 t/d

本検討 CO2 回収装置による主機関運転 負荷

8 4 .0 %8 0 .0 %8 0 .0 %7 1 .8 %

本検討装置のCO2 回収能力

今回検討の装置能力は脱湿装置パージガス 3.1%、及び液化装置の非凝縮率 1.6% を考慮すると､8 5 .7 % の回収率に相当する｡
回収・液化エネルギーを既存設備の能力範囲内で運転させるとすれば､約6 5 .2 % の回収に止まり､DN V検討コンセプトと等価と思われる｡

主機関
燃料消費
主燃料
Pilot
CO2排出量 @ 常用負荷
CO2回収装置能力 ( + 3 0 % 考慮)
回収 CO2 (90%効率)
加熱蒸気消費CO2回収装置

CO2液化装置

消費電力
消費電力

合計 増加エネルギー考察装置搭載による LW増加､ Cargo
船体への影響 調整

初期想定エネルギー増加率 3 0 % を超えた理由、要因
1 . CO2 再生の為の蒸気供給効率の低下。
✔ 陸上プラントのボイラ効率と舶用小型ボイラの効率差✔ ガス 燃料適用による主機関排ガス 温度低下、排エコ蒸発量の低下
2 . 陸上プラント ( 1 5 4 万t- CO2 / 年) に比べ､今回の規模は 6 万t- CO2 / 年と小規模のため、回収装置、液化装置の効率にも大きく差が出たと推察。
例、 CO2 液化装置 所用電力
陸上： 1 6 7 kwh / to n - CO 2 ､ 今回検討 2 2 1 kwh/ ton - CO2- 4 ,5 5 0 ton- 5 ,0 0 0 ton- 4 ,5 5 0 ton- 1 .5 3 %- 1 .6 8 %- 2 .2 %- 146 -

Case - 4

本Case はMGO燃料焚き推進機関
で､排エコ蒸発量だけでCO2 再生蒸気が賄え たため､追加エネルギーを
3 0 % 以下に抑え ることが出来て いる｡- 2 ,6 3 0 ton( 居住区画の船尾から船首への移設、及び復元性考慮のバラスト含む)- 2 3 .0 %

Case-1①②③④

外航 300kDW VLCC､ メタン燃料適用

LNG 燃料タンクを On deck に配置
CO2 タンクを LNG 燃料タンク船尾、On deck に配置
LNG 燃料機器室、及び CO2 液化装置室を居住区前の On deck に配置
CO2 回収装置を Engine Casing の内部と船尾暴露に配置- 147 -

Case-2①②③④

外航 300kDW VLCC､ メタノール燃料適用

メタノール燃料タンクは従来の H.F.O. Side タンク位置とした
CO2 タンクを On deck に配置
メタノール燃料機器室、及び CO2 液化装置室を居住区前の On deck に配置
CO2 回収装置を Engine Casing の内部と船尾暴露に配置- 148 -

Case-3①②③④

外航 207kDW B/C､ メタノール燃料適用

メタノール燃料タンクは従来の H.F.O. Side タンク位置とした
CO2 タンクを居住区の両舷に対称配置
CO2 液化装置室を Engine Casing 船尾には配置し､メタノール燃料機器室をその上部に配置
CO2 回収装置を Engine Casing の内部と船尾暴露に配置- 149 -

Case-4内航

12kDW セメント船、 MGO 燃料① CO2 回収・液化装置搭載のため船橋、居住区を船尾から船首配置に変更｡② CO2 回収装置を Engine Casing 周りに暴露配置とした③ CO2 液化装置を Engine Casing 船尾に配置
④ CO タンクを CO2 液化装置船尾に配置- 150 -

4.2.7 カーボンプライス
現状に於いて､国際海運に於けるカーボンプライス､及びその取引スキームは確立しておらず､また将来的に確立しそうな案も見いだせていない為､本調査では日本エネルギー経済研究所の調
査 “国内外のカーボンプライス” [6] の考え方とデータを参考に投資採算の仮想パラメーター条
件として利用した。
1) カーボンプライスの定義
カーボンプライスは炭素税、排出権価格としての明示的カーボンプライスに加え､エネルギー
税・FIT 賦課金、及び税抜きエネルギー本体価格を加味した暗示的カーボンプライスに区分出来ると定義されている｡ (図 4.2.6 参照)

図 4.2.6 カーボンプライス定義
各国に於ける炭素税は産業分野への減免措置との抱き合わせで導入されている国や､限定対象にのみ採用や、もしくは全く導入されていない国もあり、様々である｡
また各国の広義のカーボンプライス (カーボンプライス全体)の内､各種燃料に対するエネルギ
ー税､エネルギー本体価格の絞める割合が遙かに大きい｡
これは環境と言う視点だけでは無く､国毎の燃料自給率、エネルギー政策、国際エネルギー市
場からの影響も受け､エネルギー安全性・経済性も踏まえた価格形成がされている事が背景にある｡
その様に国毎に様々な背景・要因がある為、単一の指標では比較出来ない｡
2) 本調査に採用したカーボンプライス
前述のように本調査で参照できる国際基準・指標としてのカーボンプライスが無い事から､下記調査 2 例 (図 4.2.7 及び 図 4.2.8) を参考に､カーボンプライス全体を 100〜300$/t-CO2 の変- 151 -

数、明示的カーボンプライス(炭素税・排出価格)をその 1/10 の変数と仮定し､各船の採算評価の際は下記取引スキームを仮定､試算した｡



図 4.2.7 各国カーボンプライス

産業用 天然ガス

図 4.2.8 各国カーボンプライス

発電用 石炭ベース船：
既存の船は MGO (@600$/t)を燃料に使い続けるとし､GHG 削減目標を達成出来ない事から､燃料課金制度の適用を想定し､消費燃料に則して､カーボプライス全体価格相当を賦課されるとした｡



CO2 回収船 (人工合成ガス燃料適用船)：
本船には燃料課金は適用無しとした｡ 回収した CO2 を明示的カーボンプライス価格相当で売買できる事とし､MGO 燃料とメタネーション燃料との差額､及びベース船の燃料課金- 152 -

との差額を投資回収の計算原資とした｡


CO2 回収船 (化石燃料 MGO 適用船)
本船にも燃料課金はあるが､CO2 を回収する為、カーボンプライス全体価格の約 60%相当(*) の金額は免除出来る事とし､また､回収した CO2 は明示的カーボンプライス価格相当で売買できる事とし投資回収の計算原資とした｡(*)：60%と設定した根拠は DNV の ASSESSMENT OF ALTERNATIVE FUESLS ANDTECHNOLOGIES June 2018 [7] 下図 4.2.9 のライフサイクル GHG 評価を参考に算出した｡ MGO のライフサイクル GHG に占める､本船の燃料として消費され排出される CO2は約 80%に相当するが､それを回収出来るとした｡ 回収した CO2 はメタネーション設備
へ輸送､製造､更にはメタネーションバンカリング設備まで輸送する段階で追加的に CO2を排出するが､それを約 20%であると仮定し､全体としては 60%削減できると仮定して､カーボンプライス取引の係数に採用した｡

図 4.2.9 船舶における各種燃料からの CO2 排出量- 153 -

4.2.8 概略投資、投資回収 試算
1) 各船の投資費用概算
表 4.2.4 初期投資 概算@ 100 ¥/$
想定船価
ガス焚き 仕様
EX. 費用Case-1Case-2Case-3Case-4

VLCC
メタン燃料

VLCC
メタノール燃料

B/C
メタノール燃料

内航セメント船
MGO燃料

85 M$

85 M$

60 M$

2500.0 M\+ 21.5 %+ 16.0 %+ 16.3 %--+ 34.0 %+ 36.9 %+ 46.4 %+ 74.0 %CO2回収装置
CO2液化装置
付帯設備

2) 合成燃料の価格推定
メタン製造推定価格を下表 4.2.5 に示す｡
文献 “我が国に於ける Power to Gas の可能性” 2015 年 12 月 日本エネルギー経済研究所 [8] よりメタン生成装置 製造原単位 (電力⇒水素⇒メタン) ､及び PEP review 2015-13 “Small scale
floating LNG [9] から液化部分の OPEX を抜き出し、スケールアップファクター0.74 乗で規模を補正した。メタノール燃料製造設備規模は VLCC 5 隻分の製造 280 t/d と仮定した｡
尚､再生可能エネルギー利用の発電単価パラメーターの将来価格は欧州の洋上風車の最新価格
レベルよりも安価になる事を期待し､陸電並みの単価レベルを採用した｡
表 4.2.5 合成メタン燃料推定価格

合成 メタン

再エネ利用 発電単価

3.0 \/kW-h4.0 \/kW-h5.0 \/kW-h6.0 \/kW-h7.0 \/kW-h

メタン合成[7] より、(電力→水素→メタン)の
消費電力は16.35 kWh/Nm3-CH4(1.39738Nm3/kg-CH4)

16.35 kWh/Nm3-CH4

68.5 \/kg

91.4 \/kg

114.2 \/kg

137.1 \/kg

159.9 \/kg

メタン液化
[8] のFLNGのLiquefaction部分

13.91+1.42E（E：電力単価 \/kWh）18.2 \/kg

19.6 \/kg

21.0 \/kg

22.4 \/kg

23.9 \/kg

メンテ費用､人件費 (4人/シフト $47.74/hr)

上記LNG液化に含む

CO2受入貯蔵、LNG払出設備

上記 2項目合計の1/20とした

4.3 \/kg

5.5 \/kg

6.8 \/kg

8.0 \/kg

9.2 \/kg

91.0 \/kg

116.5 \/kg

142.0 \/kg

167.5 \/kg

193.0 \/kg

メタネーション燃料 価格

メタノールの製造推定価格を下表 4.2.6 に示す｡
文献 “炭酸ガスと水素からのメタノール合成プロセスの開発” 三菱重工技報 Vol.35-no.6 (199811) [10] の水素製造原単位、及びメタノール製造原単位を用いた。
尚､論文発表時期 1998 年からの固定費アップ等は考慮していないが､文献 Applied Energy, 161,

- 154 -

718-732 (2016) [11] 記載の製造原単位とスケールアップファクター0.74 乗で規模の補正評価の結果、ほぼ同等の結果を確認出来たので､本計算価格をそのまま使用した｡ 再生可能エネルギー利用の発電単価パラメーターは前項同様｡
表 4.2.6 合成メタノール燃料推定価格

合成 メタノール

再エネ利用 発電単価

3.0 \/kW-h4.0 \/kW-h5.0 \/kW-h6.0 \/kW-h7.0 \/kW-h

水素製造 [9](論文発表時期からの固定費アップは考慮せず)

16.2 + 8.4E (\/kg)

41.4 \/kg

49.8 \/kg

58.2 \/kg

66.6 \/kg

75.0 \/kg

メタノール製造 [9](論文発表時期からの固定費アップは考慮せず)

7.8 + 0.8E (\/kg)
10.2 \/kg

11.0 \/kg

11.8 \/kg

12.6 \/kg

13.4 \/kg

メンテ費用､人件費 (4人/シフト $47.74/hr)

上記LNG液化に含む

CO2受入貯蔵、LNG払出設備

上記 2項目合計の1/20とした

2.6 \/kg

3.0 \/kg

3.5 \/kg

4.0 \/kg

4.4 \/kg

54.2 \/kg

63.8 \/kg

73.5 \/kg

83.2 \/kg

92.8 \/kg

メタネーション燃料 価格

3) 投資回収試算
各船の試算結果を以降に示す｡


VLCC CO2 回収-メタン燃料の場合 (図 4.2.10 参照)
発電単価 @5¥/kw-h 相当であると、カーボンプライス全体価格(燃料賦課金) 200$/t-CO2
相当､回収 CO2 を 20$/t-CO2 相当で取引できれば投資回収 20 年程度が期待出来る｡



VLCC CO2 回収-メタノール燃料の場合 (図 4.2.11 参照)
発電単価は@5¥/kw-h 相当でも､カーボンプライス全体価格(燃料賦課金) が 280$/t-CO2
相当､回収 CO2 を 28$/t-CO2 相当で取引出来無ければ､投資回収 20 年程度が期待出来ない｡



207 B/C CO2 回収-メタノール燃料の場合 (図 4.2.12 参照)
発電単価は@5¥/kw-h 以相当でも､カーボンプライス全体価格(燃料賦課金) を 290$/tCO2 程度､回収 CO2 を 29$/t-CO2 程度で取引出来なければ､投資回収 20 年程度が期待出来ない｡

内航セメント船 (図 4.2.13 参照)
回収 CO2 をカーボンプライス全体価格(燃料賦課金) 220$/t-CO2 相当､回収 CO2 を 22$/tCO2 以上で取引出来れば投資回収 20 年程度が期待出来る｡

尚､本調査の時点に於いては CO2 回収・液化装置のコストや付帯設備、電力消費等の舶用化のための最適化検討は十分とは言えない｡ 今後の実用化検討・進捗により改善、低減､並びに削減の可能性は十分にある｡- 155 -

40.0 年

VLCC CO2回収-メタン燃料仕様
35.0 年
30.0 年

燃料消費
MGO
70.3 t/d25.0 年

メタン
Pilot

発電単価
@ 5 ¥/kw-h
発電単価@ 6 ¥/kw-h

57.2 t/d
3.3 t/d20.0 年

発電単価@ 4 ¥/kw-h

15.0 年
10.0 年
5.0 年

発電単価 @ 3 ¥/kw-h
0.0 年

図 4.2.10

VLCC CO2 回収-メタン燃料仕様

90.0 年

VLCC CO2回収-メタノール燃料仕様

80.0 年
70.0 年
60.0 年

投資回収

燃料消費
MGO

70.3 t/d

メタノール
Pilot

141.0 t/d
3.3 t/d

発電単価@ 5 ¥ /kw-h

50.0 年
40.0 年

発電単価@ 4 ¥/kw-h

30.0 年
20.0 年
10.0 年

発電単価 @ 3 ¥/kw-h

0.0 年

図 4.2.11

VLCC CO2 回収-メタノール燃料仕様 投資回収

- 156 -

80.0 年B/C CO2回収 - メタノール燃料仕様

70.0 年

発電単価@ 4 ¥/kw-h

60.0 年
50.0 年

発電単価@ 3 ¥/kw-h

40.0 年

燃料消費
MGO

50.2 t/d

メタノール
Pilot

100.7 t/d
3.3 t/d

発電単価@ 5 ¥/kw-h

30.0 年
20.0 年
10.0 年
0.0 年

図 4.2.12
34.0 年B/C CO2 回収-メタノール燃料仕様

投資回収

内航 セメント船 CO2回収装置

32.0 年

燃料消費
MGO 14.4 t/d

30.0 年
28.0 年
26.0 年
24.0 年
22.0 年
20.0 年
18.0 年
16.0 年
14.0 年
12.0 年

図 4.2.13 内航 セメント船 CO2 回収 投資回収
4.2.9 メタネーション技術
メタネーション化技術の比較を表 4.2.7 に纏めた｡ パイロットプラントによる実証段階ではあるが化学触媒方式の評価が高い｡ 今後の触媒及び大型で効率の良い安価な装置の開発が求められる｡- 157 -

表 4.2.7 メタネーション技術 比較- 158 -

4.2.10 抽出課題
本調査の検討過程に於いて提起された課題を下記する｡
1) CO2 回収・液化装置
装置、技術については陸上大型設備として実績も多く､技術的には確立している｡ 今回の検討により､船舶に搭載装備する事に問題は無いと評価できた｡
詳細設計時点に於いては以下の検証、整理が必要とはなるが､克服できない課題では無いと考える｡


航行中の船体動揺への配慮



CO2 吸収液アミン水溶液のハンドリング



塩害対策 (配置場所次第)



機器 (CO2 吸収、再生塔) の高さ､振動対策



今回検討の CO2 回収装置の回収率は 85.7%｡(除湿装置のパージガス量、液化装置の非凝縮ガス量を考慮)⇒これを出来るだけ高効率化 90% 以上に改善する余地あり。



液化装置の動力削減⇒乗組員の操作・メンテは増えるが深冷減圧法等の検討



小型舶用製品としての量産化・コスト低減

2) メタノール燃焼
今回の検討に於いては CO2 関連装置駆動の為の追加エネルギーはボイラ､及び発電機で供給し､主機関と同じ燃料で駆動できるものとした｡
現時点に於いては両装置共にメタノール燃料を適用出来るモデルは無いが､市場ニーズにより開発されると考える｡
3) 複数機器の排ガス処理
排ガススクラバーと同様な､複数機関からの排ガスを 1 基の CO2 回収装置へ接続する際の安全性検証・確保｡
4) 回収 CO2 の計量削減 GHG の判定のためにも､船上回収 CO2 の正確な計量と陸揚げ CO2 の計量・記録装置､及びその認定スキームが必要。
5) メタネーション合成量の正確な計量
回収 CO2 による炭素循環判定の為に､メタネーション燃料合成時の CO2 処理量の正確な計量と記録装置､及びその認定スキームが必要。
6) カーボンプライス
本調査に於いてはかなり高額な燃料賦課金の制度を仮定し､炭素税・排出権価格で回収
CO2 の取引が出来ると想定し採算試算したが､国際海運市場に於いて合意が取れる賦課金レベルとしては疑問が残る｡
国際海運に於けるカーボンプライスの設定とその取引スキーム、ルール造りが急務である｡
7) 小型内航船向け GHG 削減対策
今回の CO2 回収、カーボンプライスの仮定条件を元にした炭素循環スキーム検討結果では､ある程度フィージブルであると見られるが､搭貨重量の減少量が大きく､また投資額の割合も非常に大きいため商業的な実現性には厳しいものが有ると思われる｡- 159 -

しかし､内航船に於いても GHG 削減対策は避けられない命題であり、船上に大規模なCO2 回収・貯蔵をする装置の搭載検討だけでは無く､例えば再生可能エネルギー利用で発電した電気によるプラグインバッテリー駆動方式､或いは同じく再生可能エネルギー利用で製造したバイオ燃料利用の検討等も並行して実施する必要が有る｡
8) メタネーション技術､製造設備
現時点に於いてはパイロットプラントによる実証段階であり､高効率で安価な触媒の開発が待たれる。
4.2.11 纏め
本調査では､GHG 削減の為のアイデアとして､船上に CO2 回収装置、及び液化装置を搭載し､回収 CO2 と再生可能エネルギー由来の水素とのメタネーション反応により合成燃料を製造｡ それを船舶燃料として再利用する事により炭素循環のスキームを構築できるか､課題の抽出も含めフィージビリティ・スタディを実施した。
調査の結果、外航船への CO2 回収装置・液化装置の搭載に関する技術的な検証は出来たと考える｡
内航船に関しては船上に大規模な O2 回収・貯蔵をする装置を搭載する事は搭貨重量の減少量が大きく､また投資額の割合も非常に高いため課題も多く､今回の調査方向だけでは無く､例えば再生可能エネルギー利用で発電した電気によるプラグインバッテリー駆動､或いは同じく再生可能エネルギー利用で製造したバイオ燃料利用スキーム等の検討も実施する必要がある｡
本調査の採算性評価に関しては､仮設定したような､広義(全体)のカーボンプライスによる燃料課金や、明示的なカーボンプライス(炭素税・排出権)による回収 CO2 取引スキームの構築､更には賦課金価格そのものもある程度高額で無ければフィージブルであるとの結論付けには至らない｡
しかしながら､船型性能や推進プラント等のハード検討・改善だけでは GHG 削減に限界がある
事は事実であり、炭素循環を前提とした CO2 取引スキームの構築・実現は､最大の課題であり､且つ､必須の命題であると考える｡
2050 年に於いて､GHG 総量 Δ50%とする為に残された時間は長くない｡
地球環境保全・改善の一策としても､国際海運関係者による炭素循環スキームの構築・具現化のための迅速な審議・協調と責任ある行動が切に求められている｡
弊社も微力ながら継続して尽力させて頂く所存である｡- 160 -

参考文献
[1] Apr. 2009 “船上 CO2 改修技術 調査研究”
日本舶技術研究協会､三菱総研[2] DNV CCS concept VLCC (11 Feb.2013)[3] 平成 20 年度〜22 年度成果報告書 “革新的ゼロエミッション石炭ガス化発電
プロジェクト”
独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構[4] 平成 23 年度 調査報告 “革新的ゼロエミッション石炭ガス化発電プロジェクト”
独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構[5] 平成 29 年 10 月 4 日 “二酸化炭素改修技術実用化研究(先進的二酸化炭素固体吸収材実用化研究)
公益財団法人 地球環境産業技術研究機構[6] 平成 29 年 1 月 31 日 “国内外のカーボンプライス”(一財) 日本エネルギー経済研究所[7] June 2018 ASSESSMENT OF ALTERNATIVE FUESLS ANDTECHNOLOGIES, DNV[8]“我が国に於ける Power to Gas の可能性” 2015 年 12 月
日本エネルギー経済研究所[9] PEP review 2015-13 “Small scale floating LNG[10] “炭酸ガスと水素からのメタノール合成プロセスの開発”
三菱重工技報 Vol.35-no.6 (1998-11)[11] Applied Energy, 161, 718-732 (2016)- 161 -

5. おわりに2018 年 4 月に、国際海事機関（IMO）が温室効果ガス（GHG）削減戦略を採択した。これにより、国際海運全体での GHG 削減に関して、①2030 年までに効率 40％以上改善、②2050 年までに総排出量 50％以上
削減、③今世紀中なるべく早期に排出ゼロを目指す、という具体的な数値目標が設定された。今後、IMO
では、GHG 削減戦略の実施に向け、各種対策等の検討・審議が加速する見込みであり、足元では、2023 年までに短期対策に合意することが目指される。
本プロジェクトにおいては、2030 年目標（効率 40%改善）に向けて、船舶運航タスクフォースにおいて検討を重ね、2019 年 5 月の MEPC 74 に我が国から打ち出すべき短期対策案を取りまとめ、IMO への提案を行った。また、2050 年目標（総量 50%削減）に向けて、その実現に向けた船舶の低・脱炭素技術を検討すべく、海事その他の分野における、代替燃料の開発・導入状況、価格動向、将来見通し等について情報収集を行った。また、船舶の CO2 ゼロエミッションを達成し得る候補技術の一つとして、船上 CCSに着目し、大型・小型の具体的な対象船舶を想定した上で、技術的な課題・考慮事項の整理を行うとともに、コスト試算を行い、採算性について検討した。
今後、短期対策については、MEPC 74（2019 年 5 月）において、各国からの提案に基づき、本格的な検討に着手する見込みであり、我が国が提案した短期対策案の実現に向けて各国との協議・調整を進めて行く必要がある。
また、国際海運からの GHG ゼロエミッション実現のために、今後船舶への低・脱炭素燃料の導入が不可避であるとの情勢を踏まえ、本プロジェクトにおいても、代替燃料に関する我が国としての将来展望を持ちながら、IMO において戦略的な提案を行うべく、国内での検討を進める必要がある。
これらのことを踏まえ、来年度以降も、本プロジェクトでは、産学官公が一体となって検討・取組を進めるためのプラットフォームを提供し、国際海運からの GHG 削減の戦略的な推進に貢献していく所存である。

- 162 -

執筆担当者[みずほ情報総研殿][海技研殿][三菱造船殿]
古賀 定治

河井 裕介

冨永 恵仁

発行者

一般財団法人 日本船舶技術研究協会〒107-0052
東京都港区赤坂 2-10-9 ラウンドクロス赤坂
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