再⽣可能ガス ‒ 普及、市場、持続可能な貿易

バイオエネルギータスク共同プロジェクトの概要報告書

著 者 :Uwe R. Fritsche & Hans Werner Gress, IEA バイオエネルギー
Christiane Hennig(IEA バイオエネルギー

Jan Liebetrau(バイオエネルギー

タスク 40 & 44),

タスク 37),

Rory Monaghan & Stefan Majer (IEA バイオエネルギー
Olle Olson(IEA

バイオエネルギー

IEA バイオエネルギー1

３⽉

タスク 45),

タスク 40)からの情報提供をもとに作成

2022 年

タスク 40

タスク 40⽬次注）⽬次のページ数は原⽂でのページ数であり、本翻訳でのページ数ではない。

Objectives of the IEA Bioenergy Strategic Intertask Project "Renewable gases - deployment,
markets and sustainable trade" .............................................................................. 4
Overall summary of key findings ............................................................................. 4
Biogas and biomethane...................................................................................... 4
Non-biogenic renewable gases ............................................................................. 5
Sustainable trade of renewable gases .................................................................... 6
Introduction..................................................................................................... 7
1. Biomethane .................................................................................................. 8
1.1 Technologies for the production of biomethane................................................ 9
1.3 Support mechanisms ...............................................................................10
1.4 Strategies and actions for biomethane development .........................................11
1.5 Biogas, biomethane, and CCU ....................................................................11
2. Non-biogenic renewable gases ...........................................................................12
2.1 National strategies for NBRG ............................................................................... 12
2.2 Assessing the State of the Art.............................................................................. 13
2.3 Production costs and commercial readiness ............................................................. 14
2.4 Sustainability aspects of NBRG............................................................................. 14
2.5 Regulatory barriers .......................................................................................... 15
2.6 NBRG in specific regional contexts ........................................................................ 16
3. Renewable gas trade options and potentials...........................................................17
3.1 Potentials for renewable gas trade........................................................................ 18
3.2 Regulatory issues of RG trade .............................................................................. 20
References .....................................................................................................21
図のリスト

注）図のページ数は原⽂でのページ数であり、本翻訳でのページ数ではない。

Figure 1 Global natural gas production in the IEA Net Zero Emission Scenario .................... 7
Figure 2 Simplified overview of renewable gases production pathways ............................ 7
Figure 3 Gas grid shares of renewable gases in the IEA NZE Scenario ............................... 8
Figure 4 Biogenic gas production by feedstock type, 2018............................................ 8
Figure 5 Production potential for biogenic gases by feedstock source, 2018 ...................... 9
Figure 6 Estimated scale of H2 production for selected countries by 2030 ........................12
Figure 7 Shifts in the value of trade in energy commodities, 2020 to 2050 .......................17
表のリスト

注）表のページ数は原⽂でのページ数であり、本翻訳でのページ数ではない。

Table 1 Major obstacles for further biomethane market development ...........................10
Table 2 Different carbon sourcesʼ carbon capture energy requirements. ........................14
Table 3 Overview of national H2 targets and trade perspectives...................................192

略語と頭字語
BCM

billion cubic meters

１０億⽴⽅メートル

BECCS bioenergy with carbon capture and sequestration 炭素の捕捉及び隔離を伴うバイオエネルギー
BECCU bioenergy carbon capture and utilization
Bio-SNG

炭素の捕捉及び利⽤を伴うバイオエネルギー

Synthetic Natural Gas from biomass バイオマスからの合成天然ガス

BY

Belarus

ベラルーシ

CCS

carbon capture and sequestration

炭素の捕捉及び隔離

CCU

carbon capture and utilization

炭素の捕捉及び利⽤

CH4methaneメタン

CO2carbon dioxide

⼆酸化炭素

DNV-GL Det Norske Veritas group - German Lloyd

デットノルスケベリタスグループ-ドイツロイド社

EBA

European Biogas Association

ヨーロッパバイオガス協会

EC

European Commission

欧州委員会

ERGaR European Renewable Gas Registry
ERIG

欧州再⽣可能エネルギーガス登録簿

European Research Institute for Gas and Energy Innovation
欧州ガス・エネルギー・イノベーション研究所

EU

European Union

欧州連合

GfC

Gas for Climate

気候変動ガスGHG

greenhouse gas(es)

温室効果ガスGO

Guarantee of Origin

原産地保証

H2 (molecular) hydrogen

⽔

素

ICCT

International Council on Clean Transportation 国際クリーン交通協議会

IEA

International Energy Agency

国際エネルギー機関

IEA Bio International Energy Agency Bioenergy Technology Collaboration Programme
国際エネルギー機関

バイオエネルギー技術連携プログラム

IEA H2 International Energy Agency Hydrogen Technology Collaboration Programme
国際エネルギー機関

⽔素技術連携プログラム

IPCC

Intergovernmental Panel on Climate Change

気候変動に関する政府間パネル

IPHE

International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy
経済における⽔素と燃料電池のための国際パートナーシップ

IRENA International Renewable Energy Agency

国際再⽣可能エネルギー機関

ISO

International Standardization Organization

国際標準化機構

JRC

European Commission Joint Research Centre 欧州委員会共同研究センター

LH2liquefied hydrogen

液化⽔素

LHV

lower heating value

低位発熱量

LNG

liquefied natural gas

液化天然ガスMtmillion tons

百万トン
3

NZE

net zero emission

ネットゼロエミッション（正味ゼロ排出量）

PtG

power-to-gas

電⼒からガスREGATRACE Renewable Gas Trade Centre in Europe

欧州再⽣可能エネルギーガス取引センター

RG

renewable gas(es)

再⽣可能ガスRU

Russian Federation

ロシア連邦

SM

Synthetic renewable methane

合成再⽣可能メタン

SNG

Synthetic Natural Gas

合成天然ガスTRLTechnology Readiness Level

技術成熟レベル

vol%percent by volume

体積パーセントUA

Ukraineウクライナ

UK

United Kingdom

英

国

US

United States of America

⽶

国

4

IEA バイオエネルギー戦略タスク共同プロジェクト“再⽣可能ガス‒普及、市場、持続可能な貿易“の⽬的

IEA タスク共同プロジェクトは、IEA 諸国のエネルギー市場、それ以外での再⽣可能ガス（RG）導⼊の⾒通しに関するものである。プロジェクトの⽬的は以下の通りである。
・IEA 諸国のエネルギー市場におけるバイオガス、バイオメタン、その他の RG の普及に役⽴つ様々なメカニズム（例：グリーンガス証書）、およびそれ以外に関する展望、参⼊機会、課題に関する最新の概観の提供
・RG の技術的および持続可能性の問題を普及の観点から議論し、政策⽴案者のための提⾔を導く。
このプロジェクトは、政策決定者と研究者の⽅々に対して、RG に関して現在知られている包括的な概要情報を提供することを⽬的としており、技術開発/インフラの両⽅について、2℃を⼗分に下回る気候シ
ナリオにおいて RG の重要な役割を果たすことを考慮しつつ、どのようなメカニズムが存在するか検討したものである。

主たる調査結果まとめ
この概要報告書は、再⽣可能ガスに関するタスク共同プロジェクト 1 の主な調査結果をまとめたもの。
1

https://www.ieabioenergy.com/blog/task/inter-task-projects/#renewable_gas_deployment_markets_and_sustainable_trade

バイオガス及びバイオメタン
再⽣可能ガス（RG）は、2050 年までに温室効果ガスの排出をネットゼロにすることを⽬指す世界のエネ
ルギーシステムにおいて重要な構成要素となっている（IEA 2021a）。IEA の世界エネルギー⾒通し（WEO：
World Energy Outlook）では、排出削減シナリオにおいて世界のガス需要は減少することが⽰されている。RG の中では、バイオメタンと⽔素（H2）が最も重要になるとの⾒解で⼀致している。バイオメタン
は、WEO シナリオにおける低炭素ガス供給において最⼤の貢献をする。バイオメタンはほぼ純粋なメタンであるため、天然ガスの供給インフラやエンドユーザーの設備に変更を加えることなく利⽤することが可能である。
バイオメタン原料について、⼀部の国で調査を⾏ったところ、嫌気性消化（AD：anaerobic digestion）を⽀援しているほぼすべての国が、堆肥や廃棄物の利⽤を奨励していることがわかった。エネルギー作物の利⽤はあまり⼀般的ではなく、奨励⾦の対象となる場合でも、奨励⾦制度の条件により、すべての国で利⽤されているわけではない。エネルギー作物はコストが⾼く、持続可能性の側⾯や⼟地利⽤が主な問題となり、議論が分かれる。間作を⾏うことでいくつかの問題を回避することができるが、トレンドはエ
ネルギー作物から遠ざかっている。
AD プロセスによるバイオメタン供給は、世界中で数多くの事例で実証された技術であり、使⽤される機5

材やガス⽣産、精製、利⽤のための技術も多様である。近年、精製技術の信頼性と効率性において⼤きな進歩があった。精製に使⽤される技術を⾒ると、膜分離技術のプラント数の市場シェアが増加していることが明⽩である。
⾵⼒や太陽光発電のコスト削減により、バイオガスによる電⼒コストとのギャップが⼤きくなってきている。その結果、バイオガスによる電⼒は⾵⼒や太陽光よりも⾼価で、⾼い固定価格買取制度がなければ経済的でない。現在、バイオガスの利⽤は、熱電併給装置（CHP：combined heat and power units）が中⼼となっている。⼩規模な施設では精製や系統投⼊にコストがかかるため、⾼い熱利⽤率と市場価格のバランスを取るための柔軟な電⼒供給を⽬指す場合は、CHP が引き続き選ばれる技術であろう。
現在の市場環境では、バイオメタンはほとんどの化⽯エネルギーキャリア（天然ガスなど）に対してコスト競争⼒がない。しかし、将来の再⽣可能エネルギーの⽐較対象は、必要な CO2 排出量の削減を考慮する必要があり、脱炭素経済への⻑期的な移⾏に際し、CO2 プライシングが必要である。移⾏過程では、
電⼒、ガス燃料、液体燃料など、エネルギー形態やキャリアにおける需要全体が変化する。2050 年まで、ガス燃料の⽣産技術の競争は、需要、⽣産コスト（CO2 価格を含む）、代替技術の有無によって左右される。いかなる⽀援も、必要なインフラの利⽤可能性と、ガス利⽤技術の選択肢を考慮する必要がある。
現在、包括的かつ分野横断的な CO2 価格設定が⾏われていないため、再⽣可能ガスの開発⽀援は、製品の収益と⽣産のための予算措置不⾜分のバランスを取る必要がある。バイオメタンの製造や利⽤を奨励する制度やアプローチは数多く存在する。再⽣可能エネルギーが占める割合の開発⽬標（例えば、割当量）を義務付けることで、再⽣可能エネルギーの市場シェアが定義され、開発を強制することができる。
しかし、保護された技術開発段階から競争段階へ移⾏する適切なタイミングは、「ロックイン」効果を回避するために重要である。⻑期的には、いかなる⽀援メカニズムも競争的な市場スキームに代替されなければならない。
このセクターを発展させるための戦略とインセンティブは、バイオメタン⽣産に利⽤可能な基材、基材へのアクセス改善とガス供給に関する具体的なコストを反映させる必要がある。通常、投資は⻑い償却期間を必要とするため、インセンティブの時間的保証期間が⾮常に重要である。バイオメタンは、RG の需要に貢献することはできるが、完全に満たすことはできない。したがって、⽔素のような他の再⽣可能ガスとの相互利⽤や互換性が強く望まれる。既存のインフラや必要なインフラ（天然ガスグリッドなど）を考慮し、相乗効果を⽣かし、温室効果ガス削減の観点から最も有利になるように、バイオメタンプラントと組み合わせて Power-to-gas とすることができる技術を戦略に含める必要がある。
また、バイオガスからバイオメタンへのアップグレードは、CO2 ネガティブを実現する炭素捕捉や隔離を利⽤するバイオエネルギー（BECCS：Bioenergy with Carbon Capture and Secestration）や CO2 ニュートラル製品を提供する炭素捕捉や利⽤を⾏うバイオエネルギー（BECCU：Bioenergy with Carbon
Capture and Use）の有効な CO2 源となる。

⾮⽣物起源の再⽣可能ガス
⾮⽣物起源再⽣可能ガス（NBRG：Non-biogenic renewable gas）は、再⽣可能電⼒による電気分解で製造された⽔素（H2）と捕捉された CO2 によりメタネーションを⾏うもので、エネルギーと化学原料の使⽤を脱炭素化するルートとして、特に CO2 低減が困難な産業分野で有望視されている。H2 を脱炭素化
6計画の中に位置づけるために、国家 H2 戦略を策定する国が増えており、⾮⽣物起源の再⽣可能メタン（RM）を含む国もある。グリーン H2 に焦点を当てた戦略の多くは、最初の展開は、以下のようになると予想している。
：⽯油精製、肥料・化学品⽣産など既に化⽯由来の H2 を消費している産業：航空、船舶、⻑距離⼤型トラック：H2 使⽤の複数利点（GHG 排出量の削減、⼤気質の改善、化⽯燃料輸⼊への依存度低下など）に焦点
本報告書では、北海、テキサス、ブラジルの地域別事例を分析し、再⽣可能エネルギー資源、電⼒網のGHG 強度、潜在的な CO2 源の種類などの地域要因が、NBRG の経済性（ガスの平準化コストで評価）、
環境持続性（ガスの GHG 強度で評価）、および NBRG による CO2 排出削減コストにいかに影響するかをまとめた。余剰電⼒を電解に利⽤する場合、余剰電⼒の利⽤頻度が低くなるため、電解装置の設備利⽤率が低く、費⽤対効果が悪くなる。⼀⽅、電解装置の設備利⽤率を⾼く維持するために系統電⼒を利⽤する場合の経済性・環境性は、系統電⼒の価格や GHG 強度などの地域要因に強く依存する。
北海では、グリッド電⼒から⽣産される H2 が 2030 年には最も炭素削減コストが低い（170 ドル/t-CO2）
が、2050 年には洋上⾵⼒専⽤で⽣産される H2（140 ドル/t-CO2）に追い越される。これは、洋上⾵⼒発電の電⼒価格が下がり、同時に系統電⼒価格が上昇することが主な原因である。⾵⼒と太陽光の資源が豊富で、その合計発電量が多いテキサス州では、専⽤の再⽣可能エネルギーによる H2 の削減コストは2030 年に 180 ドル/ t-CO2、2050 年に 110 ドル/ t-CO2 であることがわかった。ブラジルでも同様の傾向が⾒られ、バイオマス専⽤電⼒から製造される H2 は、2030 年に 130 ドル/t-CO2、2050 年に 100 ド
ル/tCO2 のコスト削減コストを達成する。地域別の H2 の平準化コストの予想範囲は以下の通りである。
北海

2030 年に 4〜7 ドル/kg、

2050 年に 3〜6 ドル/kg、

テキサス

2030 年に 4〜10 ドル/kg、

2050 年に 3〜8 ドル/kg、

ブラジル

2030 年に 8〜12 ドル/kg、

2050 年に 6〜12 ドル/kg である。

すべてのケースにおいて、回収した CO2 と⽔素を使⽤して再⽣可能メタン（RM）にする場合（メタン化）、削減コストは⼤幅に増加するが、これは既存の天然ガスインフラ及び機器を使⽤できるという利点とのバランスで考える必要がある。空気直接 CO2 回収（DACC）によるメタン化では、DACC の資本コ
ストと運転コストが⾼いため、CO2 価格が⾼くなり、その結果、RM の CO2 削減コストも⾼くなる。バ
イオメタンとバイオエタノールのプラントから回収された CO2 は、再⽣可能な CO2 であり、オフガス
中の CO2 濃度が⾼く、CO2 回収コストも⽐較的低いため、RM による CO2 削減コストは最も低くなる。
また、電解装置を再⽣可能エネルギー源の近くに設置する⽅が、⽔素の需要地の近くに設置するよりもコスト効率が良いという結果も出ている。最後に、分析によると、炭素削減コスト範囲の下限は、いくつかの国の炭素税提案と同様であり、国の脱炭素化戦略における NBRG の実現可能性を⽰している。

持続可能な再⽣可能ガスの貿易
再⽣可能エネルギーは、2050 年までに温室効果ガスのネットゼロを⽬指す世界のエネルギーシステムにおいて重要な構成要素になる。再⽣可能ガスは強⼒に増加する必要があり、国際貿易は世界のエネルギ
7

ーシステムを脱炭素化するための重要な要素になる可能性がある。天然ガスの国際取引は、ガスパイプ
ラインを通じた物理的なもの（あるいは液化ガスとして船舶に積載されたもの）、あるいは原産地証明書などの証明書の交換によるバーチャルなもののいずれでもありうる。
短・中期的には、バイオメタンは国際的に取引される主要な天然ガスであり、欧州だけでなく、現在の取引量が少ない中南⽶や北⽶、東南アジアでも、さらなる成⻑が⾒込まれている。⻑期的には、「グリーン」
H2 は RG の国際取引において⾼い可能性を持っている。2050 年のグリーン H2 輸出国の候補は、H2 ⽣
産⽤の低コスト再⽣可能電⼒を提供する国、すなわち、アフリカ（モロッコなど）、欧州（ポルトガル、
スペイン）、中南⽶（チリなど）、中東（サウジアラビアなど）、オセアニア（オーストラリア、ニュージーランド）の国際パイプラインや港にアクセスでき、⾵⼒と太陽光の豊かな地域と⾒られる。H2 貿易は、
既存のガスパイプラインと新しい H2 専⽤パイプライン、または船舶による輸送（アンモニア、LH2）に依存することになる。2050 年までにグリーン H2 の最⼤ 1/3 が国際的に取引され、これは現在世界で取引されている天然ガスのシェアよりわずかに⾼いシェアとなる。
グリーン H2 やその派⽣商品の取引には、特に「グリーン度」の定義やそれぞれの GHG 排出量の閾値など、規制上のハードルが残っているが、これらの問題を解決するための EU や国際的な作業が進⾏中で
ある。

8

はじめに
再⽣可能ガス（RG）は、2050 年までに温室効果ガスのネットゼロ排出を⽬指す世界のエネルギーシステ
ムにおいて重要な構成要素となる（IEA 2021a）。化⽯ガスの供給は 2020 年代半ばにピークを迎え、2050
年まで急速に縮⼩するため（図 1）、RG は強く増加する必要があり、国際貿易は世界のエネルギーシス
テムを脱炭素化する重要な要素となる可能性がある（Daioglou et al.2020）。

図 2 に⽰すように、RG を供給するための経路がいくつか存在する。

IEA NZE（ネットゼロエミッション）シナリオでは、特にバイオメタンが⼤きな役割を果たすが、H2 やH2 ベースの合成メタンも想定されている（図 3）。

91. バイオメタン
バイオメタンは、IEA の世界エネルギー展望シナリオ（IEA 2020a）において、低炭素ガス供給に最も貢献しており、将来のエネルギー技術開発（IEA 2020b + 2021）の重要な構成要素である。
現在、⽣物起源ガスは世界のシステムにおいて⼩さな役割しか果たしていないが、欧州と中国が最⼤の供給国であり、⽶国がそれに続いている（図 4）。

⼀年専⽤作物を除いたバイオガスのポテンシャルを図 5 に⽰すが、アジアとアメリカ諸国が圧倒的に多く、ヨーロッパとアフリカがそれに続いている。バイオガスに関するより地域化された分析が利⽤可能である（Dale et al 2020; GBEP 2020）。

10

バイオメタンはほぼ純粋なメタンであり、供給インフラやエンドユーザーの設備に変更を加える必要がなく利⽤できる（FE & IAEW 2019; Fritsche 2022; IEA 2020b）。

1.1

バイオメタン製造技術

再⽣可能ガスとしてのバイオメタンの製造技術は嫌気性消化（AD）とガス化プロセスである。嫌気性消化プロセスに基づくバイオメタン供給は、世界中で数多くの事例で実証された技術であり、使⽤される基材やガス⽣産、精製、利⽤のための技術も多様である。近年、精製技術の信頼性と効率において、⼤きな進歩があった。EU 諸国では、膜分離がますます適⽤されている。
バイオガス植物は個性が⾼く、多くの部品や請負業者が存在し、基材供給や消化物の運搬のため規模が限定されるため、将来の構成要素の⾼効率化による全体コスト削減の可能性は限定的であると⾔える。
⾵⼒や太陽光発電のコスト削減により、バイオガスによる発電コストとの差が⼤きくなってきている。
その結果、バイオガスによる電⼒は⾵⼒や太陽光よりも⾼価で、より⾼い固定価格買取制度がなければ経済的でない。再⽣可能ガス分野では状況は異なり、現在利⽤可能な代替エネルギーは必ずしも安価ではなく、その結果、バイオガスの利⽤は再⽣可能ガス⽤途に移⾏している。
優遇制度が異なり、あるいは変化しているため、この分野は世界の各地域で安定して発展しているもの
でも、均等に広がっているものでもない。しかし、信頼できる技術に関する経験や知識があり建設や運⽤コストが予測可能であるため、バイオガスやバイオメタンに有利な条件が整えば、プラントはすぐに建設され、この分野は発展してきた。
1.2 ⽀援メカニズム
現在の市場環境では、再⽣可能なバイオメタンの供給は、天然ガスなどの供給に対してコスト競争⼒がない。しかし、将来の再⽣可能エネルギーの⽐較のベースは、単なる⽣産コストとは異なるものにする必要がある。CO2 排出量を削減するためには、しくみを付加する必要であり、⻑期的な脱炭素経済への移⾏に際し、あらゆる種類の CO2 に対するプライシングが必要である。
多くの国では、地域やエネルギー部⾨に特化した複数の⽀援メカニズムを適⽤しているが、特定の⽀援メカニズムとは無関係にバイオメタン利⽤の成功している。⽀援制度やインセンティブは、特定の基材利⽤に対する⽀援（例：糞尿利⽤のインセンティブ）から始まり、⽣産プロセスそのもの（投資⽀援、ガスの固定価格買取制度、系統におけるガスの割当制度）、最終的なガス利⽤（輸送などガス利⽤の特定分野における割当制度、電⼒の固定価格買取制度、対象分野の免税など）までの異なる時点の⽣産プロセスで作⽤するものである。さらに、⽀援制度は、結果として得られる⾦銭的補償、1 回限り（主に投資⽀援）
または運営関連の助成、後者の場合、助成の保証期間も⾮常に重要であるという点で異なっている。
投資に対する賛否は、潜在的な⾦銭的利益、複数の利点、法的ハードル、技術的リスクなどを総合的に勘案して決定される。⽀援スキームが成功するかどうかの主な要因は、起業家が有益なビジネスケースを作ることができるかどうかである。技術的リスクと法的ハードルは⼀定の影響を与えるかもしれないが、利害関係者がプラント建設に関⼼を⽰せば、通常は克服されるものである。
アンケートの結果、市場開拓の妨げになるものは何かという問いには、ほとんどの参加者が経済性を挙げた。この結果と上記の優遇制度を組み合わせると、国の産業の発展にとって、メカニズムの種類は決定
11

的なものではなく、経済的なビジネスケースが可能かどうかという事実であることが明らかになる。設置のためのサポートが現実的なコスト評価に基づいており、法的条件が越えられない障害となっていな
い国では、この分野が発展する。

いくつかの国は、分野別削減⽬標に基づいて、特定のガス利⽤部⾨（運輸や電⼒など）をターゲットにすることを決定している。ガスは優遇制度と技術的要件含め、望ましい分野に向けられる。実施にあたり、
対象セクターに特化した適格措置の認証または証明がある。技術的には多くの分野で適⽤可能であるにもかかわらず、これらの制度は特殊で複雑であるため、製造されたバイオメタンを他の分野に速やかに転換するには、新たな⼿続きと適格性の条件が必要となる。ロックイン効果を避けるため、認証制度は他の利⽤セクターと互換性を持たせなければならない。

1.3 バイオメタン普及に向けての戦略及びアクション
多くの国が、将来のエネルギーシステムの主要なエネルギーキャリアとして再⽣可能ガスの必要性を認識しており、しばしば H2 に焦点が当てられているが、多くの国がバイオメタンについても優遇策を更新している。すべての国で、利⽤可能なバイオマス（エネルギー作物を除く）の潜在能⼒は、現在使⽤されている持続可能な原料をはるかに超えている。すなわち、バイオメタン⽣産は増加する可能性がある。しかし、バイオメタンが再⽣可能なガスの需要を完全に満たすことはできない。そのため、⽔素開発との相互作⽤や互換性が強く望まれる。最後に、既存および新規のインフラ（例えば、ガスグリッド）も戦略の⼀部としなければならない。
再⽣可能ガスとしてのバイオメタン開発のための主なアクション分野は：・利⽤可能な基材と開発コストの検討、明確な開発⽬標、及び必要なインフラの検討を含めたバイオメタ
ン分野開発のための戦略の作成・割当による義務的な市場導⼊は、現状では最も効果的な再⽣可能ガスの導⼊⽅法
・技術向上のための確実な市場環境を提供するため、コストと⻑期運⽤（償却）条件を反映した優遇策
・技術・規制レベルでの阻害要因の解消
・再⽣可能なガス分野や下流技術の開発のための他の施策（例：PtG）との整合性
12⻑期的には、技術や分野ごとの⽀援スキームを、CO2 排出量が貨幣価値を持つような全体的な市場スキームに移⾏させる必要がある。削減⽬標や技術開発に応じて CO2 の価格は変化し、変⾰の原動⼒となる。
このようなシステムには、技術競争やエネルギー部⾨間のシフトが含まれ、その結果、特定の優遇策が段階的に廃⽌されることになる。現在設定されている優遇策システムは、そのような将来の経済への転⽤が可能かどうか精査されなければならない。

1.4

バイオガス、バイオメタン及び CCU

CO2 や H2 を原料とした再⽣可能燃料、化学品、材料の製造は、急速に拡⼤している分野である。基本的な炭素回収・利⽤（CCU）製品のひとつで天然ガスの主成分であるメタンは、化学産業で広く使われている原料であり、現在、最⼤の市場となっている。再⽣可能メタンは、CCU のルートではなく、主にバイオマスから⽣産されるさまざまな再⽣可能ガスの主要成分として現在すでに⼤量に⽣産されている。
バイオガスからバイオメタンへのアップグレードやバイオマスをガス化して作る合成ガスは、CO2 のマ
イナス収⽀を実現する BECCS（Bioenergy with Carbon Capture and Secestration）や CO2 ニュートラル
製品を提供する BECCU（Bioenergy with Carbon Capture and Use）の有効な CO2 供給源になる。

2. ⾮⽣物起源の再⽣可能ガス
⾮⽣物起源再⽣可能ガス（NBRG）とは、再⽣可能な電⼒による電気分解や太陽光による直接⽔分解から得られる⽔素や、⽔素と CO2 を反応させて得られるメタンを指す。
この NBRG に、再⽣可能エネルギーを起源とする電気分解で製造された H2（グリーン H2）を組み込め
ば、分野統合が可能となり、電化が実現困難な分野の間接的電化を実現することができる。分野統合は、電⼒分野以外のエネルギー使⽤を脱炭素化するための鍵となる。NBRG の脱炭素化⽬標達成の可能性は、
EU の「気候ニュートラル・ヨーロッパのための⽔素戦略」でも認識されており、2030 年までに EU で
40GW のグリーン H2 ⽣産、さらに EU に供給する近隣諸国でも 40GW を想定している（EC 2020）。⼤気から回収した CO2 や⽣物由来のプロセスから⽣産されるメタンが再⽣可能メタン（RM）である。

2.1 各国の NBRG 戦略
NBRG に関する明確な戦略を持つ国や地域はないが、多くの国や地域が⽔素戦略を策定、 あるいは策定中である。図 6 に、いくつかの国々における H2 ⽣産の計画推定規模を⽰す。戦略やロードマップについて⼤規模な輸出⽤の⽔素⽣産を計画している国は、オーストラリア、カナダ、チリ、ポルトガル、スペインである。

13

ほとんどの H2 戦略は、ゼロまたは低炭素に焦点を当てており、再⽣可能電⼒による⽔の電気分解で製造するグリーン H2 や、CO2 回収・貯蔵を伴う天然ガス改質によるブルーH2 が主要技術として挙げられている。カナダだけが、バイオマスのガス化を H2 ルートとして明確に⾔及している。
ロシアを除くほとんどの国の戦略/ロードマップでは、運輸部⾨での H2 利⽤が⽰されている。その他の⽤途は、⼯業（⼀部の国では化学や鉄鋼を含む）、電⼒、精製、建物である。航空と海運を考慮した戦略は少数で、鉱業での H2 使⽤に⾔及しているのは⼆か国の戦略（カナダとチリ）のみである。
2030 年までに、グレー H2 とグリーン H2 のコスト差を埋めるために、約 500 億⽶ドルの世界的投資と 65GW の電解容量が必要になると推定されており、これは 6.6 Mt の H2 に相当する（WEC 2021）。

2.2 最新技術の評価
H2 とメタンは、世界の多くの産業分野で使⽤されている⼀般的な化合物である。これらはさまざまな⽅法で製造することができ、その製造経路によって再⽣可能エネルギーとみなされるかどうかが決まる。
H2 の場合、再⽣可能な電⼒による電気分解によって⽔あるいはバイオマスから製造されれば、再⽣可能であるとみなされる。H2 の最終⽤途は、燃焼、燃料電池での電気化学的変換、化学製品への変換などである。⾮⽣物起源のメタンの場合、H2 と CO2 を結合させるサバティエ・メタン化反応によって⽣成させることができるが、H2 が再⽣可能で、CO2 が再⽣可能な⾮化⽯資源、例えば、空気の直接捕捉（再⽣可能エネルギーの動⼒による）または⽣物起源 CO2 に由来する場合、得られるメタンも再⽣可能と⾒なすことができる。
NBRG に最も関係するトピックを特定するために、NBRG チェーンが内包する技術的、環境的、社会的、
政治的問題に関するアンケート調査とワークショップを実施した。回答者から挙げられた H2 製造の経路の評価に関連する主たる環境持続可能性の問題は、グリーン H2 のための再⽣可能電⼒の付加価値と認証、PtX ⽣産に使⽤される CO2 の気候への影響である。また、⽔の利⽤可能性、再⽣可能エネルギーの必要性を⾼めるための⼟地利⽤への問題、H2 ⾃体の地球温暖化係数も挙げられている。

14

2.2.1 電気分解及び光触媒からの再⽣可能⽔素
⽔素製造ルートの将来を決めると考えられる最も商業化された電解技術は、アルカリと⾼分⼦電解質膜（PEM）の⼆つである。
太陽光からの直接⽔素製造は、TRL（技術成熟度レベル：Technology readiness levels)が 7 と電解より低く（FSR 2021）、太陽光パネル発電や⽔の電気分解より効率が低い（⻄⼭ら 2021）。その⼀⽅で、他の⽔素製造システムよりも安価でシンプルである可能性があり、スケールアップに有望な特性を⽰している。

2.2.3 再⽣可能メタン製造におけるメタネーション
メタネーションとは、CO2 と H2 を原料としてメタンを製造するプロセスである。このプロセスは⽣物系と化学系に分けられるが、⽣物系は反応速度が遅く、技術開発も進んでいないため、本報告では化学系
ルートに焦点を当てる。
RM の GHG 原単位を評価する上で、CO2 の起源は重要なパラメータである。炭素源は、⽣物起源 CO2または直接空気捕集によるものであれば再⽣可能なものと分類され、⾮再⽣可能な CO2 は、化⽯エネル
ギーを燃料とする発電所や製鉄所、セメント⽣産排ガスなどの化⽯エネルギーに由来するものである。
また、CO2 の起源は炭素回収プロセスのコストにも影響する。炭素回収プロセスで再⽣可能エネルギーを使⽤することは、メタネーションの原料として使⽤される CO2 の排出量を低く抑えるために極めて重要である。
いくつかの研究は、電⼒価格が⼗分に安く（30EUR/MWh）、技術開発により設備投資と運営費が減少す
れば、RM メタンは 2030 年に経済的に競争⼒を持つことができるとしている（Gorre et al.2019）。このように、メタネーション分野は、この 10 年間に稼働を予定しているいくつかのプロジェクトによって拡⼤している（Thema et al.2019）。

2.2.4 再⽣可能⽔素とメタンの最終⽤途
現在、⽔素は主に化学⼯業や製油所で使⽤されており（IEA 2021b）、グリーン⽔素が GHG 排出の抑制に役⽴つ最初の分野である。並⾏して、⽔素は再⽣可能な電⼒を貯蔵し、CO2 削減に使⽤することができる（IEA 2021b）。トラック輸送、海運、航空などの⻑距離⼤型輸送は、⽔素利⽤の⼤きなチャンスとなる分野であるが、運⾏コストが⾼く導⼊が困難である。市場へのさらなるルートとして、産業界への⾼温の熱と原料の供給がある。建築環境への熱供給も⽔素の潜在的な役割であるが、この分野では、他の脱炭素化オプション、特にヒートポンプとの厳しい競争に直⾯することになる。

2.3 ⽣産コストと商業的準備
再⽣可能な ⽔素と RM の平準化⽣産コストは、場所と時間的要因に強く依存する。電⼒が NBRG のコ
ストの⼤部分を占め、総⽣産コストの 50-90%を占める（IEA 2021b）。メタネーションの将来コストの予
測は、⽔素製造コストに直接依存するため、広くは⾏われていない。例えば、Gorre ら（2019）は、異な
15

るシナリオにおいて 2030 年と 2050 年の再⽣可能メタンの⽣産コストを、メタンの 20〜200EUR/MWhで計算した。これは、NBRG の⽣産コスト問題が未解決であることを⽰している。
主な電解技術であるアルカリ電解と電解質膜の TRL は 9 で、商業的に展開されている。その他の技術、
例えば固体酸化物型電解装置の TRL は 6-7 である。Power-to-Gas プロセスも TRL が〜6 で、商業的な準備態勢は整っていない。

2.4 NBRG の持続可能性
NBRG は GHG の削減に貢献するが、実際の GHG 削減効果はシステムで使われる GHG の原単位に依存する。NBRG の⽣産に関しては、⽣産プロセスで使⽤される電⼒とメタネーションのための炭素源
が、NBRG による炭素排出を軽減するための鍵となる 2 つの主要な供給源である。
NBRG の⽣産は、主に再⽣可能エネルギー100％の電⼒、またはグリッドに接続された電⼒の 2 種類のシステムで稼働することができる。後者の場合、グリッドのエネルギーミックスは場所や時間によって変化するため、電⼒の炭素強度は必ずしも⼀定ではなく、予測も困難である。
様々な認証制度は、それらのガスを「低炭素」製品と認定するために、NBRG ⽣産の GHG 排出量の制限または閾値を提案している（Fritsche 2022）。
CO2 と H2 から⽣産するメタンの場合、使われた CO2 は、回収・精製のプロセスによっては、⽣産したメタンの燃焼によりそれ⾃体が直接的な排出になる可能性がある。この直接排出は、CO2 が再⽣可能なものであれば、ネットゼロとみなすことができる。NBRG の⽣産及び変換による排出に加えて、不完全な変換（例えば、燃焼）⼜はインフラからの漏れや変換過程でのスリップが NBRG の直接排出につながる可能性がある。NBRG の種類に応じて、これは直接的⼜は間接的な気候変動への影響要因となりうる。

メタンは強⼒な温室効果ガスであり、メタン排出は気候変動の主な要因であるため、メタンのスリップや漏れによる直接排出は、将来の NBRG 量とインフラの開発にとって⾼い関連性を有する。さらに、メタンの直接排出の特定と定量化以外にも、時間枠と気候指標の選択が評価結果に強い影響を与える可能
16

性がある。
メタンとは異なり、⽔素は直接的な温室効果ガスではない。エネルギーキャリアとしての⽔素の製造に関連する排出のほか、⽔素をエネルギーに完全に変換した場合、発⽣するのは⽔蒸気のみである。しかし、⽔素の不完全燃焼や、流通インフラやバリューチェーン全体からの⽔素の排出は、気候に影響を与える可能性がある（Bond et al.2011; Weger et al.2021）。⽔素は間接的な温室効果ガスと考えられている。
(Derwent et al. 2006 + 2020; IPCC 2007; Schultz et al. 2003)。さらに、⽔素の排出は O3 濃度に影響を与え、⼤気汚染にさらなる影響を与える可能性があり、成層圏の O3（オゾン）層の減少の原因になる可能性がある（Sand et al.2020）。
電解では、⽔素１kg あたり 9 kg の⽔を消費するのに対し、CCS 付きの SMR では ⽔素１ kg あたり
13〜18 kg の⽔を消費する（IEA 2021b）。とはいえ、テキサス北⻄部、アタカマ砂漠やサハラ砂漠、オーストラリアなど、再⽣可能資源が豊富でありながら⽔不⾜に悩むいくつかの地域では、電解⽤の⽔の確保が懸念される。海に近い地域での逆浸透海⽔は、⽔素の平準化コストに与える影響は 1％未満であり、安価なオプションである（Gallardo ら 2021；IEA 2021b）。
NBRG 製造における⼟地利⽤のフットプリントは、電⼒源と電解・メタネーション設備に依存する。
NBRG ⽣産に使⽤される再⽣可能電⼒の⼟地利⽤⾯積は、供給源によって異なり、⾵⼒が約 1 m2 /MWhと最も⼟地利⽤⾯積が少なく、次いで地熱が 2.5、太陽光発電と⽔⼒発電が集光型太陽光発電で 10.15、
バイオマスが 500 m2 /MWh である（Fritsche et al.2017)。
⽔素の⽣産は主に陸上と洋上⾵⼒発電で⾏われるため、それぞれの⼟地⾯積は考慮すべき主要な問題ではない。仮に 530 Mt の⽔素製造を陸上⾵⼒発電で⾏うとした場合、25,000 km²の⼟地が必要になる。

2.5 法のバリア
認証

NBRG の CO2 排出を低く保つことは、⽣産・取引の重要なポイントの⼀つである。NBRG の GHG 排出の低さを認証できる標準化⼿法は、市場の発展にとって極めて重要である。オーストラリア、英国、EUなどいくつかの国は⽔素の認証制度に取り組んでおり（Bermudez et al. 2020）、IPHE は⽔素⽣産の GHG
排出量を決定するための⽅法論に取り組んでいる。NBRG の認証の重要な要素は、バリューチェーン要素を通じて製品情報（使⽤電⼒の原産地保証、CO2 の原産地と気候への影響など）のトレーサビリティを可能にする⾸尾⼀貫した⼿段を確⽴することである。
追加

再⽣可能ガスの挑戦的な⽬標を達成するためには、相当量の再⽣可能エネルギーからの電⼒が必要であるが、それは他のいくつかの産業分野の脱炭素化にも必要である。そのため、⽔素の電⼒需要がエネルギーシステムにおける既存の⾃然エネルギーへの負荷とならないよう、増加する需要に⾒合った新たな⾃然エネルギー電⼒量を確保する必要がある（Fritsche 2022 年）。そのため、EU の再⽣可能エネルギー⽀援の枠組み（EU Renewable Energy Directive）では、再⽣可能エネルギーとして計上するためには、再⽣可能エネルギーキャリアの⽣産に使われる電⼒は「追加的」でなければならないとされている。その意
味で、Pototschnig（2021）は、追加性の概念を「再⽣可能⽔素の製造のために電解装置で使⽤される再17

⽣可能エネルギーベースの電⼒は、最終電⼒消費に関する再⽣可能エネルギー普及⽬標を満たすために使⽤される再⽣可能エネルギーベースの電⼒に追加されるという要件」であると定義している。
実際には、エネルギー供給事業者の GHG 緩和ポテンシャル、ひいては RED の各持続可能性基準にとって重要な要素である追加性の概念に準拠していることの証明は、認証プロセスによって確認される。
Fritsche (2022)は、RED II の下で追加の委任規則が必要であると主張している。この規則は、電⼒供給のどのシナリオ（再⽣可能な電⼒を⽣産する設備への直接接続、系統接続など）を追加的とみなすことができ、それから⽣産する⽔素の GHG 強度を計算する際に再⽣可能電⼒として説明できるのか、利害関係者により明確にするためのものである。

2.6 特定地域における NBRG
すべてのケースにおいて、NBRG は同じ国、または EU 内で⽣産・使⽤されるように選択されている。
従って、NBRG の国際貿易はここでは省略しており、前述のとおり第 3 章で取り上げる。ケースは、再⽣可能な発電、⽔の電気分解、⽔素貯蔵、可能性のある CO2 回収とメタネーション、電気/⽔素/メタンの配送とエンドユーザーへの供給を考慮する。分析では、3 つの電⼒源の分類を考慮した。
1. 余剰再⽣可能エネルギー：
この分類では、電気分解の電源として、他の⽅法で無駄になったり削減されたりする再⽣可能エネル
ギー電⼒のみを使⽤する。
2. 再⽣可能エネルギー専⽤:
この分類では、電⼒ではなく⽔素を供給することのみを⽬的とした再⽣可能エネルギー発電を指す。
3. グリッドの電気:
この分類では、電気分解装置を系統電⼒に直接接続することで、電気分解装置の容量を最⼤化することができる。
主な結果は以下のとおりである。
・北海で洋上⾵⼒、テキサスで陸上⾵⼒と太陽光のミックスを使⽤した場合、2030 年における電解容量
係数は⾼く、⽔素供給コストは 4-6 USD/kg となるが、これは⾵⼒のコスト動向に⼤きく依存する。
2050 年までに、北海とテキサスでは、再⽣可能エネルギーによる⽔素製造が最も安価なオプションとなる。
・ブラジルの事例では、供給コストが最も低い⽔素製造ルートは、電⼒価格が安く、容量係数がまずまずのバイオマス発電によるもので、その結果、電気分解装置のコスト削減に⼤きく依存することになった。
2050 年まで、この事例におけるバイオマス発電による⽔素は、最も競争⼒のある選択肢である。
・余剰電⼒の利⽤だけでは、GHG 原単位が⾮常に良好であるにもかかわらず、平準化コストは⾼くなり、削減コストが発⽣する。
・シナリオによっては、再⽣可能エネルギー⽔素の温室効果ガスを削減するコストは、いくつかの国で提案されている炭素税に匹敵するものもある。
・DACC からの CO2 を⽤いて製造された再⽣可能メタンは、平準化炭素削減コストは⾮現実的なほど⾼くなる。⾮再⽣可能な CO2 を利⽤した再⽣可能メタンは、化⽯天然ガスよりも GHG 強度が⾼いが、18この結果は GHG 排出量計算の⽅法に⼤きく依存する。
・既存の天然ガスパイプラインを利⽤すれば、再⽣可能メタンの平準化コストは下がるが、どのシナリ
オ、ケーススタディにおいても、⽔素よりかなり⾼価であることに変わりはない。
・電解装置は、再⽣可能エネルギー発電所の近くに設置することが望ましい。なぜなら、⽔素をパイプラインで送ることは、⾼圧ケーブルで送電することよりもコスト効率が良いからである。

3. 再⽣可能ガスの貿易に関する選択肢とその潜在性
RG の貿易に関する主な選択肢は、バイオメタンとグリーン⽔素の 2 つである 2 。貿易は、現在の世界のエネルギーシステムにおける重要な構成要素であり、図 7 に⽰すように全体量はわずかな変化であるが、再⽣可能なゼロ炭素システムへの転換は将来の貿易パターンに⼤きな影響を与える。
2

ガス状または液化⽔素のいずれか（それぞれ再⽣可能な合成メタン）

国または地域間での RG の取引には、それぞれのガスの物理的な移動、または「ブック＆クレーム」⽅式
やマスバランシング⽅式による証明書を通じて、ある国から貿易相⼿国へ RG 量を仮想的に移動させることが必要である。天然ガスの物理的な取引には、⼆つのモードがある。国内産天然ガスは輸出国のガス
パイプラインに注⼊され、国家間の輸送は⾼圧パイプライン、または液化して船で輸送される（バイオLNG または LH2）。後者の場合、液化された RG は受け⼊れ港で再ガス化され、輸⼊国の国内ガス網に注⼊される 3。バイオメタンと SM は、液化プラントを含む天然ガスインフラで制限なく利⽤できる（IEA2020）。⼀⽅、⽔素輸送のためのインフラは現在あまりないが、⽔素を天然ガスに混合する場合、最⼤ 20 vol%の制限内で、既存のシステムを利⽤することができる。
（Fritsche 2022）19証明書による RG の仮想取引は、インフラの制約によって妨げられるのではなく、RG の証明に使⽤されるシステムの要件とガバナンスに関する合意が⽋けていることによって妨げられるのである。完全な互換性も国際的合意もないシステムがいくつか開発されたが、CEN や ISO などの標準化団体がそれに取り組んでいる(Fritsche 2022)。しかし、持続可能な RG 貿易の可能性については、貿易形態は関係ない。
3 なお、少量・⻑距離の場合、液化 RG は専⽤のトラックで輸送することも可能

3.1 再⽣可能ガスの貿易の潜在性
RG の貿易はまだ初期段階にある。しかし、Thrän ら（2014）が⽰し、Junginger ら（2019）が確認したように、特にヨーロッパでバイオメタンの貿易が拡⼤しており 4 、世界の他の地域でも関⼼が⾼い（3.1.1
項参照）。
⽔素とその派⽣品については、IRENA (2022) が 2050 年の時間軸における世界の貿易、 Wang ら(2021) は欧州の貿易に関する展望を論じている (3.1.2 節を参照)。Fritsche (2022) による ⽔素戦略と
ロードマップの分析は、各国の挑戦に関する展望を提供している。2050 年のグリーン⽔素輸出国の候補
は、電気分解によるグリーン⽔素製造のために低コストの再⽣可能電⼒を提供する国、すなわち、アフリカ（モロッコなど）、ヨーロッパ（ポルトガル、スペイン）、ラテンアメリカ（チリなど）、中東（サウジ
アラビアなど）、オセアニア（オーストラリア、ニュージーランド）における国際パイプラインや港にア
クセスできる⾵と太陽の豊富な地域と⾒なされている。しかし、将来の⽔素貿易のポテンシャルの定量化はまだ始まったばかりである。
3.1.1 バイオメタン
現在、欧州はバイオメタンの主要⽣産者である（IGU 2021; Liebetrau, Fritsche & Gress 2021）。欧州はまた、地域内にかなりのバイオメタンの潜在性を有している（Birman et al.2021）。複数の研究が、欧州連合（EU27）における 2030 年と 2050 年のバイオメタン潜在量を算出し、2030 年には約 350 TWh、2050
年には最⼤で約 1,000 TWh と推定している（Birman 2021; GfC 2021）（訳者注：R3 年度の⽇本国内のガソリン消費量は約 4,170 万ｋL→388TWh なので、2030 年の欧州のバイオメタン潜在量は国内の年間ガソリン消費量に近い）。これらの数字は、嫌気性消化とガス化によるメタンの総潜在量であり、ガスが国内でバイオガスとして⾃家発電に使われるか、バイオメタンに精製されてガスグリッドに注⼊されるかは検討されていない。2020 年のバイオメタン⽣産量（32 TWh）は、EU の総バイオガス⽣産量（191TWh）の 17％しか占めていない（EBA 2021）。これまでのところ、EU 諸国間で取引されるバイオメタ
ン量はかなり少なく、2020 年には約 3TWh（dena 2021）で、EU の天然ガス消費量の 0.06 %相当である。欧州には広範な天然ガスインフラが存在する⼀⽅で、再⽣可能エネルギーのシェアを拡⼤し GHG 排出量を削減するという EU の挑戦、他⽅で東欧諸国とロシアの重要な農業・森林資源を考慮して、いくつかの研究がこの地域からのバイオメタン輸出の可能性を確認することを試みた（Angelova 2012;
Angelova et al.）
ドイツの国家エネルギー・気候計画の最近の研究では、以前の研究（Fritsche & Iriarte 2016）を基に、バイオメタンの輸出ポテンシャルを推定し（Kemmler et al.2020）、2030 年のロシア（⻄部地域）からのバ
イオメタン輸出ポテンシャルは約 1,250PJ、UA では 500PJ とされた（訳者注：R3 年度の⽇本国内のガ20

ソリン消費量は前述の通り約 4,170 万ｋL→1,393PJ）。2050 年までの予測では、国内需要の増加により、これらの輸出ポテンシャルは、約 950 PJ（ロシア）、400 PJ（UA）に減少している。これらのポテンシャ
ルは、放棄地や限界集落からのバイオメタンだけを考慮し、将来の国内利⽤は輸出ポテンシャルから差し引かれている。ウクライナの場合、2021 年の BAU（Business as usual）はバイオメタン輸出をオプシ
ョンとして⾒込んでいるが、同国とロシアの現在の政治状況から、2030 年までに多くを想定することはできない。戦後の⻑期的展望では、EU とロシア、ウクライナの経済協⼒には、ガス供給インフラの「座礁資産化」を避けるために、バイオメタン貿易が含まれる可能性がある。欧州以外では、グリッドベース、ラテンアメの国際バイオメタン取引はまだ始まっていないが 5 、例えばアフリカ（都市グリッド向け）
リカ、さらにアジアの⼀部で関⼼が⾼まっている（Junginger et al.2019）。IEA 加盟国のバイオメタン開発状況は定期的に報告されており 6 、堆肥からのバイオメタン可能性の概要は Liebetrau ら（2021）によりオーストリア、オーストラリア、カナダ、ドイツ、アイルランド、ノルウェー、英国について⼊⼿可能である。
3

EU は、このような開発を促進するために、欧州再⽣可能エネルギー・ガス取引センター（REGATRACE）を⽀援。
https://www.regatrace.eu/

5 しかし、カナダとアメリカの国内では、州をまたいだ貿易も⾏われている。
6 https://task37.ieabioenergy.com/country-reports.html

3.1.2 ⽔素と再⽣可能メタンの貿易
現在、⽔素の⽣産と使⽤はかなり局地的で、約 85％の⽔素が広い市場で売買されるよりもオンサイトで⽣産・消費されている（IEA 2019）。⽔素はすでに利⽤されているが、主に化⽯燃料から⽣産されている。
現時点では、技術と輸送⽅法開発の初期段階のため、⽔素と再⽣可能メタン（RM）の持続可能な貿易の可能性を定量化することはできない。しかし、いくつかの国は、将来的にかなりの量の⽔素を輸出または輸⼊に挑戦する計画を持っている（表 3 参照）。

21

IRENA（2022）は、2050 年までにグリーン⽔素のおよそ 1/3 が国際的に取引されると推定しており、これは現在世界で取引されている天然ガスのシェアよりわずかに⾼い。IEA（2021b）で報告されているよ
うに、いくつかの国は、⽔素貿易に関する⼆国間および多国間協定の作成に⾮常に積極的である。IRENAが特定した潜在的な輸出国は、アフリカ 7、ラテンアメリカ、中東、オーストラリア、カナダ、ニュージ
ーランド、ロシア、および南欧諸国である。これは、表 2 に⽰された各国の貿易意欲とよく⼀致する。
EU27＋英国について、Wang ら（2021）は、2050 年までに国内のグリーン H2 供給可能量を 4,000 TWh、2050 年までに北アフリカとウクライナからのグリーン⽔素輸⼊可能量を 1,700 TWh と推定している。
輸⼊は主にパイプラインで輸送されることになる。⽔素貿易の初期段階と⼤きな潜在性を考えると、⽔素の輸出⼊の将来のダイナミクスは、電解装置のコスト削減、再⽣可能電⼒と⽔素輸送インフラへの投資、および（上昇する）CO2 価格を考慮した市場導⼊スキームの成功に依存することになる。それぞれの政策と市場開発のリードタイムから、2030 年までに⼤幅な「グリーン」H2 貿易は期待できないが、オーストラリア、チリ、EU、⽇本、サウジアラビア、英国、⽶国など、いくつかの先⾏国が存在するだろう。その中で、IEA（2019）、Fritsche（2022）、IRENA（2022）に⽰されているように、ノルウェーやロ22シアなどのいくつかの国は、天然ガスからの低炭素⽔素（「ブルー」または「ターコイズ」）に役割があるとみており、投資を開始し輸送インフラのコストを引き下げる⼿段として⾒ている。
7 ドイツとアフリカのパートナーによる共同プロジェクト「H2ATLAS-AFRICA」は、サブサハラ地域（SADC およびECOWAS 諸 国 ） に お け る 再 ⽣ 可 能 エ ネ ル ギ ー に よ る ⽔ 素 ⽣ 産 の 可 能 性 を 調 査 す る も の 。 詳 細 は 下 記 参 照。
https://www.h2atlas.de/en/.

3.2 再⽣可能ガスの規制に関する問題
バイオメタンの取引は、ここ数年でさまざまな規制上のハードルをクリアしたため、既存の天然ガスイ
ンフラを利⽤したさらなる成⻑と市場の発展が期待できる（IEA 2020）。
しかし、「グリーン」⽔素やその派⽣品については、貿易上のハードルが残っている。⽣産コスト削減の課題に加えて、国際貿易上の特に「グリーン度」の定義やその GHG 排出量の閾値など、グリーン⽔素のいわゆる追加要件などの未解決の規制問題に直⾯している（Fritsche 2022; Heinemann et al.2021）。
再⽣可能ガス、天然ガスおよび⽔素の域内市場のための共通規則に関する指令（EC 2021a+b）の EC 提案には、化⽯ガスに⽐べて GHG 排出量を 70％以上削減できることを実証するために、⽔素の認証を義務付けることが盛り込まれている。この義務は、EU に輸⼊される⽔素にも適⽤される。この問題が国際貿易にとって重要であることから、いくつかの国は、⽔素関連の GHG 排出量を決定するための⽅法論と分析枠組みについてコンセンサスを得るために、⽔素⽣産分析タスクフォースに合意した（IEA 2021b）。
このグループは、経済における⽔素と燃料電池のための国際パートナーシップ（IPHE）の下で運営されており、2022 年に提案を提出する予定である。
IPHE タスクフォースの活動と再⽣可能ガスに関する EU 提案の交渉は、「グリーン」⽔素に対する規制
貿易障壁を今後数年間で克服できるかどうかを決定することになるだろう。

23

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