市民のチカラで、気候変動を止める。

Position Paper 2023
May 2023 (revised Japanese)
July 2023 (English)
Kiko Network

Position paper on fuel ammonia
Japan’s “Zero Emissions” thermal power will extend the life ofcoal and accelerate climate change
CONTENTS
Introduction---------------------------------------------------------------------------------------- 2
1. Current status of coal-fired power generation and fuel ammonia---------------- 2(1) Current status of coal-fired power generation------------------------------------- 2(2) Current status of ammonia co-firing------------------------------------------------- 4(3) Status of CO2 emissions from the production and use of ammonia--------- 4(4) Status of co-firing and 100% firing with ammonia-------------------------------- 5
2. A system to promote ammonia and keep coal power alive------------------------ 6(1) Background-------------------------------------------------------------------------------- 6(2) Background to METI advisory council discussions on fuel ammonia cofiring with coal-------------------------------------------------------------------------- 8(3) Strengthening the regulatory framework----------------------------------------- 12(a) Act on the Rational Use of Energy---------------------------------------------- 13(b) Act on Sophisticated Methods of Energy Supply Structures------------- 13(c) Japan Oil, Gas and Metals National Corporation Act (JOGMEC Act)-- 14(d) Electricity Business Act------------------------------------------------------------ 14(4) Capacity market: Maintaining coal and promoting co-firing with non-fossil
energy---------------------------------------------------------------------------------- 14(a) Auction contract results------------------------------------------------------------ 15(b) Expanding the capacity market, promoting co-firing with hydrogenand ammonia in existing thermal power plants: Investment in new
decarbonized power sources---------------------------------------------------- 15(5) Ammonia utilization in NEDO and JOGMEC power generation projects-16(6) METI budgets, funding and financing--------------------------------------------- 18
3. Recommendations going forward------------------------------------------------------ 18
References-------------------------------------------------------------------------------------- 21

1

Introduction
The Japanese government’s Green Transformation (GX) Implementation Council released its
draft “Basic Policy for the Realization of GX” on December 22, 20221. As purported measures toachieve carbon neutrality, it includes the restart of nuclear power plants and extending their yearsof operation, the co-firing of hydrogen and ammonia in thermal (fossil fuel) power plants and carbon capture and storage (CCS), overemphasizes so-called “innovative technologies,” and it deviates from the Sixth Strategic Energy Plan2 that was adopted by Cabinet Decision in October 2021.
With the deepening climate crisis and a narrowing window to achieve the 1.5°C target, there arefears that government policies like these will be ineffective as climate change countermeasures,and in fact, have the oppose effect by failing to direct funding to where investment is really needed, and delaying the necessary actions.
Kiko Network’s position paper entitled “Hydrogen and ammonia co-firing in the power sector:
Japan is choosing to expand fossil-fuel extraction and perpetuate coal and LNG” 3 highlighted
these issues by analyzing CO2 emissions and production costs during the ammonia production
stage. Ammonia does not emit CO2 during combustion, but it does emit a large amount of CO2
when it is being produced, so the CO2 life cycle emission reduction benefits are minimal. In addition, ammonia poses many problems in terms of energy security and self-sufficiency because itmeans relying on overseas sources for raw materials such as natural gas and coal. On top of that,
nuclear power, ammonia, and CCS come at high cost, and already they are not competitive withrenewable energy in electricity generation. Despite all of this, the government decided to go ahead
and pour a huge amount of public and private funds into the GX Basic Policy, and to lock in aframework a promote it.
In that context, this paper summarizes the background and details behind the government’s promotion of ammonia, and recommends how Japan should change course going forward.

1. Current status of coal-fired power generation and fuelammonia（1）Current status of coal-fired power generation
As of January 2023, 169 generating units were operating at coal-fired power plants in Japan. In
FY2021, coal power generated 282.6 billion KWh of electricity. This was equivalent to 32.7% of1
2
3

https://public-comment.e-gov.go.jp/servlet/PcmFileDownload?seqNo=0000245694 (in Japanese).
https://www.enecho.meti.go.jp/en/category/others/basic_plan/
https://www.kikonet.org/wp/wp-content/uploads/2022/01/posision-paper-hydrogen-ammonia_english_
revised220121.pdf

2Japan’s total electrical power supply. Under the Sixth Strategic Energy Plan, the government projects coal at 19% of Japan’s electricity power supply mix in 2030, which is far from completely
phasing out coal by 2030, something that is necessary to achieve the 1.5°C target. Moreover, theplan lacks effective measures to achieve this goal.

Figure 1. Forecast of the energy mix based on Aggregation of Electricity Supply Plans

Source: Created by Kiko Network from OCCTO’s Aggregation of Electricity Supply Plans for FY2023.

A summary of the 2023 electricity supply plan compiled by the Organization for Cross-regional
Coordination of Transmission Operators (OCCTO), shows coal’s share in 2021 at 32%, significantly exceeding the government’s projection (Figure 1). The Fifth Strategic Energy Plan (2018)4
states that Japan would undertake to “fade out” inefficient coal-fired power plants, and in July
2020 the Minister of Economy, Trade and Industry (METI) announced a policy of closing about
100 inefficient units at coal-fired power plants5. However, only three existing coal-fired power
plants have been closed since 2020, namely Tokuyama Plant Central Power Station No. 5, Saijo
Unit 1, and Nakoso Power Station No. 10, and it is clear that very few operators currently haveany plans to close others.
Meanwhile, large coal power plants such as Taketoyo Thermal Power Station Unit 5 and Misumi Thermal Power Station Unit 2 started operation in 2022, while Saijo Thermal Power Station
Unit 4, Kobe Thermal Power Station Unit 4, and Yokosuka Thermal Power Station Units 1 and 2
are scheduled to start full-scale operation in 2023 or later.
Thus, coal-fired power generation is still on the rise in Japan, and its carbon dioxide emissions

45

https://www.enecho.meti.go.jp/en/category/others/basic_plan/5th/pdf/strategic_energy_plan.pdf
https://www.meti.go.jp/speeches/kaiken/2020/20200703001.html (in Japanese).

3are increasing as a result. There are a number of factors behind this situation. First, to date Japan’snational energy policy has treated coal as an important baseload power source and has promoted
its expansion based on claims that efficiency will be increased. Second, Japan has created a capacity market as part of its electricity system reforms and implemented policies to provide substantial
financial support for power sources, including existing coal-fired power plants. Third, besides
recognizing biomass co-firing in existing coal-fired power plants as a measure to reduce emissions
under the Act on the Rational Use of Energy and other legislation, starting this year, Japan also
recognizes and encourages co-firing with hydrogen and ammonia.

（2）Current status of ammonia co-firing
Japan’s largest power producer, JERA, announced its “JERA Zero CO2 Emissions 2050” initiative on October 13, 20206. JERA’s roadmap indicates that (1) all inefficient coal-fired power plants
owned by JERA are to be closed by 2030 (only Hekinan Units 1 and 2 are below supercriticaltechnology), (2) ammonia and hydrogen will be co-fired with fossil fuels in thermal power plants,and (3) the co-firing ratio of such fuels will be gradually increased. At present, however, ammonia
co-firing has only been tested in a single location (Hekinan Thermal Power Station in Aichi Prefecture), and the co-firing rate at the start of trials in 2021 was only 0.02% of the fuel ratio. The
Taketoyo Thermal Power Station (which has started operating) and Yokosuka Thermal Power Station (currently under construction) do not have ammonia co-firing equipment, and no trials havebeen conducted at any other coal-fired power plants. In other words, while JERA tries to present
the image that it aims to reduce emissions, it is actually increasing emissions by building new facilities.
The government supports ammonia co-firing through its Green Innovation Fund and GX Strategy, etc. Because of that, besides JERA’s Hekinan Thermal Power Station Unit 5, existing and newcoal-fired thermal power plants continue to be maintained in anticipation of possible future regulatory and economic support for ammonia co-firing.

（3）Status of CO2 emissions from the production and use of ammonia
Ammonia is a compound of hydrogen and nitrogen, with the chemical formula NH3. Ammonia
is being used worldwide today as an agricultural fertilizer. It is a flammable gas, highly toxic, andmay cause allergies, asthma and breathing difficulties if inhaled, and can damage the central nervous system and lead to respiratory problems. It is designated as a deleterious substance, requiring
stringent protocols for handling. Ammonia began to attract attention as a fuel after it was recog6

https://www.jera.co.jp/en/corporate/about/zeroemission

4

nized that it could be used as a hydrogen carrier, because the volume of hydrogen can be reduced
through reactions with nitrogen in order to be transported. In order to use hydrogen as a fuel, another reaction is required to produce hydrogen from ammonia, but since this process also involves
costs and consumes energy, the idea that ammonia itself could be used as a fuel has attracted interest.
Ammonia (NH3) itself does not contain carbon (C), so it does not emit CO2 when burned. However, to produce ammonia from hydrogen, a catalytic reaction at high temperatures and pressures,
known as the Haber-Bosch process, is currently employed. This process requires a great deal ofenergy and generates a large amount of CO27. Even if hydrogen currently being produced by thermal power generation is instead produced by electrolysis of water using renewable energy, as longas the ammonia is produced by the Haber-Bosch process, large amounts of CO2 will inevitably beemitted. Considering these processes to produce ammonia, “zero-emission thermal power” is notpossible if ammonia is being used as a fuel to generate electricity8.

（4）Status of co-firing and 100% firing with ammonia
The government’s roadmap, as portrayed in the “Green Growth Strategy Through Achieving
Carbon Neutrality in 2050” (Green Growth Strategy)9 announced in June 2021, states that 20%
ammonia co-firing in coal-fired power plants will be deployed by 2030, but hydrogen and ammonia will account for only 1% of Japan’s energy mix in 2030. In the long term (to the year 2050),
the strategy is to boost the co-firing ratio (above 50%) by developing heat absorption technology,
and to actively promote the development of 100% ammonia firing technology, aiming for commercialization by replacing existing thermal power plants.
While coal-fired power generation relies on burners for the combustion of solid fuel, the only
reported successes in trials for 100% ammonia firing to date have been with gas turbines. One
reputed advantage of ammonia is that it can use existing coal power infrastructure, but to achieve
decarbonization with 100% ammonia firing in the future, the equipment itself would have to be replaced. Thus, the use of fuel ammonia has very little potential to reduce CO2 emissions and cannot
contribute at all to the substantial emission reductions that are needed by 2030. Besides its highcosts, in terms of technology development and infrastructure, the idea of “zero-emission thermal
power generation” is highly unrealistic.

7
8

9

Ichimura Masaya, Journal of Japanese Scientists Vol 57, December 2022 (in Japanese).
Kiko Network, Position Paper “Hydrogen and ammonia co-firing in the power sector: Japan is choosing to expand
fossil-fuel extraction and perpetuate coal and LNG” https://www.kikonet.org/wp/wp-content/uploads/2022/01/
posision-paper-hydrogen-ammonia_english_revised220121.pdf
Green Growth Strategy Through Achieving Carbon Neutrality in 2050 <https://www.meti.go.jp/english/policy/
energy_environment/global_warming/ggs2050/index.html>

5

2. A system to promote ammonia and keep coal power
alive（1）Background
The moves toward co-firing ammonia with coal and 100% ammonia firing to generate electricity emerged after the administration of former prime minister Yoshihide Suga came into power(September 2020). The earliest indications came on October 13, 2020, when JERA announced
its “JERA Zero CO2 Emissions 2050” initiative, placing at its center the aim of co-firing ammonia with coal in thermal power generation and achieving 100% ammonia firing sometime in the
future. Research and development on co-firing with fuel ammonia had been conducted under the
Cabinet Office’s Strategic Innovation Promotion Program (SIP) from 2014 to 2018. The final report presented findings that ammonia, as a hydrogen carrier, can be used directly as fuel without
being converted back to hydrogen, that a calorific ratio of 20% ammonia had been successfully
co-fired with natural gas, and that nitrogen oxide generation had been suppressed. Discussions
about fuel ammonia had proceeded based on those claims10.
On October 16, the Growth Strategy Council was established at the Prime Minister’s Office11,
and on October 26, then-Prime Minister Suga announced Japan’s goal of “net zero emissions by
2050.” The next day, the Public-Private Fuel Ammonia Promotion Council was established within
the Agency for Natural Resources and Energy. This council includes companies such as JERA and
J-POWER that own coal-fired power plants, as well as manufacturers of thermal power plants,
and trading companies. The deliberations were basically closed to the public, and an interim report
was released on February 9, 2021. This interim report covered issues to be addressed in promoting
fuel ammonia, including (1) domestic legislative arrangements for fuel ammonia use, (2) design ofsystems to control supply-side CO2 emissions, (3) development of international standards for fuelammonia use, (4) port and marine transport infrastructure, (5) financial support, (6) strengthening
resource diplomacy and international cooperation, and (7) Green Innovation Fund programs. A
basic policy for the Green Innovation Fund was adopted on March 12, 2021.
Deliberations regarding decarbonizing thermal power generation proceeded at METI, and on
December 25, 2020 “the Green Growth Strategy Through Achieving Carbon Neutrality in 2050”12
was presented to the Growth Strategy Council, along with a roadmap for the use of fuel ammonia,
which included starting 20% ammonia co-firing at coal-fired power plants by around 2030. Proposed reference values for the energy mix in 2050 were 50 to 60% for renewables, 10% for hydrogen and ammonia, and 30 to 40% for nuclear and decarbonized thermal power. Those numbers
became the basis for nuclear and thermal power policies going forward.
10

Strategic Innovation Promotion Program (SIP), First Issues Review, Final Report, Section 3.4 “Energy Carriers,”
pp 104-105 (in Japanese) https://www8.cao.go.jp/cstp/gaiyo/sip/siphokoku-3.pdf (in Japanese).
11 https://www.cas.go.jp/jp/seisaku/seicho/pdf/konkyo.pdf (in Japanese).
12 https://www.meti.go.jp/press/2020/12/20201225012/20201225012-1.pdf (in Japanese).

6

In April 2021, the government announced a policy of “aiming to cut GHG emissions by 46%
by FY2030 relative to 2013 (and striving for a higher goal of 50%),” and on June 18 that year, it a“Green Growth Strategy Through Achieving Carbon Neutrality in 2050” based on METI’s Green
Growth Strategy. The strategy mentions “maximizing the use of thermal power generation basedon CO2 capture” and “creating a fuel ammonia industry,” and also looks at demand in Asia.
The government’s growth strategy treats ammonia as a decarbonized fuel, and ammonia co-firing in coal-fired power plants or 100% ammonia firing as decarbonized sources of electricity.
Around the world, the transition to a decarbonized economy to achieve carbon neutrality by 2050,
and linking this transition to economic growth, has been proposed as a sort of Green New Deal. A
coal-phase out is a key part of such policies. The problem with Japan, however, is that it is putting
ammonia co-firing and 100% firing at the center of its “Green Growth Strategy Through Achieving Carbon Neutrality in 2050” policies, even though they do not contribute to decarbonization.
In fact, they have the opposite effect. By using regulatory and economic support to extend the lifeof coal-fired power generation, the government ends up internally compromising its own policies.
In fact, after “the Green Strategy” was announced, the domestic regulatory system for fuel ammonia (Act on the Rational Use of Energy, Sophisticated Methods of Energy Supply Structures) was
portrayed as if the each of the issues raised in the Interim Report of the Public-Private Council
could be resolved, and a framework was created to promote more than 150 trillion yen of GX investment aimed at large-scale decarbonization and to guide an international deployment strategy.
These issues will be discussed further below.
Table 1. Government moves related to ammonia co-firing in coal-fired power plants
Oct 13, 2020 JERA announces “JERA Zero CO2 Emissions 2050”
Oct 26, 2020 Prime Minister Yoshihide Suga’s “Net zero by 2050” declaration
Oct 27, 2020 Agency for Natural Resources and Energy’s “Public-Private Fuel Ammonia Promotion
Council”
Dec 25, 2020 METI’s “Green Growth Strategy Through Achieving Carbon Neutrality in 2050”
Feb 09, 2021 “Public-Private Fuel Ammonia Promotion Council - Interim Report”
Feb 26, 2021 J-POWER “BLUE MISSION 2050” announced
Mar 12, 2021 Basic policy for Green Innovation Fund programs announced*The Green Innovation Fund of 2 trillion yen was established in the New Energy
and Industrial Technology Development Organization (NEDO) as part of the third
supplementary budget for FY2020.
Apr 22, 2021 Government announces target of cutting GHG emissions by 46% by FY2030 relative to2013 (and striving for a higher goal of 50%)
Jun 18, 2021 Government announces "the Green Growth Strategy Through Achieving Carbon
Neutrality in 2050"
Oct 22, 2021 Cabinet Decision: Sixth Strategic Energy Plan
Nov 2, 2021 World Leaders Summit at COP26*Prime Minister Kishida: “Japan will develop leading projects worth 100 million USD
to transform fossil-fuel-fired thermal power into zero-emission thermal power such as
ammonia and hydrogen.”7

Feb 1, 2022

METI Industrial Science, Technology and Environment Bureau: GX League Basic
Concept announced

Mar 1, 2022

Cabinet Decision to adopt amendments to Act on the Rational Use of Energy;
Sophisticated Methods of Energy Supply Structures; JOGMEC Act. Then submitted toDiet
May 13, 2022 Amendments enacted: Act on the Rational Use of Energy; Sophisticated Methods ofEnergy Supply Structures; JOGMEC Act; Electricity Business Act
May 19, 2022 Agency for Natural Resources and Energy: Interim Report on "Clean Energy Strategy"
Jun 10, 2022 GX League 2022 kickoff
Jul 27, 2022 Cabinet Secretariat: First GX Implementation Council
Dec 6, 2022 Prime Minister Kishida policy speech
Dec 16, 2022 Joint meetings start for GX Promotion Sub-Committee and Sub-Committee on NextGeneration Energy Supply and Demand Structure Aiming for Carbon Neutrality by 2050
Dec 22, 2022 5th GX Implementation Council: *“Basic Policy toward the Realization of GX” announced

Figure 2. Percentage of installed capacity of coal-fired power plants, by company

Source: Japan Beyond Coal, as of January 2023.
Please refer to map and data from Japan Beyond Coal for the capacity of each operator.

（2）Background to METI advisory council discussions on fuel ammonia co-firingwith coal
The details of council discussions on plans for fuel ammonia co-firing with coal for electricity
generation are almost identical to JERA’s roadmap and presented in the Interim Report of the Public-Private Fuel Ammonia Promotion Council as the government’s own roadmap. As shown in the
figure below, the plan is to start with 20% ammonia co-firing in the 2030s, expand the mix ratio in
the 2040s, and start 100% ammonia firing by 2050.

8Figure 3. Roadmap for the introduction and expansion of fuel ammonia

meeting

Source: Interim report of Public-Private Fuel Ammonia Promotion Council

Various advisory councils were established under METI in response to the Interim Report of
the Public-Private Council, after which specific programs were rolled out at a rapid pace at thedirection of the Agency for Natural Resources and Energy (see Appendix1: Structure of advisory
bodies related to hydrogen and ammonia and Appendix 3: Schedule of ammonia-related meetings,
written in Japanese). The timeline and discussions are listed as follows, with a focus on major developments and decisions.

Table 2. Timeline and decisions of government councils and committees after inauguration of
Suga administration

Year

Month

2020

Sep

Major decisions,
etc.

Prime
Minister’s Office,etc.

Basic Policy
Subcommittee

Subcommittee on NextGeneration Energy
Supply and Demand
Structure Aiming for
Carbon Neutrality by
2050

Joint Thermal PowerWorking Group,A m m o n i a /Decarbonized Fuels
Subcommittee
Joint Coal Thermal
Power Working
Group

Suga administration
is inaugurated

9

Oct

2050 Carbon
Neutral (CN)Declaration
Public-Private
Fuel Ammonia
Promotion Council

Basic Policy
Subcommittee

Basic Policy
Subcommittee

Nov

Dec

2021

2022

METI: Green
Growth Strategy
Through Achieving
Carbon Neutrality
i n 2 05 0 (Gree n
Growth Strategy)(2050 reference
values)Basic Policy
Subcommittee

Basic Policy
Subcommittee

Jan

Feb

Interim Reportof Public-Private
Fuel Ammonia
Promotion Council

Mar

Basic Policy forGreen Innovation
Fund programs

Basic Policy
Subcommittee

Apr

2030 target raised(46-50% reduction
from 2013, coal
19%)

Basic Policy
SubcommitteeMay

IEA2050 Net Zero
Roadmap

Jun

Prime Minister’s
Office: Green
Growth Strategy
Through Achieving
Carbon Neutrality
in 2050(2050 reference
values)(RITE Report)

Basic Policy
Subcommittee

Coal-fired Thermal
Power Working
Group, Interim
ReportBasic Policy
Subcommittee

Basic Policy
Subcommittee

Jul

Basic Policy
Subcommittee

Aug

Basic Policy
Subcommittee

Oct

Kishidaadministration is
inaugurated

Nov

COP26 Glasgow
Climate Pact

Dec

Prime Minister Kishida policy
sta te me n t (cl e a n e n e rg y, z e r oemissions, ammonia)

Joint Committee (1)Jan

Clean Energy
S t r a t e g y
Expert Panel(1)

Joint Committee (2)Feb

Joint Committee (3)Mar

Joint Committee (4) (5)Joint Committee

Apr(6) (7)

10

Hydrogen andAmmonia Joint
Subcommittee on
Decarbonized Fuel
Policies

May

Agency for Natural
Resources andEnergy: Clean
Energy Strategy
Interim ReportJun

Amendment of Act
on the Rational Useof Energy, etc.
G7 Elmau Summit

Clean Energy
S t r a t e g y
Expert Panel(2)

Joint Committee (8) draft
Interim Report

Basic Policy
Subcommittee
GX

Jul

Inplementation
Council (1)GX

Aug

Inplementation
Council (2)Basic Policy
Subcommittee

Sep
GX
Oct

Inplementation
Council (3)
GX

Nov

COP27

Inplementation

Joint Committee (9) (10)Council (4)
Dec

2023

Basic Policy for GX
Implementation

GX
Inplementation
Council (5)Basic Policy
Subcommittee

Joint Committee (11)Joint Committee Interim ReportJan

A number of committees were established and engaged in discussions under the Advisory Committee on Natural Resources and Energy (Agency for Natural Resources and Energy), including
the Basic Policy Subcommittee, the Energy Conservation and New Energy Subcommittee, and the
Resources and Fuels Subcommittee, and they were further subdivided. It was an unprecedented
number of committees and frequency of meetings. The members of the GX Implementation Council, which focused on the GX (Green Transformation), were almost entirely from related industries (see Appendix 2: Council/committee member list, written in Japanese). Almost no one fromcivil society organizations or any person who might challenge METI’s proposals was included. It
could be said that government and industry (the related sectors) have been working closely together, without involving civil society, to promote the provisional targets for 2050 as presented in the
METI-led Green Growth Strategy.
As for ammonia, the Sixth Strategic Energy Plan, adopted by a Cabinet Decision in October
2021, states that “Japan will work to overcome technical issues so that they can function as major
supply and regulating powers in the electric power system in 2050,” and hydrogen and ammonia will account for about 10% of the energy mix. It also establishes a framework with the targetof “aiming at 20% ammonia co-firing in coal-fired power generation by 2030, demonstration of
co-firing/single fuel firing will be promoted.”
Based on the premise of achieving carbon neutrality by 2050, the annual demand for hydrogen11

in Japan is expected to be as much as 3 million tons by 2030, including 3 million tons of ammonia(approx. 500,000 tons hydrogen equivalent).
In December 2021, Prime Minister Fumio Kishida announced in his policy speech the promotion of clean energy and zero-emission ammonia co-firing in thermal power generation. A jointcommittee was established to include the Industrial Structure Council and subcommittees of theAdvisory Committee for Natural Resources and Energy. This is where the GX (Green Transformation) roadmap was created, including a shift in Japan’s nuclear energy policy, and over the courseof a year the basic policy for the realization of GX was formulated. The Expert Panel on Clean
Energy Strategy set up by the Prime Minister’s Office in January 2022 morphed into the GX Implementation Council in July that year (note the word choice of “clean” rather than “green,” which
created a bridge toward the construction of new nuclear power plants). However, rather than being
led by the Prime Minister’s Office, it was just a stepping stone for the government to use METI’s
ammonia co-firing with coal and CCS policies. There was nothing to stop ammonia from permeating Japan’s decarbonization policies for thermal power generation. In addition to positioning
ammonia and CCS as decarbonization measures in the policy, also conspicuous was the shift innuclear policy, which additionally positioned nuclear power as a decarbonized power source after
the summer of 2022. Through this process, ammonia was included as part of the GX Basic Policy, and a plan was hatched for a total of 150 trillion yen in public and private funds for ammonia
over the next decade, including a proposal to issue 2 billion yen in GX Transition Bonds (tentativename).
In this way, at the root of the government’s basic policy of ammonia-coal co-firing being sostrongly promoted we find JERA, Japan’s largest coal-fired power plant operator and top CO2
emitter, and its “Zero CO2 Emissions 2050” initiative. Through complicity between METI and thisbusiness operator that has vested interests in coal, investments have flowed into ammonia technologies that will keep coal-fired power generation going, not contribute to emission reductions, andharness profits.
The GX Basic Policy also includes a section on carbon pricing. Carbon pricing in Japan has
been significantly delayed for many years due to the electric power industry’s long-standing
blocking of its implementation.

（3）Strengthening the regulatory framework
In June 2022, the Act on the Rational Use of Energy, the Act on Sophisticated Methods of Energy Supply Structures, the Japan Energy and Metals National Corporation (JOGMEC) Act andother legislation were bundled together in the Bill of Partial Revision of the Act on Rationalizing
Energy Use and Other Acts in Order to Establish Stable Energy Supply and Demand Structure(tentative translation). The bill was deliberated by Diet and passed. This was in response to what
was stated in “the Green Growth Strategy Through Achieving Carbon Neutrality in 2050” (June122021): “The legal status of fuel ammonia is still unclear in relation to energy policy, as ammonia
has never been envisioned for fuel use. While introducing and expanding the use of fuel ammonia, we will take measures to ensure that it is evaluated under the law through the realization of
non-fossil values under the Act on Sophisticated Methods of Energy Supply Structures and deducted from energy input when calculating power generation efficiency under the Act on the Rational Use of Energy (Energy Conservation Act).”
Under the Act on Sophisticated Methods of Energy Supply Structures, nuclear power and renewable energy are referred to as “non-fossil energy,” and the share of non-fossil energy at electricity retailers is set at 44%. This amendment to the Act on the Rational Use of Energy, however,
added the category of “non-fossil energy,” to include hydrogen and ammonia derived from fossil
fuels, and stipulated that institutional and financial support are to be provided to promote them.
Similar arrangements were made under the Act on Sophisticated Methods of Energy Supply Structures. The use of hydrogen and ammonia derived from nuclear power or fossil fuels will in effectprolong the life of existing coal-fired power plants rather than shift toward renewables.
Furthermore, documentation for the bill mentioned no details about hydrogen, focusing only
on ammonia. In response to a question raised in Diet deliberations as to whether “gray” hydrogenor ammonia (derived from fossil sources) would be included, the government response was that“gray” will also be included for the foreseeable future. As mentioned above, the use of gray ammonia results in virtually no CO2 emission reductions.
Meanwhile, the production, liquefaction and storage of hydrogen and ammonia have been added to the mandate of JOGMEC, creating the institutional arrangements for it to engage in theseareas and promote hydrogen and ammonia projects.
(a) Act on the Rational Use of Energy
With the 2022 amendment, this Act’s scope of the “rationalization of energy use” (improvement of energy intensity) was expanded to cover not just fossil energy but all sources, including
non-fossil energy. The government is treating hydrogen and ammonia as non-fossil sources ofenergy. In the benchmark for thermal power generation, the policy treats hydrogen and ammonia
similarly to biomass, subtracting the amount used for co-firing. Thus, this system creates the illusion of higher efficiency and encourages ammonia co-firing as a transition energy. The result isa system that encourages ammonia co-firing as a transition from fossil to non-fossil energy. The
name of the act was amended to “Basic Policy on the Rationalizing Use of Energy and Shifting to
Non-fossil Energy” (Revised Act on Rationalizing Energy Use).
(b) Act on Sophisticated Methods of Energy Supply Structures
As with the Act on the Rational Use of Energy, hydrogen and ammonia are treated as non-fossil
energy together with nuclear energy sources and being promoted as decarbonized fuels. Regarding13

how hydrogen and ammonia are produced, the apparent approach for the foreseeable future is to
avoid questioning whether or not they are fossil fuel derived. The Act on Sophisticated Methodsof Energy Supply Structure even includes thermal power plants if they are equipped with CCS andencourages their use.

(c) Japan Oil, Gas and Metals National Corporation Act (JOGMEC Act)
With the 2022 amendment, the production and liquefaction of hydrogen and ammonia, as well
as storage, were added to the scope of JOGMEC’s investment and debt guarantee operations, aswell as investment in and geological exploration for CCS projects. The act’s name was changed to
the Japan Oil, Gas and Metals National Corporation Act and the official name has been changed
from “Japan Oil, Gas and Metals National Corporation” to “Japan Organization for Metals andEnergy Security.”(d) Electricity Business Act
This Act was amended to establish a system requiring prior notification for the decommissioning of power plants, and in the name of securing power supply capacity, placed restrictions on early closures of inefficient coal-fired power plants.

（4）Capacity market: Maintaining coal and promoting co-firing with non-fossil
energyMeanwhile, the capacity market provides a strong incentive to maintain existing coal-fired
power plants. The capacity market was established in 2020 with the aim of securing stable supply
capacity into the future by charging electricity retailers a portion of the fixed costs of power generation facilities and adding charges to wheeling charges. In the past, electricity rates were paid
based on the amount of electricity generated (measured in kilowatt-hours), but with the capacity
market, separate from conventional electricity rates, power producers are also paid for supply capacity (measured in kilowatts). OCCTO conducts auctions to secure supply capacity four years
ahead, and power generation companies that win in the bidding receive a fee based on their installed capacity.
The problem is that power sources under the renewable energy feed-in tariff (FIT) scheme areexcluded from the auctions, so old power plants that have already been fully depreciated will havethe advantage, which means that aged thermal (fossil fuel) and nuclear power plants could end up
being kept operating long term.

14(a) Auction contract results
Auctions were held for FY2024 in 2020 and for FY2025 in 2021, with the winning contracts at
the upper limit price of 14,137 yen/kW in the first year, but area prices dropped sharply to 3,495
yen/kW and 5,324 yen/kW in 2021. The actual results were as follows.
Table 3. Contract results of previous capacity market auctions
2020

2021

167.69 GW (167,690,000 kW)

165.34 GW (165,340,000 kW)

Total contracted
capacity(nationwide)
Hokkaido area 5,242 yen/kW
Contract price

Areas excluding Hokkaido and Kyushu

All areas 14,137 yen/kW

3,495 yen/kW
Kyushu area: 5,242 yen/kW

Total contracted
amount

1,598.7 billion yen

Approx. 514 billion yen

Hydro 13.31 GW (7.9%)
Pumped hydro 21.38 GW (12.8%)
Bid ratio by
method of power
generation

Coal, etc. 41.26 GW (24.6%)

Hydro 13.09 GW (7.6%)
Pumped hydro 22.47 GW (13.1%)
Coal, etc. 40.98 GW (23.9%)

LNG 70.94 GW (42.3%)
Petroleum and other 13.42 GW (8.0%)
Nuclear 7.04 GW (4.2%)
Other renewable energy 290 MW(0.2%)

LNG 72.32 GW (42.2%)
Petroleum and other 13.48 GW (7.9%)
Nuclear 8.56 GW (5.0%)
Other renewable energy 310 MW (0.2%)* The total contracted amount is based on “transitional measures,” with a certain discount rate (42% in FY2024) set forthe contracted amount to secure capacity of power sources built before the end of FY2010, reducing the amount paid.

About 80% of the total consists of nuclear and thermal power (hydro is at about 20%), andcoal-fired thermal power accounts for about a quarter of the entire total. In effect, these measuresprovide economic support for existing thermal and nuclear power, and they function as incentives
to keep them operating. They do not lead to the closure of coal or other existing power sources.
The aim should have been to encourage investment in new power sources, but the system is by nomeans functioning this way. In fact, it is hindering the deployment of renewable energy, which is
not even included in the system.
(b) Expanding the capacity market, promoting co-firing with hydrogen andammonia in existing thermal power plants: Investment in new decarbonized
power sources
In July 2022, the Eighth Interim Report (draft) was compiled by the Institutional Review Working Group of the Subcommittee on Basic Policy on Electricity and Gas. The report mentions a
policy of adding a market to secure investment in power sources: “In the long term, the prospect

15

of a long-term return on investment is uncertain due to deregulation, and investment in powersources, which involves long construction times and large investments, is stagnating. Therefore,
in order to ensure investment in power sources, it is necessary to introduce a mechanism to securelong-term fixed revenues for investments in new power sources.” These have come to be referred
to as new “long-term decarbonized power supply.” As shown below, the power supply in question
is coal- or LNG-fired power sources planned to be co-fired with gray hydrogen and ammonia. In
retrofitting/upgrading existing coal-fired and natural gas-fired power plants for co-firing, capitalcosts for upgrades, operating expenses and business revenues for the co-firing will be funded overa period of 20 years. For the construction of new natural gas-fired thermal power plants, projects
are eligible even if co-firing starts in ten years, and funding is generous, including new fixed costs.
This means that thermal power generation will continue over the long term, with electricity
consumers footing the bill. This is indeed a means of helping to prolong the life of coal-fired power plants and to expand natural gas-fired power plants, using occasional “power supply shortages”
during extreme weather events as a justification. Long-term decarbonized power auctions arescheduled to start in FY2023.
Scope of long-term decarbonized power auctions in capacity market (long-term decarbonized
power supply) (YES indicates within scope)
1: New coal-fired power plant projects that include co-firing with ammonia or hydrogenNO

2: New LNG-fired power plant projects assuming co-firing with ammonia or hydrogen

YES

3: Upgrade projects for existing coal-fired power plants to co-fire with ammonia or hydrogen

YES

4: Upgrade projects for existing LNG thermal power plants to co-fire with ammonia or hydrogen

YES（5）Ammonia utilization in NEDO and JOGMEC power generation projects
The Japanese government and industry have prioritized hydrogen and ammonia as important
options for decarbonized fuels and are engaged in development and demonstration trials under the
GX label. However, large-scale production methods do not yet exist that could satisfy demand forhydrogen and ammonia, especially “green” hydrogen and ammonia at commercial scale. Meanwhile, challenges for the “Establishment of a fuel ammonia supply chain” being promoted by thegovernment include reducing manufacturing costs and procuring supplies to meet growing demand.
NEDO plays a central role in the production of fuel ammonia and the establishment of supply
chains, as well as development support for practical applications. New production methods areneeded in order to realize low-cost, stable, mass production of fuel ammonia while limiting orcompletely avoiding CO2 emissions. Trials and verification work are being conducted to develop

16

new catalysts that can produce ammonia at low temperatures and pressures, as well as practicalapplications of electrolytic synthesis methods to produce ammonia from water and nitrogen. Although several catalysts have already been successful in experiments, further improvements in thecost and stability of the catalysts themselves are needed for ammonia to be mass produced. Methods have been found to produce ammonia through electrosynthesis at room temperature and pressure, but further research is needed to determine the feasibility of continuous mass production.
NEDO is also supporting technical development for co-firing fuel ammonia with coal or 100%
firing of fuel ammonia. At JERA’s Hekinan Thermal Power Station in Hekinan City, Aichi Prefecture, co-firing with ammonia has been conducted on a small scale since FY2021, and a large-scaleco-firing experiment (20% co-firing of ammonia at 1 million kilowatts output) is planned fromFY2023. The co-firing rate is to be gradually increased in the future (from 20% to 50% to 100%),
but the technology is still far from practical application for large-scale facilities.
Challenges remain in terms of fuel ammonia production and improving operability and durability for large commercial-scale generating facilities. Further technical development is needed todeal with the characteristics of ammonia, which generates nitrous oxide (N2O), and burns at lower
flame temperatures than coal.
The government plans to have co-firing with coal of 3 million tons of ammonia (approx.
500,000 tons hydrogen equivalent) in 2030 and 30 million tons (approx. 5 million tons hydrogenequivalent) in 2050 as a strategy to decarbonize thermal power generation. JOGMEC is working
to establish supply chains, signing joint research agreements and cooperation agreements withtrading companies, electric utilities, and foreign companies.
The JOGMEC Act entered into force in November 2022 with new areas added to its mandate,including support for the production and storage of hydrogen and ammonia, and providing riskmoney for CCS. Accordingly, JOGMEC is also setting the stage to expand the use of hydrogenand ammonia fuels. This includes publishing “GHG/CI Guideline (Version 1)” for calculating
GHG emissions associated with the production of LNG, hydrogen and ammonia, as well as announcing the “JOGMEC Carbon Neutral Initiative”, which includes support for investment anddebt guarantees for the production and storage of decarbonized fuels (hydrogen, ammonia, synthetic fuels, etc.). However, in view of economic efficiency and stable hydrogen and ammonia
supply, JOGMEC believes that for the foreseeable future, most hydrogen and ammonia used will
be produced from fossil fuels but made carbon-free by processing the CO2 using CCS, and thiswould be deemed “blue” hydrogen and ammonia. In addition, ammonia synthesized from hydrogen derived from natural gas and processed with CCS for CO2 emitted in the process is beingreferred to as “clean fuel ammonia.” It is crucial to note the difference in nuance between “clean”
and “green.”
Currently, only a limited amount of hydrogen is being produced using renewable energy. One
could say that no ammonia is being produced using renewable energy. Thus, it is not possible tobuild a supply chain that can meet the large global demand for power generation even with existing production methods.

17

（6）METI budgets, funding and financing
The total amount designated as “decarbonization” funds within the METI budget is increasing
every year, with an initial budget of 328.7 billion yen for “Realization of a decarbonized society”
in FY2022 and 2,368.6 billion yen in that year’s second supplementary budget, and 851.5 billion
yen in the initial draft budget for FY2023. As for ammonia-related budget items, the amount 300
billion yen was included in the FY2022 supplementary budget as a new budget item for Green
Innovation Projects in FY2022, and 456.4 billion yen in FY2023. The FY2023 budget also generously included 8 billion yen for technology development project for the establishment of a competitive hydrogen supply chain, and 7.1 billion yen for fuel ammonia production and utilization
technologies, etc.
In the FY2020 supplementary budget, a Green Innovation Fund of 2 trillion yen was secured,and the subsidies are being used as NEDO programs for various projects related to fuel ammonia.
Under the GX Basic Policy, in order to promote long-term and multi-year investment, the government will issue 20 trillion yen of GX Economic Transition Bonds (tentative name) backed by
future financial resources gained from the introduction of carbon pricing, and they are to be issued
within an amount approved by the Diet every fiscal year for 10 years starting next year.
The policy states that “In order to realize GX investment of more than 150 trillion yen over the
next 10 years through public-private cooperation, the government needs to implement long-term,
multi-year support measures and improve predictability for private enterprise. To this end, thegovernment will establish GX Economic Transition Bonds (tentative name) and use them to provide bold support for upfront investment amounting to 20 trillion yen.”

3. Recommendations going forward
Will the international community accept Japan’s efforts to generate electricity by co-firing ammonia with coal or 100% ammonia firing as credible attempts at decarbonization?
The Glasgow Climate Pact agreed to at COP26 stated that “unabated coal-fired power generation will be phased down,” due to warnings and concerns about a rapid decline in the remaining
carbon budget to align with the 1.5°C target. “Unabated” would signify coal-fired power plantsthat are not equipped with CCS to capture more than 90% of the CO2 emitted13. The Carbis Bay
G7 Summit communique of June 2021 states, “We will phase out new direct government support
for international carbon-intensive fossil fuel energy as soon as possible, with limited exceptions
consistent with an ambitious climate neutrality pathway, the Paris Agreement, 1.5°C goal and best
available science.” Regarding domestic coal, it states, “We have committed to rapidly scale-up
technologies and policies that further accelerate the transition away from unabated coal capacity.”
13

IPCC Sixth Assessment Report, Working Group III Report, footnote 54.

18

Furthermore, the 2022 G7 Summit communique states, “We acknowledge that a greenhouse gas
neutral energy supply with strong reliance on energy efficiency and renewable energy is economically sensible, technically feasible, reliable and safe. To this end, we commit to achieving a fully
or predominantly decarbonised power sector by 2035. Recognizing that coal power generation is
the single biggest cause of global temperature increase, we commit to prioritizing concrete andtimely steps towards the goal of accelerating phase-out of domestic unabated coal power generation.” Japan made a commitment to these statements, and in its role as the Presidency of the G7
Hiroshima Summit in May 2023, Japan is called on to keep the momentum going.
However, Japan’s policy of investing vast sums of public funds for the purpose of co-firing with
fuel ammonia and even 100% fuel ammonia firing does not really contribute to the Japanese economy. It is also contrary to the Paris Agreement and previous G7 commitments. The underlying
strategy of ammonia co-firing in coal-fired power plants has been deeply embedded in the basic
policies of the government since 2020, because the government has been promoting new plant
construction under a consistent policy of promoting coal. Indeed, coal power plants are still being
built today. In this context, JERA, Japan’s largest coal power generator and CO2 emitter, made its“JERA Zero CO2 Emissions 2050” declaration on October 13, 2020, and with METI and companies that have vested interests in coal, investment was directed toward ammonia technology. Thisall serves only to maintain coal power and has no real emission reduction benefit.
Policies that promote the use of ammonia are in conflict with climate action, and Japan as theG7 Presidency in 2023 has the responsibility to withdraw those policies. Publicity and advertising
are being used to convey the message that decarbonization can be achieved by co-firing with hydrogen and ammonia, although co-firing with ammonia at thermal power plants will contribute almost zero to emission reductions. At COP27, there were voices of criticism about such deceptive
and misleading claims about emission reductions14. Such criticism is likely to become even more
vocal in the future.
The government states that it is aiming to commercialize 100% ammonia firing for electricity
generation by 2050, but the prospects for achieving this are by no means clear, and the goal is
not realistic. Meanwhile, nuclear and coal power are being presented as baseload power supply,and investment in renewable energy is being starved. With the GX Basic Policy being entrenchedin legislation, financial support for gray hydrogen and ammonia co-firing being institutionalized
through the issuance of GX Transition Bonds over the next 10 years, and carbon pricing being
postponed, the GX Basic Policy threatens to create increasingly fierce headwinds against renewable energy. There are concerns that renewable energy may peak at only about 50-60% of Japan’s
future energy mix. Much has already been written about the fact that instances of tight electricity
supply and demand conditions recently experienced in Japan are transitory problems arising fromisolated and infrequent events such as extreme weather and earthquakes, and that the response tothese events can be handled on the demand side; that existing power plants generally have suffi14

https://www.un.org/sites/un2.un.org/files/high-level_expert_group_n7b.pdf

19

cient installed capacity and there is no need to build new thermal power plants; and that there issufficient potential for renewable energy to accelerate the shift from existing thermal power plants
to renewable energy. Therefore, these points have not been covered in detail in this paper. Furthermore, ammonia, which relies on overseas production from fossil fuels, offers no solutions for theforeseeable future, from the perspective of a stable supply, rising fuel prices, and energy self-sufficiency. Even if enormous funding from the national budget is invested in infrastructure development to promote the use of fuel ammonia, it will be the consumers who bear the production,
distribution and other costs, spurring a surge in electricity bills. We, the citizens, would be forced
to continue bearing the social costs in terms of taxes and electricity bills.
The GX Basic Policy states that carbon pricing will be introduced after 2028, and provides nopathway for the introduction of cap-and-trade emission trading. Meanwhile, the EU is beginningto fine tune its framework for carbon pricing. Japan should be pouring its efforts into immediately
introducing carbon pricing and a sensible cap-and-trade scheme for large emitting businesses.

20References
Appendix 1. Structure of advisory bodies related to hydrogen and ammonia
Appendix 2. Council/committee member list
Appendix 3. Schedule of ammonia-related meetings

21

Appendix 1. Structure of advisory bodies related to hydrogen and ammonia

内閣官房

クリーンエネルギー戦略有識者懇談会
GX 実行会議

経済産業省諮問機関

グリーン
イノベーション
プロジェクト部会

産業構造審議会
産業技術環境分科会

エネルギー構造転換分野 WG

私的諮問機関グリーン電力の普及促進分野 WG

燃料アンモニア
導入官民協議会

産業構造
転換分野 WG

研究開発・
イノベーション小委員
地球環境
小委員会

経済産業分野におけるトランジション・ファイナンス
推進のためのロードマップ策定検討会
水素保安戦略の策定に係る検討会
グリーンイノベーション戦略推進会議 兼
グリーンイノベーション戦略推進会議ワーキンググループ

鉄鋼 WG
合同会議

グリーントランスフォーメーション推進小委員会���� 年カーボンニュートラルを見据えた次世代エネルギー需給構造検討小委員会
持続可能な電力システム構築小委員会

基本政策
分科会

燃料アンモニア・サプライチェーン
官民タスクフォース

電力システム改革小委員会

産業の GX に向けた資金供給の在り方に関する研究会

水素・燃戦略
協料電池議会

長期エネルギー需給見通し小委員会

電力システム改革貫徹のための政策小委員会
電力需給検証小委員会

総合資源
エネルギー
調査会

省エネルギー・
新エネルギー
分科会

資源・燃料
分科会

省エネルギー小委員会
新エネルギー小委員会
水素政策小委員会

アンモニア等脱炭素燃料政策小委員会

電力基本政策小委員会

電力・ガス基本政策小委員会
脱炭素化社会に向けた
電力レジリエンス小委員会

環境省諮問機関

中央環境審議会

工場等判断基準 WG
石炭火力検討 WG

合同会議

石油・天然ガス小委員会
原子力小委員会

電力・ガス事業分科会

火力発電に係わる判断基準 WG

革新炉 WG
制度検討作業部会

ガス事業制度検討 WG

炭素中立型経済社会変革小委員会

地球環境部会・総合政策部会

22

水素・電池燃料戦略
協議会 WG

水素・燃料電池戦略
ロードマップ評価 WG
CO�フリー水素 WG

Appendix 2. Council/committee member list
GX 実行会議有識者
淡路 睦
伊藤 元重
岡藤 裕治
勝野 哲
河野 康子
小林 健
重竹 尚基
白石 隆
杉森 務
竹内 純子
十倉 雅和
林 礼子
芳野 友子

株式会社千葉銀行 取締役常務執行役員
国立大学法人 東京大学 名誉教授
三菱商事エナジーソリューションズ株代取
中部電力株式会社 代表取締役会長
一般財団法人 日本消費者協会 理事
日本商工会議所特別顧問、三菱商事株相談役
ボストンコンサルティンググループ Managing Director & Senior Partner
公立大学法人 熊本県立大学 理事長
ENEOS ホールディングス株式会社 代取会長
( 特 ) 国際環境経済研究所理事・主席研究員
一般社団法人 日本経済団体連合会 会長
BofA 証券株式会社 取締役 副社長
日本労働組合総連合会 会長

基本政策分科会委員
白石 隆
秋元 圭吾
伊藤 麻美
遠藤 典子
翁 百合
橘川 武郎
工藤 禎子
河野 康子
澤田 純
杉本 達治
隅 修三
高村 ゆかり
武田 洋子
田辺 新一
寺澤 達也
橋本 英二
松村 敏弘
水本 伸子
村上 千里
山内 弘隆
山口 彰

熊本県立大学 理事長
地球環境産業技術研究機構ｸﾞﾙｰﾌﾟﾘｰﾀﾞｰ
日本電鍍工業（株）代表取締役
慶應義塾大学 GI 特任教授
日本総合研究所 理事長
国際大学副学長・国際経営学研究科教授（株）三井住友銀行 取締役専務執行役員（一財）日本消費者協会 理事
日本電信電話株式会社 代表取締役会長
福井県知事
東京海上日動火災保険（株）相談役
東京大学未来ビジョン研究センター教授（株）三菱総合研究所研究理事
早稲田大学理工学術院創造理工学部 教授（一財）日本エネルギー経済研究所 理事長
日本製鉄 代表取締役社長
東京大学社会科学研究所 教授（株）ＩＨＩ 顧問
日本消費生活 A・C・相談員協会 理事
一橋大学 名誉教授（公財）原子力安全研究協会 理事

燃料アンモニア導入官民協議会委員
武田 孝治
奥田 久栄
笹津 浩司
秋鹿 正敬
河野 晃
相良 明彦
中川 浩一
羽場 広樹
山下 ゆかり村木 茂

株式会社 IHI 執行役員 / 資源・エネルギー・環境事業領域副事業領域長株式会社 JERA 取締役 / 常務執行役員 / 経営企画本部長
電源開発株式会社 取締役常務執行役員
日揮ホールディングス株式会社 常務執行役員 / サステナビリティ協創部長
日本郵船株式会社 専務執行役員 / エネルギー輸送本部長
丸紅株式会社 常務執行役員 / エネルギー・金属資源グループ CEO
三菱重工業株式会社 執行役員 / エナジードメイン副ドメイン長 / 新エナジー事業部長
三菱商事株式会社 執行役員 / 石油本部長
一般財団法人 日本エネルギー経済研究所 常務理事
一般社団法人グリーンアンモニアコンソーシアム 代表理事

西山 英将
渡邉 雅士
土屋 博史
和久田 肇
西谷 毅
寺村 英信

東京ガス株式会社アドバイザー 南 亮 資源エネルギー庁 資源・燃料部長
資源エネルギー庁 資源・燃料部 政策課長
資源エネルギー庁 資源・燃料部 政策課 石油・ＬＮＧ企画官
資源エネルギー庁 資源・燃料部 石炭課長
独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 副理事長
株式会社国際協力銀行 常務執行役員
株式会社日本貿易保険 常務取締役

23

Appendix 3. Schedule of ammonia-related meetings
分類委員会／重要な動向
回経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会 新・国際 ー
資源エネルギー調査会 資源戦略策定に向けた提言

開催日
概要
2020 年 2 月 26 日 気候変動への取組も強化する必要に触れ、その方向性として、カーボンリサイクル等の国際展開、燃料アンモニ
アの利用拡大、気候変動問題に配慮した油ガス田等の開発促進を挙げた。
経産省＞研究会＞対外 インフラ海外展開懇談会
第 1 回 2020 年 4 月 24 日 JERA 発表の中で石炭火力へのアンモニア混焼を提示。
「低経済
炭素石炭火力事業のスタンダード」として日本国内やアジアに展開することを示唆。
経産省＞研究会＞対外「インフラ海外展開懇談会」の 中間整理 2020 年 5 月 21 日 水素の活用、CCS・カーボンリサイクルの適用可能性、原
経済
中間取りまとめ子力の利用等にも言及。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 31 回 2020 年 7 月 1 日
コロナをふまえたエネルギー政策の方向性を議論。調整
資源エネルギー調査会力としての石炭や LNG による大規模電源の重要性の指摘、
CCS や水素の利用に対する政府支援についての要望が出された。
経産省＞研究会＞エネ 環境イノベーションに向けた 第 4 回 2020 年 7 月 2 日 「革新的環境イノベーション戦略」において提示された
ルギー・環境ファイナンスのあり方研究会
革新的イノベーション分野への資金供給のあり方も含め、
気候変動対策のための着実な移行やイノベーションに向けた取組に対して資金供給が促進されるための方策について議論。
経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 1 回 2020 年 7 月 7 日 「革新的環境イノベーション戦略」が着実に実行され最大
ルギー・環境推進会議 兼 第 1 回グリーン限の成果を生み出すことを目指し、2050 年の技術確立をイノベーション戦略推進会議
目指した全体構想の再整理を行う。
ワーキンググループ
内閣府
経済財政運営と改革の基本方 ー2020 年 7 月 17 日 「経済財政運営と改革の基本方針 2020 〜危機の克服、そ針 2020
して新しい未来へ〜」を閣議決定。環境に関しては、「SDGs
を中心とした環境・地球規模課題への貢献」として、水素等の脱炭素化の取組みを推進するとした。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 41 回 2020 年 7 月 31 日 非効率石炭のフェードアウトに向けた検討の方向性につ
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検
いて議論。
討作業部会
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 1 回 2020 年 8 月 7 日
石炭火力検討ワーキンググループを設置。石炭火力一覧。
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 省エネ
非効率火力のフェードアウトを検討開始。
ルギー・新エネルギー分科会
省エネルギー小委員会 合同 石
炭火力検討ワーキンググルー
プ
経産省＞審議会＞産業 産業構造審議会総会
第 27 回 2020 年 9 月 9 日
2021 年度経済産業政策の重点項目を提示。重点項目のう
構造審議会
ちのグリーンでは、脱炭素に向けたエネルギー転換として、非効率石炭火力フェードアウト、再エネ主力電源化、原発再稼働・革新技術開発、グリーンファイナンスの促進、
水素社会、CCUS・カーボンリサイクルの推進などを挙げた。
経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 2 回 2020 年 10 月 13 日 CCUS・カーボンリサイクル、水素 / モビリティの各 WG
ルギー・環境推進会議
から中間報告。
内閣官房
成長戦略会議第 1 回 2020 年 10 月 16 日 成長戦略の推進を図るため、成長戦略会議を発足。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 4 回 2020 年 10 月 16 日 非効率石炭火力発電について、対象となる電源、目標の資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 省エネ
在り方などを議論。高効率化の取組みの評価も配慮事項
ルギー・新エネルギー分科会を増やし、バイオマス燃料及び副生物の混焼やコージェ
省エネルギー小委員会 合同 石
ネレーションによる熱利用に加え、アンモニア、水素混
炭火力検討ワーキンググルー
焼などの補正措置も議論。
プ
首相官邸
第 203 回国会における菅内閣 ー2020 年 10 月 26 日 2050 年カーボンニュートラル宣言「我が国は、2050
総理大臣所信表明演説
年までに、温室効果ガスの排出を全体としてゼロにする、
すなわち 2050 年カーボンニュートラル、脱炭素社会の実現を目指すことを、ここに宣言いたします。」
経産省＞研究会＞エネ 燃料アンモニア官民協議会
第 1 回 2020 年 10 月 27 日 アンモニア利用技術や、カーボンフリーアンモニア燃料
ルギー・環境の社会実装プラン等が示された。

24

分類
内閣官房

委員会／重要な動向
成長戦略会議

回
第2回

開催日
概要
2020 年 11 月 6 日 2050 年カーボンニュートラルに向けたグリーン成長戦略を議論。イノベーションを図る分野として、(1) 電化＋電力のグリーン化、(2) 水素、(3) カーボンリサイクルの 3
つに重点を置くべきとした。
内閣府
経済財政諮問会議
令和２年 2020 年 11 月 9 日 グリーン成長の実現に向けた方向性を議論。
第 16 回経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 3 回 2020 年 11 月 11 日 2050 年カーボンニュートラルに向けた重要分野を絞り込
ルギー・環境推進会議
み。水素を重要分野のひとつに挙げる。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 33 回 2020 年 11 月 17 日 次期エネルギー基本計画で示す実質ゼロの道筋に向けた資源エネルギー調査会
議論を開始。電力部門の脱炭素化技術としては、再エネ・
原子力を確立した脱炭素技術として最大限活用しつつ、CCS といった次世代技術による火力発電、水素発電などの選択肢も追求すべきとした。
経産省＞研究会＞対外 インフラ海外展開懇談会 最終 最終とり 2020 年 11 月 20 日 インフラ海外展開懇談会最終とりまとめ結果公表。支援
経済
取りまとめ
まとめ
先を限定しながら日本企業の石炭火力効率化、IGCC、バ
イオマス・アンモニア混焼等の新分野に積極的に取り組むとする。
経産省＞研究会＞エネ 水素・燃料電池戦略協議会
第 18 回 2020 年 11 月 26 日 水素戦略見直しの検討を開始。2050 年社会実装に向け検
ルギー・環境討。
経産省＞審議会＞総合 新エネルギー分科会／電力・ 合同会議 2020 年 12 月 7 日 電力ネットワークの次世代化について議論。2030 年度エ
資源エネルギー調査会 ガス事業分科会 再生可能エネ
ネルギーミックスにおける再エネ導入量の水準を達成に
ルギー大量導入・次世代電力向けたシナリ検討を進める。
ネットワーク小委員会（第 22回） 基本政策分科会 再生可能エネルギー主力電源化制度
改 革 小 委 員 会（ 第 10 回 ） 合
同会議
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 地球環境 2020 年 2020 年 12 月 7 日 資源・エネルギー業種の低炭素社会実行計画について
構造審議会
小 委 員 会 資 源・ エ ネ ル ギ ー 度第 1 回議論。電事連より電気事業業界の低炭素社会実行計画
ワーキンググループ（2030 年目標）が示された。火力発電所の新設等に当たり、プラント規模に応じて経済的に利用可能な最良の技術（BAT）を活用すること等に言及。
経産省＞研究会＞エネ 燃料アンモニア導入官民協議 第 2 回 2020 年 12 月 7 日 燃料アンモニア導入に向けた視点（案）を公表。
ルギー・環境会
内閣府「国民の命と暮らしを守る安心 ー2020 年 12 月 8 日 カーボンニュートラルに向けた新技術開発の重点分野とと希望のための総合経済対策」
しては、①電化と電力のグリーン化（次世代蓄電池技術
閣議決定等）、②水素社会の実現（熱・電力分野等を脱炭素化するための水素大量供給・利用技術等）、③ＣＯ２固定・再利用（ＣＯ２を素材の原料や燃料等としていかすカーボン
リサイクルなど）等を挙げた。
首相官邸＞政策会議
経協インフラ戦略会議
第 49 回 2020 年 12 月 10 日「インフラシステム海外展開戦略 2025」を決定した。経済産業省と国土交通省が水素、蓄電池、カーボンリサイ
クル、洋上風力などの重点分野における具体的な目標年
限とターゲット、規制・標準化などの制度整備、社会実装のための支援策をまとめる方針を記載。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 35 回 2020 年 12 月 21 日 2050 年における各電源構成（案）として、再エネ約 5
資源エネルギー調査会〜 6 割、原子力＋火力（化石 +CCUS）約 3 〜 4 割、火力
（水素・アンモニア）1 割前後が示された。
経産省
2050 年 カ ー ボ ン ニ ュ ー ト ラ ー2020 年 12 月 25 日 2050 年参考値：再エネ 50 〜 560％、水素アンモニア
ルに伴うグリーン成長戦略を10％、原子力・脱エミッション火力 40 〜 30％
策定経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 36 回 2021 年 1 月 27 日 2050 年のシナリオ分析について提示され、「再エネ約 5
資源エネルギー調査会〜 6 割、水素・アンモニア約 1 割、CCUS ＋化石火力と原子力で約 3 〜 4 割」を 2050 年に達成するために課題の克服が必要だとして、これまでの議論を踏まえ、公益財団法人地球環境産業技術研究機構（RITE）において分析をし、その結果を示すという方向性が示された。

25

分類委員会／重要な動向
回
開催日
経産省＞研究会＞エネ 燃料アンモニア導入官民協議 取りまと 2021 年 2 月 8 日
ルギー・環境会中間取りまとめめ経産省＞研究会＞エネ 水素・燃料電池戦略協議会
第 20 回 2021 年 2 月 9 日
ルギー・環境

概要
燃料アンモニアの導入・拡大の課題、ロードマップ、具体的な取組とその環境整備などについて取りまとめ。
今後の検討項目として 1. 水素利用先の多様化・クリーン化、2. 国際水素サプライチェーンの構築の加速化、3. 水電解装置の更なるコスト低減・電力システムへの統合、
革新的な水素製造技術への投資、4. 資源外交・インフラ
輸出等の一体的な推進の 4 点が示された。
経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会 石油・天然 第 14 回 2021 年 2 月 19 日 2030 年 /2050 年を見据えた石油・天然ガス政策の方向
資源エネルギー調査会 ガス小委員会
性の案を提示。
経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 5 回 2021 年 2 月 22 日 グリーンイノベーション基金事業の基本方針の骨子が示
ルギー・環境推進会議
された。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 37 回 2021 年 2 月 24 日 2030 年エネルギー政策の議論開始。関係団体からヒアリ
資源エネルギー調査会
ング。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 38 回 2021 年 3 月 11 日 電力需給逼迫等を受けて、LNG の安定供給確保に取り組
資源エネルギー調査会
むことや水素・アンモニア合成燃料を新たな政策対象とする方針示す。
経産省
グリーンイノベーション基金 ー2021 年 3 月 12 日 「2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成長戦略」
事業の基方針策定における 14 の実行計画分野を 1. 環境エネルギー普及促
進（洋上風力、次世代型太陽光、原子力、地域の脱炭素化）、2. 環境エネルギー構造転換（水素、アンモニア、カーボンリサイクル、資源循環）、3. 産業 / 輸送・製造（自動車・蓄電池、半導体・情報通信など 6 産業）の 3 つグループに分け、それぞれの分野別ワーキンググループを設置。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 8 回 2021 年 4 月 9 日
中間とりまとめ（案）を公表。省エネ法による新たな規
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 省エネ制的措置として、石炭単独のベンチマーク指標の新設、
ルギー・新エネルギー分科会
発電効率目標 43% に引き上げ、アンモニア混焼・水素混
省エネルギー小委員会 合同 石焼への配慮措置を新設。
炭火力検討ワーキンググルー
プ
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会 発電コスト検 第 3 回 2021 年 4 月 12 日 火力発電と原子力発電のコスト検討の方向性や算定方法・
資源エネルギー調査会 証ワーキンググループ
諸元を提示。火力発電では CCS 付火力発電や、水素、ア
ンモニアのコスト試算の考え方も提示。
経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会 石油・天然 第 15 回 2021 年 4 月 16 日 2030 年 /2050 年を見据えた石油・天然ガス政策の方向
資源エネルギー調査会 ガス小委員会
性（案）を公表。水素、燃料アンモニアの導入、CCS 適地の確保の体制構築なども盛り込まれた。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 33 回 2021 年 4 月 20 日 今後のガス事業政策の方向性を示す。水素の直接利用、資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会
CCUS 等の脱炭素化技術により、ガスのカーボンニュート
ラル化を目指すとした。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 41 回 2021 年 4 月 22 日 「2030 年に向けたエネルギー政策の在り方」を資源エネ
資源エネルギー調査会
ルギー庁が提示。火力発電については、2030 年に向けて安定供給確保を大前提に、火力発電の比率をできる限り引き下げていくことが基本とし、従来型の化石火力を混焼や CCUS 等により脱炭素型電源に置き換えていくとした。
経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会
第 32 回 2021 年 4 月 23 日 資源・燃料分科会報告書を公表。脱炭素燃料・技術によ
資源エネルギー調査会
るイノベーションでは、バイオ燃料、水素、燃料アンモ
ニア、合成燃料、合成メタン、CCS、カーボンリサイク
ルを挙げ、有望な技術ごとに、「2050 年カーボンニュー
トラルに伴うグリーン成長戦略」で定めた工程表等の計画に沿って、イノベーションの実現に向けた技術開発・実証等を推進するとした。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
第 43 回 2021 年 5 月 13 日 RITE による 2050 年カーボンニュートラルのシナリオ分
資源エネルギー調査会
析の中間報告。2050 年の電源構成を再エネ 50 〜 60％、原子力 CCS 火力 30 〜 40％、水素・アンモニア 10％の場合や再エネ 100％の場合などを前提に試算し、電力料金が 2 〜 4 倍になると報告。

26

分類
経産省

委員会／重要な動向回
水素関連プロジェクトの研究 ー
開発・社会実装計画を策定

経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 6 回
ルギー・環境推進会議

内閣府

統合イノベーション戦略推進 第 10 回
会議経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
資源エネルギー調査会

第 45 回経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
資源エネルギー調査会

第 46 回経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会
資源エネルギー調査会

第 48 回

開催日
概要
2021 年 5 月 18 日 グリーンイノベーション基金を用いて実施予定の水素関
連プロジェクトの内容をまとめた研究開発・社会実装計
画を策定。
2021 年 5 月 21 日 燃料アンモニア導入・拡大に向けた取組および水素政策の今後の方向性が示された。グリーンイノベーション基金（基本方針を３月に策定済）については、プロジェク
トの精査を行いつつ、夏頃の事業スタートを目指すとしている。
2021 年 6 月 11 日 統合イノベーション戦略をまとめ閣議決定。地球温暖化問題への対応として、再エネは最大限導入し、火力はCO2 回収を前提とした利用を最大限追求。次世代型太陽電池、CCUS/ カーボンリサイクル、水素等の革新的イノ
ベーションを強力に推進するとした。
2021 年 7 月 13 日 2030 年度総発電量をそれまでの目標から 1 割減とする方針が示される。原発再稼働、水素・アンモニアの活用、火力の発電比率の引き下げ等を通じて GHG 排出量を2013 年 14.08 億 t-CO2 から 2030 年 7.6 億 t-CO2 にして、46% 削減とすることを目指すとした。
2021 年 7 月 21 日 第６次エネルギー基本計画（素案）の概要が示された。
これまで培ってきた脱炭素技術、新たな脱炭素に資するイノベーションにより国際的な競争力を高めることが重要とし、、水素・アンモニア発電や CCUS/ カーボンリサ
イクルによる炭素貯蔵・再利用を前提とした火力発電などのイノベーションを追求するとしている。
2021 年 8 月 4 日
発電コスト検証結果およびシステム統合を統合反映したコストの一部を考慮した発電コスト（仮称）の 2021 年
8 月 4 日東京大学生産技術研究所日本エネルギー経済研
究所試算が示された。エネルギー基本計画の素案②では、①再生可能エネルギーにおける対応 、②原子力における対応、③水素・アンモニア・CCS・カーボンリサイクルにおける対応が含まれており、イノベーション実現に向けた技術開発に取り組むとしている。
2021 年 8 月 18 日 パリ協定に基づく成長戦略としての長期戦略（案）を提示。
原子力を脱炭素電源として再エネと併置し、水素・アン
モニア・CCS・カーボンリサイクルなどの技術開発やイノベーションの必要性を強調。

経産省＞審議会＞産業 中央環境審議会地球環境部会 第 10 回
構造審議会
中長期の気候変動対策検討小委員会 産業構造審議会産業技術環境分科会 地球環境小委員会地球温暖化対策検討ワーキ
ンググループ 合同会合
経産省＞審議会＞産業 グリーンイノベーションプロ 第 5 回 2021 年 8 月 24 日 グリーンイノベーション基金事業の総額 2 兆円のうち、構造審議会
ジェクト部会 エネルギー構造
アンモニアの混焼関連の開発に上限 456 億円、アンモニ
転換分野ワーキンググループ
アの革新的製造技術に同 232 億円を計上する方針案を提示。
内閣（経産省）第 6 次エネルギー基本計画 ー2021 年 10 月 22 日 S+3E の視点が重要とした上で、2030 年に向けた政策対
閣議決定
応のポイントにアンモニア混焼・専焼を入れ込み、石炭については「排出削減対策が講じられていない石炭火力
発電への政府による新規の国際的な直接支援を 2021 年末までに終了。」anabated を定義した。
経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 7 回 2021 年 11 月 26 日 経済産業分野におけるトランジション・ファイナンス推
ルギー・環境推進会議
進のためのロードマップについて審議。
経産省＞審議会＞総合 基本政策分科会 持続可能な電 第 13 回 2021 年 12 月 3 日 電源投資促進のための新制度導入を検討。新制度は既存
資源エネルギー調査会 力システム構築小委員会の容量市場の入札とは別に、2050 年カーボンニュートラ
ルと安定供給の両立に資する新規投資に限り、電源種混合での入札を実施する。水素・アンモニア混焼なども対象とすることを検討。
首相官邸
第 207 回国会における岸田内 ー
2021 年 12 月 6 日 クリーンエネルギー戦略の策定（火力発電のゼロエミッ
閣総理大臣所信表明演説
ション化に向け、アンモニアや水素への燃料転換を進めるとした）。実現可能性のない原子力目標、合理性のない
アンモニア混焼などを実現するための施策指示。

27

分類委員会／重要な動向
回開催日
概要
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 地球環境 2021 年 2021 年 12 月 6 日 資源・エネルギー業者のカーボンニュートラル行動計画
構造審議会
小 委 員 会 資 源・ エ ネ ル ギ ー 度第 1 回を報告。
ワーキンググループ
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 地球環境 2021 年 2021 年 12 月 15 日 カーボンニュートラル行動計画について製紙・板硝子・構造審議会
小委員会 製紙・板硝子・セメ 度第 1 回
セメント業界が初会合。板硝子協会からは、ガラス溶融
ント等ワーキンググループ
工程における燃料の水素への転換や、CCS・CCUS の導入に向けた支援を政府に求める声が上がった。
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 1 回 2021 年 12 月 16 日 グリーンエネルギー戦略策定に向け初の合同会合。エネ
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推
ルギーを起点とした産業の GX（グリーン・トランスフォー
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
メーション）に関して、再エネ、水素、アンモニア、原2050 年カーボンニュートラル
子力、蓄電池、CCU などへの投資を後押しするためのビを見据えた次世代エネルギー
ジネス環境整備の方策を議論。グリーンイノベーション
需給構造検討小委員会 合同会
基金を活用して水電解装置の国際競争力強化や企業の開合発力向上を進め、世界に先立って国際水素サプライチェーンの構築を行うとした。
経 産 省 ＞ 研 究 会 ＞ 経済産業分野におけるトラン 第５回 2021 年 12 月 20 日 電力、ガス、石油の各分野におけるロードマップを検討。
エ ネ ル ギ ー・ 環 境 ジション・ファイナンス推進
電力では、再エネ・原子力等を用いた脱炭素化への取組のためのロードマップ策定検を進めつつ、火力発電のゼロエミ化の促進が重要とされた。
討会
経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会 石油・天然 第 16 回 2021 年 12 月 22 日 2050 年カーボンニュートラル実現とエネルギーの安定供
資源エネルギー調査会 ガス小委員会
給確保の両立に向けた検討課題について議論。CCS およ
び LNG の位置づけ、水素・アンモニアをいかに競争力ある産業として成り立たせていくべきか、さらにアジアの脱炭素化への貢献に向けた検討課題も議題とされた。
経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会
第 33 回 2021 年 12 月 24 日 新たなエネルギー基本計画を踏まえた資源・燃料政策の資源エネルギー調査会
方向性について検討。資源・燃料政策の脱炭素化の方向性において、水素・アンモニアは発電や運輸部門の脱炭素化に不可欠なエネルギーであるとして、サプライチェーンの構築が必要と支援の継続を要求。
経産省＞研究会＞エネ グリーンイノベーション戦略 第 5 回 2021 年 12 月 24 日 ネガティブエミッション技術（NETs）の位置づけを提示。
ルギー・環境推進会議ワーキンググループ
2050 年に向けて成長が期待される重点分野として水素・燃料アンモニアを明記。
内閣官房「クリーンエネルギー戦略」に ー2022 年 1 月 18 日 「クリーンエネルギー戦略」につき、グリーントランス
関する有識者懇談会
フォーメーション（GX）を起点とした新たな産業（再エネ、アンモニア、水素、蓄電池など）についての議論を促した。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 61 回 2022 年 1 月 21 日 発電事業者の新規電源投資に対して容量市場の価格を長資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検期固定化し、投資回収の予見性を確保するための制度の討作業部会
対象電源を、CO2 排出防止対策がない火力以外のあらゆる発電所、蓄電池の新設・リプレースと定義し、水素・アンモニアの出自について当面は、初期需要創出のために「グレー」を許容するとの見解を示した。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 44 回 2022 年 1 月 25 日 火力は当面、安定供給を支える重要な役割を担うと見込
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会
まれるとして、2030 年に向けてはアンモニア・水素混焼
等による火力の脱炭素化を最大限促進するとした。
経産省＞研究会＞エネ 経済産業分野におけるトラン 第 6 回 2022 年 1 月 27 日 電力、ガス、石油の各分野におけるトランジション・ファ
ルギー・環境ジション・ファイナンス推進
イナンスに関するロードマップ案を検討。水素・アンモのためのロードマップ策定検
ニア・バイオマスの混焼及び専焼、CCUS の活用といった討会技術の開発及び実証・実装を進めるとした。
経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会 石油・天然 第 17 回 2022 年 2 月 2 日
石油・天然ガス政策の方向性を議論。CCS による削減分
資源エネルギー調査会 ガス小委員会
カーボン・クレジットの位置づけや国内市場創設に向けた検討を加速し、結果を「カーボン・クレジット・レポー
ト」として公表するとした。
経産省＞研究会＞エネ 経済産業分野におけるトラン 第 7 回 2022 年 2 月 7 日
セメントと紙・パルプ分野のトランジション・ファイナ
ルギー・環境ジション・ファイナンス推進
ンス、ロードマップを検討。エネルギー由来 CO2 削減では省エネ・高効率設備の導入等に加え、水素やアンモニのためのロードマップ策定検アなどへの燃料転換を目指すとした。
討会

28

分類
委員会／重要な動向
回経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 3 回
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー需
給構造検討小委員会 合同会合
経産省＞研究会＞エネ CCS 長期ロードマップ検討会 第 2 回
ルギー・環境開催日
概要
2022 年 2 月 14 日 エネルギーを起点とした産業の GX に関して、関係団体
からのヒアリングを実施、企業が各社の取り組みを発表。

2022 年 2 月 24 日 CCS 付き火力発電のコストについて電力中央研究所が試算を発表。天然ガス、石炭発電に CCS を付けた場合の発電コストについて議論。CCS の課題が提示された。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 45 回 2022 年 2 月 25 日 電力需給・卸電力市場の動向と課題および、今後の小売
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会
政策・ガス政策・火力政策・電力ネットワーク政策など
電力システムの主な課題を議論。
内閣（経産省）「安定的なエネルギー需給構 ー
2022 年 3 月 1 日
第 208 回通常国会に提出。（１）エネルギーの使用の合造の確立を図るためのエネル
理化等に関する法律（省エネ法）、（2）エネルギー供給
ギーの使用の合理化等に関す事業者による非化石エネルギー源の利用及び化石エネル
る法律等の一部を改正する法
ギー原料の有効な利用の促進に関する法律（高度化法）、律案」が閣議決定（3）独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構法（JOGMEC 法）
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 4 回 2022 年 3 月 1 日
各産業のグリーントランスフォーメーション（GX）に関
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推する議論の中で、CCS の技術開発に加えて、国際ルール
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会作りにも関与する必要性や、貯留の適地選定での海外協
2050 年カーボンニュートラル
力の必要性などが指摘された。
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 19 回 2022 年 3 月 7 日
カーボンニュートラルの実現に向けたガス制度の整備に
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 ガス事
ついて議論。
業制度検討ワーキンググルー
プ
経産省＞研究会＞エネ 経済産業分野におけるトラン 第 8 回 2022 年 3 月 11 日 セメントと紙・パルプ分野のトランジション・ファイナ
ルギー・環境ジション・ファイナンス推進
ンス、ロードマップを検討。
のためのロードマップ策定検討会
経産省＞研究会＞エネ CCS 長期ロードマップ検討会 第 3 回 2022 年 3 月 30 日 海底下 CCS に関する国際的な枠組みと国内法、主要国のルギー・環境CCS 法規則、CCS の推進に関する法制度の在り方、CCS
普及に向けた規制とインセンティブに関して、関係する事業者、弁護士事務所、研究機関より発表。
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 5 回 2022 年 3 月 23 日 産業構造転換の方向性や政策要素についての協議および構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推有識者からのヒアリングを実施。国際的なカーボンプラ
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
イシングの重要性を指摘。排出削減コストに関するシナ
2050 年カーボンニュートラル
リオや、国際的なカーボンプライシングの重要性についを見据えた次世代エネルギーて共有された。
需給構造検討小委員会 合同会
合経産省＞審議会＞総合 総合資源エネルギー調査会 省 第 1 回 2022 年 3 月 29 日 第 6 次エネルギー基本計画で水素やアンモニアを燃料と資源エネルギー調査会 エネルギー・新エネルギー分
して位置付けたことを踏まえ、その利活用の拡大を検討。
科会 水素政策小委員会 / 資源・燃料分科会 アンモニア等脱炭
素燃料政策小委員会 合同会議
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 6 回 2022 年 4 月 14 日 クリーンエネルギー戦略の策定に向けた検討 としてエネ
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推
ルギー安全保障の確保と脱炭素化に向けた取組について
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会議論。
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合

29

分類
委員会／重要な動向
回開催日
概要
経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 2 回 2022 年 4 月 18 日 水素・アンモニアサプライチェーン投資促進・需要拡大
資源エネルギー調査会 分科会 水素政策小委員会 / 資
策について関係団体からのヒアリングを実施。
源・燃料分科会 アンモニア等
脱炭素燃料政策小委員会 合同
会議
経産省＞研究会＞エネ CCS 長期ロードマップ検討会 第 4 回 2022 年 4 月 20 日 CCS 長期ロードマップ中間とりまとめ骨子（案）につい
ルギー・環境て検討
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 原子力 第 1 回 2022 年 4 月 20 日 再エネとの共存、水素社会への貢献といった原子力発電
資源エネルギー調査会 小委員会 革新炉ワーキンググの新たな社会的価値を再定義し、炉型開発の道筋を示す
ループ
べく、革新炉開発について議論。
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 7 回 2022 年 4 月 22 日 環境省より「炭素中立型の経済社会変革に向けて（中間構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推整理）」が示された。
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 3 回 2022 年 4 月 27 日 水素・アンモニアの商用サプライチェーン構築の中間整
資源エネルギー調査会 分科会 水素政策小委員会 / 資
理案を提示、支援対象や支援方法に関して議論
源・燃料分科会 アンモニア等
脱炭素燃料政策小委員会 合同
会議
経産省＞研究会＞エネ CCS 長期ロードマップ検討会 第 5 回 2022 年 5 月 11 日 CCS 長期ロードマップの中間とりまとめを発表
ルギー・環境経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 8 回 2022 年 5 月 13 日 クリーンエネルギー戦略の策定に向けた検討（中間整理）
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推が示された。
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 中間整理 2022 年 5 月 19 日 【中間整理】ウクライナ危機・電力需給ひっ迫を踏まえた
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推
対応に、水素・アンモニアの大規模サプライチェーン構
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
築を盛り込み、炭素中立型社会に向けた経済・社会、産2050 年カーボンニュートラル
業構造変革に、水素・アンモニア等の分野への大規模投を見据えた次世代エネルギー
資を引き出すとした。原子力最大限の活用。
需給構造検討小委員会 合同会
合内閣（経産省）「安定的なエネルギー需給構 ー
2022 年 5 月 22 日 エネルギー政策基本法案について衆議院で審議造の確立を図るためのエネル
ギーの使用の合理化等に関する法律等の一部を改正する法律案」が国会審議
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 65 回 2022 年 5 月 25 日 水素・アンモニア混焼と発電設備、バイオマス混焼と既資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検設改修の扱いについては今後検討を続けるとともに、水討作業部会
素・アンモニアサプライチェーン構築のための投資やCCS などに関する固定的な燃料調達契約の費用についても今後検討するとした。
経産省＞研究会＞エネ CCS 長期ロードマップ検討会 中間整理 2022 年 5 月 27 日 【中間とりまとめ】2050 年時点の年間 CO2 貯留量の目安
を 1.2 億〜 2.4 億トンと想定し、2030 年までの CCS 事
ルギー・環境業開始に向け、①事業実施のための国内法整備に向けた検討、②コスト低減に向けた取組、③事業への政府支援の在り方の検討、④事業に対する国民理解の増進、⑤海
外 CCS 事業の推進に取り組むとした。

30

分類委員会／重要な動向
回
開催日
経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 2 0 2 2 2022 年 6 月 8 日
資源エネルギー調査会 分科会 省エネルギー小委員会 年
度
工場等判断基準ワーキンググ 第 1 回
ループ経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 67 回 2022 年 6 月 22 日
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検
討作業部会

内閣官房

GX 実行会議

経産省＞審議会＞総合 資源・燃料分科会
資源エネルギー調査会

第1回

2022 年 7 月 27 日

第 35 回 2022 年 7 月 28 日

経産省＞研究会＞エネ 水素保安戦略の策定に係る検 第 1 回
ルギー・環境討会
経産省＞研究会＞エネ 燃料アンモニア導入官民協議 第 5 回
ルギー・環境会
内閣官房
GX 実行会議
第2回

2022 年 8 月 5 日

経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 4 回
資源エネルギー調査会 分科会 水素政策小委員会 / 資
源・燃料分科会 アンモニア等
脱炭素燃料政策小委員会 合同
会議
経産省＞研究会＞エネ CCS 事業・国内法検討ワーキ 第 1 回
ルギー・環境ンググループ

2022 年 8 月 26 日

経産省＞研究会＞エネ CCS 事業コスト・実施スキー 第 1 回
ルギー・環境ム検討ワーキンググループ

2022 年 7 月 7 日
2022 年 8 月 24 日

2022 年 9 月 1 日

CCS 長期ロードマップ検討会の振り返りと国内法整備の主な論点を整理。CCS 事業に関する法的枠組み、EOR（石油増進回収）・EGR（ガス増進回収）の法的枠組み、CO2の法的性質について議論 ＊環境と調和した CCS 事業のあり方に関する検討会（環境省）との合同会議
2022 年 9 月 2 日
世界の CCS プロジェクトの失敗要因に政策の不透明性を理由とする事業見通し難、資金不足が多いことを踏まえ、① CCS 事業への参入促進、② CCUS ハブ＆クラスターの創出と輸送網の整備、③ CCS 事業の持続可能性の確保、について議論2022 年 9 月 15 日 GX の資金調達に関して議論

経産省＞研究会＞エネ 産業の GX に向けた資金供給 第 2 回
ルギー・環境の在り方に関する研究会
経産省＞研究会＞エネ CCS 事業コスト・実施スキー 第 2 回 2022 年 10 月 3 日
ルギー・環境ム検討ワーキンググループ
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 70 回 2022 年 10 月 3 日
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検
討作業部会

経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 5 回
資源エネルギー調査会 分科会 水素政策小委員会 / 資
源・燃料分科会 アンモニア等
脱炭素燃料政策小委員会 合同
会議
経産省＞研究会＞エネ CCS 事業・国内法検討ワーキ 第 2 回
ルギー・環境ンググループ

概要
2023 年 4 月 1 日に施行される改正省エネ法に基づき需要サイドにおける電化・水素化等のエネルギー転換を促進するとし、①エネルギー定義の見直しについて、②エネルギーの使用の合理化に関する措置について、③非化
石エネルギーへの転換に関する措置について、④電気の需要の最適化に関する措置について検討が行われた。
新規電源投資の長期間固定収入を確保する
新 た な 制 度 の 対 象 電 源 に、 ア ン モ ニ ア・ 水
素 混 焼 を 前 提 と し た LNG 火 力 の 新 規 案 件、既設の石炭・LNG 火力を水素・アンモニア混焼にするための改修案件を含め検討。
GX（グリーントランスフォーメーション）を実行するべ
く、必要な施策を検討
クリーンエネルギー戦略の個別政策として、① CCS、②
水素・燃料アンモニア、③鉱物資源、④高度化法告示について協議
水素を取り巻く状況と水素保安をめぐる内外環境の変化と課題について議論
燃料アンモニア導入に向けた大規模サプライチェーンの投資額・供給コストの規模感が示された。
日本のエネルギーの安定供給の再構築、危機克服と GX
推進について議論。原発・・
水素・アンモニアの商用サプライチェーン支援制度、効率的な水素・アンモニア供給インフラの整備について議論

CCS のコスト分析や目標設定について協議

予備電源や長期脱炭素電源オークションについて協議。
長期脱炭素電源オークションについて、新設・リプレー
スの LNG にアンモニア・水素・CCS・バイオマスなどの専焼化を求めるタイミングとして運転開始から 10 年後とする案や、グレーアンモニア・水素のブルーやグリー
ンへの転換の道筋を脱炭素化ロードマップの中で示すことを求める案などが示された。
2022 年 10 月 7 日 水素・アンモニアのサプライチェーン支援制度と供給イ
ンフラ整備について議論。供給インフラの整備についても、拠点整備に必要な支援や拠点形成において支援対象とする設備について検討
2022 年 10 月 7 日 今後の WG での議論の進め方、CCS 事業に関する法的枠
組み、EOR（石油増進回収）・EGR（ガス増進回収）の法的枠組み、CO2 の法的性質について議論

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分類委員会／重要な動向
回開催日
概要
経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 2022 年 2022 年 10 月 18 日 非化石エネルギーの定義及び非化石エネルギーへの転換
資源エネルギー調査会 分科会 省エネルギー小委員会 度第 2 回に関する措置、電気の需要の最適化に関する措置につい
工場等判断基準ワーキンググて議論。改正省エネ法のおける非化石エネルギーの定義
ループが示された。
中央環境審議会
地球環境部会・総合政策部会 第 8 回 2022 年 10 月 20 日 GX に向けた有識者からヒアリング
炭素中立型経済社会変革小委
員会
内閣官房
GX 実行会議
第 3 回 2022 年 10 月 26 日 カーボンプライシングの基本構想案を検討。後 10 年間に
官民合わせ 150 兆円が必要と試算する脱炭素分野への投資については、エネルギーの脱炭素化に 60 兆円超、産業の脱炭素化に 50 兆円、家庭の脱炭素化に 30 兆円、炭素固定化技術の開発に 10 兆円を充てる案が示された。
経産省＞研究会＞エネ CCS 事業コスト・実施スキー 第 3 回 2022 年 10 月 31 日 CCS バリューチェーンコストの試算を報告。
ルギー・環境ム検討ワーキンググループ
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 71 回 2022 年 10 月 31 日 容量市場の特別オークションに位置づけられ 2023 年度
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検に導入するとされている長期脱炭素電源オークションに
討作業部会
ついて議論された。アンモニア・水素混焼については燃料ベースでそれぞれ 14% と 7% を混焼率として求めることや、アンモニア・水素混焼設備を専焼化するためにス
クラップ＆ビルドで建て替える場合の制度適用期間の特例が示された。
経産省＞研究会＞エネ CCS 事業・国内法検討ワーキ 第 3 回 2022 年 11 月 8 日 CCS の貯留事業の事業権や保安・賠償責任について議論
ルギー・環境ンググループ
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 55 回 2022 年 11 月 8 日 脱炭素化された火力や揚水・蓄電池による調整力確保に
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会
関しても方向性が示された。
経産省＞審議会＞産業 グリーンイノベーションプロ 第 8 回 2022 年 11 月 10 日 プロジェクトのモニタリング状況についての報告と、グ
構造審議会
ジェクト部会リーンイノベーション基金事業の今後の進め方について議論
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 9 回 2022 年 11 月 14 日 クリーンエネルギー戦略中間整理を踏まえたＧＸの実行
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推推進に向け議論
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 6 回 2022 年 11 月 16 日 水素・アンモニア燃料の値差支援枠組みを検討。クリー
資源エネルギー調査会 分科会 水素政策小委員会 / 資ン燃料アンモニア協会からクリーン燃料アンモニアの定源・燃料分科会 アンモニア等
義についての見解が示された。
脱炭素燃料政策小委員会 合同
会議経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 2 0 2 2 2022 年 11 月 22 日 改正省エネ法に基づく非化石エネルギーの定義・算定方
資源エネルギー調査会 分科会 省エネルギー小委員会 年
度
法を議論。水素・アンモニアは、その由来が非化石か化
工場等判断基準ワーキンググ 第 3 回
石かに応じて、非化石エネルギーへの転換に関する評価
ループに差を設ける案が示された。
研
究会＞ CCS 事業コスト・実施スキー 第 4 回 2022 年 11 月 22 日 CCUS 事業に対する国民理解促進、事業の意義と課題、政エネルギー・環境ム検討ワーキンググループ
府支援のあり方について協議。CCS 長期ロードマップ最
終取りまとめ公表予定が示された。
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 10 回 2022 年 11 月 24 日 GX を実現するための政策イニシアティブの具体化につい
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推て議論
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合

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分類
委員会／重要な動向
回開催日
概要
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 56 回 2022 年 11 月 24 日 長期脱炭素電源オークションを通じて LNG 火力を支援す
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会る方向が示された。長期脱炭素電源オークションについては欧米の脱石炭方針にただ従うのではなくアンモニア混焼したものは石炭火力も含めるべきといった意見も出た。
内閣官房
GX 実行会議
第 4 回 2022 年 11 月 29 日 GX を実現するための政策イニシアティブの具体化について検討。成長志向型カーボンプライシング構想、今後 10年を見据えたロードマップの具体化についても議論。
経産省＞研究会＞エネ CCS 事業・国内法検討ワーキ 第 4 回 2022 年 12 月 2 日 CCS の民間事業者の参入と長期の資金調達を目的として、ルギー・環境ンググループ
財団抵当権制度の整備を検討することが示された。CO2の輸出、貯留場所で漏洩した場合の責任（リスクの所在）、再利用事業社との取引上の注意などを議論。
経産省＞審議会＞産業 グリーンイノベーションプロ 第 12 回 2022 年 12 月 7 日 「燃料アンモニアサプライチェーンの構築」プロジェクト
構造審議会
ジェクト部会 エネルギー構造について、資源エネ庁が支援の状況を報告した後、各事転換分野ワーキンググループ
業者が取組状況を報告。
経済産業省
J −クレジット制度 運営委 第 28 回 2022 年 12 月 9 日 J- クレジットの創出ルールに水素・アンモニアの利用を員会追加し、再エネ由来の水素・アンモニア利用には「J- クレジット（再エネ）」を、副生水素や非再エネ由来の水素・アンモニアには「J- クレジット（省エネ）」を付与する案が示され、委員から了承された。
経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 7 回 2022 年 12 月 13 日 水素・アンモニアの商用サプライチェーン支援制度と、資源エネルギー調査会 分科会 水素政策小委員会 / 資合同会議の中間整理案について議論。水素・アンモニア
源・燃料分科会 アンモニア等の大規模サプライチェーン構築に向けた支援制度のイ
脱炭素燃料政策小委員会 合同
メージとして、基準価格と参照価格の差額支援や、ファー会議
ストムーバーの支援期間を 15 年とすること、原則としてクリーンな水素・アンモニアが支援対象となること等が示された。
経産省＞審議会＞産業 産業技術環境分科会 グリーン 第 11 回 2022 年 12 月 14 日 排出量取引（GX-ETS）と炭素に対する賦課金（GX サー
構造審議会／総合資源 トランスフォーメーション推チャージ）等を検討。
エネルギー調査会
進小委員会／基本政策分科会
2050 年カーボンニュートラル
を見据えた次世代エネルギー
需給構造検討小委員会 合同会
合経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 57 回 2022 年 12 月 20 日 小売り電力事業の在り方、電力制度の再点検結果を踏ま
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会
えた今後の電力政策の方向性、電力システムの検討課題
について議論。
経産省＞審議会＞総合 電力・ガス事業分科会 電力・ 第 73 回 2022 年 12 月 21 日 ベースロード市場、需給調整市場、予備電源、容量市場、
資源エネルギー調査会 ガス基本政策小委員会 制度検
長期脱炭素電源オークション、非化石価値取引について
討作業部会
議論。
内閣官房
GX 実行会議
第 5 回 2022 年 12 月 22 日 GX 実現に向けた基本方針（案）が示された。GX 実行会
議における議論の成果を踏まえ、今後 10 年を見据えた取組の方針を取りまとめるものとする。
経産省＞審議会＞総合 省エネルギー・新エネルギー 第 48 回 2022 年 12 月 27 日 GX 10 年実行会議での議論を踏まえて再エネの主力電源
資源エネルギー調査会 分科会／電力・ガス事業分科化に向けた取り組みを進めていくための、電力ネットワー
会 再生可能エネルギー大量導クに関する議論の中で調整力確保費用の考え方が示され、入・次世代電力ネットワーク
調整力としての長期脱炭素電源オークションの中に余剰
小委員会
再エネを活用した水素・アンモニアの国内製造、活用が含まれている。

Published by Kiko Network
May 2023 (revised Japanese) July 2023 (English)
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