令和５年度海外炭開発支援事業
海外炭開発高度化等調査「コロンビア・ マレーシアの石炭輸送インフラ
および石炭利用動向調査」

令和 6 年 3 月

独立行政法人 エネルギー・金属鉱物資源機構

はじめに現在、我が国では 2050 年を目標に「カーボンニュートラル」が掲げられており、新エネルギーの利活用が期待されている。その中でも水素・アンモニアは燃焼時に CO2 を排出しないことからクリーンなエネルギーとして期待されており、水素・アンモニアの原料の一つとして亜瀝青炭・褐炭などの低品位炭の活用が注目されている。
本調査では、コロンビア、マレーシアにおける低品位炭を含む石炭資源の利用法について求められているところ、両国における石炭輸送インフラ等の動向を調査するとともに、
コロンビア Cordoba 県・Antioquia 県及びマレーシア Sarawak 州の低品位炭ブルー水素及びアンモニア製造輸送技術動向等について、プロジェクトの実現可能性について調査した。
本調査結果は、コロンビア政府、マレーシア政府が推進する水素社会への移行への一助、及び我が国への水素・アンモニアの供給に貢献することが大いに期待される。
本調査結果が今後の探鉱開発事業を円滑に実施するための一助となることを期待する。

令和 6 年 3 月
独立行政法人 エネルギー・金属鉱物資源機構
石炭開発部

i

要

約

現在、我が国では 2050 年を目標に「カーボンニュートラル」が掲げられており、新エネルギーの利活用が期待されている。その中でも水素・アンモニアは燃焼時に CO2 を排出しないことからクリーンなエネルギーとして期待されており、水素・アンモニアの原料の一つとして亜瀝青炭・褐炭などの低品位炭の活用が注目されている。
本調査では、コロンビア、マレーシアにおける低品位炭を含む石炭資源の利用法について求められているところ、両国における石炭輸送インフラ等の動向を調査するとともに、
コロンビア Cordoba 県・Antioquia 県及びマレーシア Sarawak 州の低品位炭ブルー水素及びアンモニア製造輸送技術動向等について、プロジェクトの実現可能性について検討した。
１．コロンビアとマレーシアの石炭輸送インフラ動向
コロンビアの石炭生産の大半が輸出に向けられている。石炭輸出の大半は一般炭であり、Cerrejon、Drummond といった大手石炭会社が操業し、石炭輸送インフラが整っている
La Guajira 県及び Cesar 県からの一般炭がほとんどである。
Cerrejon 鉄道及び FENOCO 鉄道が炭鉱地帯からカリブ海沿岸まで到達できるため、石炭輸出の大半を担っている。
本調査では、既存の石炭輸送に係る鉄道、河川、道路、港湾のインフラを調査・整理す
るとともに、新規のインフラ整備計画について調査を行った。
マレーシアの Sarawak 州の石炭輸送は鉄道インフラはなく、道路・河川に限られている。
本調査では、既存の石炭輸送に係る河川、道路、港湾のインフラを調査を行った。
２．産炭国の褐炭ブルー水素及びアンモニア製造輸送技術動向
低品位炭から水素・アンモニアを製造するには、ガス化炉が必要となる。本調査では下記の技術を整理した。
✓

石炭ガス化炉の型式と特徴（固定床、流動床、噴流床）✓

石炭ガス化炉の付帯設備（ガス精製設備、水素製造技術、CO2 の分離・回収技術）✓

本邦における大型ガス化炉開発の実績（EAGLE 法、ECOPRO 法）✓褐炭ブルー水素製造技術の実証状況✓

褐炭ブルーアンモニア製造技術の概要✓

水素・アンモニア輸送技術（高圧水素、液化水素、メチルシクロヘキサン、アン
モニア、合成メタン等）✓

本邦企業による水素・アンモニア輸送技術の実証状況✓

CO2 輸送・CCS・CCUS 技術の動向（CO2 分離・回収、CO2 輸送、CO2 有効利用、CO2 貯留）✓

水素製造で発生する CO2 に適用可能な CCS 適地の条件
ii

３．コロンビア・マレーシアの低品位炭地質概要
コロンビア・マレーシアの低品位炭（亜瀝青炭・褐炭）の炭田・炭質（地質概要、石炭層、石炭品位、石炭資源量・埋蔵量等）について整理した。
✓

コロンビア Cordoba 県・Antioquia 県✓

マレーシア Sarawak 堆積盆（Merit-Pila 炭田及び Mukah 炭田）

コロンビア・マレーシアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性
本調査では JOGMEC から提供された低品位炭（コロンビア炭 5 炭種、マレーシア炭 3炭種）の 8 炭種について石炭ガス化シミュレーション解析を実施し、対象炭のガス化適用
性、水素製造特性を評価し、下表の No.1 炭種以外は、水素製造に適した低品位炭であることが判った。
各石炭の適正評価結果
No

低品位炭の炭種

1

評価項目
乾燥熱量

水素製造性能乾燥設備規模ガス化炉規模マレーシア Merit-Pila

良

不適

良

適

2

マレーシア Merit-Pila

良

適

良

良

3

マレーシア Mukah

良

適

良

良

4

コロンビア Cordoba

良

適

良

良

5

コロンビア Cordoba

良

適

良

良

6

コロンビア Cordoba

良

適

良

良

7

コロンビア Cordoba

良

適

良

良

8

コロンビア Antioquia

良

適

良

適

コロンビア Cordoba 県は、水素製造コストの面で有利であり、水素・アンモニアの消費地として期待されるモビリティー・製油所・化学工場・ガス火力発電所等の工業地域を有する北部沿岸域にも比較的に近い。また、水素輸送が利用可能な既存のガスパイプラインが敷設されておりブルー水素を製造するために不可欠な CCS の候補地にも近い。
本調査では、これらの検討結果を踏まえて、Cordoba 県の炭田に水素製造装置を設置し、炭田近郊のガス田に CO2 を地下貯留し、水素・アンモニアのサプライチェーンを構築する
ことを提案した。
マレーシア Sarawak 州の Mukah 炭田地域は低品位炭の水素製造効率に優れ、ガス化設備の規模も小さく、CO2 貯留量も縮小されるとの判断を得た。また水素・アンモニアの消費地である北部沿岸域に近く、既存のガスパイプラインやブルー水素を製造するために不可欠な CCUS の候補地にも近いことが判った。特に、EOR: Enhanced Oil Recovery（原iii油増進回収）及び EGR: Enhanced Gas Recovery（ガス増進回収）を利用した CCS のポテ
ンシャルが非常に高い。
水素・アンモニアの消費地として期待される Sarawak 州の主要都市である Bintulu に近いことも有利である。Bintulu では、本邦企業を含む企業体が Bintulu からの水素輸出を計画している。今後、Bintulu を核とした水素サプライチェーンが成立する可能性がある。
本調査では、これらの検討結果を踏まえて、Sarawak 州の Mukah 炭田（もしくはBintulu）に水素製造装置を設置し、Bintulu 沖のガス田に CO2 を地下貯留し、水素・ア
ンモニアのサプライチェーンを構築することを提案した。

本調査では、コロンビア、マレーシアにおける事業展開に向けた具体的な課題を整理し、課題解決に対する対応も整理した。ただし、本調査報告書は公知の情報を基に作成されたものであり、プロジェクトを実現させるには、プロジェクトのステークホルダーからの情報収集を行い、今後も調査を継続していく必要がある。

iv

Executive Summary
Japan is currently aiming to become "carbon neutral" by 2050, and the use of newenergy sources is expected. Among these, hydrogen and ammonia are expected to beclean energy sources because they do not emit CO2 during combustion, and the use of
low-grade coals such as subbituminous coal and lignite coal as raw materials forhydrogen and ammonia is attracting attention.
In this study, we investigated the transportation of coal, hydrogen, and ammonia in
Colombia and Malaysia.
We investigated the feasibility of blue hydrogen and blue ammonia production fromlow-grade coal in the departments of Cordoba and Antioquia in Colombia and Sarawakin Malaysia.

1. Coal Transportation Infrastructure Trends in Colombia and Malaysia
The majority of Colombia's coal production is directed toward exports. The majority ofcoal exports are thermal coal, mostly from the departments of La Guajira and Cesar,
where major coal companies such as Cerrejon and Drummond.
The Cerrejon railroad and FENOCO railroad are responsible for the majority of coalexports because they can reach the Caribbean coast from the coal mining areas.
This study examined and organized existing rail, river, road, and port infrastructure forcoal transportation, and investigated plans for new infrastructure development.
Coal transportation in Sarawak, Malaysia is limited to road and river with no rail
infrastructure. This study examined the existing river, road, and port infrastructure forcoal transportation.
2. Trends in Blue Hydrogen and Blue Ammonia Production from Low-grade coals andTransportation Technology in Coal Producing Countries
A gasifier is required to produce hydrogen and ammonia from low-grade coal. The
following technologies were organized in this study.
Coal gasifier models and features (Fixed bed gasifier, Fluidized bed gasifier,
Entrained flow gasifier).

Ancillary equipment for coal gasification (gas purification facilities, hydrogenproduction technology, CO2 separation and recovery technology).

Track record of large-scale coal gasifier development in Japan (EAGLE method,
ECOPRO method).
v



Status of demonstration of brown coal blue hydrogen production technology.

Overview of brown coal blue ammonia production technology.

Hydrogen and ammonia transport technologies (high-pressure hydrogen,liquefied hydrogen, methylcyclohexane, ammonia, synthetic methane, etc.).



Status of demonstration of hydrogen and ammonia transport technology by
Japanese companies.



Trends in CO2 transport, CCS, and CCUS technologies (CO2 separation andcapture, CO2 transport, CO2 effective utilization, CO2 storage).

Conditions for suitable CCS sites applicable to CO2 generated from hydrogenproduction.

3. Overview of Low-Grade Coal Geology in Colombia and Malaysia
Coalfield and coal quality (geological outline, coal seam, coal grade, coal resources andreserves, etc.) of low-grade coal (subbituminous coal and lignite coal) in Colombia andMalaysia are summarized.
Cordoba and Antioquia, Colombia.

Sarawak Deposit Basin, Malaysia (Merit-Pila and Mukah).

4. Feasibility of a Low-Grade Coal Blue Hydrogen Project in Colombia and Malaysia
In this study, coal gasification simulation analysis was conducted for eight low-grade
coals (five Colombian coals and three Malaysian coals) provided by JOGMEC to evaluate
the gasification applicability and hydrogen production characteristics of the subject coals,
and it was found that all but No. 1 coal in the table below are suitable low-grade coals
for hydrogen production.
Results of appropriate evaluation of each coalNo

Coal types of low-grade
coal

1
2
3
4
5
6
7
8

Merit-Pila, Malaysia
Merit-Pila, Malaysia
Mukah, Malaysia
Cordoba, Colombia
Cordoba, Colombia
Cordoba, Colombia
Cordoba, Colombia
Antioquia, Colombia

Evaluation item
Hydrogen
Scale of drying
production
facilities
performance
Unsuitable
More suitable
Suitable
More suitable
Suitable
More suitable
Suitable
More suitable
Suitable
More suitable
Suitable
More suitable
Suitable
More suitable
Suitable
More suitable

Dry calorific
value
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable

Gasifier scale
Suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
More suitable
Suitable

Cordoba has an advantage in terms of hydrogen production costs and is relatively close
to the northern coastal area, which has industrial areas such as mobility, refineries,vichemical plants, and gas-fired power plants that are expected to become hydrogen andammonia consumption areas. It is also close to a potential site for CCS, which is essential
for the production of blue hydrogen, with existing gas pipelines in place where hydrogentransportation is available.
Based on the results of these studies, this study proposed the installation of a hydrogenproduction unit in a coalfield in Cordoba, the underground storage of CO2 in a gas fieldnear the coalfield, and the construction of a hydrogen and ammonia supply chain.
It was determined that the Mukah area in Sarawak, Malaysia, has excellent hydrogenproduction efficiency from low-grade coal, with smaller gasification facilities and reduced
CO2 storage. It is also found to be close to the northern coastal area where hydrogen andammonia are consumed, and close to existing gas pipelines and potential sites for CCUS,
which is essential for producing blue hydrogen. In particular, the potential for CCS using
EOR (Enhanced Oil Recovery) and EGR (Enhanced Gas Recovery) is very high.
The proximity to Bintulu, a major city in Sarawak that is expected to become ahydrogen and ammonia consumption center, is also an advantage. In the future, ahydrogen supply chain with Bintulu as its core may be established.
Based on the results of these studies, this study proposed the installation of a hydrogenproduction unit in the Mukah (or Bintulu) in Sarawak and underground storage of CO2
in the gas field offshore Bintulu to create a hydrogen and ammonia supply chain.

This study has identified specific issues for business development in Colombia andMalaysia, and has also organized responses to solving these issues. However, this study
report is based on publicly available information, and in order to bring the project tofruition, it is necessary to gather information from project stakeholders and continue thestudy in the future.

vii

目次
第 1 章 コロンビアとマレーシアの石炭輸送インフラ動向 .......................... 1
1 . 1 コロンビアの石炭輸送インフラ動向 ....................................... 1
1 . 1 . 1 コロンビアの主たる炭田からの石炭ターミナルまでの輸送インフラ ....... 1
1 . 1 . 2 コロンビアの石炭ターミナル（山元、港湾施設等） .................... 30
1 . 2 マレーシアの石炭輸送インフラ動向 ...................................... 34
1 . 2 . 1 Sarawak 州の主たる炭田からの石炭ターミナルまでの輸送インフラ ...... 34
1 . 2 . 2 Sarawak 州の石炭ターミナル（山元、港湾施設等） .................... 59
第 2 章 産炭国の褐炭ブルー水素及びアンモニア製造輸送技術動向 ................. 67
2 . 1 石炭ガス化炉の基礎 .................................................... 67
2 . 1 . 1 石炭ガス化炉の型式と特徴（固定床、流動床、噴流床） ................ 67
2 . 1 . 2 石炭ガス化炉の形式 ................................................ 68
2 . 1 . 3 代表的なガス化技術 ................................................ 74
2 . 1 . 4 石炭ガス化炉の付帯設備 ............................................ 76
2 . 1 . 5 本邦における大型ガス化炉開発の実績 ................................ 79
2 . 2 褐炭ブルー水素・アンモニア製造技術動向 ................................ 83
2 . 2 . 1 褐炭ブルー水素製造技術の概要 ...................................... 83
2 . 2 . 2 褐炭ブルー水素製造技術の実証状況 .................................. 86
2 . 2 . 3 褐炭ブルーアンモニア製造技術の概要 ................................ 89
2 . 2 . 4 褐炭ブルーアンモニア製造技術の実証状況 ............................ 95
2 . 3 水素・アンモニア輸送技術動向 .......................................... 97
2 . 3 . 1 水素輸送技術の概要 ................................................ 97
2 . 3 . 2 本邦企業による水素・アンモニア輸送技術の実証状況 ................. 119
2 . 3 . 3 船舶業界の脱炭素の動き ........................................... 132
2 . 4 CO2 輸送・CCS・CCUS 技術の動向及び CCS 適地の条件....................... 138
2 . 4 . 1 CO2 輸送・CCS・CCUS 技術の動向 .................................... 138
2 . 4 . 2 水素製造で発生する CO2 に適用可能な CCS 適地の条件 ................. 145
第 3 章 コロンビア・マレーシアの低品位炭地質概要 ............................ 147
3 . 1 コロンビアの低品位炭（亜瀝青炭・褐炭）の炭田・炭質.................... 147
3 . 1 . 1 Cordoba 県 ....................................................... 147
3 . 1 . 2 Antioquia 県 ..................................................... 152
3 . 2 マレーシアの低品位炭（亜瀝青炭・褐炭）の炭田・炭質.................... 161
3 . 2 . 1 Sarawak 堆積盆（Merit-Pila 炭田） ................................. 161
3 . 2 . 2 Sarawak 堆積盆（Mukah 炭田） ...................................... 165
第 4 章 コロンビアとマレーシアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性 .. 170
4 . 1 コロンビア・マレーシアの低品位炭のガス化の適用性評価.................. 170
4 . 1 . 1 評価手法 ......................................................... 170
viii

4 . 1 . 2 低品位炭水素化指標と水素製造プロセスの設定及び対象石炭 ........... 172
4 . 1 . 3 水素化指標の計算結果と低品位炭性状との関連性 ..................... 178
4 . 1 . 4 低品位炭ガス化適用性の評価 ....................................... 187
4 . 2 コロンビアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性................ 190
4 . 2 . 1 低品位炭ブルー水素・アンモニア製造技術の Cordoba 県・Antioquia 県での適用可能性 ................................................................ 191
4 . 2 . 2 水素・アンモニア輸送技術の Cordoba 県・Antioquia 県での適用可能性 . 198
4 . 2 . 3 現地施設候補地 ................................................... 205
4 . 2 . 4 低品位炭ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の実現可能性・課題 . 215
4 . 2 . 5 コロンビア政府の水素・アンモニア・CCS に関する取り組み ........... 231
4 . 2 . 6 まとめ ........................................................... 236
4 . 3 マレーシアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性................ 238
4 . 3 . 1 低品位炭ブルー水素・アンモニア製造技術の Sarawak 州での適用可能性 . 239
4 . 3 . 2 水素・アンモニア輸送技術の Sarawak 州での適用可能性 ............... 250
4 . 3 . 3 現地施設候補地 ................................................... 256
4 . 3 . 4 低品位ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の実現可能性・課題 ... 271
4 . 3 . 5 マレーシア政府の水素・アンモニア・CCS に関する取り組み ........... 287
4 . 3 . 6 まとめ ........................................................... 295

添付資料（巻末） 参照した Web リンク集

ix

図目次
図 1.1-1 石炭埋蔵量 各国比較（2020 年） ....................................... 1
図 1.1-2 石炭輸出量 各国比較（2021 年） ....................................... 1
図 1.1-3 コロンビア石炭生産量・輸出量の推移 ................................... 2
図 1.1-4 コロンビア電源別発電量推移........................................... 2
図 1.1-5 コロンビア石炭火力発電所位置図 ....................................... 3
図 1.1-6 コロンビア一次エネルギー消費量推移 ................................... 4
図 1.1-7 コロンビア天然ガス生産量・消費量の推移 ............................... 5
図 1.1-8 コロンビア石油生産量・消費量の推移 ................................... 5
図 1.1-9 コロンビア油井・ガス井位置図 ......................................... 6
図 1.1-10 コロンビア炭田位置図................................................ 9
図 1.1-11 コロンビア主要炭鉱位置図 ........................................... 11
図 1.1-12 コロンビア石炭生産量・輸出量推移 ................................... 15
図 1.1-13 Cerrejon 炭鉱鉱区図 ................................................ 18
図 1.1-14 Cesar 県の各炭鉱位置図 ............................................. 18
図 1.1-15 コロンビアの地形................................................... 21
図 1.1-16 コロンビア鉄道路線図............................................... 22
図 1.1-17 FENOCO 鉄道を運行する各社の機関車 .................................. 24
図 1.1-18 Chiriguana-Dibulla 新線構想（328.6km） ............................. 24
図 1.1-19 コロンビア 今後の鉄道路線計画 ...................................... 26
図 1.1-20 コロンビア 主要河川と河川港 ........................................ 27
図 1.1-21 バージ輸送と貨車輸送の併用 ......................................... 28
図 1.1-22 コロンビア道路網（含 主要港湾） .................................... 29
図 1.1-23 Cerrejon 鉄道出発地 ................................................ 30
図 1.1-24 FENOCO 鉄道出発地 .................................................. 30
図 1.1-25 Puerto Bolivar..................................................... 32
図 1.1-26 Puerto Drummond と Puerto Nuevo ..................................... 33
図 1.1-27 Puerto Industrial Aguadulce と Puerto Buenaventura .................. 33
図 1.2-1 マレーシア石炭生産量・輸出量・輸入量の推移 .......................... 34
図 1.2-2 石炭輸入量 各国比較（2021 年） ...................................... 35
図 1.2-3 マレーシア電源別発電量推移.......................................... 35
図 1.2-4 マレーシア発電所位置図.............................................. 37
図 1.2-5 Sarawak 州 石炭火力発電所位置図 ..................................... 39
図 1.2-6 Sejingkat 発電所 .................................................... 40
図 1.2-7 Mukah Coal 発電所 ................................................... 40
図 1.2-8 Balingian New 発電所 ................................................ 40x図 1.2-9 マレーシア一次エネルギー消費量推移 .................................. 41
図 1.2-10 マレーシア天然ガス生産量・消費量・輸出量の推移 ..................... 42
図 1.2-11 マレーシア石油生産量・消費量の推移 ................................. 43
図 1.2-12 マレーシア石油輸出量・輸入量の推移 ................................. 43
図 1.2-13 FPSO Kikeh 油田 .................................................... 44
図 1.2-14 マレーシア油田・ガス田位置図 ....................................... 44
図 1.2-15 マレーシア炭田位置図............................................... 45
図 1.2-16 Sabah 州 自然保護区等 .............................................. 47
図 1.2-17 マレーシア石炭生産量推移 ........................................... 49
図 1.2-18 マレーシア炭鉱位置図............................................... 51
図 1.2-19 Silantek 炭田の炭鉱 ................................................ 51
図 1.2-20 Mukah-Balingian 炭田の炭鉱 ......................................... 52
図 1.2-21 Merit-Pila 炭田の炭鉱 .............................................. 52
図 1.2-22 Sarawak 州地形図 ................................................... 53
図 1.2-23 マレーシア輸送インフラ全体図 ....................................... 54
図 1.2-24 Silantek 炭田 輸送インフラ ......................................... 55
図 1.2-25 Mukah-Balingian 炭田 輸送インフラ .................................. 55
図 1.2-26 Gigis 川沿いの Jetty................................................ 56
図 1.2-27 Merit-Pila 炭田 輸送インフラ（概要） ............................... 56
図 1.2-28 Merit-Pila 炭田 輸送インフラ（詳細） ............................... 57
図 1.2-29 Tutoh 炭田 輸送インフラ ............................................ 58
図 1.2-30 Punang Berayong 炭田 輸送インフラ .................................. 59
図 1.2-31 Merit-Pila 炭田 バージ積込サイト位置図 ............................. 60
図 1.2-32 Merit-Pila 炭田 シップローダー ..................................... 60
図 1.2-33 Kuching 港ターミナル位置図 ......................................... 61
図 1.2-34 Senari ターミナル配置図 ............................................ 62
図 1.2-35 Pending ターミナル配置図 ........................................... 62
図 1.2-36 Rajang 港オペレーションセンター位置図 .............................. 63
図 1.2-37 Sibu オペレーションセンター ........................................ 64
図 1.2-38 Bintulu 港位置図 ................................................... 65
図 1.2-39 Bintulu 港配置図 ................................................... 65
図 1.2-40 Miri 港位置図 ...................................................... 66
図 2.1-1 石炭ガス化方式...................................................... 67
図 2.1-2 Lurgi 炉の概念図 .................................................... 69
図 2.1-3 Winkler 炉の概念図 .................................................. 70
図 2.1-4 TIGAR 炉の概念図 .................................................... 72
図 2.1-5 Koppers-Totzek 炉の概念図 ........................................... 73xi

図 2.1-6 ガス精製設備........................................................ 77
図 2.1-7 石炭ガス化～水素製造プロセス ........................................ 77
図 2.1-8 CO2 化学吸収法 ...................................................... 78
図 2.1-9 1 室 2 段旋回流型 EAGLE ガス化炉 ...................................... 80
図 2.1-10 1 室 2 段噴流床ガス化炉 ............................................. 81
図 2.2-1 低品位炭からのブルー水素製造の基本的なフロー図 ...................... 83
図 2.2-2 Victoria 褐炭ガス化システムのシステムフロー図 ....................... 87
図 2.2-3 ダイレクトクエンチを採用した石炭ガス化システム ...................... 88
図 2.2-4 アンモニア製造の基本工程............................................ 89
図 2.2-5 アルカリ水電解法と個体高分子形水電解法 .............................. 91
図 2.2-6 アンモニア合成量と温度の相関関係 .................................... 92
図 2.2-7 ハーバー・ボッシュ法における新触媒の開発事例 ........................ 93
図 2.2-8 遷移金属窒化物とニッケル触媒の反応 .................................. 95
図 2.2-9 Ni を固定した遷移金属窒化物のアンモニア合成活性の比較 ............... 95
図 2.3-1 高圧水素のサプライチェーン.......................................... 99
図 2.3-2 欧州の水素ガスパイプラインの計画（2040 年） ........................ 101
図 2.3-3 液化水素を用いた水素サプライチェーン ............................... 102
図 2.3-4 液化水素製造装置の基本プロセス ..................................... 103
図 2.3-5 1,250 トン水素運搬船 ............................................... 105
図 2.3-6 メチルシクロヘキサン（MCH）のサプライチェーン ...................... 107
図 2.3-7 電解合成による MCH 製造............................................. 108
図 2.3-8 メタネーションのサプライチェーン ................................... 111
図 2.3-9 CO2 の水素化反応における温度・圧力の依存性 ......................... 111
図 2.3-10 サバティエ技術のロードマップ ...................................... 112
図 2.3-11 日本とマレーシアのメタネーションプロジェクトの概念図 .............. 115
図 2.3-12 大阪ガスによるバイオマス由来の CO2 を用いたメタネーション .......... 116
図 2.3-13 周期表の一部と水素化物の形成しやすさの関係 ........................ 118
図 2.3-14 豪州 Victroria 州 CarbonNet 事業の位置図 ............................ 120
図 2.3-15 大規模水素サプライチェーンの構築プロジェクトの概念図 .............. 121
図 2.3-16 次世代型液体水素船（輸送容量：160,000 m3） ........................ 122
図 2.3-17 ブルネイ国～川崎間の水素サプライチェーン .......................... 123
図 2.3-18 ブルネイ水素製造プラント（左）、川崎脱水素プラント（右） ........... 124
図 2.3-19 コアシェル型触媒の構造............................................ 126
図 2.3-20 IHI のメタネーションロードマップ .................................. 126
図 2.3-21 メタネーションサプライチェーンのロードマップ ...................... 127
図 2.3-22 日本とペルーのメタネーション事業概念図 ............................ 129
図 2.3-23 石炭火力発電所におけるアンモニア利用 .............................. 129
xii

図 2.3-24 JERA のアンモニア混焼・専焼スケジュール ........................... 131
図 2.3-25 将来の船舶燃料の推移.............................................. 133
図 2.3-26 日本郵船の CO2 排出量ネットゼロの進め方 ............................ 136
図 2.3-27 風力推進船の開発状況.............................................. 137
図 2.3-28 風力推進船の開発状況.............................................. 137
図 2.4-1 CCUS の全体イメージ図 .............................................. 138
図 2.4-2 主な CO2 分離・回収技術と特性 ....................................... 139
図 2.4-3 液化 CO2 輸送船による CCUS のイメージ ................................ 143
図 2.4-4 輸送コスト比較「輸送船 VS パイプライン」 ........................... 143
図 2.4-5 CCUS による CO2 の利用先 ............................................ 144
図 2.4-6 脱炭素化へのハブアンドクラスターシステムアプローチ ................. 145
図 3.1-1 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の地質図 ........................ 147
図 3.1-2 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の模式層序 ...................... 149
図 3.1-3 Antioquia 県の Medellin 南西方の石炭分布区域図 ...................... 153
図 3.1-4 Amaga 層の模式層序 ................................................. 154
図 3.1-5 Amaga-Angelopolis（A402 北側）区域の石炭層の賦存状況 ............... 156
図 3.1-6 Amaga-Nechi（A402 南側）区域での石炭層の賦存状況 ................... 158
図 3.2-1 Merit-Pila 炭田 .................................................... 161
図 3.2-2 Mukah 炭田 ......................................................... 166
図 3.2-3 Mukah 炭田における模式炭層層序 ..................................... 168
図 4.1-1 水素サプライチェーンのイメージ ..................................... 170
図 4.1-2 本調査で対象とした低品位炭水素製造プロセス ......................... 174
図 4.1-3 原炭水分割合と乾燥熱量比、乾燥熱充足度の相関性 ..................... 179
図 4.1-4 冷ガス効率と発熱量との相関性 ....................................... 180
図 4.1-5 水素熱効率と相関性のある因子 ....................................... 180
図 4.1-6 水素収率と相関性のある因子......................................... 181
図 4.1-7 設備規模に相関性ある性状因子 ....................................... 182
図 4.1-8 原炭供給量と発熱量の関係........................................... 182
図 4.1-9 CO2 排出量に相関性ある因子 ......................................... 183
図 4.1-10 Kleveline Coal Band 上の評価対象石炭 .............................. 185
図 4.1-11 極簡略化したフローにおける、H2、CO，CO2 発生量の変化 .............. 186
図 4.1-12 水素化指標から見た各石炭の適不適評価 .............................. 189
図 4.2-1 低炭素水素（Low-carbon hydrogen）の地域別競争力の推移 .............. 191
図 4.2-2 Ecopetrol の最近開発された油田・ガス田 ............................. 194
図 4.2-3 コロンビアの重質油鉱区の位置図 ..................................... 197
図 4.2-4 コロンビアの送電線系統............................................. 198
図 4.2-5 水素・MCH・アンモニアのサプライチェーン ............................ 199
xiii

図 4.2-6 コロンビア国のガスインフラストラクチャー図 ......................... 202
図 4.2-7 コロンビア各地域の水素製造コストの予想 ............................. 205
図 4.2-8 水素アンモニアの導入スケジュール ................................... 207
図 4.2-9 コロンビアの主要肥料プラント会社の売上高 ........................... 210
図 4.2-10 カリブ海沿岸のガス火力発電所の分布 ................................ 211
図 4.2-11 コロンビアの水素需要.............................................. 215
図 4.2-12 コロンビアの水素・アンモニア市場と市場形成の可能性 ................ 217
図 4.2-13 水素製造コストの予想.............................................. 220
図 4.2-14 ブルー水素・アンモニアのサプライチェーン（案） .................... 223
図 4.2-15 ブルー水素・アンモニアのモデルプロジェクト（案） .................. 225
図 4.2-16 モデル事業の実施案................................................ 226
図 4.2-17 コロンビアの水素・アンモニア・CCS に関わる試み .................... 231
図 4.3-1 マレーシア近隣の水素市場........................................... 239
図 4.3-2 マレーシア・Sarawak 州の CCS プロジェクトの位置図 ................... 243
図 4.3-3 Kasawari プロジェクト（SK316 鉱区位置） ............................. 244
図 4.3-4 Kasawari プロジェクトプラットフォーム .............................. 244
図 4.3-5 Sarawak 州の油田・ガス田分布（1980 年代） ........................... 245
図 4.3-6 PETROS の Sarawak 州内の油・ガス田の開発状況 ........................ 248
図 4.3-7 SK-333 鉱区位置 .................................................... 249
図 4.3-8 マレーシアの送電線系統............................................. 250
図 4.3-9 水素・MCH・アンモニアのサプライチェーン ............................ 251
図 4.3-10 マレーシア国内の水素輸送コストの比較（輸送距離 150km） ............ 252
図 4.3-11 水素経済における適用技術とサプライチェーン ........................ 257
図 4.3-12 水素アンモニアの導入計画 .......................................... 258
図 4.3-13 Emission Driven シナリオにおける最終消費者別の水素需要予測 ........ 259
図 4.3-14 Emission Driven シナリオにおける各セクターの水素需要予測 .......... 260
図 4.3-15 マレーシア国内の主な製鉄所 ........................................ 261
図 4.3-16 マレーシア国内の粗鋼生産量の推移 .................................. 261
図 4.3-17 マレーシア国内の石油化学工場の位置 ................................ 262
図 4.3-18 Sarawak 州の石炭火力・ガス火力発電所の位置 ........................ 264
図 4.3-19 Mukah 発電所（石炭亜臨界火力発電所 135MW × 2 基） ................. 265
図 4.3-20 東マレーシアの鉱業団地............................................ 268
図 4.3-21 マレーシア水素経済・技術ロードマップにおける各フェーズの概要 ...... 271
図 4.3-22 H2biscus プロジェクト及び Lang Lebah CCS プロジェクト .............. 274
図 4.3-23 マレーシアの水素の需要開拓スケジュール ............................ 275
図 4.3-24 2025 年～2050 年における水素の LCOH（30 年ベース） .................. 276
図 4.3-25 Sarawak 州の水素サプライチェーン .................................. 279
xiv図 4.3-26 マレーシア・Sarawak 州の水素サプライチェーンの初期モデル .......... 280
図 4.3-27 アンモニアを海外輸出する場合のモデルプロジェクト .................. 281
図 4.3-28 ブルー水素・アンモニアのサプライチェーン（案） .................... 282

xv

表目次
表 1.1-1 コロンビア電源別発電量推移（TWh） .................................... 3
表 1.1-2 コロンビア電源別発電量推移(%) ........................................ 3
表 1.1-3 コロンビア石炭火力発電所仕様 ......................................... 4
表 1.1-4 コロンビア油井・ガス井名称........................................... 7
表 1.1-5 コロンビア県別資源量・埋蔵量及び炭種別資源量 ........................ 12
表 1.1-6 コロンビア炭田 / 炭鉱別の埋蔵炭種 ................................... 13
表 1.1-7 コロンビア石炭生産量推移（県別） .................................... 14
表 1.1-8 コロンビア坑内・露天別採炭比率推移 .................................. 14
表 1.1-9 コロンビア石炭輸出量推移（炭種別） .................................. 14
表 1.1-10 県・会社・炭鉱別石炭生産量推移（La Guajira 県、Cesar 県） ........... 16
表 1.1-11 コロンビア石炭輸出量（炭種別・生産県別・輸出先別、2022 年） ........ 19
表 1.1-12 コロンビアの日本向け石炭輸出量推移（炭種別・生産県別） ............. 20
表 1.1-13 コロンビア鉄道路線長（運行区間・運休区間別） ....................... 23
表 1.1-14 コロンビア 河川港間距離............................................ 28
表 1.1-15 コロンビア石炭ターミナル（港湾施設） ............................... 31
表 1.2-1 マレーシア石炭埋蔵量（2019 年 12 月末） .............................. 34
表 1.2-2 マレーシア電源別発電量推移（TWh） ................................... 36
表 1.2-3 マレーシア電源別発電量推移(%) ....................................... 36
表 1.2-4 マレーシア発電所仕様................................................ 38
表 1.2-5 Sarawak 州 石炭火力発電所仕様 ....................................... 39
表 1.2-6 天然ガス埋蔵量各国比較（2020 年） ................................... 41
表 1.2-7 石油埋蔵量各国比較（2020 年） ....................................... 42
表 1.2-8 マレーシア石炭埋蔵量（2019 年 12 月末） .............................. 46
表 1.2-9 マレーシア石炭生産量推移（炭種別） .................................. 50
表 1.2-10 マレーシア生産中の炭鉱............................................. 50
表 1.2-11 Kuching 港ターミナル仕様 ........................................... 61
表 1.2-12 Rajang 港オペレーションセンター仕様 ................................ 63
表 2.1-1 固定床技術.......................................................... 74
表 2.1-2 流動床技術.......................................................... 75
表 2.1-3 噴流床技術.......................................................... 75
表 2.1-4 2 塔式流動床技術 .................................................... 76
表 2.1-5 噴流床（酸素吹き EAGLE と空気吹き） .................................. 79
表 2.2-1 豪州 Victoria 州 Loy Yang 褐炭（Victoria 褐炭）の性状 ................. 86
表 2.2-2 Victoria 褐炭の生成ガス性状 ......................................... 87
表 2.2-3 アルカリ水型と PEM 型の比較表 ........................................ 91
表 2.2-4 アンモニア合成における既存法とエレクトライド法との比較 .............. 94xvi

表 2.2-5 水素アンモニア製造装置の新技術の主な実証状況 ........................ 96
表 2.3-1 各水素輸送キャリアの概要............................................ 98
表 2.3-2 日本国内における水素パイプラインの敷設事例 ......................... 100
表 2.3-3 液化水素と液化メタン（LNG）の物性比較 .............................. 103
表 2.3-4 液化燃料の物性比較................................................. 108
表 2.3-5 液化ガス船の主要諸元............................................... 109
表 2.3-6 メタネーションに関する新技術の概要 ................................. 113
表 2.3-7 メタネーションにおける CO2 カウントの取り扱い ....................... 114
表 2.3-8 水素サプライチェーンの各構成設備の大型化 ........................... 122
表 2.3-9 日本大手電力会社の石炭火力発電所容量（万 kW） ...................... 130
表 2.3-10 内航船舶の燃料転換の概要 .......................................... 135
表 2.3-11 大手商船会社のネットゼロに対する目標削減量 ........................ 135
表 2.3-12 大手商船会社における代替燃料の導入状況 ............................ 136
表 2.4-1 個別分離・回収技術の優位点／劣後点 ................................. 141
表 3.1-1 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の石炭層の特徴 .................. 150
表 3.1-2 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の代表的な石炭品位 .............. 151
表 3.1-3 Alto San Jorge（Coal Area 303）地域の石炭埋蔵量 .................... 151
表 3.1-4 Angelopolis 区域の石炭層の特徴 ..................................... 157
表 3.1-5 Amaga-Nechi（A402）区域の石炭層 .................................... 159
表 3.1-6 Amaga-Angelopolis（A402）区域の石炭品位 ............................ 159
表 3.1-7 Amaga-Angelopolis（A402）地域の石炭資源量、埋蔵量 .................. 160
表 3.2-1 Meri-Pila 炭田の模式層序表 ......................................... 162
表 3.2-2 Tebulan ブロックの主要炭層の石炭品位 ............................... 163
表 3.2-3 Tebulan ブロックの石炭埋蔵量 ....................................... 164
表 3.2-4 Merit-South ブロックの主要炭層の石炭品位 ........................... 165
表 3.2-5 Merit-South ブロック石炭埋蔵量 ..................................... 165
表 3.2-6 Mukah 炭田の石炭埋蔵量 ............................................. 169
表 4.1-1 水素化指標の評価に用いた石炭サンプル ............................... 171
表 4.1-2 水素製造に適した石炭の評価基準 ..................................... 172
表 4.1-3 計算対象とする各要素プロセスの方式とプロセス条件 ................... 175
表 4.1-4 解析の対象とした低品位炭の性状 ..................................... 177
表 4.1-5 低品位炭水素化指標の計算結果 ....................................... 178
表 4.1-6 水素製造指標と支配的な石炭性状 ..................................... 184
表 4.1-7 8 炭種低品位炭の性状範囲 ........................................... 184
表 4.1-8 分析した低品位炭のガス化シミュレーションの適用性評価表 ............. 185
表 4.1-9 適用性の判断基準................................................... 188
表 4.1-10 8 炭種低品位炭の適正評価結果 ...................................... 189
xvii

表 4.2-1 Cordoba 県・Antioquia 県における低品位炭のガス化適用性指標の評価結果 192
表 4.2-2 Cordoba 県・Antioquia 県の EGR 候補(1) ............................... 194
表 4.2-3 Cordoba 県・Antioquia 県の EGR 候補(2) ............................... 195
表 4.2-4 Antioquia 県の EOR 候補 ............................................. 195
表 4.2-5 Ecopetrol による 2018 年までに実施した重質油改質・回収実績 .......... 196
表 4.2-6 コロンビアのガスパイプラインの一覧表 ............................... 201
表 4.2-7 コロンビアにおける水素・アンモニア輸送技術の適用評価表 ............. 204
表 4.2-8 コロンビア国カリブ海沿いの港湾 ..................................... 206
表 4.2-9 コロンビア国内の LNG 受入基地 ....................................... 207
表 4.2-10 コロンビアの水素・アンモニア需要 .................................. 207
表 4.2-11 Cordoba 県の石炭火力発電所 ........................................ 210
表 4.2-12 カリブ海沿岸のガス火力発電所 ...................................... 212
表 4.2-13 コロンビアにおける水素・アンモニア製造設備設置場所候補及び需要地 .. 214
表 4.2-14 コロンビアの炭素税率.............................................. 221
表 4.2-15 ブルー水素・アンモニアの製造・輸送の技術と成熟度 .................. 222
表 4.2-16 プロジェクト事業者の主な課題整理 .................................. 228
表 4.2-17 プロジェクト遂行に関連するコロンビア政府の政策的な課題 ............ 229
表 4.3-1 Sarawak 州の低品位炭におけるガス化適用性指標の評価結果 ............. 240
表 4.3-2 マレーシアの油・ガス田開発状況（1980 年代） ........................ 246
表 4.3-3 Sarawak 州の近傍のガス田 ........................................... 247
表 4.3-4 PETRONAS が出資するプロジェクト（マレーシア） ...................... 253
表 4.3-5 マレーシアにおける水素・アンモニア輸送技術の適用評価表 ............. 255
表 4.3-6 Emission Driven シナリオにおける部門別水素消費目標 ................. 259
表 4.3-7 マレーシアの水素・アンモニア需要 ................................... 260
表 4.3-8 Sarawak 州の主要な肥料工場 ......................................... 263
表 4.3-9 Sarawak 州 石炭火力発電所仕様（再掲） .............................. 264
表 4.3-10 Sarawak 州のガス火力発電所 ........................................ 265
表 4.3-11 水素製造装置の設置場所の候補地 .................................... 266
表 4.3-12 Bintulu 地域の主なプロジェクト .................................... 267
表 4.3-13 水素サプライサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地 .. 270
表 4.3-14 アンモニアサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地 .... 270
表 4.3-15 2030 年～2050 年の水素需要 ......................................... 275
表 4.3-16 ブルー水素・アンモニアの製造・輸送の技術と成熟度 .................. 278
表 4.3-17 プロジェクト事業者の主な課題整理 .................................. 285
表 4.3-18 プロジェクト遂行に関連するマレーシア政府の政策的な課題 ............ 286
表 4.3-19 マレーシア周辺国の COP26 カーボンニュートラル宣言内容 .............. 290
表 4.3-20 ASEAN 諸国のグリーン政策の概要 .................................... 291xviii

略 語 集
略 号

英

文

和

文

ADB

Asian Development Bank

アジア開発銀行

AFT

Ash Fusion Temperature

灰の溶融温度試験

Advanced Hydrogen Energy Chain

次世代水素エネルギーチェーン技術研究

Association for Technology Development

組合

ASTM

American Society of Testing and Materials

米国材料試験協会規格

ASU

Air Separation Unit

空気分離装置

AHEAD

CBDR
CCS
CCUS

Common But Differentiated Responsibility
and Respective Capabilities
Carbon dioxide Capture and Storage
Carbon dioxide Capture, Utilization andStorage「共通だが差異ある責任」原則
二酸化炭素回収・貯留
二酸化炭素回収・利用・貯留

CFB

Circulating Fluidized Bed

循環流動層（ボイラ）CO2-EORCO2⁻Enhanced Oil Recovery

石油増進回収法

DQ

Direct Quench

水直接冷却法Coal Energy Application for Gas，Liquid

多目的石炭ガス製造技術開発によるand Electricity

酸素吹きガス化炉

EI

Energy Institute

エネルギー研究所（本部：ロンドン）

EIA

U.S. Energy Information Administration

米国エネルギー情報局

EGR

Enhanced Gas Recovery

ガス増進回収技術

EOR

Enhanced Oil Recovery

石油増進回収技術

FCC

Fluid Catalytic Cracking

流動接触分解装置

FID

Final Investment Decision

最終投資決定FPSO

Floating Production Storage and Offloading

浮体式生産貯蔵積出設備

FSRU

Floating Storage & Regasification Unit

浮体式 LNG 貯蔵再ガス設備

GCCSI

Global CCS Institute

GHG

Green House Gas

温室効果ガスCO2-free Hydrogen Energy Supply-chain

技術研究組合 CO2 フリー水素サプライ

Technology Research Association

チェーン推進機構

IDB

Inter-American Development Bank

米州開発銀行IEAInternational Energy Agency

EAGLE

HySTRA

IGCC
IMO
IPCC

グローバル CCS インスティテュート
本文中 1 か所の記載のみ

国際エネルギー機関
本文中訳語 1 か所

Integrated Coal Gasification Combined
Cycle
International Maritime Organization
Intergovernmental Panel on Climate
Changexix

石炭ガス化複合発
国際海事機関
気候変動に関する政府間パネル

略 号
JEMAI

英

文

和

Japan environmental Management
Association for Industry

文

産業環境管理協会

JETRO

Japan External Trade Organization

独立行政法人日本貿易振興機構

MRV

Monitoring, Reporting, and Verification

測定・報告・検証

MCH

Methylcyclohexane

MOU

Memorandum of Understanding

NEDO

メチルシクロヘキサン※本文中ではアンモニアとして表記

New Energy and Industrial Technology
Development Organization

解覚書
新エネルギー・産業技術総合開発機構

NGV

Natural Gas Vehicle

天然ガス自動車

NDC

Nationally Determined Contribution

国が決定する貢献

NDP

National Development Plan

コロンビア国家開発計画

PCI

Pulverized Coal Injection

微粉炭火力

PSA

Pressure Swing Adsorption

圧力スイング吸着法

PPA

Power Purchase Agreement

長期電力購入契約

SCC

Stress Corrosión Cracking

応力腐食割れSIMCO

Sistema de Información Minero
Colombiano

コロンビア鉱業情報システム

SMR

Steam Methane Reforming

水蒸気改質

TSA

Thermal Swing Adsorption

温度スイング吸着法

UNFCCC

United Nations Framework Convention on
Climate Change

気候変動に関する国際連合枠組条約

UPME

Unidad de Planeación Minero Energética

コロンビア鉱業エネルギー計画局

USC

Ultra Super Critical Pressure

超々臨界圧発電xx

コロンビア第一級行政区画
カリブ海

PanamaVenezuela

太平洋

BrazilEcuador

Peru

県

県

県

1

Amazonas

アマソナス

13 Córdoba

コルドバ

24 Quindío

キンディオ

2

Antioquia

アンティオキア

14 Cundinamarca

クンディナマルカ

25 Risaralda

リサラルダ

3

Araucaアラウカ

15 Guainía

グアイニア

4

Atlántico

アトランティコ

16 Guaviare

グアビアーレ5

Bolívarボリーバル

17 Huila

ウイラ

San Andrés,
サン・アンドレス・
26 Providencia ySanta Catalina イ・プロビデンシア

6

Boyacá

ボヤカ

18

La Guajira

ラ・グアヒーラ

27 Santander

サンタンデール

7

Caldasカルダス

19 Magdalena

ラ・グアヒーラ

28 Sucreスクレ

8Caquetáカケタ

20 Metaメタ

29 Tolima

トリマ

9Casanareカサナレ

21 Nariño

ナリーニョ

30 Valle del Cauca バジェ・デル・カウカ

ノルテ・デ・サンタンデール

31 Vaupés

バウペス

32 Vichada

ビチャーダ

プトゥマヨ

33 Bogotá

ボゴタ

10 Cauca

カウカ

11 Cesar

セサール

12 Chocó

チョコ

22

Norte deSantander

23 Putumayoxxi

第 1 章 コロンビアとマレーシアの石炭輸送インフラ動向
1 . 1 コロンビアの石炭輸送インフラ動向
1 . 1 . 1 コロンビアの主たる炭田からの石炭ターミナルまでの輸送インフラ(1) コロンビアにおける石炭の位置付け(a) 石炭埋蔵・生産・輸出の概要
図 1.1-1 に 2020 年の石炭埋蔵量（褐炭～無煙炭）の各国比較を示す。コロンビアの石炭埋蔵量は 46 億トンで世界 17 位である。探査が十分ではないため、実際にはさらに多くの石炭埋蔵量が想定される。
図 1.1-2 に 2021 年の石炭輸出量（褐炭～無煙炭）の各国比較を示す。コロンビアの石炭
輸出量は 55.6 百万トンで世界 6 位と上位に位置している。

出所：The Energy Institute Statistical Review of World Energy 2023（EI 統計 2023）1

図 1.1-1 石炭埋蔵量 各国比較（2020 年）

出所：U.S. Energy Information Administration (EIA)

図 1.1-2 石炭輸出量 各国比較（2021 年）

1 旧 BP Statistical Review of World Energy。2023 年度版から BP から Energy Institute に移管。

1

図 1.1-3 にコロンビアの石炭生産量と輸出量の推移を示す。生産の大半が輸出に向けられているのが分かる。輸出は瀝青炭がほとんどで若干の亜瀝青炭が含まれ、無煙炭と褐炭の輸出は極めてわずかである。輸出の大半は一般炭で、原料炭は少ない。輸出は石炭輸送
インフラが整っている La Guajira 県と Cesar 県からの一般炭がほとんどである。

出所：EIA、EI 統計 2023

図 1.1-3 コロンビア石炭生産量・輸出量の推移(b) 電源別発電量
石炭生産の大半が輸出に向けられているなか、コロンビアの発電量を電源別に示す（図1.1-4、表 1.1-1、表 1.1-2）。2018～2022 年の 5 年間平均で電源別の構成を見ると水力
79.4%、ガス 10.9%、石炭 7.5%で、水力発電が圧倒的に多い。

出所： EIA（～2010 年）、BOLETIN ESTADISTICO / UPME（2015 年～）

図 1.1-4 コロンビア電源別発電量推移
図 1.1-5 にコロンビア石炭火力発電所位置を示し、表 1.1-3 にその仕様を示す。Cordoba
県の③ Gecelca 3 発電所は亜瀝青炭を使用している。
2

表 1.1-1 コロンビア電源別発電量推移（TWh）

水力
ガス
石炭
風力
太陽光
バガス
その他
合計

2012
47.6
9.2
2.5
0.1
0.0
0.3
0.3
60.0

2013
44.4
8.8
5.8
0.1
0.0
0.3
2.8
62.2

2014
44.7
7.8
5.9
0.1
0.0
0.4
5.3
64.3

2015
44.7
9.5
6.5
0.1
0.0
0.5
5.3
66.5

2016
46.8
11.0
5.4
0.1
0.2
0.6
1.9
65.9

2017
57.3
6.2
2.4
0.0
0.0
0.6
0.1
66.7

2018
56.7
7.0
3.7
0.0
0.0
0.7
0.9
68.9

2019
54.4
7.1
7.3
0.1
0.1
0.7
0.4
70.1

2020
49.8
8.6
8.6
0.0
0.2
0.7
1.4
69.3

2021
60.5
8.1
4.0
0.1
0.3
0.8
0.1
73.9

（TWh）
2022
55.8
7.2
2.5
0.1
0.4
0.7
0.1
66.8

2021
81.8
10.9
5.4
0.1
0.4
1.1
0.2
100.0

（%）
2022
83.6
10.8
3.8
0.1
0.6
1.0
0.1
100.0

※ その他には石油系燃料（重油、軽油、ジェット燃料等）を含む

出所：BOLETIN ESTADISTICO / UPME （2012-2016、2016-2020、2018-2022 年）

表 1.1-2 コロンビア電源別発電量推移(%)

水力
ガス
石炭
風力
太陽光
バガス
その他
合計

2012
79.3
15.4
4.1
0.1
0.0
0.6
0.5
100.0

2013
71.3
14.2
9.3
0.1
0.0
0.6
4.6
100.0

2014
69.6
12.2
9.2
0.1
0.0
0.7
8.2
100.0

2015
67.1
14.3
9.8
0.1
0.0
0.8
7.9
100.0

2016
71.0
16.7
8.2
0.1
0.3
0.9
2.9
100.0

2017
86.0
9.3
3.6
0.0
0.0
0.9
0.1
100.0

2018
82.2
10.1
5.3
0.1
0.0
1.1
1.3
100.0

2019
77.6
10.1
10.3
0.1
0.2
1.0
0.6
100.0

2020
71.9
12.4
12.4
0.0
0.3
1.0
2.0
100.0

※ その他には石油系燃料（重油、軽油、ジェット燃料等）を含む

出所：BOLETIN ESTADISTICO / UPME （2012-2016、2016-2020、2018-2022 年）

出所：Global Energy Monitor WIKI をもとに作成

図 1.1-5 コロンビア石炭火力発電所位置図3表 1.1-3 コロンビア石炭火力発電所仕様①②

Termoguajira（Guajira）
La Luna(Cesar)

Unit

MW

1U
2U
1U
2U
3U

145
145
375
375
375

La Loma(Cesar)
③
④
⑤

⑥

⑦

Gecelca 3（Cordoba）
Termobijao（Cordoba）
Termotasajero（Norte deSantander）
Termopaipa（Boyaca）

Termozipa（Cundinamarca）

⑧

1U
2U

Type

Coal

Status

Owner

Sub-C

PuertroLibertador

Operating 1983
Operating 1987

Gecelca SAESP

Ultra-SC

La Luna
Coal mine

ShelvedSloaneEnergy Group

350

CFB

(Domestic)

Cancelled

EPM （Empresas
Publicas deMedellin）

164
273

CFB

Las Palmeras

Operating 2015
Operating 2018

Gecelca SAESP

Sub-bituminous

Sator

Projected inservice：2024

460
1U
2U
3U
4U
1U
2U
3U

163
170
200
250
39
72
74

4U

165

5U
2U
3U
4U
5U

150
38
66
66
66

Guaduas300（Cundinamarca）

Sub-C

Sub-C

2021

Bijao
Coal mine

Shelved(Domestic)

Operating 1984
Operating 2015

(Domestic)

Cancelled 2018

(Domestic)

Operating 1963
Operating 1975
Operating 1982

2021

Operating 1999
CFB
Sub-C

(Domestic)(Domestic)

Cancelled 2017
Operating 1964
Operating 1976
Operating 1981
Operating 1992
Cancelled

Others

Projected inservice：2023

Termotasajero
SAESP

Empresa deEnergia deBoyacaEnel Colombia
SACompania Minera
San Jose Ltda.

※表中の空白セルはデータ・情報なし
出所：Global Energy Monitor WIKI をもとに作成(c) 石炭以外のエネルギー資源の活用状況
ここで、コロンビアの石炭以外のエネルギー資源である天然ガスと石油の活用状況について概説する。まず、図 1.1-6 にコロンビアの一次エネルギー消費量の推移を示す。2021
年は 40.8 百万 toe と、1990 年の 23.8 百万 toe に比べ 1.7 倍の増加である。

出所：EIA

図 1.1-6 コロンビア一次エネルギー消費量推移4図 1.1-7 にコロンビアの天然ガス生産量・消費量の推移を示す。生産された天然ガスは、ほとんどが国内で消費され近年では輸入も始まっている。2022 年の消費量は 126 億 m3 と、
1990 年の 37 億 m3 の 3.4 倍である。
なお、EI 統計によれば、コロンビアの天然ガス埋蔵量（2020 年）は世界 45 位、862 億
m3 が見込まれているが、2022 年の生産量 124 億 m3 を用いればわずか 7 年足らずで枯渇する量である。

出所：EIA、EI 統計 2023

図 1.1-7 コロンビア天然ガス生産量・消費量の推移
図 1.1-8 にコロンビアの石油生産量・消費量の推移を示す。2015・2020・2021 年の 3 年
平均では、消費量は生産量の 33%、差し引き 67%が輸出されている。2022 年の石油消費量は 21.9 百万トンと、1990 年の 9.4 百万トンの 2.3 倍である。
なお、EI 統計によれば、コロンビアの石油埋蔵量（2020 年）は世界 34 位、2,036 百万バレルが見込まれているが、2022 年の生産量 39.7 百万トン/年（754 千バレル/日）を用い
れば、天然ガス同様にわずか 7 年足らずで枯渇する量である。

出所：EIA、EI 統計 2023

図 1.1-8 コロンビア石油生産量・消費量の推移

5図 1.1-9 にコロンビアの油井・ガス井の位置を示す。井戸が密接しているため、一つの図番（囲み数字）内に複数の井戸がある箇所もある。表 1.1-4 に全 154 井戸を個別に示す。

出所：Global Energy Monitor WIKI をもとに作成

図 1.1-9 コロンビア油井・ガス井位置図6

表 1.1-4 コロンビア油井・ガス井名称
1/2
図番 井戸番
1

2
3

名称

大略座標

種類

1

Chuchupa

11.728, -72.799 Oil・Gas

2

Ballena

11.728, -72.799

Bullerengue

10.704, -74.926 Oil・Gas

El Difícil

9.915, -74.100 Oil・Gas

34

図番 井戸番
16

Gas

17

名称

大略座標

種類

50

Velasquez

6.131, -74.477 Oil・Gas

51

Area Teca-Cocorna (Puerto Nare)

6.032, -74.612 Oil・Gas

52

Palagua

6.131, -74.477 Oil・Gas

53

Cusiana Norte (Tauramena)

n/a

Oil
Oil・Gas
Gas

5

Mamey

9.598, -75.083 Oil・Gas

54

Cupiagua Sur

n/a

6

Bonga

9.598, -75.083 Oil・Gas

55

Cusiana Norte (Aguazul)

n/a

5

7

La Creciente (San Pedro) 9.385, -75.075 Oil・Gas

56

Dorotea B

5.448, -70.983 Oil・Gas

68

Clarinete (Sucre)

8.774, -75.233

Gas

57

Yaguazo5.556, -71.114 Oil・Gas

9

Clarinete (Cordoba)

8.774, -75.233

Gas

58

Corocora

5.149, -71.148 Oil・Gas

Pandereta

8.774, -75.233

Gas

59

Coren

5.149, -71.148 Oil・Gas

11

Nelson8.653, -75.384 Oil・Gas

60

Copa

5.269, -71.399

Oil

12

Nispero8.653, -75.384

Gas

Oil

13

Palmer

8.653, -75.384

Gas

7

14

Tibú

8.564, -72.660 Oil・Gas

8

15

Acordionero

8.161, -73.516 Oil・Gas

16

San Roque8.015, -73.595 Oil・Gas

17

Tisquirama

18

4

10

9

10

18

19

20

61

Sardinas5.099, -71.421

21

62

Cupiagua5.404, -71.601 Oil・Gas

22

63

Guarilaque4.865, -71.602

Oil

64

Zopilote

4.894, -71.893

Oil

65

Rancho Hermoso (Orocue)

5.025, -71.981 Oil・Gas

8.015, -73.595 Oil・Gas

66

Tilodirán

5.107, -72.197 Oil・Gas

Bonanza

7.474, -73.391 Oil・Gas

67

Mauritía Norte

4.993, -72.006

Oil

19

Payoa

7.264, -73.513 Oil・Gas

68

Canacabare

4.781, -71.980

Oil

20

Salina7.264, -73.513 Oil・Gas

69

Vigia Sur4.936, -72.209 Oil・Gas

21

Provincia

7.339, -73.440 Oil・Gas

25

70

Hurón

5.715, -72.235 Oil・Gas

22

Nutria7.036, -73.555 Oil・Gas

26

71

Floreña Mirador (Equion)

5.442, -72.442 Oil・Gas

23

Lisama7.036, -73.555 Oil・Gas

72

Pauto Sur (Equión)

5.442, -72.442 Oil・Gas

La Cira6.949, -73.770 Oil・Gas

73

Cupiagua Liria

5.326, -72.561 Oil・Gas

25

Infantas6.949, -73.770 Oil・Gas

74

Pauto Sur Recetor5.326, -72.561 Oil・Gas

26

Yariguí-Cantagallo (Santander)

7.167, -73.840 Oil・Gas

75

Ramiriqui

5.240, -72.524 Oil・Gas

27

Yariguí-Cantagallo (Bolivar)

7.167, -73.840 Oil・Gas

76

Floreña (Equion)

5.442, -72.442 Oil・Gas

28

Peñas Blancas

7.167, -73.840 Oil・Gas

27

77

Corrales

5.777, -72.846 Oil・Gas

29

Llanito Unificado

7.167, -73.840 Oil・Gas

28

78

Rumba

4.880, -72.461 Oil・Gas

30

Casabe Sur

7.167, -73.840 Oil・Gas

29

79

Cusiana (Tauramena)

4.981, -72.712 Oil・Gas

Casabe7.167, -73.840 Oil・Gas

80

Cusiana (Río Chitamena)

4.928, -72.726 Oil・Gas

81

Sabanero

4.089, -71.268

Oil
Oil

24

31

23

24

Gas

11

32

Gibraltar

7.043, -72.221

12

33

Redondo (Arauquita)

6.930, -71.180 Oil・Gas

82

Guarrojo

4.280, -71.500

34

Chipirón (Arauca)

6.930, -71.180 Oil・Gas

83

Ocelote4.280, -71.500 Oil・Gas

35

Caño Yarumal

6.930, -71.180 Oil・Gas

84

Pintado

4.280, -71.500 Oil・Gas

36

Caño Limón (Arauca)

6.930, -71.180 Oil・Gas

85

Rubiales

3.799, -71.443

Oil

37

Terecay

6.884, -71.214 Oil・Gas

86

Cajua

3.942, -71.479

Oil

Rex NE

6.884, -71.214 Oil・Gas

87

Quifa

3.942, -71.479

Oil

39

Finn

6.884, -71.214 Oil・Gas

88

Peguita III

4.174, -72.014

Oil

40

Canaguey

6.884, -71.214 Oil・Gas

89

Peguita SW

4.174, -72.014

Oil

41

Caño Rondón

6.727, -71.354 Oil・Gas

90

Caracara Sur A

4.174, -72.014 Oil・Gas

42

Caricare6.727, -71.354 Oil・Gas

91

Caracara Sur B and C

4.174, -72.014 Oil・Gas

43

Capachos

6.580, -71.742 Oil・Gas

92

Elizita

4.174, -72.014

Oil

44

Andina6.580, -71.742 Oil・Gas

93

Peguita

4.174, -72.014

Oil

Moriche6.321, -74.478 Oil・Gas

33

94

Pendare3.685, -71.827

Oil

46

Underriver (Boyaca)

6.321, -74.478 Oil・Gas

34

95

Hamaca3.297, -72.228

Oil

47

Abarco6.321, -74.478 Oil・Gas

48

Girasol

6.321, -74.478 Oil・Gas

49

Jazmin6.321, -74.478 Oil・Gas

38

13

14

15

45

30

31

32

7

2/2
図番 井戸番

名称

大略座標

種類

図番 井戸番

名称

大略座標

種類

130 Guando SW

4.175, -74.574 Oil・Gas

131 Guando

4.175, -74.574 Oil・Gas

43

132 Maná

4.588, -74.851 Oil・Gas

44

133 Matachín Norte

3.846, -74.876 Oil・Gas

Oil

45

134 Capella2.138, -74.547

4.410, -72.652

Oil

46

135 Rio Ceibas2.959, -75.163 Oil・Gas

4.410, -72.652

Oil

136 Tello

2.974, -75.229 Oil・Gas

103 Chiricoca

4.410, -72.652

Oil

137 Palogrande

3.104, -75.304 Oil・Gas

104 Bacano

4.347, -72.731

Oil

138 Dina Terciarios

3.104, -75.304 Oil・Gas

105 Akira4.347, -72.731

Oil

139 Dina Cretáceos

3.104, -75.304 Oil・Gas

106 Mariposa4.163, -72.749 Oil・Gas

140 Arrayán

3.104, -75.304 Oil・Gas

107 Indico

4.163, -72.749 Oil・Gas

141 San Francisco (Palermo)

3.133, -75.367 Oil・Gas

37

108 Llanos-58-4

3.827, -72.634

142 San Francisco (Neiva)

3.133, -75.367 Oil・Gas

38

109 Ceibo

4.322, -72.982 Oil・Gas

143 Balcón

3.133, -75.367 Oil・Gas

144 Yaguara

2.617, -75.527 Oil・Gas

145 La Cañada Norte

2.428, -75.631 Oil・Gas

146 La Hocha

2.428, -75.631 Oil・Gas

147 Moqueta

0.998, -76.634 Oil・Gas

148 Costayaco

0.998, -76.634 Oil・Gas

49

149 Platanillo

0.540, -76.291 Oil・Gas

50

150 Quillacinga

0.386, -76.537 Oil・Gas

151 Cohembi (Vetra)

0.386, -76.537 Oil・Gas

35

36

96

Calona4.549, -72.595 Oil・Gas

97

Tua

4.410, -72.652 Oil・Gas

98

Tigana Sur (Villanueva)

4.410, -72.652

Oil

99

Tigana Sur (Tauramena)4.410, -72.652

Oil

100 Tigana Norte

4.410, -72.652

101 Tigana
102 Jacana

42

Oil

Oil

Oil

110 Coralillo

4.322, -72.982

111 Alligator

4.322, -72.982 Oil・Gas

112 Ardilla

4.322, -72.982 Oil・Gas

113 Avispa

4.322, -72.982 Oil・Gas

114 Candelilla

4.322, -72.982 Oil・Gas

39

115 Caño Sur Este

3.464, -73.133

40

116 Suria

4.052, -73.438 Oil・Gas

117 Suria Sur

4.052, -73.438 Oil・Gas

118 Apiay

4.052, -73.438 Oil・Gas

152 Orito

0.666, -76.879 Oil・Gas

119 Gavan

4.052, -73.438 Oil・Gas

153 Caribe

0.516, -77.166 Oil・Gas

120 Guatiquia

4.052, -73.438 Oil・Gas

154 Acae San Miguel

0.407, -76.900 Oil・Gas

121 Chichimene SW (Guamal)

3.894, -73.666 Oil・Gas

122 Chichimene (Guamal)

3.894, -73.666 Oil・Gas

123 Chichimene (Acacias)

3.894, -73.666 Oil・Gas

124 Castilla Norte (Castilla Nueva)

3.894, -73.666

Oil

125 Castilla Norte (Acacias)

3.894, -73.666

Oil

126 Castilla (Castilla Nueva)

3.894, -73.666

Oil

127 Castilla (Acacias)

3.894, -73.666

Oil

128 Akacias (Guamal)

3.754, -73.740

Oil

129 Akacias (Acacias)

3.754, -73.740 Oil・Gas

41

47

48

Oil

51

出所：Global Energy Monitor WIKI をもとに作成

Casanare 県（図 1.1-9 の⑪～㉖、㉘㉙）と Meta 県（図 1.1-9 の㉚～㊶）に多くの井戸が集中している。両県は多くの炭鉱が存在する Boyaca 県と Cundinamarca 県に隣接しているほか、低品位炭を産出する Cordoba 県にも井戸が存在する（各県の位置は図 1.1-10 参照）。これらの井戸は石炭水素化時の CCS 候補として、またガスや石油のパイプラインは
石炭水素化時のインフラ候補として敷設用地を含み検討に値する。
(2) 炭田の賦存状況（低品位炭、一般炭、原料炭）
図 1.1-10 にコロンビア炭田位置図を示す。各県の石炭生産量は後述するが、La Guajira、
Cesar、Norte de Santander、Boyaca、Cundinamarca、Cordoba の 6 県が年間 100 万ト
ン以上の石炭を生産している。
8

La Guajira

Pana ma

Cesar

Cordoba
Norde de Santander

Santander
Antioquia

AraucaBoyacaCaldasCasanareCundinamarca
BogotaValle del Cauca

Cauca

Meta

0

400 km

出所：El carbon colombiano / Recursos, reservas y calidad

図 1.1-10 コロンビア炭田位置図
原料炭は主に Cundinamarca 県で採れ、日本にも輸出された実績がある（少量ではあるが Norte de Santander 県、Santander 県、Boyaca 県にも原料炭輸出の実績がある）。
図 1.1-11 に主な炭鉱位置図（図の番号に対応した炭鉱リスト含む）を示す。

Ecuador

9

Per u

No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

Coal Mine
Zona Norte
PatillaArea La Comunidad
La Caypa
Oreganal
El Descanso Mine
Calenturitas Mine
La Jagua Mine
Yerbabuena
La Loma Pribbenow

Company
Carbones del Cerrejon
Carbones del Cerrejon
Carbones del Cerrejon
Cardones SAS
Carbones del Cerrejon
Drummond Ltd

Drummond Ltd

10

No.
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54

Coal MineEl Hatillo MineEl Corozo
La Francia Mine
La Gitana Mine
Piragua
CE6-145
EJG-101
Presidente Mine
San Jose Mine
FKA-141
CuritalCompany
CNR
Drummond Ltd
CNR
Frontier CoalCl Bulk Trading
Interamerican Coal
C.M. Cerro Tasajero
Grupo Coquecol
C.M. de Cucuta
Carbones Andinos
Sanoha Ltda

FDT-082/ECB-083
185R
FFI-161
Pisos/Escalera
La Florida
Cazadero/Sanoha

Carbones Andinos
CMR Consorcio
Carbosocha
Sanoha Ltda
Sanoha Ltda
Sanoha Ltda

La PenaIntercarbon

Casablanca
7240/7241/7238/7615

Uniminas SAS
Cooprocarbon Ltda

Carboneras
070-899459/Carboinsa
San Luis Mine
Rio Blanco

ProdyserAPDR
MILPA
Centromin
SRSS

1967T/02-006-97/FDN-091
1921T
051-93

Columbia Coal Co
Min Miner SA
Cl CarbocoqueGKD-151

Cl Carbones Suramericanos SAS

Caparrapi
La Ramada
El Campano Mine
La Primavera Mine
Bijao
La Margarita
San Joaquin

Carbones Suramericanos SA
Activos Mineros
Geocosta Ltda
Frontier Coal
Sator SAS
Mina La Margarita SAS
Carbones San Fernando※表中の空白セルは情報なし
出所：MINES & BUSINESS / AGENCIA NACIONAL DE MINERIA をもとに作成

図 1.1-11 コロンビア主要炭鉱位置図11図 1.1-11 において、La Guajira 県で生産する Cerrejon（炭鉱リスト No.1,2,3,5）、Cesar
県で生産する Drummond（炭鉱リスト No. 6,10,12）と CNR は（炭鉱リスト No. 11,13）
は、コロンビアを代表する大手石炭会社であり、その他は中小の石炭会社である。
表 1.1-5 に県別資源量・埋蔵量及び炭種別資源量を示す。ここで、資源量とは、確定資源量（Measured Resources）、推定資源量（Indicated Resources）、予想資源量（Inferior
Resources）の合計である。また、確定資源量（Measured Resources）と推定資源量（Indicated Resources）の合計を推定埋蔵量（Probable Reserve）といい、確定資源量（Measured Resources）は、確定埋蔵量（Proved Reserve）と同義である。
La Guajira、Cesar、Cordoba、Antioquia の 4 県には、原料炭が賦存せず、Boyaca、
Cundinamarca、Norte de Santander、Santander の 4 県に限定される。
表 1.1-5 コロンビア県別資源量・埋蔵量及び炭種別資源量（百万トン）La Guajira

Cesar

Cordoba

Antioquia

Cundinamarca

BoyacaNorte de Santander

Santander

Total

Measured
1,542
345
1,197
2,283
2,283
656
656
52
42
9
257
172
85
246
128
118
120
14
106
58
2
56

Indicated
673
461
212
2,752
2,752
66
66
282
207
74
744
456
288
1,051
588
463
317
42
275
251
24
227

Inferior
521
155
366
136
136
113
107
6
816
576
240
1,771
1,180
591
367
75
292
182
116
66

資源量計
2,736
961
1,775
5,171
5,171
722
722
-447
356
84
1,817
1,204
614
3,068
1,896
1,172
804
131
673
491
142
349

5,213
703
4,510

6,135
1,778
4,357

3,906
2,209
1,697

15,254
4,690
10,564

出所：El carbón colombiano Recursos, reservas y calidad,
PUBLICACIONES GEOLÓGICAS ESPECIALES • Número 32, 2012

表 1.1-6 に炭田・炭鉱別の埋蔵炭種を示す。

12

炭種別総計

ThermalMetallurgical

2,735
2,735
5,171
5,171
722
722
448
448
1,817
1,262
555
3,085
2,230
855
803
356
447
490
402
88

ThermalMetallurgical

15,271
13,326
1,945

ThermalMetallurgical
ThermalMetallurgical
ThermalMetallurgical
ThermalMetallurgical
ThermalMetallurgical
ThermalMetallurgical
ThermalMetallurgical表 1.1-6 コロンビア炭田 / 炭鉱別の埋蔵炭種
県炭田 / 炭鉱

年代

La Guajira

El Cerrejon / North

第3紀

La Guajira

El Cerrejon / Central

第3紀

La Guajira

n/a

第3紀

La Guajira

Oreganal

第3紀

Cesar

La Jagua de ibirico

第3紀

Cesar

El Descanso

第3紀

Cesar

La Loma

第3紀

Cesar

Calenturitas

第3紀

Cesar

La Palma/ perija

第3紀Norte de Santander

Tasajero

第3紀

Santander

San Vicente

第3紀

Antioquia

Urabe/ Mutata/Cigoroda

第3紀

Antioquia

Amaga / Sopetran

Cordoba

Mina Zimba

第3紀

Cordoba

Taraza / Rio Man

第3紀

Cordoba

Cienaga de Oro

第3紀

Cordoba

Alto San Jorga

第3紀

Sucre

San Jacinto

第3紀

VolivarPiri / Cacari

第3紀

CaldasRio Bucio / Quinchia

第3紀

Choco

Tado

第3紀

Cauca

Mercaderes

第3紀

Valle del Cauca

Suarez / Playon / Dinde

第3紀Valle del Cauca

Valle del Cauca

第3紀

Cundinamarca

Pubenza / Dindal

第3紀/白亜紀Cundinamarca

Guatiqula

第3紀/白亜紀Cundinamarca

La Pradera

第3紀

Cundinamarca

El Salto

第3紀/白亜紀Cundinamarca

Rio Frio

第3紀/白亜紀

BoyacaTunja / Polpa / Dultema

第3紀/白亜紀

BoyacaSogamoso / Morca /Topaga / Paz del Rio /Jerico第3紀/白亜紀

BoyacaVasquez

第3紀/白亜紀Cundinamarca/Boyaca

Lenguazaque

第3紀

Cundinamarca/Boyaca

Sueva / Umbita / Lagltota

第3紀

Cundinamarca/Boyaca

Cogua / Samaca

第3紀

Cundinamarca/Boyaca

Guecheta

第3紀

Amazonas

La tecla

第3紀

第3紀/白亜紀

出所：Coal Map of South America, USGS を基に作成

13

無煙

瀝青

亜瀝

褐炭

(3) 石炭生産・輸出の推移(a) 石炭生産（県別、坑内・露天別）及び輸出（炭種別）の推移
表 1.1-7 に石炭生産量推移（県別）を、表 1.1-8 に坑内・露天別採炭比率推移を示す（両表の生産合計が若干異なる）。また、表 1.1-9 に石炭輸出量推移（炭種別）を示す。
2018～2022 年の 5 年間で見ると、生産された石炭の 97%が輸出されており、同じく
2018~2022 年の 5 年間で見ると、輸出量の 97%が一般炭である。
表 1.1-7 コロンビア石炭生産量推移（県別）（千トン）

Santander
BoyacaCundinamarca
Cordoba
Antioquia
CasanareValle del Cauca
Cauca
計

2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
35,207 32,877 34,374 33,398 32,728 32,161 31,076 26,420 12,576 23,617 19,188
46,690 45,257 47,389 45,422 48,672 50,711 46,616 52,025 34,597 29,550 30,202
1,971
1,887
2,196
2,205
2,575
2,516
2,686
2,388
1,960
1,368
2,434
183
146
56
120
141
163
316
216
107
269
225
2,754
2,843
1,773
2,429
2,965
2,634
2,866
2,049
2,274
1,684
2,178
2,299
2,532
2,904
2,584
2,651
2,592
2,554
2,357
1,742
1,591
1,851
198
102
255
4
1,247
568
621
483
1,057
825
1,224
502
333
413
216
195
118
91
82
105
231
166
0
1
6
6
2
0
2
1
1
0
0
36
28
40
72
65
29
20
13
14
18
26
40
54
21
43
10
43
62
24
6
6
7
89,879 86,060 89,427 86,499 91,250 91,536 86,910 86,058 54,439 59,159 57,502

内輸出量（千トン）
対生産量

75,618 74,759 87,122 72,794 83,354 102,713 83,793 71,549 67,835 55,600 56,562
84%
87%
97%
84%
91%
112%
96%
83%
125%
94%
98%

La Guajira
Cesar
Norte de Santander※ 港湾ターミナルでの貯炭増減があるため生産量と輸出量の計量時期にはズレあり

出所：SIMCO / UPME (2023 年)

表 1.1-8 コロンビア坑内・露天別採炭比率推移
露天
坑内
計
露天
坑内

生産量
（千トン）
比率
（％）

2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
82,069 78,504 81,893 79,253 82,862 83,530 77,692 78,445 47,174 54,452
6,955
6,992
6,685
6,295
8,298
7,744
8,700
6,997
6,443
4,539
89,024 85,496 88,578 85,548 91,160 91,274 86,392 85,442 53,617 58,991
92
92
92
93
91
92
90
92
88
92
8
8
8
7
9
8
10
8
12
8

出所：BOLETIN ESTADISTICO / UPME （2016-2020、2018-2022 年）

表 1.1-9 コロンビア石炭輸出量推移（炭種別）

無煙炭
瀝青炭

原料炭
一般炭
計

褐炭
その他
合計

（千トン）
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1
1
1
3
1
0
0
1
0
0
0
1,555
1,347
1,438
1,418
1,205
1,537
1,866
1,818
1,696
1,152
1,926
74,060 73,410 85,679 71,370 82,120 101,152 81,727 69,604 66,138 54,339 54,492
75,615 74,757 87,118 72,787 83,325 102,689 83,592 71,422 67,834 55,491 56,418
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
1
4
4
27
24
201
126
0
109
144
75,618 74,759 87,122 72,794 83,354 102,713 83,793 71,549 67,835 55,600 56,562

出所：SIMCO / UPME (2023 年)

14図 1.1-12 に石炭生産・輸出量の推移を示す。石炭生産・輸出の大半を占める La Guajira
県や Cesar 県では、Covid-19 のパンデミック、石炭企業に対する住民のデモ、スイスに本社を置く大手の鉱山会社 Glencore、その子会社 Prodeco による所有権の放棄などにより、
近年、急激に生産が落ち込んでいる。

出所：SIMCO / UPME (2023 年)

図 1.1-12 コロンビア石炭生産量・輸出量推移
2023 年 5 月 5 日のコロンビア国会で国家計画庁が作成する国家開発計画（2022-2026）が承認された。石炭関連の記載は以下の通りである2。
➢ 適切な脱炭素とエネルギー転換を実現するため、新たな大規模一般炭露天採掘事業は禁止。
➢ 既にその活動を行っている事業者は、契約に規定される権利と義務に従って、その活動を継続することができる。
➢ 適切な閉山管理を保証するため、閉山しようとしている、あるいは閉山した事業者と、鉱業・環境当局との間で調整が図られる。
➢ 電化が困難な分野や、肥料工場のような非エネルギー用途などのためにエネルギー
輸送手段としてのグリーン水素や合成燃料の生産を進める。
➢ 地質学的プロセスに関連し天然に産出されるホワイト水素の利用を進展させる。
➢ CCUS 技術の開発を進展させる。鉱山エネルギー省は、CO2 の地下貯蔵の規制を担当する。
(b) 石炭生産（La Guajira 県、Cesar 県）の推移
表 1.1-10 に、石炭生産・輸出の大半を占める La Guajira 県と Cesar 県における石炭生
産量の推移を会社・炭鉱別に示す。

2 JOGMEC 海外石炭情報 2023 年 5 月 19 日掲載

15

La Guajira

表 1.1-10 県・会社・炭鉱別石炭生産量推移（La Guajira 県、Cesar 県）

CarbonesdelCerrejon
Carbones
SAS

1
2
3
5
4

（千トン）
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Zona Norte
19,744 21,717 24,489 24,611 19,835 16,977 17,378 16,089 7,192 13,597
Patilla
5,082 3,114 2,501 1,712 2,737 3,830 2,637
587
344
671
Area La Comunidad
7,396 7,120 6,924 4,948 5,762 5,200 4,603 4,276 2,223 5,914
Oreganal
2,871 1,345
444 2,432 4,394 6,154 6,458 4,706 1,140 3,278
小計
35,093 33,296 34,358 33,703 32,728 32,161 31,076 25,658 10,899 23,460
La Caypa

0

0

0

0

0

0

0

762

223

157

Cesar

調整※
合計

114
-419
16
-305
0
0
0
0 1,454035,207 32,877 34,374 33,398 32,728 32,161 31,076 26,420 12,576 23,617
6 EL Descanso
8,828 8,293 10,440 12,579 13,883 18,822 21,599 23,145 21,436 20,636
Drummond 10 La Loma Pribbenow 17,177 14,492 16,384 13,318 14,537 13,660 9,181 9,500 7,844 7,587
Ltd
12 EL Corozo
649
小計
26,005 22,785 26,824 25,897 28,420 32,482 30,780 32,645 29,280 28,872
11 EL Hatillo
376
303
155
148
0
632 2,190 2,348 1,172
618
CNR
13 La Francia
2,604
393
870 1,765 2,960 2,973 1,959 1,700
354
43
小計
2,980
696 1,025 1,913 2,960 3,605 4,149 4,048 1,526
661
7 Calenturitas
10,184 11,582 12,568 11,015 11,065 9,849 7,002 9,810 2,384
0
8 La Jagua
2,385 2,889 3,057 2,450 3,483 2,618 3,026 3,973 1,028
45
Prodeco9 Yerbabuena
2,145 4,147 3,832 4,147 2,744 2,157 1,659 1,549
760
5
その他
Caribe2,980 2,970
0
0
0
0
0
0
0
0
小計
17,694 21,588 19,457 17,612 17,292 14,624 11,687 15,332 4,172
50
調整※
11
188
83
0
0
0
0
0
-381
-33
合計
46,690 45,257 47,389 45,422 48,672 50,711 46,616 52,025 34,597 29,550※番号：炭鉱位置図の番号と一致※調整：合計が県別生産量と一致するよう調整した

出所：BOLETIN ESTADISTICO / UPME （2012-2016、2016-2020、2018-2022 年）

La Guajira 県と Cesar 県における主要石炭会社の概要は以下の通り。
1) Cerrejon（Cerrejon Coal Company、Carbones del Cerrejón LLC）/ La Guajira 県
2021 年 6 月、これまでスイス Glencore、豪 BHP、英 Anglo American の 3 社で共同所有（各社 33.3%）していた Cerrejon の株を Glencore が 100%所有することとなった。
Cerrejon 炭 鉱 は 、 North Zone 、 Central Zone （ Patilla 地 域 、 Oreganal 地 域 、Comunidad 地域）、South Zone の 3 鉱区に分かれている。このうち South Zone は探査中
で、生産には至っていない（図 1.1-13）。
後述するが、採掘された石炭は私鉄の Cerrejon 炭鉱専用鉄道（Cerrejon 鉄道）によって 150km 離れた Puerto Bolivar まで輸送される。
2) Drummond（Drummond Ltd. Colombia）/ Cesar 県
コロンビアで操業中の炭鉱及び輸送インフラ資産を米国 Drummond（Drummond
Company Inc）が 100%保有していたが、2011 年 6 月、この資産の 20%を伊藤忠商事が保有することとなった（Drummond 80%＋伊藤忠商事 20%）。さらに、2021 年 4 月、伊藤忠
商事は Drummond 炭鉱資産の権益をすべて売却すると発表、現在は Drummond 100%の資産となっている。
Drummond は Cesar 県の El Descanso 炭鉱、La Loma Pribbenow 炭鉱、El Corozo 炭鉱を運営している。El Corozo 炭鉱は 2021 年に操業を開始した新しい炭鉱である（図1.1-14）。
16

後述するが、採掘された石炭は、FENOCO 鉄道（Drummond 41%、Prodeco グループ
40%、CNR 16%、他 3%が共同所有）で自社港湾である Puerto Drummond 港まで輸送される。
3) CNR（Colombian Natural Resources） / Cesar 県2015 年 8 月、米 Murray Energy は、米 Goldman Sachs から CNR を買収した。2020年 7 月、CNR は石炭価格の下落、需要の減少、利益の減少、コロナ禍の混乱等のため、所有する La Francia 炭鉱と El Hatillo 炭鉱の操業を停止、会社更生法の適用を受けるに至った。現在、Cesar 県に La Francia 炭鉱と El Hatillo 炭鉱を有している（図 1.1-14）。
2021 年 8 月、コロンビア Key Industries（国内投資家で構成される基金）は、米
Murray Energy から CNR を買収した。買収するに当たり Key Industries は、県の資産である炭鉱を維持するために、助け合うことをすべての関係者によびかけたい、と述べた。
後述するが、採掘された石炭は FENOCO 鉄道で運搬される。自社港湾を持たないため、
Puerto Drummond 港、Puerto Nuevo 港等から積み出している。
4) Prodeco グループ（Prodeco Group）/ Cesar 県
Prodeco グループの全資産はスイス Glencore が保有しており、次の 5 つの関連会社で構成されている（図 1.1-14）。
➢ CI Prodeco SA：Calenturitas 炭鉱（現放棄）と FENOCO 鉄道（40%持株）を所有➢ Carbones de la Jagua SA、Consorcio Minero Unido SA、Carbones El Tesoro SA：
La Jagua 炭鉱（現放棄）を所有➢ Sociedad Portuaria Puerto Nuevo SA：Puerto Nuevo 石炭輸出港を所有
2021 年 2 月 4 日、Prodeco グループは鉱山庁（ANM）に対し Cesar 県の Calenturitas
炭鉱と La Jagua 炭鉱の鉱業コンセッション契約の放棄を申請した。放棄の理由は、Covid-19 の流行、石炭価格の下落、地元の不安等である。
2021 年 9 月 3 日、ANM はこの放棄を受理したため Calenturitas 炭鉱と La Jagua 炭鉱
における Prodeco グループの操業は終了し、鉱山インフラの清算と返還のプロセスが開始された。この移行と閉鎖の段階において、Calenturitas 炭鉱と La Jagua 炭鉱は、採掘契約の放棄から派生する正式な手続きが完了するまで、Care and maintenance 状態にとどまる。
後述するが、FENOCO 鉄道は Prodeco グループで 40%の株式を保有し、Sociedad
Portuaria Puerto Nuevo SA 所有の Puerto Nuevo 港については保有を続行する。

17

出所：Cerrejon ホームページ

図 1.1-13 Cerrejon 炭鉱鉱区図

出所：諸資料をもとに作成

図 1.1-14 Cesar 県の各炭鉱位置図

18

(4) 石炭輸出量（炭種別・生産県別・輸出先別）
表 1.1-11 にコロンビアの 2022 年の石炭輸出量を炭種別・生産県別・輸出先別に示す。
輸出量の 3.4%が原料炭、96.3%が一般炭、両者で 99.7%を占める。また輸出量の 38.2%がLa Guajira 県産、52.4%が Cesar 県産、両県で 90.6%を占める。
日本、韓国、台湾、中国等の東アジア地域にも輸出されており日本の場合、349 千トンの原料炭が Cundinamarca 県から、912 千トンの一般炭が Cesar 県から輸出されている。
表 1.1-11 コロンビア石炭輸出量（炭種別・生産県別・輸出先別、2022 年）

その他

一般炭

原料炭

無煙炭

ベネズエラ
エクアドル
スペイン
計
ブラジル
中国
日本
トルコ
ポーランド
メキシコ
シンガポールアルゼンチン
エクアドル
計
トルコ
オランダ
チリ
イスラエル
ドミニカ
ブラジル
USA
ポーランド
メキシコ
韓国
スペイン
カナダ
プエルトリコ
グアテマラ
日本
パナマ
アルメニア
アイルランドアルゼンチン
英国
台湾
モロッコ
ペルー
イタリア
フランス
ウクライナ
デンマーク
グアドループ
その他
計
ブラジル
トルコ
その他
計
合計
（参）生産量
輸出量比率

NarinoCauca

Valle delCauca

BogotaCasanareAtlantico

Antioquia

Cordoba

Cundinamarca

BoyacaSantander

Norte deSantander

輸出先

Cesar

生産県

La Guajira

（千トン）

0.2
0.1
0.2

0.1

14
104
142
29
10

5,624
5,277
2,020
2,103
1,316
871
35
43
330
252
970
285

469
578
319
236
308
199

5,935
2,532
2,096
2,070
928
1,122
2,334
2,146
1,975
1,815
1,194
406
1,371
296
912
907
144
545
34
412
99
37

0.1
0.0
0.0
617
274
349
179
87

0.1

53

157
2
180
115

142

149
133

32

53

58
10
0.0
1,574

0.0
0.0

22
15

8,092
4,279
4,173
2,480
2,414
2,412
2,259
2,214
2,145
1,484
1,440
1,371
1,198
912
907
779
612
545
442
412
392
352
341
293
248
248
166
322

49
33
274
43

24

38
63
542

31

44

166
33
32

57
277

37
33

95
248

193

47
113
177
145
21,605 29,655 2,400

6

2

52
0
317

64

401
133

2

49

2

0.0
0.0

54,492

133
10
0.1
144

10

21,605 29,655

2,434
98% 105%

19,188 30,202

113%

2,557

0.2
0.1
0.0
0.3
631
378
349
320
116
62
58
10
0.1
1,926
11,561

103
0.3

46
239

56

計

0.0
0.0
53

0.1
0.1
1,891

133
534

49

225 2,178 1,851 1,224
92%
2% 102%
44%

166
29%

206

※表中の空白セルはデータ・情報なし
出所：SIMCO / UPME （2023 年版）

19

2

10
11

0.1 56,562
26

757,50198%

表 1.1-12 にコロンビアの日本向け石炭輸出量推移を炭種別・生産県別に示す（県名は、コロンビア炭田位置図を参照のこと）。
原料炭は主に Cundinamarca 県産が日本向けに輸出されている。輸出港は太平洋に面した Industrial Aguadulce 港（後述の図 1.1-27 参照）で、Cundinamarca 県から道路輸送される。
2015 年に Valle del Cauca 県から 9,082 トンの原料炭が輸出されているが、Valle delCauca は前記 Industrial Aguadulce 港の所在県であり道路輸送距離が大幅に短縮される。
一般炭は主に Cesar 県産が日本向けに輸出されている。Cesar と La Guajira 両県産の石炭は FENOCO 鉄道を用いてカリブ海に面した港からの輸出となりパナマ運河の通行が必要である。
表 1.1-12 コロンビアの日本向け石炭輸出量推移（炭種別・生産県別）
（トン）
2010

2011

CUNDINAMARCA

2012

30,610

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

38,50486,368215,615

179,102346,085

372,480

408,752

230,927

33,581

349,065

151,851

396,028

262,257

原料炭

NORTE_
DE_SANTANDER
BOYACA

30,323ATLANTICO

20,0000030,6100139,187
60,355204,340

9,082

058,504

1
86,368255,020

25,336

19,557

73,201
220,273

CUNDINAMARCA

一般炭

101,228

9,082

BOGOTACESAR
LA GUAJÍRA

計2,291,089
810,136

70,90520,000

VALLE_
DEL_CAUCA
計

2010～2022

179,102346,085

372,480

631,508

626,955

295,838

349,065

3,231,535

315,045 1,856,746

613,605

288,930

327,992

796,162

911,570

5,322,439

79,478303,831265,248

1,178,418

29,001

74,81445,813MAGDALENA

56,024NORTE_
DE_SANTANDER
BOYACAANTIOQUIA

56,02455,20055,20045,71945,71900

計60,355343,527

220,273

73,201

25,336

19,557360,858 2,037,143

973,460

583,179

合計

60,355374,138

220,273

131,705

111,704

274,577

539,960 2,383,228 1,345,940 1,214,687

327,992

796,162

911,570

6,732,613

954,947 1,092,000 1,260,635

9,964,148※表中の空白セルはデータ・情報なし
出所：SIMCO / UPME （2023 年版）(5) 石炭輸送インフラ / 鉄道(a) 現状
図 1.1-15 にコロンビアの地形を示す。標高 3,000～5,000m 級のアンデス山脈が南北に連なっているためインフラ整備は容易ではない。
Cerrejon 鉄道と FENOCO 鉄道がアンデス山脈に阻まれることなく炭鉱地帯からカリブ海沿岸まで到達できるため両鉄道が石炭輸出の大半を担っている。
FENOCO 鉄道の南端は中央鉄道網に接続しているが、この路線は首都 Bogota から東北に延びる炭鉱群とは接続しておらず、さらに FENOCO 鉄道は同鉄道に出資していない企業は利用できないという制約がある（後述）。

20

出所：Google マップをもとに作成

図 1.1-15 コロンビアの地形図 1.1-16 に鉄道路線図を示す。鉄道網は大西洋鉄道網、中央鉄道網、太平洋鉄道網、私鉄、運休区間に分類されている。前述の通り、大西洋鉄道網（FENOCO 鉄道）、中央鉄道
網は、私鉄路線は石炭輸出に貢献している。ただし、Bogota 炭鉱地帯から太平洋沿岸と大西洋沿岸への鉄道アクセスがないことから、原料炭の大量輸出には大きな障害となっている。
今後の新規鉄道路線建設計画や各鉄道網の詳細は後述する。

21

出所：2018-2022 Plan Maestro Ferroviario ／ ANI、INVIAS

図 1.1-16 コロンビア鉄道路線図
表 1.1-13 に鉄道路線長を示す。全長 3,533km のうち運行区間が 1,799km の一方、運休
区間は 1,734km にも及ぶ。鉄道が通る自治体のインフラ計画において鉄道インフラに対する評価が極めて低く、長距離に及ぶ運休区間を生み出している。

22

表 1.1-13 コロンビア鉄道路線長（運行区間・運休区間別）

Atlantic
Railway
Network

CentralRailway
Network

Pacific
Railway
Network↓
38.00
207.00245.00↓205.68189.00126.50521.18Branch Capulco

4.48
867.00計
La Felisa
Buenaventura
ZarzalLa Tebaida
計
合計

Cerrejon
Railway
Paz deRio

Cerrejon
Puert Bolivar
Belencito
Paz de Rio
合計
Active 路線計

備考

km

FENOCO
鉄道

INVIAS (Instituto Nacional de Vías) 国家道路局 管轄

PrivateRailway

ANI (Agencia Nacional de Infraestructura) 国家インフラ庁 管轄

km
Santa Marta
Cienaga
Chiriguana
計
Chiriguana
San Rafael
Puerto Berrio
La Dorada
小計
GreciaCabanasBogotaElCorzo
BogotaBelencito
La CaroZipaquira

33.10
30.87
257.0020.37

459.0039.00
498.001,610.00
150.00

Cerrejon
鉄道

39.00
189.001,799.00

Puert Wilches
Bucaramanga
CabanasCisnerosCisneros
Envigado
La Dorada
Buenos Aires
IbaguePicalena
EspinalCentralEspinalRailway
Neiva
Network
La Dorada
Facatativa
Facatativa
EspinalZipaquira
Lenguzaque
Barbosa
BogotaEl Salto
Bogota計
La Felisa
Envigadp
CartagoPereiraPacific
La Tebaida
Railway
Armenia
Network
PereiraManizales
Cali
Popayan計
非 Active 路線計
路線総計

備考

118.0074.00
93.00
177.0055.00

160.00166.00150.00174.0032.00
5.00
1,204.00
183.0033.00

152.00162.00530.001,734.00
3,533.00

出所：2018-2022 Plan Maestro Ferroviario ／ ANI、INVIAS

1) 大西洋鉄道ネットワーク
全区間（Santa Marta–Chiriguana）の運用・保守を FENOCO 鉄道（Ferrocarriles delNorte de Colombia）がコンセッション方式で請け負っている。
FENOCO 鉄道は、Cesar 県の La Loma 近郊で石炭を生産している大企業が出資し合って運営する会社で、持ち株比率は Drummond 41%、Prodeco グループ 40%、CNR 16%、
他 3%である。各社それぞれ異なった機関車を用いている（図 1.1-17）。

23

出所：FENOCO 鉄道ホームページ

図 1.1-17 FENOCO 鉄道を運行する各社の機関車出資していない企業が FENOCO 鉄道を使うことはできない。そのため、FENOCO 鉄道
を経由せずにカリブ海沿岸まで到達する新線構想（Chiriguana-Dibulla-Puerto Brisa）も存在する（図 1.1-18）。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.1-18 Chiriguana-Dibulla 新線構想（328.6km）
2) 中央鉄道ネットワーク
本路線は、上記大西洋鉄道ネットワーク南端の Chiriguana から南下し Grecia で西と南に分岐している。西行きは Cabanas 止まりで太平洋鉄道ネットワークとは接続されていない。南行きは La Drada で一旦寸断されるが、Boyaca 県と Cundinamarca 県に存在する
多くの炭鉱地帯を縫う Bogota-Tunja-Belencito 区間が運行している。

24

3) 太平洋鉄道ネットワーク
本路線は、太平洋に面した港を有する Buenaventura 市から Antioquia 県の Medellin 市（コロンビア第 2 の都市）に向け北上するが、La Felisa で寸断され中央鉄道ネットワークとは接続されていない。
4) 私鉄（Cerrejon 鉄道）
Cerrejon 炭鉱で採掘された石炭を 150km 離れた Puerto Bolivar まで輸送する私鉄のCerrejon 炭鉱専用鉄道（Cerrejon 鉄道）である。軌間はコロンビア唯一の 1,435mm 広軌（他の路線は 914mm 狭軌）である。
5) 私鉄-2（Paz de Rio 製鉄所専用線）
Boyaca の Belencito～Paz de Rio 間は、Paz de Rio 製鉄所の El Uvoy 鉱山からの鉄鉱石を輸送するための専用線である。
(b) 今後の路線計画
図 1.1-19 に今後の主な路線計画を示す。
① Caribbean 線：
Bolivar 県の県都 Cartagena と Magdalena 県の県都 Santa Marta を結ぶ新線。
Magdalena 県の Cienaga で大西洋鉄道ネットワークと接続する。Cartagena はコロ
ンビアきっての観光都市であり、カリブ海に面しリゾート地としても人気がある。そこの新線の目的は Cartagena 新空港の建設計画もあり、観光都市としての位置づけを高める意味合いが大きい。
Cartagena への石炭輸送は計画されていないため、石炭輸送への影響はないと思われる。
② Cardas – Uraba 線：
Cardas 県から Antioquia 県の県都 Medellin を通り、同県の Uraba 港に面する
Turbo を結ぶ新線。
③ La Felisa – Cabanas 線：
太平洋鉄道網の始点の Caldas 県 La Felisa と中央鉄道網の終点の Antioquia 県
Cabanas を接続する新線。Antioquia 県の県都 Medellin を経由する。
④ Zipaquira – Barrancabermeja 線：
Boyaca 県と Cundinamarca 県に存在する多くの炭鉱地帯を縫う Bogota-TunjaBelencito 区間の中央鉄道網の Cundinamarca 県 Zipaquira と Santander 県第 2 の都25

市 Barrancabermeja を結ぶ新線。Barrancabermeja で分断されていた中央鉄道網と結ばれる。
「②Cardas–Uraba 線」、「③La Felisa–Cabanas 線」、「④Zipaquira–Barrancabermeja線」が開通することにより、これまで Boyaca 県、Cundinamarca 県で生産していた石炭は、鉄道網を使ってカリブ海と太平洋の港に輸送が可能となる。輸送コストが下がり、大量輸送も可能となる。

出所：2018-2022 Plan Maestro Ferroviario ／ ANI、INVIAS

図 1.1-19 コロンビア 今後の鉄道路線計画26

(6) 石炭輸送インフラ / 河川
図 1.1-20 に主要河川と河川港を示し、表 1.1-14 に河川港間の距離を示す。
Magdalena 川は、人口密度の高い地域を通過し、水量が多くコロンビアの主要な水路となっている。全長 24,725km のうち、年間を通じて小型船舶の常時航行が認められているのは 18,225km（74%）である。このうち、大型船の常時航行が認められているのは
7,063km（39%）
、一時的な大型船の航行が認められているのは 4,210km（23%）である。
残りの 6,500km（26%）は航行不可能である。
2014 年 1 月、コロンビア政府は環境上の理由からバージクレーンを用いた本船への荷役を禁止し、石炭ターミナルからベルトコンベア・船積み機を用いた直接荷役を義務付けた。

出所：諸資料をもとに作成

図 1.1-20 コロンビア 主要河川と河川港

27

表 1.1-14 コロンビア 河川港間距離

Barranquilla
Magangué
GamarraPuerto Wilches
Barrancabermeja
Puerto Triunfo
Puerto Salgar

238
238
473
597
631
825
888

473
235

235
359
393
587
650

124
159
352
415

597
359
124
34
228
291

631
393
159
34
194
257

PuertoSalgarPuertoTriunfoBarrancabermeja

PuertoWilches

GamarraMaganguéBarranquilla

(km)

825
587
352
228
194

888
650
415
291
257
63

63

出所：Logistics Cluster

図 1.1-21 にバージ輸送と貨車輸送の併用による輸送状況を示す。Magdalena 川をバージで下り、貨車に積み替えて中央鉄道ネットワークを北上、FENOCO 鉄道を経由してSanta Matra 港へ至る例である。

出所：FORTIA Minerals 資料から抜粋

図 1.1-21 バージ輸送と貨車輸送の併用(7) 石炭輸送インフラ / 道路
図 1.1-22 に道路網を主要港湾位置と共に示す。鉄道の便が悪い石炭生産県、Cordoba、Antioquia、Santander、Norte de Santander、Boyaca、Cundinamarca の各県においても港まで主要道路が繋がっており石炭輸送は可能ではあるが、鉄道輸送のような大量輸送は困難である。
道路網を活用した石炭の大量輸送の問題は以下が挙げられる。
➢ 路面の損傷➢ 地域住民、地域社会への影響（騒音、振動、炭じん飛散、交通障害等）
これらの対策を講じるには、輸送トラックの積載サイズの制限、石炭運搬専用道路の整備等が必要となるが、産炭地域への供給が現実的であろう。そのため、石炭輸出を大幅に増やすためには、鉄道網、河川を利用したバージ輸送を整備する必要がある。

28

出所：worldometer をもとに作成

図 1.1-22 コロンビア道路網（含 主要港湾）

29

1 . 1 . 2 コロンビアの石炭ターミナル（山元、港湾施設等）(1) 石炭ターミナル / 山元
貨車への石炭積込設備を有する山元ターミナルは、Cerrejon 鉄道出発地の Cerrejon 炭
鉱と FENOCO 鉄道出発地の Cesar 県 La Loma 近郊の大企業炭鉱群に存在する。
(a) Cerrejon 鉄道出発地（図 1.1-23）
貯炭場、積込設備、ループ線から構成されており、5～6 列車/日、平均 80 千トン/日の石
炭を 150km 離れた Puerto Bolivar まで輸送している。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.1-23 Cerrejon 鉄道出発地(b) FENOCO 鉄道出発地（図 1.2-24）
Cesar 県 La Loma 近郊に位置する大企業炭鉱のそれぞれに貯炭場、積込設備、ループ線が設置されており、FENOCO 鉄道本線へと繋がっている。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.1-24 FENOCO 鉄道出発地

30

(2) 石炭ターミナル / 港湾施設
港湾施設を表 1.1-15 に示し、既述の図 1.1-22 に位置を示す。No.8、No.9 のみが太平洋に面し他はカリブ海に面している。
No.8 の Industrial Aguadulce 港は 2017 年に開港し、主にアジア市場に原料炭を輸出している。炭鉱から同港まではトラック輸送である。
2014 年 1 月、コロンビア政府は環境上の理由からバージクレーンを用いた荷役を禁止し、
石炭ターミナルからベルトコンベア・船積み機を用いた直接荷役を義務付けた。これに対応できず役目を終えた石炭ターミナルも多い（表 1.1-15 に記載の「運用停止中の石炭ター
ミナル」参照）。
表 1.1-15 コロンビア石炭ターミナル（港湾施設）
所在県

能力

No.

港 (Puerto)

運営社

1

Bolivar

La Guajira

Carbones del Cerrejon

2

Brisa

La Guajira

Sociedad Portuaria Puerto
Brisa S.A.

（M tpa）
40

状況
既設

30

既設

(+20)

(提案中)

タイプ
石炭専用

石炭専用

3

BCC (MPX)

La Guajira

Yildirim Holding A.S.

35

(提案中)

4

Drumｍond

Magdalena

Drummond Ltd.

60

既設

5

Nuevo

Magdalena

Prodeco Group

25.7

既設

6

Santa Marta
港湾協会

Magdalena

Carbosan

7

既設

石炭・他
多目的

7

Compas Tolu

Sucre

Compas

N/A

既設

石炭・他
多目的

8

Industrial
Aguadulce

Valle delCauca

Compas / Sociedad Puerto
Industrial Aguadulce S.A.

8

既設

石炭・他
多目的

9

Buenaventura

Valle delCauca

Sociedad Portuaria Regionalde Buenaventura S.A.

20

既設

(+20)

(提案中)

石炭・他
多目的

(石炭)

摘要

鉄道新路線
敷設提案中

石炭専用

石炭専用

石炭専用

アジア（日本）向け原料炭運用停止中の石炭ターミナル
No.

港（Puerto）

所在県

運営社

M tpa

10

Rio Cordoba

Magdalena

CNR(Columbian National
Resources) S.A.S.

12

2014年にDrummond港へ移行

状況

11Barranquilla

AtlanticoSociedad Portuaria deBarranquilla S.A.

N/A

2013年より石炭輸出を停止

12Cartagena

Bolovar

N/A

N/A

近年、石炭輸出の兆候なし

13

Mamonal

BolovarPuerto de Mamonal S.A.

N/A

2013年より石炭輸出を停止

出所：Colombia Mining Diversity Nov. 2021、Global Energy Monitor WIKI をもとに作成

以下、主な港湾について概説する。

31

(a) Puerto Bolivar（図 1.1-25）
Puerto Bolivar は Cerrejon が所有する石炭輸出港である。Cerrejon 鉄道で運ばれた
Cerrejon 炭はループ線、自動荷卸し設備、貯炭場を経て船積みされる。
石炭積込能力は 40 百万トン/年、ヤードの貯炭容量 610 千トン、18 万 DWT の船舶まで受け入れ可能である。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.1-25 Puerto Bolivar(b) Puerto Drummond（図 1.1-26）
Puerto Drummond は Drummond が所有・運営する石炭輸出港である。FENOCO 鉄道の終着点で、ループ線、荷卸し設備、貯炭場、シップローダーが装備されている。
石炭積込能力は 60 百万トン/年、ヤードの貯炭容量 800 千トン、ハンディサイズ（4～5万 DWT クラス）からケープサイズ（15 万 DWT クラス）の船舶まで受け入れ可能である。
(c) Puerto Nuevo（図 1.1-26）
Puerto Nuevo は Prodeco グループの関連会社である Sociedad Portuaria Puerto Nuevo
SA が所有・運営する石炭輸出港である。上記 Puerto Drummond に隣接し FENOCO 鉄道
による輸送である。石炭積込能力は 25.7 百万トン/年、ヤードの貯炭容量 1,100 千トン、3万～18.25 万 DWT の船舶まで受け入れ可能である。
(d) Puerto Industrial Aguadulce（図 1.1-27）
Puerto Industrial Aguadulce は Compas / Sociedad Puerto Industrial Aguadulce SA が運営する多目的港で 2017 年に開港した。
同港の石炭ターミナルは主にアジア市場に原料炭を輸出している。石炭積込能力は 24 千トン/日、ヤードの貯炭容量 110 千トン、最大 8 万トンのパナマックス船に積載可能なコンベアを備えている。
32

(e) Puerto Buenaventura（図 1.1-27）
Puerto Buenaventura は Sociedad Portuaria Regional de Buenaventura SA が運営する多目的港である。石炭取扱量は少なく、隣接するコンテナ港を含む取扱い能力は 20 百万トン/年である（現在、+20 百万トン/年の増強を提案中）。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.1-26 Puerto Drummond と Puerto Nuevo

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.1-27 Puerto Industrial Aguadulce と Puerto Buenaventura33

1 . 2 マレーシアの石炭輸送インフラ動向
1 . 2 . 1 Sarawak 州の主たる炭田からの石炭ターミナルまでの輸送インフラ(1) マレーシアにおける石炭の位置付け(a) 石炭埋蔵・生産・輸出入の概要
表 1.2-1 に 2019 年 12 月末の石炭埋蔵量を地域別に示す。Sarawak 州の石炭埋蔵量は約15 億トンである。
表 1.2-1 マレーシア石炭埋蔵量（2019 年 12 月末）

Sarawak州
Sabah州
マレー半島
マレーシア合計

Measured確定
271.874.80－
276.67石炭埋蔵量（百万トン）
Indicated
Inferred推定
予想323.01
946.91
55.22
299.20－17.00
378.23
1,263.11

計1,541.79
359.2217.00
1,918.01

出所：Malaysia Energy Statistics Handbook 2021

石炭（褐炭～無煙炭）の生産・輸出・輸入の推移を図 1.2-1 に示す。生産の大半は亜瀝青炭で、Sarawak 州内で生産され同州内の石炭火力で消費される。また、大量の輸入炭はマレー半島部の石炭火力向けである。

※JMG:DEPARTMENT OF MINERAL AND GEOSCIENCE MALAYSIA

図 1.2-1 マレーシア石炭生産量・輸出量・輸入量の推移
図 1.2-2 に 2021 年の石炭輸入量（褐炭～無煙炭）の各国比較を示す。マレーシアの石炭輸入量は 35.1 百万トン、世界 10 位である。

34

出所：EIA

図 1.2-2 石炭輸入量 各国比較（2021 年）(b) 電源別発電量
豊富な埋蔵量の天然ガス・石油に加え、石炭を大量に輸入しているマレーシアの発電状
況を電源別に示す（図 1.2-3、表 1.2-2、表 1.2-3）。
電源別の構成を見ると、2010 年代以降に水力発電の比率が大幅に増加しているものの、
天然ガス、石炭の比率は 8 割程度を占めており、継続して化石燃料に頼っていることがわかる。近年は再生可能エネルギーとして太陽光発電も増えている。マレーシアは赤道近くに位置することから、年間を通じて日照量が多く、地理的にも太陽光発電に有利であり、マレーシア政府もこの優位性を享受する政策をとっている。

出所：EI 統計 2023

図 1.2-3 マレーシア電源別発電量推移35

表 1.2-2 マレーシア電源別発電量推移（TWh）

水力
ガス
石炭
石油
再生可能
合計

2012
9.3
61.0
55.6
6.6
1.5
134.1

2013
11.8
71.2
53.7
3.0
1.2
141.0

2014
13.4
73.8
55.8
3.5
0.9
147.5

2015
13.9
70.0
63.5
1.7
1.0
150.1

2016
20.0
65.2
69.2
1.2
1.1
156.7

2017
26.8
62.1
68.9
1.7
1.1
160.6

2018
26.3
64.1
77.3
0.9
2.0
170.6

2019
26.2
72.3
76.4
1.0
2.5
178.5

2020
27.9
53.6
84.2
0.9
3.1
169.8

2021
30.9
60.9
78.0
1.3
3.7
174.7

（TWh）
2022
32.5
68.4
76.4
1.8
3.9
182.9

2020
16.4
31.6
49.6
0.6
1.8
100.0

2021
17.7
34.9
44.6
0.7
2.1
100.0

（%）
2022
17.8
37.4
41.8
1.0
2.1
100.0

出所：EI 統計 2023

表 1.2-3 マレーシア電源別発電量推移(%)

水力
ガス
石炭
石油
再生可能
合計

2012
6.9
45.5
41.5
4.9
1.1
100.0

2013
8.4
50.5
38.1
2.2
0.9
100.0

2014
9.1
50.1
37.9
2.4
0.6
100.0

2015
9.3
46.6
42.3
1.2
0.7
100.0

2016
12.8
41.6
44.1
0.8
0.7
100.0

2017
16.7
38.7
42.9
1.1
0.7
100.0

2018
15.4
37.6
45.3
0.5
1.2
100.0

2019
14.7
40.5
42.8
0.6
1.4
100.0

出所：EI 統計 2023

2023 年 8 月 29 日、マレーシア政府は国家エネルギー移行ロードマップ第 2 弾を発表した3。2050 年までの脱炭素化に向けたロードマップ第 1 弾では、主要 6 分野で 10 基幹プロ
ジェクトを特定していたが、今回は加えて、基金設立や国家エネルギー評議会による統治を柱に、上記プロジェクトを実行するための具体策や目標を盛り込んだ。
主要 6 分野については、国家エネルギー政策で定めた目標を上書きするかたちで、2050
年までに実現すべき新たな数値目標を設定した。以下に例示する。
➢ 石炭火力発電所：2050 年までに全廃する。
➢ エネルギー効率：産業部門で 23%、住宅部門で 20%のエネルギー消費節減を目指す。
➢ 再生可能エネルギー比率：70%とする。
➢ グレー水素：化石燃料から抽出するグレー水素を 2050 年までに全廃する。
➢ 電動車（xEV）4：市場総需要量（TIV）に占める電動車（xEV）の比率を 80%とするとともに、xEV の製造能力を強化して現地生産比率を 90%とする。
3 出所：JETRO ビジネス短信-ジェトロの海外ニュース_2023 年 9 月 4 日版
4 xEV は、電気で走る自動車（Electric Vehicle＝エレクトリック・ビークル）全般を意味する用語。
「x」の部分にバッテリー（Battery）の頭文字、B が入れば「BEV」（バッテリー電気自動車）となる。ハイブ
リッド（Hybrid）車も電気を使っているので、H を使って HEV（ハイブリッド・エレクトリック・ビー
クル）となる。充電ができる（Plug-in）ハイブリッド車は PHEV（プラグイン・ハイブリッド・ビーク
ル）、水素と酸素の化学反応で発電する燃料電池（Fuel Cell、フューエルセル）を使う電気自動車は、
FCEV となる。電動車（xEV）は現在、この 4 種類（BEV/HEV/PHEV/FCEV）に分類できる。
出所：xEV モーターショー 2023 ホームページ「xEV 車とは」より抜粋

36

図 1.2-4 にマレーシア発電所位置図（石炭・ガス・水力）を示し、表 1.2-4 にその仕様を示す。

出所：Open Infra Map

図 1.2-4 マレーシア発電所位置図37

表 1.2-4 マレーシア発電所仕様

Stesen Janakuasa Patau-Patau

Miri P.S.
SPR
Sepangar Bay P.S.
District Cooling Centre 2
小計

水力

Edra Melaka P.S.
Lumut Segari P.S
Pengerang Cogeneration P.S.
Track 4A Southern P.S.
Tuanku Jaafar P.S.
Bintulu Combined Cycle Plant
TNB Prai P.S.
Telok Gong P.S. 2
Kuala Langat P.S.
Perlis P.S.
Tanjung Gemuk P.S.
Connaught Bridge P.S.
Malakoff Prai P.S.
Gelugor P.S.
Kimanis P.S.
Putraya P.S.
Kulim Industrial Park P.S.
Kerteh P.S.
Rugading P.S.
Teluk Salut P.S.
Gebeng P.S.

Jimah East P.S.
Jimah P.S.
Balingian New P.S.
Mukah Coal P.S.
Sejingkat P.S.
小計

発電所名
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49

Bakun Hydropower
Murum Hydropower
Pergau P.S.
Sultan Mahmud P.S.
Ulu Jelai Hydroelectric Plant
Temengor P.S.
Hulu Terengganu Hydroelectric Project

Kenering Hydroelectric Plant
Batang Ai Hydroelectric Plant
Sultan Yusuf Hydropower
Tenom Pangi Hydropower
Bersia Hydropower
Chenderoh Hydropower
Hulu Sungai Piah hydropower
Kota 2 Hydropower
小計

軽油

9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34

Sultan Salahuddin Abdul Aziz P.S.

MW
4,080
3,100
2,200
2,000
1,400
624
270
210
13,884
2,242
1,943
1,729
1,440
1,411
1,324
1,071
720
675
650
436
375
350
310
285
252
220
216
190
190
108
103
102
100
100
26
16,56850 Stesen Janakuasa Kubota
51 Tawau P.S.
52 Limbang P.S.
小計

石油

Sultan Azlan Shah P.S.
Tanjung Bin P.S.

53 Stesen Janakuasa Sandakan
54 Lawas P.S.
小計

太陽光

ガス

石炭

発電所名
1
2
3
4
5
6
7
8

55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68

Coara Marang Solar Plant
Kerian Solar
Suria Sungai Petani Solar Park
Kuala Ketil Photovoltaic Plant
LSS Sepang
Tadau LSSLSS Sungai Siput
RE Gebeng Solar FarmLSS Bidor
LSS Bukit Selambau
PLB Solar Plant[unnamed][unnamed]
LSS Ayer Keroh
小計
合計

MW
2,400
944
600
400
372
348
265
120
108
100
73
72
40
15
11
5,868
64
33
22
119
36
14
50
100
100
91
50
50
50
49
38
30
30
20
18
13
8
647
37,136

出所：Open Infra Map

図 1.2-5 に Sarawak 州の石炭火力発電所位置図を、図 1.2-6～図 1.2-8 に各発電所の外観を、表 1.2-5 にその仕様を示す。3 発電所とも Sarawak Energy Bhd5による運営（または同社子会社の運営）である。Mukah Coal 発電所と Balingian New 発電所は近傍の
Mukah-Balingian 炭田の亜瀝青炭を、Sejingkat 発電所は河川・海路を経て Melit-Pila 炭田から供給された亜瀝青炭を使っている。

5 Bhd：公開会社の意味。非公開会社の場合は Sdn. Bhd.を付す。

38

マレーシア政府は 2050 年までに石炭火力発電所を全廃する計画である。Sarawak 州の石炭火力発電所も例外ではなく、Sejingkat 発電所は 2026 年以降、Mukah Coal 発電所とBalingian New 発電所は 2030 年以降に閉鎖が予定されている。今後、これら 3 発電所に供給されていた亜瀝青炭の水素化等、カーボンニュートラルに即した事業展開が期待される。

出所：Google マップをもとに作成

図 1.2-5 Sarawak 州 石炭火力発電所位置図
表 1.2-5 Sarawak 州 石炭火力発電所仕様
運営社
（親会社）

発電所名
⑥

⑦

⑧

Balingian New P.S.

Mukah Coal P.S.

Sejingkat P.S.

発電容量

運転開始

使用炭種

312MW×2

1U：2019

亜瀝青炭

循環流動床

2U：2019

135MW×2

1U：2008

亜臨界

2U：2009

Sejingkat Power Corp.

50MW×2

1U：1997（Sarawak Energy Bhd）

亜臨界

2U：1997

Sejingkat Power Corp.

55MW×2

1U：2006（Sarawak Energy Bhd）

亜臨界

2U：2006

Sarawak Energy Bhd

Sarawak Energy Bhd

出所：Global Energy Monitor WIKI

39

亜瀝青炭

亜瀝青炭

亜瀝青炭

出所：Google マップをもとに作成

図 1.2-6 Sejingkat 発電所

出所：Google マップ

図 1.2-7 Mukah Coal 発電所

出所：Sarawak Energy ホームページ

図 1.2-8 Balingian New 発電所

40

(c) 石炭以外のエネルギー資源の活用状況
ここで、マレーシアの石炭以外のエネルギー資源である天然ガスと石油の活用状況について概説する。 まず、図 1.2-9 にマレーシアの一次エネルギー消費量の推移を示す。2020
年は 92.6 百万 toe と、1990 年の 21.3 百万 toe に比べ 4.3 倍と著しく増加している。

出所：EIA

図 1.2-9 マレーシア一次エネルギー消費量推移
表 1.2-6 に天然ガス埋蔵量の各国比較を示す。マレーシアは世界 24 位の埋蔵量である。
図 1.2-10 にマレーシアの天然ガス生産量・消費量・輸出量の推移を示す。2015・2020・
2021 年の 3 ヶ年平均で見ると、生産：76 Gm3（100%）、消費 47 Gm3（62%）、輸出 35
Gm3（46%）である。なお、この他に若干の輸入 3.6 Gm3（EIA）がある。
表 1.2-6 天然ガス埋蔵量各国比較（2020 年）
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

ロシア
イラン
カタール
トルクメニスタン
米国
中国
ベネズエラ
サウジアラビア
アラブ首長国連邦
ナイジェリアイラク
アゼルバイジャン
オーストラリアカナダ
アルジェリア兆m3
37.39232.10124.66513.601
12.619
8.399
6.260
6.019
5.939
5.473
3.529
2.504
2.390
2.354
2.279

16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30

カザフスタン
エジプト
クウェート
リビア
ノルウェー
インド
インドネシアウクライナ
マレーシア
ウズベキスタン
オマーン
ベトナム
イスラエル
ミャンマー
アルゼンチン

出所：EI 統計 2023

41

兆m3
2.257
2.138
1.695
1.430
1.429
1.320
1.252
1.091
0.908
0.845
0.666
0.646
0.589
0.432
0.386

31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45

パキスタン
ブラジル
トリニダード・トバゴ
シリア
イエメン
ペルー
ブルネイ
ボリビア
イギリス
メキシコ
パプアニューギニア
タイ
オランダ
バングラデシュ
コロンビア

兆m3
0.385
0.349
0.290
0.269
0.266
0.261
0.222
0.213
0.187
0.178
0.163
0.143
0.130
0.110
0.086

出所：EI 統計 2023

図 1.2-10 マレーシア天然ガス生産量・消費量・輸出量の推移
表 1.2-7 に石油埋蔵量の各国比較を示す。マレーシアは世界 28 位の埋蔵量である。図1.2-11 にマレーシアの石油生産量・消費量の推移を示す。生産量は漸減気味で生産好調時の 2005 年 34.2 百万トンに比べ 2022 年は 25.5 百万トンと 75%になっている。消費量の伸びは著しく 1990 年の 11.1 百万トンが 2022 年には 3.5 倍の 39.4 百万トンまで増加している。
なお、図 1.1-12 に示すよう、マレーシアは石油の輸出・輸入ともに実施している。
表 1.2-7 石油埋蔵量各国比較（2020 年）
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

ベネズエラ
サウジアラビア
カナダ
イラン
イラク
ロシア
クウェート
アラブ首長国連邦
米国
リビア
ナイジェリアカザフスタン中国
カタール
アルジェリア

百万バレル
303,806
297,527
168,088
157,800
145,019
107,804
101,500
97,80068,75748,36336,89030,00025,96325,244
12,200

16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30

ブラジル
ノルウェー
アンゴラ
アゼルバイジャン
メキシコ
オマーン
インド
ベトナム
南スーダン
エジプト
イエメン
コンゴ共和国
マレーシア
シリア
イギリス

出所：EI 統計 2023

42

百万バレル
11,925
7,902
7,783
7,000
6,066
5,373
4,543
4,400
3,500
3,146
3,000
2,882
2,732
2,500
2,500

31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45

アルゼンチン
インドネシアオーストラリア
コロンビア
ガボン
チャド
スーダン
エクアドル
ブルネイ
赤道ギニア
ペルー
イタリア
ルーマニア
トルクメニスタン
ウズベキスタン

百万バレル
2,483
2,440
2,390
2,036
2,000
1,500
1,500
1,303
1,100
1,100
746
604
600
600
594

出所：EI 統計 2023

図 1.2-11 マレーシア石油生産量・消費量の推移

出所：EI 統計 2023

図 1.2-12 マレーシア石油輸出量・輸入量の推移
ここで、マレーシアの油田・ガス田について概説する6。図 1.2-14 に示すようマレー半島沖、Sarawak 沖、Sabah 沖に油田・ガス田が存在する。
➢ マレー半島沖：油田がメインで、ガスは随伴ガスとして生産されている。原油とガスは海底パイプラインでマレー半島 Terengganu 州の Kerteh に送られ、原油は精油所で精製、ガスは発電所や石油化学プラントで消費されている。しかし、ここのガスだけでは需要に対応できないため 2 隻の浮体式 LNG 貯蔵再ガス設備 FSRU
（Floating Storage & Regasification Unit 浮体式 LNG 貯蔵再ガス設備）で輸入
LNG の再ガス化を行い供給している。
➢ Sarawak 沖：ガス田がメインである。生産されたガスのほとんどは Bintulu の LNG
製造プラントに海底パイプラインで送られ LNG として輸出されている。ガス生産量の今後の減退を補完するため Sabah 州のガスを Sarawak 州に送る Sabah-Sarawak
Gas Pipeline が敷設されている。

6 以下、JOGMEC 石油・天然ガス資源情報「 マレーシア、ペトロナスに関する考察」2019 から引用

43

➢ Sabah 沖：特徴は大水深（最大 1,800m、平均 800～1,200m）で油田が比較的に多い。油田・ガス田は比較的小規模で海底パイプラインも密には発達していない。
➢ Sabah 州北部 Labuan 島の北西 120km に位置する Kikeh 油田は水深 1,330m の大水
深 油 田 プ ロ ジ ェ ク ト で あ る 。 生 産 さ れ た 原 油 は FPSO （ Floating Production
Storage and Offloading 浮体式生産貯蔵積出設備（図 1.2-13）にて輸出されている。
ガスは Sabah 州内に送られるが、同州の需要が少ないため Sabah-Sarawak Gas
Pipeline を通して Sarawak 州の LNG 製造プラントに送られている。

出所：JOGMEC 石油・天然ガスレビュー 2007

図 1.2-13 FPSO Kikeh 油田

出所：PETRONAS（マレーシア国営石油会社）

図 1.2-14 マレーシア油田・ガス田位置図

44

(2) 炭田の賦存状況

NANA

図 1.2-15 に炭田位置を示す。

出所：JOGMEC 令和 25 年度海外炭開発高度化等調査「東南アジア諸国における石炭賦存状況と輸出ポテンシャル調査」

図 1.2-15 マレーシア炭田位置図

45

マレーシアの炭田は図 1.2-15 に示すように Sabah 州と Sarawak 州の 2 州に限られ、マレー半島には、ほとんど石炭は賦存しておらず、1,700 万トンの亜瀝青炭の賦存が予想されるのみである。
表 1.2-8 に石炭埋蔵量を示す。表 1.2-8 と図 1.2-15 に示した①②⑥の炭田では、現在石炭生産が行われている。
表 1.2-8 マレーシア石炭埋蔵量（2019 年 12 月末）
石炭埋蔵量 （百万トン）
Measured Indicated
確定
推定

Inferred
予想

炭種

計

Abok & Silantek,
Sri Aman

7.25

10.60

32.40

50.25

② Mukah-Balingian

84.15

170.73646.53901.41③ Bintulu⑤ Tutoh⑥ Merit-Pila, Kapit
Sarawak州

6.00
5.58
168.89271.87―34.66
107.02323.01⑨ LabuanPinargah⑫West Middle Block⑬ Maliau⑭ Malibau⑮ SW Malibau⑯ Silimpopon
Sabah州
マレー半島
マレーシア合計

―
―

―
―

14.00
162.3391.65
946.91
8.90

20.00
202.57367.56
1,541.79
8.90

42.60

42.60

Bituminous

―
―
―

―

215.0025.00

215.00
42.90
23.23
26.59
359.2217.00
1,918.01

Bituminous

①

4.80
4.80

17.90
23.23
14.09
55.22

―

―

276.67378.23―7.70
299.2017.00
1,263.11

Coking Coal, Semi-Anthracite andAnthracite
Lignite, Hydrous Lignite and
Sub-Bituminous,
Bituminous (partialy Coking Coal)
Sub-Bituminous
Sub-Bituminous
Sub-Bituminous

Sub-Bituminous
Sub-Bituminous

出所：Malaysia Energy Statistics Handbook 2021

Sabah 州の Kinabalu 自然公園はユネスコ世界自然遺産に登録され貴重な動植物（代表例：野の生オランウータン）が生息しているほか、図 1.2-16 に示すよう同州には多くの国立公園が存在しているため環境保護の観点から Sabah 州における石炭の探査・生産は禁じられている。そのため、これ以降の炭田詳細、インフラ、港湾等に関しては Sarawak 州に関してのみ述べる。

46

出所：諸資料をもとに作成

図 1.2-16 Sabah 州 自然保護区等
Sarawak 州の各炭田（(a)～(h)）の概要は以下の通りである7。
(a) Silantek 炭田
本炭田は州都 Kuching から 130km 南東に位置するインドネシアとの国境に沿った面積
約 140km2 の炭田で、炭鉱まではアスファルト道路が続いている。
本炭田の石炭は新第三紀中新世に属し、本来は亜瀝青炭止まりの石炭ランクであったが粗粒玄武岩の岩脈やシル（板状貫入岩体）の影響を受け無煙炭～瀝青炭に炭化度が進み、低～中揮発分（24.7～27.7% ad）、低灰分（1.2～10.2% ad）、低硫黄分（0.40～0.61% ad）、
高発熱量（6,870～8,020 kcal/kg ad）の炭質を示している。
かつては、日本企業も原料炭ソースとして同鉱区の探査を行った模様で、当時掘削した斜坑も残っており日本に輸出された実績もある。

7 出所：JOGMEC 令和 25 年度海外炭開発高度化等調査「東南アジア諸国における石炭賦存状況と輸出ポ

テンシャル調査」

47

(b) Mukah-Balingian 炭田
本炭田は高水分、低硫黄分、低～中灰分、発熱量 5,000～5,500 kcal/kg の亜瀝青炭～褐
炭を産し、発電用の燃料に適している。同炭田内に位置する Balingian New 発電所、Mukah Coal 発電所に供給している。
(c) Bintulu 炭田
本炭田は、2,840km2 の広さを有する。その地質構造は断層と褶曲により複雑となっている。同地区の石炭は瀝青炭で高揮発分（39.5～49.6% ad）、低灰分（0.5～11.4% ad）、
低硫黄分（0.62～0.93% ad）、高発熱量（6,940～7,690 kcal/kg ad）の炭質を示している。
炭質が良く海岸に近いこともあり早くから日本企業による探査が進められていた。また、
米国籍資源会社の Utah も 3 年に渡り同地区を探査したが、地質構造の複雑さに開発に至らなかった。1993 年 NEDO の地質構造調査資金で試錐を含む探査を実施したが、経済的に開発できる落ち着いた地質構造と炭層の発達が見られないとの結論を出している。
(d) Tutoh 炭田
本炭田は Brunei 国の南側、Baram 川の支流である Tutoh 川の上流に位置する。海岸に近い Marudi の町から約 80km 上流に上ったところである。400km2 が地表地質マッピン
グ探査済みであるが試錐は実施されていない。
Sub-bituminous B に分類される石炭が第三紀中新世の Belait 層に賦存する。7 炭層中 5炭層（A 層、B 層、C 層、D 層及び E 層）の連続性が良く、厚さは 0.65～3.20m と変化する。向斜構造を形成し傾斜が 10～20°から最大で 45°の場所もある。この向斜構造は
Brunei 国の方向に深くなり連続している。
(e) Merit-Pila 炭田
本炭田は東西に細長く炭田面積は 220km2 である。Rajang 川上流の町 Kapit から 75km
上流に位置する。新第三紀中新世 Nyalau 層の上部夾炭部と下部夾炭部に胚胎されている。
上部夾炭部には 7 枚の主要炭層、下部夾炭層には 5 枚の主要炭層が賦存する。下部夾炭部
の炭層は 0.5～4m の厚さを有し、走向沿いに 25km 追跡できている。石炭ランクは Subbituminous B に分類され、高揮発分、中灰分、低硫黄分、中水分、発熱量 5,000～6,000
kcal/kg である。
現在、Global Mineral が生産し Kuching 市の Sejingkat 石炭火力発電所に供給する一方、輸出も行っている。
(f) Hose Mountain 炭田
2012 年に本炭田の地表地質調査が始まった。夾炭層は新第三紀中新世の Nyalau 層で、Merit-Pila 炭田と同じ層準である。Nyalau 層には少なくとも 2 炭層が確認され層厚 0.2～48

1.4m、傾斜 5～50°、高揮発分の瀝青炭である。注目すべきは風化した露頭炭でありながら粘結性の指標であるボタン指数（FSI）が 3 を示すことである8。
(g) Murum Plieran 炭田
本炭田が賦存する Plieran 川・Danum 川（両川が合流し Murum・Rajang 川へ繋がる）の周辺には新第三期中新世の Nyalau 層が分布し多数の露頭が確認されている。中には 5～10m 厚の露頭も存在し有望な石炭資源と考えられているが、Kapit からのアクセスが充分に把握されていない現状である。
(h) Punang Berayang 炭田
本炭田は Brunei 国の東にあり Sabah 州との州境に近い。Department of Mineral andGeoscience Malaysia, Sarawak が 2006 年の調査で新たに発見した炭田である。2 層、0.4～2m の層厚で、20°程度の傾斜がある。露頭炭分析では、石炭ランクは Sub-bituminous
B に分類されるが、発熱量 7,000kcal/kg、FSI は 8～9 程度と、原料炭になりうる可能性も有している。
(3) 石炭生産の推移
図 1.2-17 に石炭生産量の推移を、表 1.2-9 に炭種別（一部）の生産量推移を示す。2021
年の生産量は 3,111 千トンと、2000 年の生産量 383 千トンの 8 倍である。2012～2021 年の 10 年間の平均生産量は 287 万トン/年、生産の大半は亜瀝青炭で Sarawak 州内の石炭火力発電所に供給されている。

出所：Mineral Yearbook Malaysia

図 1.2-17 マレーシア石炭生産量推移

8 粘結性は風化により失われるのが一般的であるが、露頭炭でありながら FSI=3 は注目すべきである

49

表 1.2-9 マレーシア石炭生産量推移（炭種別）
年
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021

計
383
498
353
173
389
789
902
1,075
1,167
2,138
2,397
2,916
2,941
2,907
2,688
2,559
2,415
2,988
2,653
3,460
2,978
3,111

無煙炭

瀝青炭

亜瀝青炭

（千トン）
褐炭

N/A

31
30
27
25
24
19
0
0

1
1
39
37
36
0
0
0

2,765
2,720
2,443
2,326
2,198
2,784
2,645
3,450

144
156
179
171
157
185
8
10

N/A

出所：Mineral Yearbook Malaysia

現在、石炭生産を実施している炭田は、図 1.2-15 に示した① Silantek 炭田、② MukahBalingian 炭田、⑥ Merit-Pila 炭田である。表 1.2-10 に生産中の炭鉱を示し、炭鉱位置図を図 1.2-18 に示す。図中の番号（1～8）と表 1.2-10 の所在地の番号（1～8）は、同じ炭鉱である。なお、Silantek 炭田では Silantek と Abok の 2 炭鉱で小規模な坑内生産を行っていたが、2014 年の Abok 炭鉱でのガス爆発事故以降、Silantek 炭鉱のみで生産している。
表 1.2-10 マレーシア生産中の炭鉱
炭田① Silantek② Mukah-Balingian⑥ Merit-Pila

運営社

所在地

Lucky Power Strategies Sdn Bhd

1

Silantek / Sri Aman

Luckyhill Coal Mining Sdn Bhd

2

Abok / Sri Aman

Sarawak Coal Resources Sdn Bhd

3

Bergih / Mukah〃

4

Hulu Penipah / Mukah〃

5

Sg. Badengan Kanan

Balingian Energy Minerals Sdn Bhd

6BalingianGlobal Mineral (S) Sdn Bhd

7

Tebulan / Kapit

Global Mineral Exploration Corporation
Sdn Bhd

8

Nanga Merit / Kapit

出所：Malaysian Minerals Yearbook 201650

出所：Malaysian Minerals Yearbook 2016

図 1.2-18 マレーシア炭鉱位置図
Silantek 炭田、Mukah-Balingian 炭田、Merit-Pila 炭田の炭鉱位置等を以下に示す。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-19 Silantek 炭田の炭鉱

51

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-20 Mukah-Balingian 炭田の炭鉱

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-21 Merit-Pila 炭田の炭鉱(4) 石炭輸送インフラ / 概要
図 1.2-22 に、炭田・主要道路と共に Sarawak 州の地形図を示す。Sabah 州との州境付
近の Murud 山（2,420m）を最高峰に山地が多く、主要道路が海沿いの平野部を縫って走っている。
図中、④、⑥、⑦、⑧、⑩、⑪の炭田は山岳のジャングル地帯に位置し、平野部には国立公園も点在しているためインフラ整備は容易ではない。

52

出所：Google マップをもとに作成

図 1.2-22 Sarawak 州地形図
図 1.2-23 に輸送インフラ全体図を示す。ボルネオ島にあるマレーシアの鉄道は Sabah 州
Kota Kinabalu 近辺の観光用鉄道があるのみで、石炭の内陸輸送は道路・河川に限られている。

53

出所：諸資料をもとに作成

図 1.2-23 マレーシア輸送インフラ全体図54

(5) 石炭輸送インフラ / 炭田別
ここでは、石炭輸送インフラを炭田別に示す。操業中の Silantek、Mukah-Balingian、Merit-Pila の 3 炭田については現状の石炭輸送インフラを、また、未開発の炭田について
は過去の調査結果で示された石炭輸送の可能性について記載する。
(a) Silantek 炭田
Silantek 炭鉱で生産された石炭は Kuching 港 Senari ターミナルまで道路輸送され、バージへの積込み、さらには本船への沖積みが実施される。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-24 Silantek 炭田 輸送インフラ(b) Mukah-Balingian 炭田
本炭田の石炭は近隣の発電所（Balingian New、Mukah Coal）まで道路輸送される。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-25 Mukah-Balingian 炭田 輸送インフラ

55

また、Mukah 市街地を流れる Gigis 川沿いの積込場（Jetty）からバージに積み替え本船へ沖積みすることも可能である。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-26 Gigis 川沿いの Jetty(c) Merit-Pila 炭田
本炭田の石炭は Rajang 川をバージで Sibu まで運び、ここで石炭専用船等に積み替えて海送している。なお、Rajang 川の急流箇所を避けるため炭鉱から Kapit 上流の貯炭場まで
は木材運搬用の道路を利用したトラック輸送である（図 1.2-27、図 1.2-28）。

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-27 Merit-Pila 炭田 輸送インフラ（概要）56

出所：JOGMEC 平成 25 年度海外炭開発高度化等調査「東南アジア諸国における石炭賦存状況と輸出ポテンシャル調査」

図 1.2-28 Merit-Pila 炭田 輸送インフラ（詳細）Sibu からは石炭専用船にて Sarawak 州西部に位置する州都 Kuching の Sejingkat 発電所に供給されている。また、輸出（主に中国）も行っている。
(d) Tutoh 炭田9
未開発の本炭田は、Baram 川の支流である Tutoh 川に面している（図 1.2-29）。Tutoh地区の物資運搬はそのほとんどを河川を利用した船舶輸送に頼っている。本流である
Baram 川は中流域でも川幅 300m を超す大きな河川であり、木材運搬に 3,000 トンクラスのバージが使用されている。支流である Tutoh 川に入ると川幅が狭いところでは 40～50m程度となり、木材運搬には 1,000 トンクラスのセルフプロペラバージが用いられている。
NEDO 平成 19 年度海外地質構造調査「東マレーシアにおける事前調査」報告書によると、本炭田に推奨される石炭輸送インフラは、➢ 山元から Baram 川をバージ（2,500 トン）で輸送

9 出所：NEDO 平成 19 年度海外地質構造調査「東マレーシアにおける事前調査」

57

➢ 近隣へはバージで輸送し、海外向けには沖合にてパナマックスに積み替える

出所：NEDO 平成 19 年度海外地質構造調査「東マレーシアにおける事前調査」

図 1.2-29 Tutoh 炭田 輸送インフラ(e) Punang Berayong 炭田
未開発の本炭田は、Sarawak 州と Sabah 州の境界付近に位置する。当地区の地形は急峻な山岳地帯のため大きな河川が無く、物資の輸送は幅 12m 程度の木材運搬道路を使用している（図 1.2-30）。
また、Brunei 湾は全体にわたり遠浅で、この辺りの海岸からバージへ石炭を積み込むには長大な桟橋が必要と思われる。
NEDO 平成 19 年度海外地質構造調査「東マレーシアにおける事前調査」報告書によると、本炭田に推奨される石炭輸送インフラは、➢ 大型トレーラーとバージ輸送（相当な投資が必要）➢ 山元から主要道路までの運搬路新設の必要あり。主要道路は、Lawas 川河口まで未舗装ではあるが完備している➢ 近隣は小型バージで輸送、海外向けには、時間がかかるが沖合にてパナマックスに積み替える➢ 河口の Brunei 湾が遠浅のため、長大な桟橋が必要➢ 小規模の石炭生産ではコスト高となる

58

出所：NEDO 平成 19 年度海外地質構造調査「東マレーシアにおける事前調査」

図 1.2-30 Punang Berayong 炭田 輸送インフラ

1 . 2 . 2 Sarawak 州の石炭ターミナル（山元、港湾施設等）(1) 石炭ターミナル / 山元
現在、石炭を生産中の Silantek と Mukah-Balingian 両炭田は主にトラックでの道路輸
送、Merit-Pila 炭田はトラックでの道路輸送～バージでの河川輸送～本船での海上輸送で石炭を需要家に納めている。そこで、Merit-Pila 炭田のバージ積込概要について述べる。
(a) Merit-Pila 炭田のバージ積込サイト
既述の「図 1.2-28 Merit-Pila 炭田 輸送インフラ（詳細）」に、山元からバージ積込までの流れが示されている。図 1.2-31 にバージ積込サイトの位置図を、図 1.2-32 にシップローダーを示す。積込サイトに貯炭された石炭は、ベルトコンベアとシップローダーを経てバージに積込んでいる。

59

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-31 Merit-Pila 炭田 バージ積込サイト位置図

出所：NEDO 平成 19 年度海外地質構造調査「東マレーシアにおける事前調査」

図 1.2-32 Merit-Pila 炭田 シップローダー(2) 石炭ターミナル / 港湾施設
図 1.2-23 に記載された①～④が Sarawak 州の主な港湾である。このうち① Kuching 港、② Rajang 港、④ Miri 港は政府の港湾局（Port Authority）が運営し、③ Bintulu 港はBintulu Port Holdings Berhad（持株会社）とその子会社が運営している。
政府はこれら港湾局（上記 3 港湾局のほか Samalaju と Tanjong Manis 港湾局を含む）
をまず民営化し、その後、Sarawak 港湾局として一つに統合することを検討している10。
(a) Kuching 港
本港は Sarawak 川を遡る Senari（取扱能力：7 百万トン/年）と Pending（取扱能力：
2.9 百万トン/年）の両ターミナルで構成されている（表 1.2-11、図 1.2-33）。両ターミナル

10 出所：Dayak Daily 2023 04/24

60

とも、石炭等のばら積み貨物の取り扱いが可能であるが、載貨重量トン数11制限があり、Senari ターミナルは 20,000 トン、Pending ターミナルは 12,500 トンである。
なお、図 1.2-33 に Merit-Pila 炭田の石炭を使用する Sejingkat 発電所の位置を示しているが、石炭は Senari ターミナルを経由しているのではなく、Sarawak 川に隣接した
Sejingkat 発電所に直接荷揚げされている。
表 1.2-11 Kuching 港ターミナル仕様
ターミナル
敷地面積
年間能力

埠頭

船型
制限

長さ
幅
水深
干満差
サイズ
全長
ドラフト

ha
百万㌧
m
m
m
m
トン
m
m

Senari
60.0
7
635
45
11
5.8
20,000200
7.5Pending
31.94
2.9
613
18.28
8.5
3.9
12,500175
7.5

出所：Kuching Port Authority

出所：Google Earth をもとに作成

図 1.2-33 Kuching 港ターミナル位置図

11 満載喫水線の限度まで貨物を積載したときの全重量から船舶自体の重量を差し引いたトン数。 この中には運航に必要な燃料・水・食料などの重量も含まれるが、積める貨物の量を示す目安となり、船舶の新造、売買、傭船契約などの取引の基準として使用される。
（出所：日本船主協会ホームページ）

61

両ターミナルの配置を図 1.2-34 及び図 1.2-35 に示す。前述の通り、両ターミナルは石炭等のばら積み貨物の取り扱いが可能であるが、Google の衛星画像で確認したところ、
Senari ターミナルには、石炭の存在を確認できなかったが、Pending ターミナルでは、図1.2-35 の Open Yard にて石炭の取り扱いが確認できた。

出所：Kuching Port Authority

図 1.2-34 Senari ターミナル配置図

出所：Kuching Port Authority

図 1.2-35 Pending ターミナル配置図62

(b) Rajang 港
本港は Sibu、Sarikei、Sungai Merah、Bintangor の 4 つのオペレーションセンターで構成されている（表 1.2-12、図 1.2-36）。
表 1.2-12 Rajang 港オペレーションセンター仕様
Operation Center
Sibu

Sarikei

SungaiBintangor
Merah
0.1
1.0

面積

ha

11.0

Rajang河口からの距離

km

113

Paloh河口からの距離km

82

最大総登録トン数（GRT）

トン

10,000

3,000

2,500

バース数

－

4

2

1

1

バース長

m

448

146

49

49

ドラフト

m

8.5

7.6

2

11,650

3,604

－

1,151

1.1
49

116

－

92

66
－
2,500

4.6

4.6

トランジット上屋面積m

屋外保管ヤード面積

m2

2,361

524

－

1,897

2

1,200

－

－

コンテナヤード面積
一般貨物年間輸送能力m
千トン

47,612450

104

コンテナ年間輸送能力

TEU※

115,000

1,000

400
－

※ TEU：Twenty-foot Equivalent Unit（20フィートコンテナ換算数）

出所：Rajang Port Authority

出所：Rajang Port Authority

図 1.2-36 Rajang 港オペレーションセンター位置図

63

28.5
－

1) Sibu オペレーションセンター
Rajang 港湾局に隣接する主要なオペレーションセンターで、Rajang 河口から 113km、Paloh 河口から 82km に位置する。総登録トン数 10,000 トン、ドラフト 8.5m の船まで受入れ可能である。トランジット上屋×4、危険物保管上屋×2、屋外保管ヤード、コンテナヤードからなり、輸送能力は一般貨物：450 千トン/年、コンテナ：115 千 TEU12/年である。

出所：Rajang Port Authority

図 1.2-37 Sibu オペレーションセンター
2) Sarikei オペレーションセンター
Rajang 河口から 49km に位置する。総登録トン数 3,000 トン、ドラフト 7.6m の船まで受入れ可能である。トランジット上屋×2 からなり、輸送能力は一般貨物：104 千トン/年、
コンテナ：1 千 TEU/年である。当オペレーションセンターは、Sarikei 町とその周辺地域の農産物の輸出拠点でもある。
3) Sungai Merah オペレーションセンター
Rajang 川から分岐した Igan 川の東岸に位置し、Rajang 河口から 116km、Paloh 河口から 92km である。総登録トン数 2,500 トン、ドラフト 4.6m の船まで受入れ可能である。
主にバルク燃料油を取り扱っている。
4) Bintangor オペレーションセンター
Rajang 河口から 66km に位置する。総登録トン数 2,500 トン、ドラフト 4.6m の船まで受入れ可能である。輸送能力は一般貨物：28.5 千トン/年である。
(c) Bintulu 港
本港の位置図を図 1.2-38 に示す。LNG、LPG、原油、尿素、肥料、木材、パーム油、
石油及びその派生品を扱う多目的な深海港で、港の貨物処理能力は 69 百万トン/年以上、毎年 7,000 隻以上の船舶が入港している。一般貨物を扱う 3 つのバース、バルクやブレー
クバルクを扱う 2 つのバース、LNG タンカーを収容する 7 つの桟橋、広大なコンテナター
ミナルからなっている（図 1.2-39）。

12 TEU：Twenty-foot Equivalent Unit（20 フィートコンテナ換算数）

64

出所：7 Major Port in Malaysia, Marine in sight 及び Google Earth をもとに作成

図 1.2-38 Bintulu 港位置図

1 LNG桟橋

7 国際コンテナターミナル 13 BPSB※1海上基地

19 BBSB※3事務所

2 LNGバース 1

8 トランジット上屋

14 Shell MDS※2桟橋

20 食用油ターミナル

3 LNGバース 2
9 倉庫
15 石油化学ターミナル
21 ドック整備・修理
4 LNGバース 3
10 管理棟16 沿岸ターミナル
22 コンテナ貨物ステーション
5 バルク貨物埠頭
11 港湾局入居ビル
17 バルク肥料ターミナル
6 一般貨物埠頭
12 Wismaコンテナ
18 多目的ターミナル※１ BPSB：Bintulu Port Sdn Bhd※2 MDS：Middle Distillate Synthesis（中間留分合成）※3 BBSB：Biport Bulkers Sdn Bhd、Bintulu Port Holdings Berhad の子会社
出所：Bintulu Port Holdings Berhad ホームページ

図 1.2-39 Bintulu 港配置図

65

(d) Miri 港
図 1.2-40 に Miri 港位置図を示す。州都 Kuching に次いで Sarawak 州第 2 の都市である Miri は、石油・ガス産業が盛んで多国籍企業がオフィスを構えている。
Baram 川河口にある Miri 港には水深が浅いという問題がありドラフト 3m 以上の船舶の寄港が制限されている。その結果、設計能力 5 百万トン/年の達成も容易ではなく 2018
年の貨物処理量は 470 万トンであった。
Miri 港は短期・中期・長期戦略を立てている。短期的には水深を 5m まで深くし、中期
的には水深を 8m まで深くし、長期的には 2030 年までに深海港とワールドクラスの港に変貌する計画である。

出所：Miri Port Authority 及び Google Earth をもとに作成

図 1.2-40 Miri 港位置図66

第 2 章 産炭国の褐炭ブルー水素及びアンモニア製造輸送技術動向
2 . 1 石炭ガス化炉の基礎
2 . 1 . 1 石炭ガス化炉の型式と特徴（固定床、流動床、噴流床）
低品位炭から水素・アンモニアを製造するには、ガス化炉が必要となる。この方式には、
「固定床」
、
「流動床」
、
「噴流床」の大きく 3 通りがあるが、それぞれにメリット、デメリットがある。また、それぞれ石炭の粒度、蒸気や酸素（空気）の吹込み法、反応温度・圧力等が異なっている。図 2.1-1 に石炭ガス化方式を示す。

出所：JCOAL 内部資料

図 2.1-1 石炭ガス化方式
本調査では既存のプロジェクトで採用されているガス化炉方式の特徴を整理する。
図 2.1-1 の通り、石炭ガス化方式は固定床法、流動床法、気流床法に大別される。これらは主に石炭粒子の流れ／移動方向、温度、粒子径で分類される。固定床及び流動床方式
は都市ガス製造用や化学原料製造用として開発が進められており、現在も一部の商用プラントで採用されている。噴流床方式は大容量化が容易で、微粉炭燃焼を採用により負荷追従性が比較的良いことから、国内外における石炭ガス化発電所で採用されている。噴流床方式は、ガス流れ、炉型、炉壁構造によって分類され、各メーカーにより様々なものが開発されている。
ガス化剤に対しては、酸素を用いる酸素吹きと、空気を用いる空気吹きに分類され、酸素吹きの場合は、空気中の窒素を分離し高濃度の酸素をガス化炉に供給することにより、
67

発熱量 10～11MJ/m3N 程度の中カロリーガスが得られる。空気吹きでは、空気をガス化剤として用いるため、石炭ガスは 4～5MJ/m3N 程度の低カロリーガスとなる。

2 . 1 . 2 石炭ガス化炉の形式(1) 固定床ガス化炉
固定床における石炭ガス化の過程を以下に示す。
①

上部から投入された石炭（5～30mm）は火格子に支えられ、火格子下から送られる蒸気と酸素（or 空気）によって燃焼する。燃焼後の灰は火格子の隙間から下に落ち、それに伴って石炭層全体が下に移動してガス化が進行する。

②

投入された石炭は上昇するガスによって暖められて乾燥する。石炭が下方に移動す
るにつれガスの温度はさらに上昇して揮発成分が放出される。

③

揮発成分を失った石炭（チャー C）の大部分は下から来る水蒸気 H2O と CO2 に反応してガス化（H2、CO、CO2）される。
C ＋ H2O → CO ＋ H2（水性ガス反応・吸熱）
C ＋ CO2 → 2CO（発生炉ガス反応・吸熱）
CO ＋ H2O → CO2 ＋ H2（シフト反応・発熱）
残りのチャーはさらに下降し、下から来る O2 と出会って燃焼・発熱する。
C ＋ O2 → CO2 （発熱・低温で優勢）
C ＋ 1/2O2 → CO （発熱・高温で優勢）④

火格子の隙間を縫って灰を排出するため灰が溶融すれば灰の排出ができない。そこ
で、送り込む蒸気量を増やして冷却し、温度が灰の融点を超えないようにしている。
灰融点が低い石炭ではさらに蒸気使用量も増える一方、水分含有量の多い低品位炭にはこのガス化炉は適している。

(a) Lurgi 炉
旧来からの Lurgi 炉13（図 2.1-2）の場合、無水・無灰ベースの石炭重量の 2～3 倍の蒸気重量が必要と言われ、その蒸気の 7 割程度はそのまま炉外へ排出・回収されている。現在、逆に灰を溶かしてしまう方式（BGC / Lurgi 炉）も開発されている。当然、蒸気使用量は減少するが、水分含有量の多い低品位炭の使用も制限される。

13 1930 年代、ドイツで考案68

出所：令和 4 年度海外炭開発支援事業海外地質構造調査
コロンビア石炭ポテンシャル評価（予備調査）

図 2.1-2 Lurgi 炉の概念図
以下、固定床ガス化炉の主な特徴を列記する。
➢

Lurgi 炉では投入された石炭がガス化するのに 1 時間程度を要するため単機容量が小さい（最大実績 1,200 トン/日）。反応炉の直径を大きくすれば処理量を増やせるが据付に際して大型炉の輸送が難しく大型化は困難である。

➢

小粒径の粉炭や微粉炭は火格子の隙間から落下したり、石炭粒子層の閉塞を起こしてガス上昇を妨げるので好ましくない。また、粘着性の高い石炭も閉塞の原因となるので好ましくない。

➢

ガス化の反応温度が比較的低いため生成ガス中のメタン濃度が高く、従って比較的高発熱量のガスが得られる。

➢

石炭から出た揮発成分は、そのまま上昇して排出されるので、生成ガス中にタールが含まれる。

➢

代表的なガス組成は以下の通り14。
CO 19%、H2 39%、CH4＋CnHm 11%、CO2 30%、N2 1%

14 出所：「転炉技術を利用した石炭ガス化」住友金属工業（株）田上豊助 1982 年

69

(2) 流動床ガス化炉(a) Winkler 炉
旧来からの Winkler 炉15を図 2.1-3 に示す。

出所：令和 4 年度海外炭開発支援事業海外地質構造調査
コロンビア石炭ポテンシャル評価（予備調査）

図 2.1-3 Winkler 炉の概念図
Winkler 炉における石炭ガス化の過程を以下に示す。
①

石炭は 1～5mm 程度に粉砕されて炉に投入される。

②

炉底から蒸気と酸素（or 空気）が勢いよく吹き込まれ、炉内の石炭粒子はこれら気体と混ざり合って流動状態となる。新たに投入された石炭粒子も、ガス化反応が進んだ石炭粒子も、様々な気体も一様に混じり合い、炉内各所で温度が一様になってガス化反応が進む。なお、粘着性の高い石炭は流動性が悪いので扱いにくい。

③

反応中に灰が溶けると流動性が失われるため、炉内の温度は 700～1,100℃程度に保たれる。

④

ガス化の進行につれて石炭粒子は細かくなり、生成ガスの流れに乗って炉外に出ていくためガスから分離・回収して炉内に戻す。

⑤

投入された石炭粒子は数分間でガス化を終え、灰（非溶融スラグ状）は下部から抜き出される。

15 1920 年代、ドイツで考案（常圧式）70以下、Winkler 炉の主な特徴を列記する。
➢

1～5mm 程度の粉炭が使用でき、水分の多い低品位炭の利用にも適している。

➢

反応温度と反応時間がタールを完全に分解するには不充分のため、生成ガス中にタールが存在する可能性がある。

➢

炉底から非溶融スラグ状の灰を抜き出す際、反応の終わっていない石炭粒子までもが排出される可能性がある。

➢

代表的なガス組成は以下の通り16。
CO 35%、H2 30%、CH4 3%、CO2 17%、H2O 15%

上記に掲げた生成ガス中のタール残留問題と非溶融スラグ状灰の排出問題を解決するた
め新たな方式が考案されている。
➢

HTW 方式：高温 Winkler 方式とも呼ばれ、流動床上部を高温化してタールを分解するとともに、複合発電にも利用できるように高圧化（1～3 MPa）している。

➢

U-gas 方式：灰取り出し部の一部を高温状態として部分的に溶融スラグ状として灰を取り出している。

(b) TIGAR 炉
日本の三大重工業企業の 1 社である IHI が開発した TIGAR 炉17を図 2-1-5 に示し、石炭ガス化の過程を以下に示す。TIGAR 炉はインドネシアで実証試験（50t/h）を終了している。
TIGAR 化炉は、循環流動床ボイラの概念をガス化炉にも応用したものであり、ガス化炉として滞留時間を長く取れる気泡流動床型ガス化炉と高濃度粒子循環が可能な高速流動燃
焼炉（ライザー燃焼炉）の 2 つの炉から構成されている。TIGAR 炉においては、気泡流動床型で石炭ガス化を行うとともに、速流動燃焼炉でチャーの燃焼を行っている。本方式は、【二塔式】と呼ばれている。
TIGAR 炉における石炭ガス化の過程を以下に示す。
①

褐炭は 10mm 程度に粉砕し、ガス化炉に投入され、熱分解及びガス化剤の水蒸気の反応により主に CO、水素に変換される。

②

ガス化剤の水蒸気はガス化炉から発生したガス及び排気ガスからの熱回収によって
生成する。

③

ガス化炉で発生した未反応チャーは循環媒体（300μm の珪砂）により燃焼炉に運ばれ，空気によって燃焼し循環媒体に熱を供給する。

④

循環媒体と排気ガスはサイクロンにより分離され、排気ガスは大気に放出される。

16 出所：「転炉技術を利用した石炭ガス化」住友金属工業（株）田上豊助 1982 年
17 IHI が開発した（Twin IHI GAsifieR）炉、常圧、2 塔流式

71⑤循環媒体はガス化炉に戻され内部に熱を供給する。

出所：IHI ホームページ

図 2.1-4 TIGAR 炉の概念図
以下、TIGAR 炉の主な特徴を列記する。
➢

常圧で 800～900℃のガス化温度で十分なガス化ガスが得られる。

➢

従来の循環流動床ボイラの設計をベースに特殊材料が不要であり、プラントとしての信頼性が高い。

➢

バイオマスなど他燃料と共にガス化することも可能。

➢

代表的なガス組成は、CO 18%、H2 51%、CH4＋CnHm12%、CO2 19%➢

空気が燃焼炉に投入されるので、CO2 回収を行う場合は、排ガスからの CO2 回収コ
ストがかかる。

(c) 噴流床ガス化炉
0.1mm 以下に微粉砕された石炭を酸素または空気、目的によっては少量の水蒸気と共にガス化炉に投入する。石炭は灰融点以上（1,500℃以上）の高温雰囲気でガス化され、溶融した灰は水で急冷されガラス状のスラグとなって系外へ排出される。
旧来からの Koppers-Totzek 炉を図 2.1-5 に示す。2 方向または 4 方向からの対向バーナーを用いた常圧炉である。
Koppers-Totzek 炉の石炭ガス化の過程を以下に示す。
①

0.1mm 以下に微粉砕した石炭を、蒸気と酸素の速い流れに乗せて炉内に吹き込む。

②

炉内は 1,200℃以上の高温に保たれており、ガス化は数秒間で完了する。

③

灰は溶融スラグとして排出される。
72

出所：令和 4 年度海外炭開発支援事業海外地質構造調査
コロンビア石炭ポテンシャル評価（予備調査）

図 2.1-5 Koppers-Totzek 炉の概念図
以下、本ガス化炉の主な特徴を列記する。
➢

どのような種類の石炭でも処理可能であるが、低灰分、低融点、反応速度の速い石炭ほど扱いやすい。灰融点が高い場合は融点降下剤を添加するか反応温度を高くする必要がある。

➢

酸素の所要量は大きい。

➢

大型化が容易である。

➢

代表的なガス組成は以下の通り18。
CO 60%、H2 30%、CO2 10%で、CH4・CnHm・タールは極めて少ない。

18 出所：「転炉技術を利用した石炭ガス化」住友金属工業（株）田上豊助 1982 年

73

2 . 1 . 3 代表的なガス化技術(1) 海外の技術
海外の代表的なガス化技術を表 2.1-1（固定床）、表 2.1-2（流動床）、表 2.1-3（噴流床）に示す。これまで多くの技術が開発されたが様々な理由で淘汰されており、現在使用中の代表技術を列記している。
固定床の Lurgi 炉は使用実績が最も多いが、タールや炭化水素ガスが多く大型化が困難という欠点があり水素製造には適さない。流動床では U-gas 炉の使用実績は多いが大型化が困難である。噴流床では Shell 炉、Texaco 炉とも使用実績が多く、生成ガスが H2、CO主体であり水素製造に適している。特に Shell 炉では 3,000 トン/日の大型設備が稼働しており水素製造には最も適している19。
なお、メタンは発熱量が高いため天然ガスの代替ならば、メタン比率の高いガス化方式が好ましく、アンモニアやメタノール合成の場合メタンは不要である。また、ガス化剤として空気を使えば生成ガスに窒素が含まれるため高カロリー化は望めない。さらに、生成ガスを利用する段階で加圧の必要があるなら、ガス化の段階から加圧方式を選ぶべきである。
表 2.1-1 固定床技術
固定床（Fixed-bed）

技術（方式）
メーカー／
ライセンサーLurgi

BGC / Lurgi

Lurgi社

BGC社 / Lurgi社（独）（BGC:British Gas Co.）

圧力

3 Mpa

3 Mpa

特

温度

500 ～ 1,100 ℃

540 ～ 1,000 ℃

徴

石炭供給

乾式

乾式

抜出し灰

灰

溶融スラグ

1,200 t/d

840 t/d・ 南アフリカ：FT合成油製造

・中国：肥料（5基）

ガス化炉容量（最大実績）
代表的プラント実績

SASOLⅠ（17基）、Ⅱ（40基）

成熟度

成熟

使用実績少なし

H2 製造への利点

・ 不適

・固定床高温化でタール微量

・ タール、炭化水素ガス多し

・ 大容量化困難（圧力容器限度）

H2 製造の課題（克服困難）
・ 大容量化困難（圧力容器限度）

出所：令和 3 年度海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素に係る動向調査」（JOGMEC）

19 出所：令和 3 年度海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素に係る動向調査」（JOGMEC）

74

表 2.1-2 流動床技術
流動床（Fludised-bed）

技術（方式）
メーカー／
ライセンサーHTW

U-gas

Rheinbraun社

Synthesis Energy Systems社

（独）

（米）

圧力

1 ～ 3 Mpa

0.4 ～ 3.1 Mpa

特

温度

800 ～ 1,100 ℃

950 ～ 1,040 ℃

徴

石炭供給

乾式

乾式

抜出し灰

灰

焼結

ガス化炉容量（最大実績）

600 t/d500 ～ 1,200 t/d

代表的プラント実績

・ ドイツ：化学工業（2基）

・中国：メタノール

成熟度

使用実績少なし

成熟

H2 製造への利点

・ 乾燥程度が小さくてよい・ 乾燥程度が小さくてよい
・流動床高温化でタール微量

H2 製造の課題

・ 大容量化困難（圧力容器限度）

・ 大容量化困難（圧力容器限度）

出所：令和 3 年度海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素に係る動向調査」（JOGMEC）

表 2.1-3 噴流床技術
噴流床（Entrained-bed）

技術（方式）
メーカー／
ライセンサー

Shell

TexacoShell社

Air products社（オランダ）（米）

圧力

2.4 ～ 6.5 Mpa

2 ～ 8 Mpa

特温度1,500 ～ 1,600 ℃

1,200 ～ 1,500 ℃

徴

石炭供給

乾式

石炭-水スラリー

抜出し灰

溶融スラグ

溶融スラグ

ガス化炉容量（最大実績）

3,000 t/d

1,000 t/d

代表的プラント実績・ 中国：化学工業（計 40 kt/d)・中国：化学工業（計 45kt/d）・オランダ、韓国：IGCC

・米国：IGCC

成熟度

成熟

成熟

H2 製造への利点

・ 中国アンモニアプラントは実質水素・ 中国アンモニアプラントは実質水素製造設備で、実績多数

製造設備で、実績多数

・ 特になし・ 大容量化困難

H2 製造の課題（耐火材内張り圧力容器限度）

出所：令和 3 年度海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素に係る動向調査」（JOGMEC）(2) 国内の技術
国内の代表的なガス化技術である 2 塔式流動床を表 2.1-4 に示す。

75

表 2.1-4 2 塔式流動床技術

出所：NEDO 次世代火力発電等技術開発 次世代火力発電技術推進事業「国内未利用褐炭ガス化による低炭素型水素等製造事業の実現に向けた可能性調査」報告書を基に作成

2 . 1 . 4 石炭ガス化炉の付帯設備(1) ガス精製設備生成されたガスは H2 と CO が主成分であるが、硫黄化合物、窒素化合物、ダスト、微量成分等が含まれているためガス精製設備（図 2.1-6）でこれらを除去する。
硫黄化合物は主に H2S（硫化水素）や COS（硫化カルボニル）の形で存在する。まず、COS 変換器（COS Converter）で COS を H2S に変換し、後段の H2S 吸収塔（H2S
Absorber）で吸収され易い形に変換する。
ガス化炉内は酸素が比較的不足した状態のため NOx は発生せず、石炭中の窒素は窒素ガス（N2）やアンモニア（NH3）に変わる。洗浄塔（Scrubber）ではアンモニアのほか、ダスト、微量成分が除去される。
生成ガスは冷却塔（Quencher）を通って H2S 吸収塔（H2S Absorber）に供給され塔内の吸収液で H2S が除去されガスの精製は完了する。勿来 IGCC 発電所の場合はこの精製ガ
スがガスタービンの燃料となるが、水素を得る場合は次段のシフト反応器へと送られる。
なお、吸収液は吸収液再生塔（Absorbent Regenerator）を経由して再利用され、H2Sは オ フ ガ ス 燃 焼 炉 （ Off-gas Incinerator ） で 燃 焼 後 に 排 煙 脱 硫 装 置 （ Flue Gas
Desulfurization System）で石膏（Gypsum）として回収され、燃焼炉の排ガス（Off-gas
Incinerator Exhaust gas）は煙突から排出される。

76出所：勿来 IGCC パワー合同会社ホームページをもとに作成

図 2.1-6 ガス精製設備(2) 水素製造（シフト反応）
精製された石炭ガス中の CO に水蒸気 H2O を反応させ、シフト反応により CO2 と H2に変換、得られた H2 と CO2 ガスから CO2 を分離・回収して H2 を得る（図 2.1-7）。
CO ＋ H2O → CO2 ＋ H2（シフト反応）

出所：令和 4 年度海外炭開発支援事業海外地質構造調査コロンビア石炭ポテンシャル評価（予備調査）

図 2.1-7 石炭ガス化～水素製造プロセス(3) CO2 の分離・回収
CO2 を分離・回収する技術として以下の 4 種類がある。
(a) 化学吸収法
アミン水溶液などのアルカリ溶液を吸収液に用いて CO2 を分離・回収する。アミン水溶液が低温では CO2 を吸収し、高温では CO2 を放出するという性質を利用して CO2 を分離・回収する（図 2.1-8）。

77

出所：令和 4 年度海外炭開発支援事業海外地質構造調査コロンビア石炭ポテンシャル評価（予備調査）

図 2.1-8 CO2 化学吸収法(b) 物理吸収法
メタノールやポリエチレングリコールなどの吸収液を用い、高圧・低温で CO2 を吸収し、減圧することで CO2 を分離・回収する。
(c) 膜分離法
高分子膜、セラミック膜などにより各気体の透過速度の違いを利用して混合ガスから目的の気体を分離する。
(d) 吸着法
活性炭などの多孔質の吸着剤を用い、高圧で CO2 を吸着、減圧して CO2 を放出する。
CO2 を分離・回収する方式（順番）として下記の 2 方式がある。
➢

Sweet 方式：
既述のガス精製設備で H2S を除去した後に CO2 分離・回収設備に供給する方式。
上記(a)～(d)のいずれの技術も適用できる。

➢

Sour 方式：
既述のガス精製設備で H2S を除去しないまま CO2 分離・回収設備に供給する方式。

78

上記(b)の物理吸収法は一つの吸収液で CO2 と H2S の両者を吸収でき、溶解度の違いにより両者を選択的に回収することが可能である。そのため、物理吸収法を用いれば事前にH2S を除去しないまま CO2 を分離・回収することができる。

2 . 1 . 5 本邦における大型ガス化炉開発の実績
日本の最近の技術には、流動床技術では IHI の 2 塔循環流動式、噴流床技術では三菱重工業の酸素吹き法（EAGLE20法）と空気吹き法、日鉄エンジニアリングの ECOPRO 法がある。現在、三菱重工業の酸素吹き法（EAGLE）と空気吹き法が IGCC 発電所に採用され大型化されている、表 2.1-5 に三菱重工業の酸素吹き（EAGLE 法）と空気吹き法の特徴を示す。
表 2.1-5 噴流床（酸素吹き EAGLE と空気吹き）
技術（方式）
メーカー
主な設備仕様噴流床（Entrained-bed）
酸素吹き法（EAGLE法）

空気吹き法

三菱重工業

三菱重工業

【1,000 t/d試算】【インドネシアSNGプロジェクト計画】

石炭供給量：1,000 t/d

生産規模：SNG 1 Mt/y

（瀝青炭）

石炭受入量：24,912 t/d

酸素供給量：833 t/d（水分 58.5%）

水噴霧量：184 t/d

ガス化炉供給量：13,584 t/d

粗ガス生成量：86,600 Nm3/h
圧力：2.6 Mpa

酸素消費量：6,749 t/d（水分 23.9%）
乾燥設備：STD方式

設備特性または性能

H2 / CO比 (mol / mol)

粗ガス生成量：923,386 Nm3/h
炭素転換率：99.6 %

ガス化後0.38 → 水クエンチ後0.47

冷ガス効率：76.9 %Eg：必要値 DME製造 1.0、SNG熱効率：60.9 %メタノール製造 2.0、SNG製造 3.0
炭種対応への配慮

上下段の各石炭へ適切な酸素、水蒸
気、CO2を供給することにより下記機能を満たす。

【インドネシア褐炭】
発熱量（HHV、ar）：9.9kcal/kg
水分：58.5 %・灰の溶融と安定なスラグ排出おおび
スラッギング排除

灰分：5.7 %・各石炭に応じた冷ガス効率の最大化

灰流動点：1,240 ℃

燃料費：0.77

・飛散チャーの最小化、チャー巡回系
設備の小型化実績

・国内 170MW IGCC運転（1,200t/d)

・国内 250MW IGCC運転・国内 500MW IGCC×2 運転
・海外 電力・アンモニア併産設備
FEED

出所：令和 3 年度海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル
調査及び褐炭水素に係る動向調査」（JOGMEC）

EAGLE 法は、1 室 2 段旋回流型 EAGLE ガス化炉（図 2.1-9）を採用している。上段部
は低い酸素状態のもとガス化が進行し、下段部では高い酸素状態のもと高温が発生して上段部のガス化を進行させるとともに灰は溶融して炉底に流下する。

20 EAGLE：Coal Energy Application for Gas, Liquid & Electricity

79

2002～2013 年度、EAGLE パイロット試験（150 トン/日）が電源開発若松研究所において実施された。その後、2016 年度から実証試験として大崎クールジェンプロジェクト21（1,180 トン/日、166MW）が広島県大崎上島において開始された。大崎クールジェンプロ
ジェクトは以下の 3 段階から構成されており 2022 年度に完了した。
➢

第 1 段階： 酸素吹き IGCC 実証➢

第 2 段階：CO2 分離・回収型酸素吹き IGCC 実証（CO2 分離回収・液化プロセス実
証を含む）

➢

第 3 段階：CO2 分離・回収型 IGFC 実証。CO2 分離・回収型 IGCC 設備からの CO2
分離後の水素リッチガスを燃料電池（SOFC）に供給

出所：大崎クールジェンホームページ

図 2.1-9 1 室 2 段旋回流型 EAGLE ガス化炉
2026 年度、GENESIS22松島計画と称し、既設の電源開発松島火力 2 号機（500MW）に
EAGLE が併設・商用化される予定である。なお、着工は 2024 年度の予定である。
EAGLE は、日豪水素サプライチェーンにおいて、豪州 Victoria 州 Latrobe Valley 地区の Loy Yang 炭鉱の褐炭ガス化にも採用され、2021 年 3 月 12 日に CO2 フリー水素のパイ
ロットプラント（2 トン/日）が稼働した。また、2022 年の春には製造された水素は同州
Hastings 港で液化され専用船に積まれて 9,000km 離れた神戸空港島の液化水素荷役実証
ターミナルまで輸送されている。

21 2009 年 7 月、NEDO 助成のもと電源開発と中国電力の出資で大崎クールジェンが設立
22 GENESIS：Gasification ENErgy Sustainable Integrated System80

空気吹き法は、2 室 2 段噴流床ガス化炉（図 2.1-10）を採用している。ガス化の過程を以下に示す。
➢

粉砕された微粉炭は石炭供給装置（Coal Supply Unit）に送られ、不活性の窒素ガスと 共 に 上 下 段 の バー ナー へ 供 給 さ れ る 。な お、 窒 素 ガ ス は 空 気分 離装 置 （ Air
Separation Unit）で作られ、併産された酸素は圧縮空気と共に下段バーナーに吹き込まれるため「酸素富化空気吹き」とも呼ばれる。

➢

微粉炭はガス化炉下部（Combustor）で高温燃焼する。この熱ガスがガス化炉上部（Reductor）に至り、ここに投入された微粉炭をガス化（CO、H2 等）する。

➢

この高温の生成ガスを SGC 熱交換器（SGC Heat Exchanger）で冷却する。ここで回収された熱は蒸気タービン用として利用され、冷却された生成ガスはチャー回収設備（Char Recycling Unit）に送られてチャーを回収しガス化炉に返送する。

➢

ガス化炉下部の高温（1,800℃）で溶融した灰は旋回流によって水冷壁に付着、溶融
スラグとなって水の入ったスラグホッパへ落下・急冷されガラス状のスラグとなって炉外に排出される。

出所：勿来 IGCC パワー合同会社ホームページをもとに作成

図 2.1-10 1 室 2 段噴流床ガス化炉
国内では以下の 3 発電所で商用化されている（なお、勿来 10 号機はすでに廃止）。
➢

常磐共同火力 勿来 10 号機 250MW 石炭使用量 1,700 トン/日：2013 年 6 月 30 日 商用運転開始～2020 年 11 月 16 日 廃止

81➢

勿来 IGCC パワー 勿来 IGCC 発電所 525MW 石炭使用量 3,400 トン/日：2021 年 4
月 16 日 商用運転開始～➢

広野 IGCC パワー 広野 IGCC 発電所 543MW 石炭使用量 3,400 トン/日：2021 年 11
月 19 日 商用運転開始～

酸素吹きと空気吹きを較べた場合、発電用の設備としては、酸素製造に用いる空気分離装置（ASU: Air Separation Unit）の消費動力が大きく、IGCC に採用する場合は、空気吹きの効率の方が高い。一方、酸素吹きのガス化炉は、排ガスに窒素を含まず水素濃度が高いため、IGCC に燃料電池を付加した IGFC や CCS に対する親和性が高い。
水素製造の面においては、酸素吹きでは生成ガス中に窒素を含まないため化学プラントを中心に広く用いられている。また水性ガス反応で生じた CO2 を除去し水素濃度を高める
場合は、酸素吹きの方が CO2 の回収が有利である。
今後、CCS を考慮する場合はトータル CAPEX を削減するためのプロセスの最適化などを考慮して、酸素吹きのガス化炉を設計する必要がある。

82

2 . 2 褐炭ブルー水素・アンモニア製造技術動向
2 . 2 . 1 褐炭ブルー水素製造技術の概要
低品位炭からブルー水素製造技術の基本的なプロセスは以下の通りである。本プロセスで回収された CO2 は CCS として地下に貯留される。褐炭ブルー水素を用いて合成される
アンモニアは、本プロセスから製造される水素に窒素を合成させて製造する。

出所：JCOAL 内部資料

図 2.2-1 低品位炭からのブルー水素製造の基本的なフロー図
上図において、石炭の前処理工程及び反応生成物の処理工程は、既に確立された技術である。しかしながら、石炭ガス化炉は、第 2 次世界大戦前（1940 年代）に最初に主にドイツで商用化され、これまで多種多様なガス化炉が開発されている。石炭ガス化設備は、これまで主に化学プラント、発電用プラント用に開発されており、IGCC（石炭ガス化複合発電）の分野で大型化された経緯がある。本調査では、ガス化の原理、ガス形式、各型式
における特徴、国内外の技術の技術動向を再整理するとともに、今後の褐炭ガス化の商用化に適用可能な技術を検討する。
褐炭ガス化設備の設計を水素製造の目的で最適化するには、炭種選定のみならず、既存のガス化炉に対して、設備の簡素化、初期投資、運転費の軽減を考慮する必要がある。現
在、褐炭ガス化設備を用いて、ブルー水素及びアンモニアを生産し大規模なサプライチェーンを形成した実績はない。それに対し、日系企業 7 社の企業体23は、褐炭から製造した
ブルー水素を世界初の液化水素運搬船を用いて、日豪間を海上輸送・荷役する実証試験を終了している。本事業では、豪州 Victoria 州の Latrobe Valley 地区の褐炭（Loy Yang 炭）

23 技術研究組合 CO2 フリー水素サプライチェーン推進機構（HySTRA）。岩谷産業、川崎重工業、シェルジャパン、電源開発、丸紅、ENEOS、川崎汽船の 7 社。電源開発、丸紅、ENEOS、川崎汽船の 4 社は2023 年 3 月まで加入。

83に対して褐炭ガス化設備を最適化し、事業化に向けて大規模な褐炭ガス製造設備の建設を計画中である。
本調査では、日本の技術輸出の観点から、本実証試験におけるガス化炉設備がコロンビ
ア及びマレーシアの褐炭に対しても適用可能であることを調査し、同国における水素社会の形成に資することとしたい。
(1) 石炭ガス化の原理(a) 石炭ガス化の反応
石炭のガス化とは、石炭に水蒸気、酸素、空気などを作用させて一酸化炭素 CO と水素
H2 を主成分としたガスに転換することである。
石炭の主成分は炭素と水素である。充分な酸素下で石炭を燃やせば炭素は二酸化炭素
CO2 に、水素は水蒸気 H2O になって熱が発生する。この時、必要な酸素量の 1/3～1/5 程
度しか供給せずに不完全燃焼させれば、主に CO と H2 が発生し、場合によっては CH4 が含まれる。これが石炭ガス化の原理で「部分燃焼法」と呼ばれる。以下、一般的な石炭ガス化反応を示す。
1) 熱分解石炭 → H2 ＋ CmHn ＋ チャー（C）・・・①

2) 酸素との反応
C ＋ O2 → CO2 （発熱・低温で優勢）

・・・②

C ＋ 1/2O2 → CO （発熱・高温で優勢）

・・・③

C ＋ CO2 → 2CO（発生炉ガス反応・吸熱）

・・・④

3) 水蒸気との反応
C ＋ H2O → CO ＋ H2（水性ガス反応・吸熱）

・・・⑤

C ＋ 2H2O → CO2 ＋ 2H2・・・⑥

CO ＋ H2O → CO2 ＋ H2（シフト反応・発熱）

・・・⑦4) 水素との反応
C + 2H2 → CH4（メタン化反応・発熱）

・・・⑧

CO ＋ 3H2 →CH4 ＋ H2O（発熱）・・・⑨

上式において、石炭の温度が上がると石炭中の水分が蒸発を始める。さらに温度が上がると石炭は H2 や炭化水素ガス（CmHn）などの揮発性成分とチャー（固定炭素 C と灰分からなる残留固形分）とに①熱分解する。この揮発性成分はタール等の油質分からなるが、これがガス中に残っていると多くのトラブル（熱交換器・配管・弁類の閉塞、タービント
84

ラブル等）の原因となる。タール除去にはガス精製過程で除去する方法やガス化炉自体でタール発生を抑制する方法があり、タールが分解する約 900℃以上の温度でガス化する方式が主流となっている。
チャー（C）は②完全燃焼、③不完全燃焼を経て発熱する。この時の発生熱が石炭ガス化の主反応とも言われる④発生炉ガス反応と⑤水性ガス反応に熱を供給する。⑥は⑤に付随して起こる反応である。⑦はシフト反応と呼ばれる発熱反応で、特に高温（900℃以上）
で反応が早く、ガス化炉出口組成を決定する重要な因子の一つである。
⑧はメタン化反応、⑨は CO と H2 からメタンを生成する反応で、いずれも発熱反応である。両反応とも比較的低温・高圧の場合に起こりやすい。メタンは CO や H2 よりも発熱量がかなり高いので、燃料ガスに用いる際はメタンの多い方が好ましい。
ガス化炉を加熱すると、熱分解は 300℃前後からが始まり、酸素との反応により CO2 や
H2O が発生する。次に水蒸気との反応が始まり、CH4 や CO、H2 は 400℃付近から発生する。
さらに温度を上げていくと、CH4 発生量は 500℃付近で最大となり、他方で CO は600℃付近でピークを迎え、主要なガス成分である H2 は 700℃付近で最大となる。
1,000℃以上ではほぼ CO と H2 のみとなる。
近年、CO や H2 を原料に様々な化学品の合成が試みられており、燃料用ではなくカーボ
ンリサイクルとして石油化学品を代替する原料用としてのガス利用が注目されている。
(b) その他の反応
石炭には炭素、水素のほか、酸素、硫黄、窒素なる元素や灰分が含まれる。
石炭ガス中の硫黄分は大部分が硫化水素 H2S になり、一部は硫化カルボニル COS になる。アンモニア製造などの化学原料用に石炭ガスを用いる場合、ガス中に硫黄分がわずかでも残っていると触媒を傷めるので精製過程で完全に除去する必要がある。
ガス化炉内では酸素が比較的不足しているため NOx は発生せず、石炭に含まれていた窒素分は気体の窒素（N2）やアンモニア（NH3）に変化する。ただ、少量ながら毒性の強いシアン化水素 HCN も生じるので注意が必要である。
これら付随するガスの処理は、2.1.4 項の「石炭ガス化炉の付帯設備」(1)ガス精製設備に記載の通りである。
(c) 灰の処理
石炭を燃やせば数%から数十%の灰が残る。この灰は根源植物に含まれていた無機質、悠久の石炭化の過程で根源植物に混入した泥砂や火山灰等の鉱物質、採掘の過程で混入した炭層の上下に存在する岩石（鉱物質）に由来する。灰の主要成分はケイ素 Si、アルミニ
ウム Al、鉄 Fe の酸化物である。このほか Ca、Na、K、P 等の酸化物も含まれる。
灰を溶かして排出するか、溶かさずに排出するか、石炭ガス化では、この灰処理が一つの焦点である。溶融固化した灰の見掛比重は 1.4～1.8t/m3 で、通常のフライアッシュ（見85掛比重 0.7～0.9t/m3）やボトムアッシュ（見掛比重 約 1.0t/m3）に比べて大きい。さらに、溶融固化の場合、灰中の重金属類が灰に封じ込まれて水中への溶出が極めて少なく埋立処分に有利である。

2 . 2 . 2 褐炭ブルー水素製造技術の実証状況
ここでは、褐炭ブルー水素製造技術の実証例として、日豪褐炭ガス化・水素精製実証設
備における水素製造技術について紹介する。
豪州褐炭プロジェクトにおいては、世界で運転実績の多い噴流床ガス化炉の中から、日本国内で開発されたガス化効率の高い EAGLE 炉（Coal Energy Application for Gas,
Liquid and Electricity）を採用し、実証試験を行っている（Eagle 炉のついては「2.1.5 本
邦における大型ガス化炉開発の実績」を参照のこと）。
本実証試験における豪州 Victoria 州 Latrobe Valley 地区の Loy Yang 炭鉱の褐炭（以下、「Victoria 褐炭」）を以下に示す。一般に褐炭は揮発分が多くガス化に適しているが、水分含有量も多く、噴流床の場合は微粉バーナーの着火を安定させる目的で水分調整を行う前処理が必要となる。また Victoria 褐炭は、石炭灰含有量が 2%と少なく、ガス化炉内部のスラグコーティングを形成するための処置が必要となる。
表 2.2-1 豪州 Victoria 州 Loy Yang 褐炭（Victoria 褐炭）の性状

出所：平成 26 年度 NEDO 成果報告書「豪州の低品位炭から水素を製造するバリューチェーンの改善 に関する検討」

上記褐炭から生成されるガス性状は以下の通りである。

86

表 2.2-2 Victoria 褐炭の生成ガス性状

出所：平成 26 年度 NEDO 成果報告書「豪州の低品位炭から水素を製造するバリューチェーンの改善 に関する検討」

日豪褐炭ガス化・水素精製実証設備における水素製造技術は、石炭ガス化技術（EAGLE）を採用し、Victoria 褐炭から 170 トン/日の水素を製造する褐炭ガス化水素製造システムを採用した。 褐炭ガス化プラントから排出される CO2 は、その大部分（目標値 95%）を回収し、Victoria 州で推進中の「CabonNet プロジェクト」に引渡して地下貯留する。また製造した水素の純度は、液化装置にて液化し液体水素として運搬する計画のため、99.999%以上を目標としている。
本プロジェクトの基本フロー図は以下の通りである。

出所：JCOAL 内部資料

図 2.2-2 Victoria 褐炭ガス化システムのシステムフロー図
Victoria 褐炭のガス化システムは、EAGLE 炉を用いている。EAGLE 炉を用いたガス化
設備は石炭ガス化複合発電（IGCC）水素ガス製造を目的としていたため、設備を設計す
87

るにあたり、豪州の石炭性状を考慮するとともに、以下の付帯設備の変更を実施して水素製造に特化した設備とした。
(1) Victoria 褐炭への適合性
Victoria 褐炭の水分は約 60%でありかなりの高水分炭である。EAGLE 炉の開発では、
高水分炭をガス化した経験がないため、適切な乾燥技術と組み合わせガス化する必要があ
り、前処理の乾燥工程に世界有数の再生可能エネルギー企業である RWF Power の保有ラ
イセンス技術の WTA プロセスを採用する。WTA プロセスは、蒸気による流動床乾燥プロセスである。
Victoria 褐炭は灰分が約 2%との低灰分炭である。石炭灰は、ガス化プロセスにおいて、ガス炉内で溶融、スラグコーティ ング層を形成して、水冷壁を保護する役割を持つ。スラグコーティング層の形成を確保するために、スラグを粉砕し、微粉褐炭と共に炉内に再供給する形式を採用している。
(2) ダイレクトクエンチの採用
EAGLE 炉の設備費削減のためダイレクトクエンチを採用した（図 2.2-3）。EAGLE 炉
は発電用に設計されてきたため、ガス化炉後流に熱交換器（蒸気発生器）を配置している。
熱交換器で発生した蒸気は、主に発電用とシステム後流のシフト反応器に使用されている。
水素発生装置として設備を簡略化するため、ガス化炉後流に直接水を吹き込み、蒸気を炉内で発生させ、そのままシフト反応器に供給するダイレクトクエンチ方式を採用した。

出所：平成 26 年度「NEDO 豪州の低品位炭から水素を製造するバリューチェーンの改善報告書」

図 2.2-3 ダイレクトクエンチを採用した石炭ガス化システム(3) CO2 石炭搬送システムの採用
水素製造コスト削減のために、CO2 石炭搬送システムを採用した。ガス化炉への石炭供給方法には気体搬送のドライフィードと液体搬送のスラリーフィードの 2 つの形式がある
88

が、EAGLE 炉は窒素を使用した気体搬送方式を採用している。石炭搬送用の窒素はシステムに残留し水素濃度が低下することから、CO2 を用いて炉内搬送することにした。CO2はシステム後流の酸性ガス分離・回収設備にて回収され、再度搬送用に使用される。
(4) 水素 PSA の採用
高純度の水素を製造するために、水素 PSA 設備（PSA : Pressure Swing Adsorption 圧
力スイング吸着方式）にて、生成ガス中の水素以外の成分を吸着剤に吸着させる。吸着した水素以外の成分は、脱圧工程にて吸着剤から剥離する。PSA の採用により水素濃度
99.999%を達成している。

2 . 2 . 3 褐炭ブルーアンモニア製造技術の概要
本項において褐炭ブルーアンモニア製造は、「2.2.1 褐炭ブルー水素製造技術の概要」で紹介したブルー水素から製造することを前提としている。
アンモニア製造の基本工程を図 2.2-4 に示す。

水素

化石資源
改質

石油・ガス

CO2

地下貯留
アンモニア
水素

褐炭

アンモニア合成

ガス化(HB 法)
水素

電力

再生可能

水素貯蔵

水電解

エネルギー

窒素

空気分離

出所：JCOAL 作成

図 2.2-4 アンモニア製造の基本工程

89

一般にアンモニアは、①化石資源の改質、②褐炭ガス化、③再生エネルギーを用いた水電解装置等により水素を製造し、ハーバー・ボッシュ法を用いて水素と大気中の窒素と反応させて製造される。
(1) 水素の製造方法
褐炭ガス化水素については、「2.2.1 褐炭ブルー水素製造技術の概要」で紹介しているが、ここでは参考として褐炭ガス化以外の水素の製造方法の概要も以下に紹介する。
(a) 水蒸気改質
現状、アンモニア生成に必要な水素の大部分は、天然ガスやナフサなどの化石燃料を水
蒸気を用いて改質することにより製造されている。特に天然ガス（メタン）を原料に用いるものを水蒸気メタン改質（SMR：Steam Methane Reforming）と呼ばれる。SMR プロ
セスでは、メタンと水蒸気を 700～800℃、3～25 気の環境下で触媒を用いて反応させて水素と CO を生成させる。
CH4+H20→ 3H2 + CO （水蒸気改質）

水蒸気改質で生じた CO に対して水を反応させ、水素と CO2 を得る。この反応をシフト反応という。
CO＋H2O→

H2＋CO2 （シフト反応）

上記の水蒸気改質反応は吸熱反応であるため、反応を継続するために外部から熱を供給する必要がある。また製造プロセスにおいては、CO2 が発生することから、ブルーアンモ
ニアとして製造するために、発生した CO2 を CCS により地下貯留することになる。水蒸
気改質は、大型プラントでの集中的に水素製造に活用されているほか、都市ガス（メタンが主成分で、熱量調整のためにプロパン、ブタンなどを含む）を原料とするオンサイト水
素ステーションにも応用できる。水素の純度を高めるために、圧力変動吸着法（PSA）を用いることが多い。
(b) 水電解
水電解（水の電気分解）は、昔から知られた技術であるが、現在実用化されている技術
としてはアルカリ水電解法と固体高分子形（PEM 形）水電解法がある（図 2.2-5）。
アルカリ水電解法は、水酸化カリウムの強アルカリ溶液を用いて水電解を行い、大規模
水素製造用として工業分野で実績がある。固体高分子形（PEM 形）水電解法は 1970 年代
初期に GE が燃料電池の技術を適用したもので、現在は他の民間企業主体で研究開発され
ている。

90

アルカリ水電解法と固体高分子形水電解法の比較を表 2.2-3 に示す。一般に固体高分子
形水電解は同じ面積に流す電流（電流密度）がアルカリ水電解に比べて高いため電解槽を小型化できるが、高価な材料を使用する。水素製造におけるコスト（設備費含む）に関しては、固体高分子形水電解はアルカリ水電解の 2～3 倍であるが、将来のコスト低減も期待される。

出所：NEDO 水素エネルギー白書

図 2.2-5 アルカリ水電解法と個体高分子形水電解法
表 2.2-3 アルカリ水型と PEM 型の比較表
比較項目
フィード
電解温度
電解電圧
電解効率
システム規模装置コスト
再エネへの柔軟性
水素純度

アルカリ水型
KOH 溶液、NaOH 溶液
約 60℃
約 1.8V
約 60~80%
大型化可能
低い
低い
99.99%

PEM 型
純水
約 80℃
約 1.6V
約 50~80%
50m3/程度
高い
高い
99.99%

出所：各種資料より JCOAL が作成

現状、コスト、大型化の観点からは、アルカリ水型が優れており、2020 年 3 月、旭化成
は、1 ユニット・サイズとして世界最大となる大型アルカリ水電解システム（最大水電解
電力 10MW、最大水素製造量 2,000Nm3/h）を「福島水素エネルギー研究フィールド」（福島県双葉郡浪江町）に建設・稼働させている。他方で、PEM 型は再生可能エネルギーを用いてグリーン水素を生産する場合、供給電力量が変化した場合でも安定運転ができることにメリットがある。現在、PEM 型水電解装置はモジュール化し複数並列させることにより大型化する方向で開発が進んでいる。
現在、水の電気分解による水素製造とアンモニア合成を一つのプロセスで実現するアン
モニア製造装置は商用化されていない。アンモニアを製造するためには、製造水素と窒素
91

を材料にしてアンモニアを合成するハーバー・ボッシュ法を用いる方法が主流となっている。
コロンビア、マレーシアにおいては、褐炭ガス化技術と CCS 技術を組み合わせて製造されたブルー水素と空気中の窒素に対して、ハーバー・ボッシュ法を用いてブルーアンモニ
アを製造することとなる。
(2) ハーバー・ボッシュ法
ハーバー・ボッシュ法とは、鉄を主体とした触媒上で水素と窒素を 400～500℃の超臨界流体状態で直接反応させて、アンモニアを生産する方法である。
N2 ＋ 3H2 ⇔ 2NH3 ＋ 92kJ
上記反応は可逆的反応であり、一定の条件下で平衡状態に達する。ルシャトリエの原理
より、高圧下において気体分子数が減少する方向に反応が進むことから、 アンモニア（NH3）を効率よく回収できる。従って、ハーバー・ボッシュ法では、平衡時のアンモニ
アの吸収率を上げるために圧力を高くする必要がある。一方、この反応は発熱反応である。
従って、温度を下げると、ルシャトリエの原理により発熱方向に反応が進むため、効率よくアンモニアを回収できるといえる。しかしながら、温度を下げた場合は、アンモニアの回収率は上がるが、回収に時間を要するため、反応速度の高い高温度の状態でサイクル数を増加させた方が、製造効率が高い。ハーバー・ボッシュ法は、高温度で反応速度を上げる方式を採用している。

出所：ホームページ 大学受験の王道

ハーバー・ボッシュ法

図 2.2-6 アンモニア合成量と温度の相関関係
上述の通り、ハーバー・ボッシュ法においては、圧力容器は 400～500℃、数百気圧という過酷な条件にさらされ、高圧の水素が鋼材中の炭素をメタンにして外部に流出する水素脆化が発生する。従って、ボッシュは炭素含有量の少ない軟鋼を内張にした二重構造とし、その間にメッシュの隙間を設けて水素を外部に逃がすことで水素脆化問題を解決している。

92

ハーバーは当初オスミウムを触媒に使用することを考えていたが、実用的なものとして、最終的に反応活性、寿命の点から磁性酸化鉄（Fe3O4）をベースにアルミナ、酸化カリウ
ムを促進剤として加えたものを採用している。
(3) ハーバー・ボッシュ法の改良
アンモニア製造コストを下げるためには、水素自体の製造コストを下げるとともに、ハーバー・ボッシュ法の改良、さらに全体の製造プロセスの簡略化が必要である。また低炭
素、脱炭素の潮流と共に、アンモニアが水素のキャリアとして着目されており、アンモニ
ア製造における技術革新が将来のカーボンニュートラルを実現するために不可欠となっている。
現在、エネルギー効率の向上、並びに設備、運転コストを低減するために、ハーバー・
ボッシュ法よりさらに低い圧力、温度におけるアンモニア合成法の研究開発が行われており、そのためには高活性の触媒開発が不可欠である。

出 所 ：「 燃 料 ア ン モ ニ ア サ プ ラ イ チ ェ ー ン の 構 築 」 プ ロ ジ ェ ク ト の 研 究 開 発 ・ 社 会 実 装 の 方 向 性（2021.06)

図 2.2-7 ハーバー・ボッシュ法における新触媒の開発事例
しかしながら、低圧になればガス体積が増大し機器や配管などプラントのサイズが大き
くなり、また生成アンモニアの凝縮液化過程も厳しくなるので、設計の最適化を図る必要がある。
(4) 新触媒の開発の動向
ハーバー・ボッシュ法の改良に向けた新触媒の開発動向を以下に記す。
(a) エレクトロライド触媒
本触媒は、イオン結晶での陰イオンの役割を電子が担う化合物の「エレクトライド」
12CaO・7Al2O3 (C12A7)というセメント原料物質に包摂された酸素イオンを電子に置き93換えた C12A7 エレクトライドを担体とし、これに Ru や Co 等の活性金属を担持したものである。
表 2.2-4 アンモニア合成における既存法とエレクトライド法との比較

出所：つばめ RHB ホームページ

このエレクトライド法のパイロットプラントが 2019 年に立ち上げられ、3 年以上の運転実績がある。これを踏まえて日本国内で 2025 年からの商業プラント稼働が予定されている。
(b) ルテニウム触媒
ルテニウム触媒は比較的低温・低圧で高いアンモニア合成活性を示す触媒として開発が盛んに行われてきた。主な理由としては、 アンモニア合成においては、金属種がアンモニ
ア合成に対して活性を示すには、その表面で窒素と強く結合することが必須であると考えられており、最適な窒素吸着エネルギーを有するルテニウムが最も適しているとされるからである。従来の研究の大半が、温和な条件での合成には、最適な窒素吸着エネルギーを有するルテニウムを触媒として用いている。
さらにルテニウムを担持した触媒に、わずか数 W の電力を印加することで、触媒表面で水素イオンがホッピングし、200℃程度の低い温度でも速やかにアンモニア合成ができる
ことが発見されている。本技術においては、再生可能エネルギーと組み合わせて、低温小型のオンサイト型のアンモニア生成設備に適用を検討している。
その反面、ルテニウムは高価な貴金属であることから、豊富に存在する安価な金属を利用した触媒の開発が望まれている。
(c) 遷移金属窒化物とニッケルを組み合わせた触媒
上述の通り、金属種がアンモニア合成に対して活性を示すには、金属表面で窒素と強く結合することが必須であると考えられてきたため、窒素との結合力が弱いニッケル（Ni）
を使用することはこれまでほとんど検討されなかった。
これに対し、新しいコンセプトとして、金属表面ではなく、窒素空孔という新たな反応場を利用する手法が考案された。この触媒では、水素分子を解離する能力が高いニッケル
上で水素原子が生成される。 窒素分子は触媒表面の窒素種（遷移金属窒化物）に生成され94

窒素空孔内に取り込まれ活性化する。ニッケルで乖離された水素と活性化された窒素が反応し、強固な N-N の結合が切断され、N-H 結合が形成されて、最終的にアンモニアが生成される。

出所：東京工業大学元素戦略研究センター作成資料

図 2.2-8 遷移金属窒化物とニッケル触媒の反応
現在、遷移金属窒化物の候補は、窒化セリウム（CeN）、窒化ランタン（LaN）、窒化イ
ットリウム（YN）の性能が確認されており、この上にニッケル（Ni）を固定した触媒が優れた活性を示すことがわかっている。

反応温度：400℃
圧力：1 気圧青：バルク触媒
赤：ナノ粒子触媒

出所：東京工業大学 物質・材料研究機構プレスリリース資料（令和 2 年 8 月 20 日）

図 2.2-9 Ni を固定した遷移金属窒化物のアンモニア合成活性の比較

2 . 2 . 4 褐炭ブルーアンモニア製造技術の実証状況
水素、アンモニア製造装置の新技術の主な実証状況について、表 2.2-5 に整理した。現状、海外において水素からアンモニアを製造するプロセスは、ハーバー・ボッシュ法が主流であるが、日本国内では、新触媒を用いたプロジェクトの実証試験が進行中である。
つばめ BHB が開発中のアンモニア製造技術24は、現在の主流になっている、高温・高圧、
大規模プラントを必要としているが、開発中の新触媒であるエレクトライド触媒（ルテニ

24 出所：つばめ BHB の技術紹介を参照：https://tsubame-bhb.co.jp/business-technology

95

ウム合金含む）を利用し、低温・低圧、スモールスケールでアンモニアを製造する技術であり、効率良く、低コストで提供することが可能となる。
アンモニアの用途の 80%以上が肥料用途となっているが、大きく高額な既存のアンモニ
アプラントを導入できず、海外から高いアンモニアや窒素系肥料を購入している。これら
国々に、低コストでアンモニアを製造する技術の普及が期待されている。
日揮は旭化成と共同で、福島県浪江町で再生可能エネルギー由来の水素を利用したグリーンアンモニア製造の実証プラントを建設中であり、2024 年度から運転が開始される予定である。効率的・安定的なグリーンアンモニア製造技術の確立を目指している。
表 2.2-5 水素アンモニア製造装置の新技術の主な実証状況
つばめ（日本）日揮（日本）

規模会社（本社）

小容量（グリーンアンモ
ニア）

小容量（グリーンアンモ
ニア）

大・中・小容量（グレー・ブルーアンモニア）

ティッセンクルップ（ドイツ）特徴

低効率（高効率・大型化に向けて開発中）

大型化に向けて開発
中

親会社（Industrial Solution）の Uhde 技術（日本に納入する場合、システム検討は豪州で実施予定）

中・小容量（グリーンアンモ
ニア）

Dual Pressure Plant
型

P to X モジュール化（日本で日揮と協働）

水素製造技術

水電解

水電解

天然ガス

水電解（水素に関しては、
負 荷変動 10%～100%
対応、ただしアンモニアについて 30%）

アンモニア製造能力

開発中（2019 年 12月パイロッ トプラン ト稼働）

浪江町に建設されるア
ンモニア製造装置は 1
日数トン

50, 300, 600, 1,200
トン/日（5,000 トン/日
可能）50 トン/日（20MW）
300 トン/日（120MW）

水電解装置使
用電力量

年産 3,000 トンの場
合 、34,500MWh/年
にて計画中

実証中

N. A

稼働率 80％以で4.5kWh/Nm3 (DC)

アンモニア製造技術

低 温 ・ 低 圧型 （300400℃ 、50 気 圧 以下）

実証中

ハーバー・ボッシュ

触媒

エレクトライド触媒（ルテニウム合金含む）*新たな触媒開発中

酸化鉄

酸化鉄

運転実績

初号機受注済（INPEX、 年 50 トン）

実証中

欧州で多数の実績、100年の実績

ペルーで水力利用のグリーン
アンモニア

設備費

現状アンモニアトン当たり数 10-100 億円程度の見込み

2030 年までに水電解装置を 5.2 万円/kW
以下に下げることを 目
的US ドル 500～700/kW（サウジアラビアに納入した 3,300 トン/日のコストはこれより安いとの事）

不明

保守費

高額（触媒）

実証中

設備費の 2-3%程度

環境省事業での課題

経済性

2027 年より電解モジュールを連結させた大型
水 電 解 装 置(40MW規模）を設置予定

出所：各種資料より JCOAL 作成

96

経済性

2 . 3 水素・アンモニア輸送技術動向
2 . 3 . 1 水素輸送技術の概要
水素は地球上で最も密度が低く、空気中に放出すると速やかに広がるため、水素の製造後そのまま輸送、貯蔵すると、多くのスペースが必要となり、非常に非効率的である。水素社会の実現のためには、水素を小さな容器にいかに多く貯蔵・輸送できるかが重要であり、そのための各研究が進められている。水素社会に実現に向けて、水素輸送の分野では、水素製造地で水素を他媒体と化学反応、吸着反応させ水素キャリアを製造し、水素消費地
において水素を回収する方法の研究が進行中である。
現在、水素の輸送技術としては、「高圧水素」、「液化水素」、「有機ハイドライド」、「アンモニア」、「合成メタン」、「水素吸蔵合金」等が上がっており、表 2.3-1 にその概要を示す。

97

表 2.3-1 各水素輸送キャリアの概要
水素輸送キャリア
輸送体積（m3/t-H2）
輸送重量（kg/kg-H2）
製造エネルギー消費率
脱水エネルギー消費率
貯蔵温度・圧力
既存インフラ設備の
利用可否
安全性
長期保存性

技術的課題

本邦企業の主な事例

水素
高圧水素
25.6～71.4
1
理論値：5%
現状：10％程度
なし

MCH

アンモニア

合成メタン

水素吸蔵合金

21.2
16.2
発熱反応

8.3～9.3
5.6
5%（HB 法）10.0～11.1
4
発熱反応

10.0
25～10
発熱反応

理論値：24%
現状 35%前後
常温常圧

理論値：15%10～23%-162℃常圧

常温常圧

常温, 20/70MPa

液化水素
14.1
1
理論値：10%
現状：30%程度
蒸発 に 伴 う冷 熱 回収により微小-253℃, 常圧

一部可能

一部可能

可能

理論値：11%
現状：30%-33℃常圧/
常温 8.5bar
一部可能

強可燃性、引火性
爆発性
長期貯蔵可能強可燃性、引火性
爆発性
極低温により BOG
発生量大
液化効率の向上及び設備の大型化（輸送船、貯蔵タンク等）
川崎重工、岩谷産
業他
水素貯蔵船、

トルエンの有毒性

毒性、腐食性

強可燃性、引火性

概ね安全

長期保存可能LPG（沸点42℃）と同程度
直接利用先の拡大が必要

極低温により BOG
発生量大
LNG 技術として確立されている

長期保存可能JERA、 三 井 物 産
他
碧南石炭火力発電所で混焼予定

INPEX, 大阪ガス、東京ガス他
LNG 技術の適用。
メタネーションは国内
で実証中

水素ステ ーション 技
術はほぼ確立

岩谷産業、
ENEOS 他
主にバス、FCV(有機ハイドライト)

さらなるエネルギーロ
スの削減が必要

千代田化工建設
他
ブルネイで実証中

備考
出所：各種資料より JCOAL 作成

98

可能

安価な触媒の開発（希少金属から安
価な金属を用いた触媒開発）。
日本製鋼、日本重化学工業他
定置型での貯蔵に利用

表 2.3-1 で整理した各水素輸送キャリアについて、以下、詳細に紹介する。
(1)高圧水素
高圧水素の最も一般的な貯蔵と移送方法は、水素を高圧に圧縮してボンベに貯蔵し、輸送する方法である。高圧水素の貯蔵密度は、20MPa の圧力において極低温で約 85kg/m3、常温で約 14kg/m3 となる。70MPa では、常温で約 39kg/m3 となり一定の高密度化は可能となっている。現在、日本の燃料電池車では 70MPa の高圧水素が採用されている。水素を圧縮するためにエネルギーが必要であるが、利用時には脱水素等の工程を要さないのが利点である。
日本における高圧水素を用いた水素サプライチェーンは、主にガスパイプライン、高圧
ボンベ、タンクローリーを用いて構築するが、高圧水素（20MPa）の水素貯蔵密度は液体
水素の 5 分の 1 程度であり長距離輸送には不向きである。
一例として、福島県浪江町において、水素利用サプライチェーン構築及び先進デジタル技術で電力需給調整を行う実証事業が実施されているが、水素を液化すると狭い地域内での水素サプライチェーンは経済的に成立しないことから、圧縮水素を用いて水素の需給バ
ランスを取っている。

出所：日立製作所（2022 年 9 月 22 日

ニュースリリース）

図 2.3-1 高圧水素のサプライチェーン
日本では広域的な水素ガスパイプラインの整備が進んでおらず、地域間の需給偏在の解
決には、パイプラインの整備が不可欠である。特に地域内の輸送に合わせて大規模需要に対する供給体制にも大きな課題があるが、最初のステップとして既存ガスインフラを活用することが肝要である。
日本国内における地域内での水素パイプラインの敷設事例を表 2.3-2 に示す。この敷設事例は平成 28 年 10 月 25 日に開催された第 5 回 CO2 フリー水素ワーキンググループの資料からの情報であるが、現在も水素パイプラインを活用した取り組みが進められている。
99

表 2.3-2 日本国内における水素パイプラインの敷設事例

出所：資源エネルギー庁 第 5 回 CO2 フリー水素 WG 事務局提出資料（平成 28 年 10 月 25 日開催）

欧米においては古くから企業間での長距離パイプラインによる水素ガスの大量輸送が行われており、現在でもその需要は増加傾向にある。世界における水素パイプラインの総延長は約 3,000km であり、使用されるパイプラインの口径は 100mm～300mm 程度、一般に 7MPa で運転されている。
欧州内の水素輸送網構築のための構想「欧州水素バックボーン（European Hydrogen
Backbone）」では、2040 年までに欧州の水素パイプラインの総延長を 40,000km まで拡張
し、欧州 11 か国を網羅するとしている。本計画においては、水素ガスパイプラインの約85%は、既設の天然ガスパイプラインを再利用しており、投資コストを削減し水素社会への円滑な移行を目指している。水素配管の材質の選定においては、水素浸食と水素脆性を考慮する必要があるが、7MPa 程度の圧力及び常温の状態では、一般にガス配管で使用している炭素鋼を用いることができる。
欧州の水素パイプラインの計画図を図 2.3-2 に示す。

100

出所: European Hydrogen Backbone Initiative 2021

図 2.3-2 欧州の水素ガスパイプラインの計画（2040 年）(2) 液化水素(a) 水素利用におけるサプライチェーン
液化水素は、高圧水素（20MPa）と比較して 5 倍程度の水素貯蔵密度を有しており、大規模な水素輸送キャリアとして有望視されている。液化水素は本来ロケット燃料用に開発されたものであり、日本国内においては 2006 年に産業用液化水素の製造販売が開始された。
液化水素の製造、貯蔵・輸送、利用のサプライチェーンの概要は以下の図の通りである。
101

出所：Kawasaki Technical Review No.176 October 2015

図 2.3-3 液化水素を用いた水素サプライチェーン
水素ガスは液化するために高純度に精製され、パイプラインで水素液化システムに圧送供給される。水素ガスは、水素液化機で約 20K（-253℃）まで冷却液化される。液化水素
は、断熱タンクを搭載したローリー、もしくはコンテナに充填され、港の出荷基地まで輸送される。
大規模チェーンでは，水素ガスをパイプラインで出荷基地まで圧送し、出荷基地に建設された水素液化機で液化する。出荷基地では，液化水素は一時的にタンクに貯蔵され，液ポンプにてタンクから運搬船に積荷され海上輸送される。受入基地で液化水素はタンクに貯蔵され，タンクから各地の水素利用者に配送・供給される。液化から貯蔵輸送までの水素液化システムの規模は，水素需要・供給量，海上輸送日数などにより決まる。
(b) 液化水素の輸送技術
1) 液化技術
水素サプライチェーンの根幹技術は、水素を極低温で液化するものであり、本技術はLNG 液化技術の延長にある。水素ガスの液化に要する最小液化仕事25は、液化プロセスの始点と終点の状態量から熱力学的に決まる。理論上、液化プロセスの始点を大気圧、300K、終点を大気圧の飽和液化水素に仮定すると最小液化仕事は約 12.0kJ/kg で、LNG（メタン）
液化仕事より約 10 倍大きい。また液化水素を液化するための仕事量は、液化水素の発熱量の約 10%を消費する。表 2.3-3 に液化水素と液化メタンの物性の比較を表す。

25 水素ガスを液体常態にするための重量当たりのエネルギー量（kJ/kg）のうち、水素ガスを 70MPa まで圧縮するときの理論仕事量（等温圧の値が約 12kJ/kg になること）

102

表 2.3-3 液化水素と液化メタン（LNG）の物性比較
液化水素
20. 3 (-253℃）
0. 0899
70. 8
1. 34
32. 9
1. 26
8. 5
120
12.0
10（理論値）

沸点（K）
ガス密度（kg/Nm3）
飽和液密度（kg/m3）
飽和ガス密度（kg/m3）
臨界温度（K）
臨界圧力（MPa）
低位発熱量
体積当たり（MJ/L）
重量当たり（MJ/kg）
最小液化仕事(kJ/g)（液化仕事）/（発熱量）の割合（%）

メタン（LNG）
11（-162℃）
0. 717442. 5
1. 82
190
4. 6
22. 1
50
1.09
2.2（理論値）

出所：各種資料より JCOAL 作成

上述の通り、水素液化におけるエネルギーロスは、理論上 10%であるが、製造過程における各ロスを含めると 30%前後となっており、将来に向けて技術改良が望まれる。
日豪水素サプライチェーンプロジェクトにおける最新の液化水素製造装置の基本プロセスは以下の通りである。

出所：川崎重工業ホームページ

図 2.3-4 液化水素製造装置の基本プロセス

103

川崎重工業の説明によると、水素液化プロセスは、冷熱を発生する冷凍サイクル、及び冷熱により常温水素ガスを冷却液化する水素ガス供給系から構成される。冷凍サイクルの冷熱は、圧縮機で圧縮された高圧冷媒ガスである水素が膨張タービンで膨張 （等エントロ
ピ膨張）することで発生する。
水素液化プロセスでは、冷凍サイクルに液化窒素を用いた予冷システムを別に配置しており、膨張タービンに入る水素を-196℃まで予冷している。予冷された水素は、膨張ター
ビンを通過すると圧力が下がり、同時に-253℃まで冷えて液化される。
水素ガス供給系では、高純度に精製された製品水素ガスは圧縮機で圧縮され、最初に窒
素の液体窒素の飽和温度の-196℃まで予冷され、熱交換器を介して冷凍サイクルの冷熱により液化水素温度近くまで冷却される。冷却された圧縮ガスは、膨張弁でほぼ大気圧状態まで等エンタルピー変化で膨張し、液体水素となる。
また、水素分子は、それぞれの原子核（プロトン）の核スピンの配向により、オルト（ortho）とパラ（para）の 2 種類の異性体が存在することに留意する必要がある。常温以上では、オルト水素とパラ水素の存在比はおよそ 3:1 であるが、低温になるほどパラ水素の存在比が増し、絶対零度付近ではほぼ 100%パラ水素となる。オルト水素からパラ水素への変化は 523kJ/kg の発熱反応であり、蒸発潜熱 446kJ/kg より多い。この反応には数日かかるため、保管しておくと反応熱で液化水素が気化する。反応熱による気化を防止するには、液化プロセスの過程で触媒を用いて発熱反応を済ませておく必要がある。
2) 貯蔵・輸送技術
液体水素の貯蔵、輸送技術は、LNG における液化、貯蔵、輸送技術を応用し、さらに水素専用の各構成機器の開発が進んでいる。液化水素は、輸送量が大きいほどコスト低減効
果が大きく、大規模な水素輸出入でそのメリットを発揮する。
川崎重工業は世界初の 1,250m3 型液化水素運搬船の実証試験を終了しており、さらに2021 年 4 月、新開発の液化水素用タンク 4 基（総タンク容積 160,000m3）を搭載する大型船の設計を終了させている。本船は、-253℃に冷却して体積を 1/800 にした極低温の液化
水素を大量に海上輸送できる。

104

出所：HySTRA ホームページより

図 2.3-5 1,250 トン水素運搬船
本輸送船においては、液化水素用タンクには極低温の液化水素の大量輸送を実現するた
めに、外部からの侵入熱により発生するボイルオフガス（BOG）を低減することができる
新開発の高性能の断熱システムを採用している。また、推進機関には、水素を燃料にできるボイラ及び蒸気タービンプラントを搭載し、BOG を船舶の推進燃料として有効利用できる二元燃料推進のシステムを採用し、液体水素輸送時の CO2 発生を低減させる設計となっている。また液化水素の比重が軽いことを考慮し、船型及び喫水を最適化し、推進効率を高めている。
上述の通り、水素の貯蔵・輸送においては、極低温の液化水素の蒸発に伴う BOG の発生を抑制し、エネルギーロスを低減することが重要である。一例として、LNG タンカーの場合は 1 日あたり 0.15～2%の BOG が発生する。そのため、タンクは特殊断熱構造を有しており、真空二重構造を採用するのが一般的である。日豪水素サプライチェーン実証試験
において、神戸ポートアイランドの液化水素貯蔵タンク（2,500m3 ）の BOG 発生量は0.1%/日を達成しており、LNG 設備と同等以上の断熱性能を有している。
また、BOG を低減するために、陸上設備から船内の液化水素用タンクまで、極低温のま
ま効率的かつ安全に移送するために、真空二重配管を採用し、また大量の液化水素を短期間で荷役するための貨物運用システムを搭載している。

105

現在、陸上設備の貯蔵タンクは、真空二重構造に有利な球体状のタンクに貯蔵するのが主流であるが、今後は重量を支えやすく大型化に適した円筒型タンクの開発が不可欠である。しかしながら、円筒型は球体に比べて底部の面積が広く、地面からの熱の影響を受けやすい。従って、最初に小型の円筒型タンクを製造し、大型化に必要なデータ取得と解析を実施した上で、液化水素に熱が伝わることを防ぐ断熱構造の設計を最適化することが必要である。
(3) メチルシクロヘキサン（MCH）
有機ハイドライド法（Liquid Organic Hydrogen Career）は、有機化合物に水素化処理を行い、水素含有率の高い石油系の物質として取り扱いの行いやすい形態へ改質し、貯蔵・ 輸送する手法である。その代表的なものとしてはメチルシクロヘキサン（MCH:
MethylCycloHexane）やジベンジルトルエン（DBT）が存在する。MCH は、日系企業である千代田化工建設や ENEOS により実証試験が開始されていることから、ここではMCH に関する最新情報を記載する。
MCH による水素輸送では、水素製造地点でトルエンに水素を添加し MCH とすることにより、水素の体積エネルギー密度を 500 倍の液体にして水素を輸送する。水素利用地点では MCH を脱水素することにより水素を取り出し、生成したトルエンを MCH 製造の原料として水素製造地点に送り返す。
主なメリットとしては、既存の石油系インフラが使用可能で、常温・常圧での貯蔵・輸送が可能であり、貯蔵設備、輸送船等に対して新たな技術開発を必要としないことである。
MCH は、液化水素同様に有望視されている。
またデメリットとしては液化水素やアンモニアと比較すると水素貯蔵密度が低いことである。また脱水素に必要なエネルギー量が大きく、そのエネルギーの確保と脱水素プロセスの効率化が不可欠である。また MCH に加えてトルエンの貯蔵設備も必要となり、インフラ設備の規模が大きくなる。具体的には、水素を MCH にて輸送する場合のトルエンの必要量は約 15 倍（重量）のトルエンが必要であることが課題である。例えば水素 10 万トンを輸送するにはトルエンが 150 万トン必要となり、これは日本国内の年間生産量に匹敵する（2020 年の日本のトルエンの生産量は 145 万トン）。
その反面、脱水時に要する温度は比較的に低いことから、他産業からの排熱を有効利用できるので、地域の総合的なエネルギー効率を高くすることを視野に入れて進めることが
できる。

106

出所：日本郵船ニュースリリース（2021 年 8 月 10 日）

図 2.3-6 メチルシクロヘキサン（MCH）のサプライチェーン
上図において、メチルシクロヘキサンが水素サプライチェーンの技術として着目された
理由は、MCH を脱水（気体の水素の取り出す）触媒に技術革新がなされたためである。
従来の触媒においては、触媒性能が 2～3 日で低下していたが、本邦企業の千代田化工建設
は、2 年程度継続使用しても性能が落ちない触媒の開発に成功し、実用化の目処が立つようになった。千代田化工建設はこの MCH で輸送される水素を「SPERA 水素」と名付けて事業化を目指している。
さらに ENEOS は、2019 年「有機ハイライド電解合成法」を用いて、メチルシクロヘキ
サンをトルエンから直接合成できる技術を考案し、その実証実験を 2021 年に終了させている。従来、MCH の合成には、水電解で製造された水素をタンクに貯蔵し、製造水素をトルエンと反応させる手法を用いてきた。同社は、「有機ハイライド電解合成法」を用いることで、水素製造・貯蔵の工程が省略され、将来的には MCH 製造にかかわる設備費を50%削減できるとしている。
有機ハイドライド電解合成の概念図を図 2.3-7 に示す。水とトルエンを直接電気分解することにより、酸素と MCH を生成する。

107出所： ENEOS、千代田化工建設、クイーンズランド工科大学
プレスリリース（2021 年 11 月 2 日）

図 2.3-7 電解合成による MCH 製造
現状、電解合成による MCH 製造における電解槽は、1,000W（0.25tH2/年）程度の大きさであるが、2025 年までに 5MW（800tH2/年）までスケールアップされる計画である。
(4) アンモニア
アンモニアをエネルギー・キャリアとして用いる主な理由は、アンモニアが直接に燃料となり得るという理由の外に、アンモニアの水素密度が大きいことや、常温常圧に近い条
件下で液体として扱えることである。アンモニアの体積当たりの水素密度は液体水素の1.7 倍、MCH の 2.5 倍と非常に大きい。アンモニアは、常温常圧ではガスであるが、常圧では-33℃に冷却、または、20℃では 8 気圧の圧力をかけると液化する。この物性は LPGとほぼ同様であり、同様の条件で液体として取り扱うことができる。
アンモニアの物性を他の液化燃料ガス（LNG、LPG）と比較する以下の通りとなる。
表 2.3-4 液化燃料の物性比較

比重（液体）（kg/m3）
10kPa
沸点（℃）
10kPa
蒸気圧（MPa）
20℃
低位発熱量（MJ/kg）
燃焼速度（cm/sec）

LNG
（メタン）

LPG
（プロパン）

NH3（アンモニア）

421

578

670

-160

-39.7

-30.9

－

0.844

0.862

50.0
36

46.3
41

18.6
8

出所：各種資料より JCOAL 作成

108

アンモニアの貯蔵・輸送は LPG と類似しており、既存のケミカルタンカーでも輸送可能である。現在のところ、肥料、工業用途、発電設備の脱硝装置向けにアンモニアが輸送されている。液化アンモニアの輸送船は、脱炭素の流れの中、船会社各社により、発電燃料や輸送船舶の燃料、水素エネルギーを輸送・貯蔵するエネルギー・キャリアとして開発、改良がなされている。現在、アンモニア輸送に使用されている輸送船は 60～70 隻程度であり、その大部分は中型船の MGC (Medium Gas Carrier) である。MGC は、アンモニアの貿易量や輸出及び輸入港におけるインフラ規模に対して、同船型が最適なサイズとなっている。大型の LGC (Large Gas Carrier) は大規模、長距離輸送を中心に 10 隻程度投入されているに限る。最も小型サイズである Handy は、主に航海距離の短い域内貿易に使用されている。
表 2.3-5 液化ガス船の主要諸元
タンク容量（m3）
積荷重量（NH3-ton）
全長（m）
幅（m）
喫水（m）
総トン数（DWT）

Handy～23,000～15,000
～160
～25
～10
～17,000

MGC
35,000～38,000
22,000～25,000
170～18530
10～1126,000～30,000

LGC
57,000～60,000
36,000～39,000
205
32
11.9～12.3
42,000～45,000

出所：NEDO「微粉炭焚ボイラにおけるマルチバーナ対応アンモニア混焼技術の研究開発」報告書

世界のアンモニア用途の約 8 割が尿素等の肥料用途であり、世界のアンモニア生産量約2 億トン/年の大半は生産国が自国で消費している地産地消となっている。他方、アンモニ
アの海上貿易量は約 1 割程度の 20 百万トン/年となっており、現在のところ全体の市場規模に占める割合は低くなっている。
将来、発電燃料用としてアンモニアを使用する場合は、その消費量が多いことから、大型の輸送船を使用して輸送コストの低減を図る必要がある。具体的には、総トン数が 10 万
トンを超える VLGC を用いたサプライチェーンの構築が必要である。また、受け入れ側においては、アンモニアを貯蔵するための貯槽は，離隔距離・敷地制約、運用の容易、建設費等を考慮して大型化する必要がある。一般に、輸送船 1 隻（VLGC）の積載量の全量を貯蔵タンク 1 槽で受入可能な容量が望ましいとされている。現在、受入貯槽の大型化に資する材料、構造及び施工に関する技術開発が進められている。
【アンモニア貯蔵タンクの設計】
国内に存在する地上アンモニアタンクの容量は最大 1～2 万トン前後であり、既存技術の延長では、最大 4 万トン（容積換算すると約 6 万 m3 前後）が限界といわれている。現在のLNG タンクの容量は 20 万 m3 前後であり、アンモニアサプライチェーンを LNG ガスと同等とするためには、新たな技術革新が必要である。

109

一般の地上タンクの場合、液体で 1 万トンを超えるような貯蔵量の場合、最も合理的なタンクの型式は大型 LNG タンクと同様に、PC（プレストレスコンクリート）構造を用いた平底円筒形となる。一般的な平底円筒 PC タンクは，内槽と呼ばれる鋼製タンクの外側に保冷材を取り付け，コンクリート製の防液堤で覆っている。鋼製の内槽は内圧を保持す
るが、溶接部は溶接後熱処理が必要である。ここで、大型タンク全体に溶接後熱処理を実施することは現実的ではなく、板材を溶接後熱処理が免除される厚み以下で設計し施工する。現在、アンモニアタンクに使用できる既存の鋼材で溶接後熱処理が免除される最大板
厚は 38mm であり、この板厚における最大タンク容量は約 4 万トンである。
本邦企業においては、地上型のアンモニア貯蔵タンク容量を増やすために、PC メンブ
レン方式を採用しようとしている。メンブレン方式は、PC タンクの内槽にコルゲーショ
ンと呼ばれる SUS304 等（厚さ 2mm）の薄板を配置し、薄板にひだを設けて熱収縮を吸収させる。この方式では、メンブレン自体は圧力を保持せず、タンクの内圧は外側の保冷剤、PC の躯体が保持するしくみである。またメンブレンの厚さは、タンクの大きさに関わらず同じである。
メンブレン方式は、LNG の地下タンクで実績があるが、地上タンクに比較して、コストが高くなるものの、タンクの大型化におけるスケールメリット得られ、地上型タンクと比較して工期が短いメリットがある。現在、本邦企業により 4 万トンの PC メンブレンタン
クの試設計が終了し、従来の PC タンクより低コストとなることが分かっている。
またタンクの材料においては、昔からアンモニアに直接触れる内槽にアンモニア SCC（応力腐食割れ）の懸念があることが知られている。一般に SCC は潜伏期間を有するが、アンモニア SCC の発生は 2 年以上の期間を有する。またアンモニア SCC は高強度鋼ほど発生頻度が高く，鋼材の引張り強さ・降伏強さ・溶接部硬度などに上限がある。アンモニ
ア SCC が生じにくい材料としては、前述の SUS304 などのオーステナイト系ステンレスがあげられるが、炭素鋼と比較して強度が低く非常に高価である。現在、内槽にはオース
テナイト相、フェライト相の双方が含まれる 2 相ステンレス鋼でニッケル含有量を低減させコストを抑えた SUS832L1 が着目されている。
上述の通り、輸送船 1 隻（VLGC）の積載量の全量を貯蔵タンク 1 槽で受入可能な 10 万トンクラスの大型アンモニア貯蔵タンクの開発の目途がたちつつある。
(5) メタネーション
CO2 と水素からメタンを製造する技術はメタネーションと呼ばれる。メタネーションの主なメリットは、メタンが主成分である LNG としての利用は多数実績が存在しており、都市ガス利用の地域において既設インフラの使用が容易であることである。日本政府は第6 次エネルギー基本計画において 2050 年までに都市ガスの 90%を合成メタ ンとする目標を掲げている。
メタネーションの技術を用いた水素サプライチェーンの概念図を以下に示す。

110

出所：資源エネルギー庁

合成メタンに関する最近の取組と今後の方向性（2022 年 4 月）

図 2.3-8 メタネーションのサプライチェーン
現状、メタネーションのサプライチェーンにおけるメタン製造は、CO2 と水素を原料に生成するサバティエ反応を用いるものが主流となっている。
CO2 + 4H2 ⇔CH4 + 2H2O

（ΔH = −165 kJ/mol）

サバティエ反応とは、高温高圧化での触媒反応により CO2 と H2 からメタンを合成する反応で、ノーベル化学賞受賞者であるフランスのポール・サバティエにより発見された。
触媒にはニッケル系材料が使用されている。サバティエ反応は発熱を伴う平衡反応である
ため、低温高圧での反応が有利である。従って、メタン合成量を増やすために、実機においては、反応器を冷却する、H2O を凝縮除去する、水素を段階的に供給する等の工夫する必要がある。

出所：第 1 回 メタネーション推進官民協議会資料
メタネーション技術に関する動向（2021 年 6 月 28 日）

図 2.3-9 CO2 の水素化反応における温度・圧力の依存性

111

現状、サバティエ反応における反応温度は 300～500℃で制御しており、反応温度を下げるためのルテニウム触媒も研究されている。現状、投入エネルギーに対するメタンへの変換効率は 55～60%程度である。
サバティエ反応を用いたメタネーションの技術開発は、日本国内の各企業により実証試
験が進められており、各社共に 2030 年までに設備の大型化に目途をつける予定である。
サバティエ技術のロードマップを以下に示す。

出所：第 9 回メタネーション推進官民協議会「メタネーションロードマップ 2023」（2022 年 11 月 22 日）

図 2.3-10 サバティエ技術のロードマップ
CO2 からのメタン製造技術としては、熱化学的手法であるサバティエ反応のほかに、電気化学、光還元、生物学的手法等の研究・開発が行われている。また、高効率化や低コスト化を目指し、次世代技術の開発も進行中である。最も商用化に近い技術は、大阪ガスの「SOEC メタネーション」、東京ガスの「ハイブリッドサバティエ」や「PEMCO2 還元」などがあげられ、表 2.3-6 にその概要を記す。また、それぞれの技術について概要を記す。

112

表 2.3-6 メタネーションに関する新技術の概要

出所：第 7 回メタネーション推進官民協議会「合成メタンに関する最近の取組と今後の方向性」（2022 年 4 月 19 日）(a) SOEC メタネーション
大阪ガスの SOEC メタネーション技術（高温電解ガス合成技術）は、水素の供給が不要
で、電力からメタンへのエネルギー変換効率が 85%と非常に高い。従来のメタネーション
では水の電気分解やメタン合成反応で発生する熱を有効利用できず同 55~60%にとどまっている。SOEC メタネーションはエネルギー損失が少なく前述のような高い効率が実現でき、電力使用量を従来に約 3 分の 2 まで削減できる可能性があるとしている。
(b) ハイブリッドサバティエ
東京ガスが取り組むハイブリッドサバティエは、水素製造の水電解を 80℃、メタン製造のサバティエ反応を 220℃以下の低温で行う。東京ガスは、220℃の低温域においても、高い活性を示す触媒を研究開発し、サバティエ反応で発生する熱を水素発生の水電解に活用
し、水電解に投入する電力量を抑制し、エネルギー効率 80%以上の高効率なメタネーションを目指している。
(c) PEMCO2 還元
東 京 ガ ス は 、 水 電 解 に 用 い ら れ て い る PEM 電 解 槽 を 利 用 し た 電 気 化 学 的 還 元（PEMCO2 還元）により、水と CO2 から直接メタンを合成する技術を開発中である。メ
タン合成装置が不要のため、設備を簡素化して設備コストの低減が期待できるとしている。

113

また固体高分子型のため反応温度が 100℃以下と低く、設備の大型化は PEM 電解槽と同様にモジュールの大型化と複数化により実現するとしている。
上述の新技術は、基本的に既往技術の水電解装置にサバティエ反応を組み合わせたものであり、水と CO2 を原料とし水素を使用しないことに留意する必要がある。従って、本調査で想定する低位品位炭由来の生成水素をこれらの新技術でメタンを合成することはできない。今のところ、低品位炭を利用して合成メタンを製造するには、サバティエ反応を用いるしか方法はない。
またメタンから脱水して水素をとして利用することは、現実的ではないことに留意する必要がある。CO2 の水素化によるメタン生成は、164.7 kJ mol-1 の発熱反応である。従って、メタンから水素を取り出す場合、164.7 kJ mol-1 の吸熱となり熱供給が必要になる。一般にメタンから水素を取り出すためには「メタン水蒸気改質（SMR）」が用いられており、このプロセスを通じて水素を取り出すには、700℃以上の高温が必要である。合成メタン
から脱水素を行うことは、経済性の面において現実的ではなく、そのままメタンでの形で利用することが望ましい。
合成メタンの輸送、貯蔵については、LNG（メタン 100%）と同等の取り扱いであり、輸送・貯蔵技術は既に確立されていることから本調査での説明は割愛する。
【メタネーションにおける CO2 カウントについて】
メタネーションの実用化に向けて、CO2 カウントの制度面で整理が重要課題となっている。経済産業省が主管するメタネーション推進官民協議会においては、CO2 を排出する側とメタネーションなどに利用する側のどちらで CO2 削減量をカウントするかというルールについて議論されている。
表 2.3-7 メタネーションにおける CO2 カウントの取り扱い

出所：第 11 回 メタネーション推進官民協議会 国内メタネーション事業実現タスクフォース「CO2 カウントに関するタスクフォース 合同会議における検討内容の報告」（2023 年 6 月 14 日）

114

表 2.3-7 において、工場や発電所などが排出した CO2 を用いて合成メタンを生産し、都市ガス事業者などに供給した場合、CO2 排出量は排出側（工場、発電所など）に 100%カウントされる方向で制度が整備される方向である。しかしながら、排出者側にとって利用
側に CO2 を引き渡すメリットがなければ、CO2 削減の取り組みが浸透せず、補完的な仕組みの制度設計が必要である。また、国際間のメタネーションにおける CO2 削減量のカウントについて、各国間の具体的なルール作りがなされていない。
例えば、住友商事、東京ガスは、マレーシアの国営石油会社である PETRONAS とマレ
ーシアにおいて、再エネ由来の水素と CO2 のメタネーションによりメタンを合成し、日本に導入するサプライチェーンを構築する事業可能性調査を開始した。

出所：住友商事、東京ガス

ニュースリリース（2021 年 11 月 25 日）

図 2.3-11 日本とマレーシアのメタネーションプロジェクトの概念図
図 2.3-11 において、マレーシア国内の石油・ガスプラント等から排出された CO2 は、同国内のメタネーションプラントで回収されるが、日本に移送された後の利用時に排出されることになる。経済産業省が主管するメタネーション推進官民協議会においては、上図における CO2 排出量はマレーシア国内の石油・ガスプラントにカウントされ、日本国内の排出量はゼロとなると結論づけている。このように国家間でメタネーションのサプライチ
ェーンを構成した場合の CO2 排出量のカウントについて、各国の間で合意されておらず、国際的な枠組みの構成が必要とされる。
また図 2.3-12 に CO2 カウントが発生しないメタネーションを示す。
大阪ガスは、米国中西部において、バイオマス由来 CO2 とブルー水素（水素製造プラン
ト（天然ガス改質）で発生する CO2 を CCS で回収）を原料とする製造能力年間 20 万トンの合成メタン製造プロジェクトを検討している。

115

出所：第 10 回メタネーション推進官民協議会

大阪ガスプレゼン資料（2023 年 2 月 24 日）

図 2.3-12 大阪ガスによるバイオマス由来の CO2 を用いたメタネーション
図 2.3-12 の通り、本システムは、水素製造プラントで発生した CO2 を CCS で回収し、メタン合成には CO2 排出量をカウントされないバイオマス由来の CO2 を使用しているので、製造した水素を国際間のサプライチェーンに流通させても CO2 カウントの問題は発生しない。
今後の経済産業省が主管するメタネーション推進官民協議会の議論を注視していく必要がある。
(6) 水素吸蔵合金
水素と相性の良い金属に、マグネシウム（Mg）、チタン（Ti）、バナジウム（Mg）、ランタン（La）等の元素があり、これらは水素と化合して水素化物となる。さらに、これらを含む 2 種類以上の金属をある配合比で混ぜて合金にすると、圧力や温度を利用して比較的簡単に水素を吸蔵し、また可逆的に水素を放出することができる。この合金を、特に水素吸蔵合金と称している。
大気圧・常温の条件では水素分子間の平均距離は約 33Å（1Åは 10-10m）である。これに対し、水素吸蔵合金中では金属原子間の隙間に原子状の水素が取りこまれ、水素原子間の距離は 2Å程度になるため、気体の水素と比べて体積で 1,000 分の 1 程度にコンパクトに水素を蓄えることが可能となる。
水素の吸蔵と放出を両立させるためには、まず結晶構造中に水素原子の入れる空隙があり、水素原子がその位置である程度安定に存在することができ、またその位置から水素が移動して出られる必要がある。これらの視点より、合金の結晶構造、ならびに電子状態を最適化するために、比較的空隙の多い結晶構造をもち、触媒作用を持つような元素を含む各種合金が開発されている。また水素は水素吸蔵合金中で、結晶構造にならい規則的に配置される。水素吸蔵合金は、気体と比較して極めて高い水素充填密度を実現し、また水素放出が比較的穏和に行われるため、急激な水素漏れによる事故の発生も防止できる。
116

水素吸蔵合金の原理は固溶現象と化学的結合の 2 つに大別される。
(a) 固溶現象
固有現象とは、固体結晶中に他の元素が入り込み、結晶を構成する原子の間、あるいは結晶を構成する原子と置き換わるかたちで安定な位置を占めることを指す。特に前者を侵入型固溶、後者を置換型固溶と称するが、水素吸蔵合金の場合は、水素と合金で前者の侵入型固溶体を形成させる。
(b) 化学的結合
化学的結合とは、実際に合金中の元素が水素と化合することを意味する。たとえばマグ
ネシウムは、水素と MgH2 という化合物をつくる。この反応が完全に進行すると、マグネ
シウムはその重量の 7.6%もの水素を吸蔵する計算になる。しかし化学的結合は固溶などと比較してその結合が安定であるため、適当な条件でその結合を切るための触媒、あるいは結晶構造が要求される。
水素吸蔵合金は以下のようなものがある。
➢ AB2 型
チタン、マンガン、ジルコニウム、ニッケルなどの遷移元素の合金をベースとしたものである。結晶はラーベス相と呼ばれる六方晶ベースの構造である。水素密度が高く
貯蔵容量を上げることが可能であるが、容量の大きい合金になるほど活性化が困難という欠点がある。
➢ AB5 型
希土類元素、ニオブ、ジルコニウム 1 に対して触媒効果を持つ遷移元素（ニッケル、
コバルト、アルミニウムなど）5 を含む合金をベースとしたもの（LaNi5、ReNi5 などが代表）である。水素化反応が容易だが、希土類元素やコバルトを含むため高価なのが難点である。たコスト削減のため、精製されていない希土類元素（ミッシュメタル）を使うなどの研究が進んでいる。
➢ Ti-Fe 系
比較的空隙の多い体心立方晶の金属間化合物をなすこの系をベースにしたものである。
➢ V系
バナジウムは水素と効率よく反応することが知られており、これをベースとした比較的空隙の多い体心立方晶の合金が各種研究されている。

117

➢ Mg 合金
マグネシウムは 7.6 wt%の多くの水素を吸蔵する。しかしながら、水素化マグネシウ
ムが比較的安定であるために、水素を取り出しにくい。水素化マグネシウムを不安定化する触媒元素との合金が各種研究されている。
➢ Pd 系
パラジウムは自身の体積の 935 倍もの水素を吸蔵するが、高価なのが難点である。
➢ Ca 系合金
水素との親和力が強いカルシウムと遷移元素（ニッケルなど）の合金が中心である。
水素吸蔵合金の開発では、「水素と反応しやすい金属と反応しにくい金属（難水素化金属）を組み合わせる」という定石があり、「水素と反応しやすい金属」はレアメタルと呼ばれる希少な元素から選ぶことが典型である。しかしながら、レアメタルは資源量が少な
く、価格も高いため、低コストの合金を実現するためには定石にとらわれない新しい合金開発の指針が必要である。

出所：国立研究開発法人量子科学技術研究開発機構 プレスリリース（2021 年 7 月 29 日）

図 2.3-13 周期表の一部と水素化物の形成しやすさの関係
図 2.3-13 において、赤色で塗られた金属は水素と反応しやすく、緑色で示された金属は水素と反応しにくい。6 族（クロム族元素）から 13 族（ホウ素族元素）の金属は水素化されにくい難水素化金属である。
（Pd は除く）。
上述の通り、水素吸蔵合金は、金属の原子が作る隙間に水素を取り込み、比較的低温（100℃程度）で加熱することにより、取り込んだ水素を放出することができる材料である。
水素合金のメリット、デメリットは以下の通りである。

118

【メリット】
水素吸蔵合金中で、水素は結晶構造にならい規則的に配置される。このため、気体と比較して極めて高い水素充填密度を実現することができる。また、水素放出が比較的穏和に行われるため、急激な水素漏れによる事故の発生も防止できる。
【デメリット】
V 系合金や Mg 基合金以外は重く、車載などの目的には適さない。また、水素吸蔵放出の過程で反応に伴う熱の出入りがあり、水素吸蔵放出時の熱回収が未だ問題点として存在する。さらには、合金に使用される希土類元素や触媒元素が高価、かつ資源量に乏しいこと、リサイクルが容易でない、水素吸蔵放出を繰り返すと脆化して（水素脆化）吸蔵率が低下するなどの問題がある。

2 . 3 . 2 本邦企業による水素・アンモニア輸送技術の実証状況(1) 液化水素
液化水素の実証事業については、下記に示す通り、日豪水素サプライチェーン構築実証事業が進行中である。本試験は、国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）及び豪州政府の補助金を受け、本邦の技術研究組合 CO2 フリー水素サプライチ
ェーン推進機構（HySTRA）と豪州側のコンソーシアムが参画している。現在、HySTRA
は、 岩谷産業、川崎重工業、シェルジャパンの 3 社により構成されている。
本実証において、2021 年 2 月、電源開発は、豪州 Victoria 州 Latrobe Valley 地区において、水素製造を行う褐炭ガス化設備を竣工させている。また水素製造時に発生する CO2
は、精製水素をブルー水素として取り扱うために、豪州連邦政府・Victoria 州政府が進めている CO2 回収・貯留（CCS）プロジェクト（CarbonNet）と連携し地下貯留を行う予定である。
豪州 Victoria 州の CarbonNet プロジェクトの位置図を図 2.3-14 に示す。CarbonNet 事
業では Victoria 州東方 Gippsland Basin の Pelican site で CO2 の地下圧入が予定されている。

119出所： JOGMEC NEWS RELEASE（令和 4 年 1 月 21 日）

図 2.3-14 豪州 Victroria 州 CarbonNet 事業の位置図
国際間のサプライチェーン構築については、製造水素を同州のヘイスティングス港（ Port of Hastings ） に て 液 化 ・ 積 荷 し 、 日 本 の 神 戸 液 化 水 素 荷 役 実 証 タ ー ミ ナ ル（Hytouch 神戸）に輸送を行っている。
液化水素運搬船は、1,250m3 の真空断熱二重殻構造の液化水素貯蔵タンクを搭載しており、Hytouch 神戸には、国内最大の 2,500m3 球形液化水素貯蔵タンク（容量 2,250m3）や液化水素専用船陸間移送ローディングアームなどが設置されている。
上記実証試験では、低品位炭ガス化設備の運転データの収集、水素運搬船の繰返し航行、受入基地でのオペレーションなどを行い、豪州で製造した水素を国内で利用する一気通貫の流れの検証を行っている。
今後、液化水素のサプライチェーンを商用化するために、スケールメリットを生かした水素の大規模輸送が不可欠となる。NEDO はグリーンイノベーション基金事業「大規模水素サプライチェーンの構築プロジェクト」の実証試験を通じて、2050 年までのカーボンニュートラル実現に向けて商用規模での国際的な液化水素サプライチェーンの構築に貢献したいとしている。
本実証試験では、日本水素エネルギー、岩谷産業、ENEOS が液化水素サプライチェーンの商用化実証を行う予定であり、豪州 Victroria 州 Hastings 地区で出荷された水素の受け入れ地を川崎臨海部（神奈川県川崎市川崎区）に選定した。水素供給コストを 2030 年
までに Nm3（ノルマル立米）あたり 30 円（船上引き渡しコスト）を達成することを目標としており、経済性に見合った液化水素の製造・海上輸送技術を確立する。
また、川崎臨海部における大型水素需要者の候補として、水素発電実証を実施する需要者を計画しており、地元自治体などとも連携して川崎地区の大規模な水素サプライチェー
ンを構築する予定である。
120

図 2.3-15 は、NEDO（国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構）のグリーンイノベーション基金事業「大規模水素サプライチェーンの構築プロジェクト」の概念である。

出所： NEDO プレスリリース（2023 年 3 月 8 日）

図 2.3-15 大規模水素サプライチェーンの構築プロジェクトの概念図
上述の商用化実証試験において、年間数万トン規模の大規模な液化水素の海上輸送技術
を世界に先駆けて確立する予定である。川崎汽船と商船三井、日本郵船の海運 3 社は、液化水素の海上輸送の検討を行う JSE Ocean に資本参加する。JSE Ocean は、川崎重工業と岩谷産業の共同出資会社である日本水素エネルギーの子会社であり出資比率は、日本水素エネルギーが 50.2%、海運 3 社が各 16.6%となる。
各社は 2024 年までに世界初の大型液化水素運搬船における安全で効率的な運航方法な
どを共同で検討する。また液化水素運搬船は水素を推進燃料とする予定で、運航時の CO2
排出量も削減するとしている。次世代型の大型水素船（総容量 160,000m3（40,000m3×4
基））の基本設計も一般財団法人海事協会より承認されている。

121

出所：川崎重工業ホームページ

図 2.3-16 次世代型液体水素船（輸送容量：160,000 m3）
本実証試験においては、上流から下流までの一貫した国際間の大規模な液化水素サプラ
イチェーンを確立する予定である。
大規模な水素のサプライチェーンにおける各設備のスケールアップは、表 2.3-8 の通りである。
表 2.3-8 水素サプライチェーンの各構成設備の大型化
設備

商用化実証

商用化後

水素製造装置100 トン/日

770 トン/日

水素液化装置60 トン/日×2 基

50 トン/日×20 基

3

水素タンク（払出）10,000m ×5 基

40,000m3×5 基

水素船タンク

40,000m3(1 タンク)40,000m3×4 基×2 隻

水素タンク（受入）50,000m3

50,000ｍ3×4 基

出所：各種資料より JCOAL 作成

大規模な水素サプライチェーンを商用化するための各構成設備・機器の実証内容について、液化水素貯蔵装置の研究・実証内容の一例を以下に記す。
➢ 海上輸送用実機向け 4 万 m3 タンク（直径 42m）の成立性を確認するための、6 万 5 千
m3 タンク（直径 23m）の実機構造タンクを製作、強度設計妥当性の確認と置換・防熱性能の検証。
➢ 軽量なローディングアームを製造するためのシール箇所の改良。
➢ 大型低温水素ガス圧縮機の商用機モデル構築。
➢ 大型液化水素昇圧ポンプの小型試作機の試験と、商用機の設計手法の確立。
➢ 液化水素貯槽の大型化に関する研究開発と貯槽底部の真空排気システムの確立。
➢ SUS316L26の溶接材料を使用した溶接施工法の確立及び溶接部の破壊靭性、水素脆化
感受性の評価。
26 ステンレス規格。塩化物環境での孔食および隙間腐食に対する耐性が高い。

122

➢ 液化水素用大口径バタフライバルブの技術開発（実機試作品を開発・製作、実流体試
験での評価）➢ 液化水素用バタフライバルブの開発（液化水素による試作弁の実流体試験を実施、流路内外のシール性能及びシー ル耐久性の確認）。
日豪における大規模な水素サプライチェーンは、NEDO グリーンイノベーション基金事
業「大規模水素サプライチェーンの構築プロジェクト」において遂行されているが、2022
年に基礎研究が終了している。
(2) メチルシクロヘキサン（MCH）
MCH の製造・輸送・貯蔵技術は、本調査 2.3.1 の「水素輸送技術の概要」に記載の通りである。本邦企業における推進企業は、MCH 製造、脱水等の基幹技術においては千代田
化工建設、ENEOS が主導している。また、市場開拓においては三菱商事、三井物産、サプライチェーン構築の輸送においては日本郵船が主導している。メチルシクロヘキサンの輸送・貯蔵技術は既存のケミカルタンカー、タンクを流用できることから、将来のサプラ
イチェーンの構築・浸透には、MCH 製造、脱水技術の技術革新及び市場開拓が重要な課題となっている。
本邦企業のメチルシクロヘキサンのサプライチェーン構築の主な取り組み状況は以下の通りである。
2017 年 7 月、千代田化工建設、三菱商事、三井物産、日本郵船は、4 社が共同で設立した次世代水素エネルギーチェーン技術研究組合 （AHEAD）を設立した。同組合は、NEDO の実証事業の「有機ケミカルハイドライド法による未利用エネルギー由来水素サプ
ライチェーン実証」として各実証試験を開始した。本実証試験は、基盤技術の検証を実施
する第 1 期（2015～2017 年度）と設備の設計、製作、建設及び運用試験を実施する第 2 期（2017～2020 年度）より構成されており、2020 年 12 月に完了した。

出所：川崎市ホームページ

図 2.3-17 ブルネイ国～川崎間の水素サプライチェーン

123

出所：AHEAD ホームページ・ニュース一覧より

図 2.3-18 ブルネイ水素製造プラント（左）、川崎脱水素プラント（右）本実証では、ブルネイ最大の石油ガス生産会社である Brunei LNG の天然ガス液化プラ
ントのプロセスにて発生するガスの供給を受け、水蒸気改質により水素を製造し、川崎市臨海部にある昭和シェル石油グループの東亜石油京浜製油所域内にある火力発電設備の燃料用途等に水素を供給している。水素キャリアのメチルシクロヘキサンは、千代田化工建
設の SPERA 水素技術を用いている。1 年間で最大 210 トン（燃料電池自動車フル充填 約
4 万台分）の水素を供給する実証試験を実施した。
2021 年 8 月、ENEOS は、世代水素エネルギーチェーン技術研究組合（AHEAD）とメ
チルシクロヘキサンの購入契約を締結し、同社製油所の石油精製装置を用いて、水素キャ
リアのメチルシクロヘキサンから水素を取り出して利用する実証を開始した。同実証では、
ENEOS は、海外で製造されたメチルシクロヘキサンの受け入れから、石油精製の既存装置を活用した水素の製造・利用までの一連のプロセスを検証した。実証候補地は、川崎製油所、和歌山製油所、水島製油所の 3 か所である。脱水素機能を持つ石油精製装置にメチ
ルシクロヘキサンを投入し、装置稼働への影響を把握することでメチルシクロヘキサンの使用可能量などを検討する。
生成した水素は石油製品の脱硫などに利用するとしている。現在、国内の工業用水素利用の過半を占めるとされる石油精製の脱硫工程では、CO2 の排出を伴う化石燃料由来のグレー水素が利用されている。製油所で利用するグレー水素を、メチルシクロヘキサンで輸送・貯蔵した CO2 フリーの水素に置き換えることにより、CO2 排出量の削減を図る予定である。
2023 年 1 月 30 日、ENEOS は、メチルシクロヘキサンを製造する実証プラントを豪州の Queensland 州 Brisbane に建設し開所式を開いた。本実証では、独自に開発した低コスト型の有機ハイドライド電解合成法（Direct MCH：本報告書 2.3.1 の「水素輸送技術の概要」参照）を活用している。実証プラントは、面積 3m2 の電極を積層した 150kW 級の中型電解槽と、250kW の太陽光発電設備を組み合わせてグリーンメチルシクロヘキサンを製造する。
本実証では、工業的に使用されるサイズで最大に近い電極を採用し、MCH 製造を効率化した。製造効率の最大化を目的に、亜熱帯環境下における電解槽の耐久性を確認し、太124

陽光の発電量変動に合わせてプラントの運転を調整した際の電解槽の最適な運転・制御技術を開発する。燃料電池車（FCV）400～600 台分の水素約 2～3t 相当の MCH を製造して日本に輸送し、ENEOS 中央技術研究所の敷地内で水素を取り出す予定である。
本実証を基に、ENEOS は 2025 年度をめどに商用化の際に使用する 5MW 級の大型電解槽の開発を目指すとしている。本実証プラントで使用する中型電解槽の 30 倍以上の規模になる。
2022 年 10 月 25 日、千代田化工建設及び三菱商事は、シンガポールの Sembcorp
Industries Ltd.と水素貯蔵・輸送技術（SPERA 水素）を活用したシンガポールにおける水素サプライチェーン事業化に向けた詳細検討に関わる覚書を締結した。
3 社は 2021 年 10 月にシンガポール国内における商業規模でのクリーン水素サプライチ
ェーン事業の調査及び実現に向けた戦略的提携に関する覚書を締結しており、さらに具体的な技術的・商務的検討を進めることに合意し、新たに覚書を締結した。
これまでの初期の検討を踏まえて、3 社は Pre-FEED（概念設計）を含むクリーン水素
サプライチェーン事業の技術面・概略費用など商務面の更なる検討、協議を行い、「SPERA 水素」技術を利用して、クリーン水素を豪州や中東などの再生可能エネルギー
生産国からシンガポールに輸送する。水素の供給先としては、シンガポールの Sembcorp
Industries が所有するジュロン島（Jurong Island）のガス火力発電施設を予定している。
(3) メタネーション
本報告書 2.3.1 項で説明した通り、現状、褐炭ガス化による製造水素と CO2 を用いてメタンを製造する技術は、従来の熱化学的手法であるサバティエ反応のみである。東京ガスの「ハイブリッドサバティエ」や「PEMCO2 還元」、大阪ガスの「SOEC メタネーション」
においては、メタン製造に水と CO2 を使用しており、各社共に要素技術の開発を注力している段階である。現状、水素製造におけるサバティエ反応におけるプロセスの改良を主導し、商用化している本邦企業は IHI であることから、本報告においては、IHI のメタネー
ションの取り組みについて記載する。
従来のサバティエ反応に使用されるニッケル系触媒は、ニッケル粒子が触媒表面で移動し、その過程において結合・粗大化することから、活性の低下が大きかった。IHI は、微細な Ni ナノ粒子を多孔質な酸化物マトリックスで包含し、ニッケル粒子の移動を抑制する
コアシェル型触媒を開発した。コアシェル型触媒の構造は図 2.3-19 の通りである。

125

出所：第 10 回 メタネーション推進官民協議会

IHI プレゼン資料（2023 年 2 月 24 日）

図 2.3-19 コアシェル型触媒の構造
コアシェル型触媒は、Ni 粒子が多孔質マトリックスに守られていることから、その耐熱性、耐被毒性に優れ、触媒交換コストの低減を図ることができる。またサバティエ反応は発熱反応であることから、反応プロセスの過程において、触媒の冷却と温度管理を適切に行う必要がある。IHI はコアシェル型触媒を用いた熱交換器型のメタン製造装置を世界に先駆けて開発した。
さらに 2022 年 10 月、IHI は製造能力 12.5Nm3/時のパッケージ型のメタン製造装置を商品化し、東邦ガス知多 LNG 共同基地向けに販売している。IHI は、図 2.3-20 に示す通り、
サバティエ反応を用いたメタン製造装置の設備容量を 2030 年までに数万 Nm3/時に拡大したいとしている。

出所：第 10 回 メタネーション推進官民協議会

IHI プレゼン資料（2023 年 2 月 24 日）

図 2.3-20 IHI のメタネーションロードマップ

126メタネーションのサプライチェーンの各社の取り組み状況については、図 2.3-21 に示す。

出所：第 10 回メタネーション推進官民協議会

メタネーションロードマップ 2023（2023 年 2 月 24 日）

図 2.3-21 メタネーションサプライチェーンのロードマップ
メタネーションのサプライチェーンの主な動向については、以下の通りである。
【国内サプライチェーンの取り組み】
経済産業省は、日本国内におけるメタネーションについて、以下の目標を掲げている。
➢ 2030 年までに合成メタンの利用開始し、既存インフラへ合成メタンを 1%注入（年間28 万トン）すること。
➢ 2050 年時点で 90%（年間 2500 万トン）を合成メタンに置き換える（残り 10%の熱利用は、水素直接利用・バイオガス・その他脱炭素化における熱で賄うこと）こと。
➢ 2050 年時点で合成メタンの価格を LNG 価格と同水準とすること。
日本国内のサプライチェーンの動きは、現状小規模な事例に限られているが、主に以下の動きがある。

127➢ 特定の工場で発生した CO2 と再エネ由来水素を用いてメタンを合成し活用する（太平洋セメント、東京ガス）➢ 各企業、小規模な地域で排出される CO2、再エネ由来水素を用いてメタンを合成し、同地域内でメタンを消費する（富士フィルム、東京ガス、南足柄市）。
➢ 工業地域で発生した CO2 を LNG 基地に運搬し再エネ由来水素を用いてメタンを合成する。当該工業地域は生成メタンを（既設の都市ガス導管を通して）受け取ることにより、域内のカーボンニュートラル化を図る（東邦ガス、デンソー、アイシン）。
今後、メタネーションのサプライチェーンは、小規模なものから大規模な形に拡大していくと思われるが、上述の国内の事例はコロンビア・マレーシア国におけるベンチマーク
として参考になると思われる。
【本邦企業による国際間サプライチェーンの取り組み】
本邦企業はメタネーションの国際間のサプライチェーンの構築にも注力しており、多くのプロジェクトが予備調査の段階にある。本邦企業が海外でメタネーションを計画する理由は、一般に海外の国々は広大に利用できる土地が多く、風力、太陽光等の再エネ由来の水素を入手しやすいことである。
一例として、JERA は、NEDO の「カーボンリサイクル関連技術及び先進的な火力発電技術等の海外展開可能性の調査」の委託事業として、米国における CO2 分離・回収及びメ
タネーションに関する事業可能性調査を提案し採択された。本事業は、米国国内でメタンを合成して日本に輸入するものであるが、米国における廉価な再生可能エネルギーを活用して製造する水素と米国国内にある既存の火力発電所や製油所等から回収する CO2 を反応させ CO2 フリーメタンガスを製造するメタネーション事業を想定している。
また、大阪ガスと丸紅は、2010 年に運転を開始したペルーの LNG 基地を活用し、ペルー国内の豊富な再エネ電力を用いて水を電気分解することで生成したグリーン水素と工場等から回収された CO2 を用いて合成メタンを製造し、日本への輸出やペルー国内のガス需要に供給することを目指している。合成メタンは既設の LNG 基地で液化され、既存設備の流用によりコスト削減を図っている。南米のアンデス山脈添いには、太陽光発電に適した広大な土地があり、グリーン水素を安価に製造できることが事業に優位性を与えている。
図 2.3-22 は、日本とペルーのメタネーション事業の概念図であるが、プロジェクトの初期の段階においては、ペルー国内のメタネーション市場が小さいことから、合成されたメ
タンは海外に輸出されると思われる。コロンビア・マレーシアは、天然ガス（メタン）を輸出していることから、合成されたメタンは海外に輸出することになると思われる。

128出所：大阪ガス/丸紅のニュースリリース（2022 年）

図 2.3-22 日本とペルーのメタネーション事業概念図(4) アンモニア
一般にアンモニアは、肥料や化学繊維製の分野で利用されてきたが、日本においては石
炭火力の CO2 排出量を削減するために利用することを想定している。具体的には、JERA及び IHI が碧南石炭火力発電所 4 号機に対して、燃料アンモニアの大規模混焼（熱量比20%）2024 年 4 月から実施する予定である。

出所：経済産業省「燃料アンモニアサプライチェーンの構築」プロジェクトの研究開発・社会実装の方向（2021 年 6 月）

図 2.3-23 石炭火力発電所におけるアンモニア利用
これまで各電力会社は、石炭火力発電所の CO2 排出量の削減を図るために、CO2 排出
量がカウントされないバイオマス燃料（チップ、ペレット、ブリケット等）を混焼してき129

た。バイオマス材料には繊維質が含まれているため、日本国内の従来の汽力発電所においては 5%、最新鋭の設備では 10%までの混焼が限界である。従って、石炭火力発電所のCO2 排出量をさらに削減するために CO2 フリーのアンモニアを混焼する運びとなった。
石炭火力発電所でアンモニアの混焼を推進する技術的な背景は以下の通りである。
➢ 発電用バーナーの中心にある還元領域（高温・ 低酸素）にアンモニアを一定速度で投入することで、アンモニアの分解及び還元反応を促進できること。
➢ アンモニアの燃焼速度は比較的に石炭に近いことから石炭火力での利用に適しており、石炭焚きボイラの大規模な改造が必要ないこと。
➢ 大型の石炭火力は脱硝設備を有しており、アンモニアは燃焼時の脱硝にも利用可能であること。
上記背景の中、2021 年、経済産業省は「第 6 次エネルギー基本計画」にて、アンモニア発電を電源構成に組み込んだ。具体的には、2030 年度の電源構成において、水素・アンモニアの発電で 1%程度（熱量ベース）を賄うことを想定している。
日本国内の発電事業者が保有する石炭火力は、2020 年 7 月時点で 150 基（約 4,800 万kW）。大手電力が保有する石炭火力は 70 基（約 3,900 万 kW）ある。
表 2.3-9 日本大手電力会社の石炭火力発電所容量（万 kW）

出所：経済産業省「燃料アンモニアサプライチェーンの構築」プロジェクトの研究開発・社会実装の方向性から抜粋（2021 年 6 月）

上表（表 2.3-9）の中で、USC（超々臨界圧発電）と呼ばれる最新鋭の発電所にアンモニア 20%を混焼した場合、年間 5,000 万トンのアンモニアの需要が形成される。
経済産業省は、燃料アンモニアの社会実装に向けた好循環を作り出すために、民間の取り組みを後押しする各種政策を一体的に講じることにより、民間事業者の自立的な普及を促すとしている。具体的には、2030 年までに発電分野を中心とした大規模需要を創出する
ことにより、燃料アンモニアサプライチェーンの構築を促進したいとしている。また 2050
年時点において、アンモニア発電が電力システムの中で主要な供給力、調整力の一つとしての役割を果たすとしている。
130

今後、JERA の碧南火力発電所 4 号機に続いて、日本の各大手電力会社は自社の石炭火力発電所へのアンモニア混焼を順次進めている。
アンモニアのサプライチェーンの規模については、世界での貿易量は年間約 2,000 万ト
ン前後であり、日本国内における消費量は 200 万トン前後である。従って、石炭火力発電所でのアンモニア混焼は、世界のアンモニアサプライチェーンのマーケットに対するイン
パクトは大きい。また CO2 排出量を削減するために、ブルーアンモニアを調達する必要があるが、今のところ、ブルーアンモニアを製造・輸出できる場所は CCS が実用化されたな国に限られている。
特に JERA はブルーアンモニアの調達を積極的に展開しており、特に碧南火力発電所 4号機のアンモニア混焼においては、年間 50 万トンのブルーアンモニアが必要になる。
JERA のアンモニア調達に関する情報は以下の通りである。
➢ 2021 年 5 月、世界最大手の窒素系肥料メーカーである、Yara International ASA（ヤラ・インターナショナル）と、碧南火力発電所 4 号機のアンモニア混焼実証試験に使用する燃料アンモニアの供給に関する覚書を締結した。
➢ 2023 年 1 月、米国 Illiois 州のアンモニア・窒素系肥料メーカーである、CF Industries
Holdings, Inc（CF インダストリーズ）と、碧南火力発電所 4 号機のアンモニア混焼実証試験に使用する燃料アンモニアの供給、ブルーアンモニア製造事業の共同開発の覚書を締結した。CF インダストリーズは、米国メキシコ湾岸で年間製造能力 100 万
トン超のブルーアンモニア製造工場の建設を検討中である。
➢ 2023 年 6 月、JERA は三井物産と、碧南火力発電所 4 号機のアンモニア混焼実証試験に使用する燃料アンモニアについて、2 カ月間の実証で使用する 3 万〜4 万トンのアン
モニアを購入する契約を結んだ
JERA が示すアンモニア混焼・専焼のスケジュールを図 2.3-24 に示す。

出所：第 29 回 水素・燃料電池戦略協議会

JERA 説明資料（2023 年 3 月 24 日）

図 2.3-24 JERA のアンモニア混焼・専焼スケジュール

131

2 . 3 . 3 船舶業界の脱炭素の動き
海運業界の脱炭素化の動きは、船舶から排出される温室効果ガス（GHG）を削減するた
めに、重油などの石油燃料から水素やアンモニアなどのゼロエミッション燃料への転換を目指している。海運業界における温暖化ガスの排出量削減対策については、国際海運と内航海運でその内容に違いがあり、これは国際航空分野においても同様である。
国際海運の分野では、関係国が多岐に渡る等の理由で、国際間の統一的な排出量削減の検討は国連の専門機関、国際海事機関（IMO）に委ねられており、排出削減量は各国毎ではなく国際海運という分野に計上されている。内航海運の分野では、各国が国連気候変動枠組条約、パリ協定（UNFCCC)に基づき、具体的な削減目標を定めることとしている。

ここで、途上国の気候変動対策については、先進国との間に「共通だが差異ある責任」原則（CBDR: Common But Differentiated Responsibility ad Respective Capabilities）が用
いられており、これは途上国における排出量削減対策の差異の根拠とされてきたが、今後は途上国の差別化は縮小されておくと思われる。
(1) 国際海運における脱炭素化の動き
国際海運からの排出量は、約 7.0 億 CO2 トン（2018 年）であり、世界全体の排出量（約335 億 CO2 トン）の約 2.1%に相当する。
IMO は、令和 5 年 7 月 3 日～7 日に、第 80 回海洋環境保護委員会（MEPC 80）を英国
ロンドンで開催し、国際的に往来する船舶から出る温暖化ガスを 2050 年までに実質ゼロにする目標について世界各国が合意したと発表した。
2023 年 IMO GHG 削減戦略に掲げられた国際海運の GHG 排出削減目標は、概略以下の通りである。
➢ IMO で策定する対策（ルール）により達成を目指す目標➢ 2050 年頃までに、GHG 排出ゼロ
➢ 2030 年までに、ゼロエミッション燃料等の使用割合を 5～10%➢ 2030 年までに、CO2 排出（輸送量当たり）を 40%削減（2008 年比）➢ GHG 排出ゼロ達成のための今後の削減目安➢ 2030 年までに、GHG 排出を 20～30%削減（2008 年比）➢ 2040 年までに、GHG 排出を 70～80%削減（2008 年比）
今回の発表では、2050 年までに半減する従来の目標から大幅な引き上げとなった。世界
で脱炭素の動きが強まっていることを踏まえ、海運分野も目標を前倒しした。GHG 排出量削減を実現させるためには、船舶用燃料の転換が急務な課題となっている。
具体的には、現在大半の国際海運で使用されている重油燃料を CO2 削減量の少ない
LNG に置換することが緊急の課題である。特に船舶で用いられている C 重油は CO2 のみ
132

ならず、硫黄酸化物の排出量が多く、環境に与えるインパクトが大きい。具体的には、国際海運に採用されている重油焚きのディーゼルエンジンをクリーンな LNG を用いたガスエンジンに置換し、CO2 排出量を削減する。LNG は、他の代替燃料と比べて価格競争力が高く、専用エンジンや極低温用タンク等の初期投資は発生するものの、ランニングコス
トが比較的低いことから、導入に対するハードルが低い。
また中長期的には、LNG は CO2 フリーの合成メタンに置き換えられる。またカーボン
フリーのバイオ燃料や合成燃料が社会実装されれば、重油をそれらの燃料に順次置換していくことも可能である。国際海運においては、大型船舶による長距離運行が主流であり、
水素・アンモニア船の開発・導入が不可欠である。日本政府は、2026 年にアンモニア船の実証試験を開始し 2028 年には商用船の運航を開始したいとしている。同様に水素船においては、2027 年に実証試験の開始、2030 年の商用船の運航を目標としている。
図 2.3-25 に将来の船舶燃料の推移を示す。IEA も 2050 年には、約半数の船舶燃料がアンモニアになることを予想している。

出所：国土交通省

国際海運 2050 年カーボンニュートラル に向けた取組（令和 4 年 4 月 19 日）

図 2.3-25 将来の船舶燃料の推移(2) 内航海運における脱炭素化の動き
2019 年度における日本の CO2 排出量、11 億 800 万トンのうち、運輸部門からの排出量は 2 億 600 万トンであり、全体の 18.6%を占めている。そのうち内航海運は、運輸部門の5.0%（日本全体の 0.93%）を排出している。国土交通省では、内航海運においては地球温暖化対策計画で 2030 年度まで CO2 排出量 181 万トン削減（2013 年度比で 17%削減）を目標に掲げており、省エネ技術の開発・普及を進めるとともに、鉄道・運輸機構の船舶共有建造制度や船舶の特別 償却制度等により省エネ船舶の普及を図ってきた。
内航海運の船舶は、貨物船、自動車専用船、土・砂利・石材運搬船、セメント専用船、油送船、特殊タンク船、フェリー、旅客船等があるが、数トンの小型のものから数万トン
133クラスまで幅広く存在する。内航船の中では、自動車専用船、セメント専用船、フェリーの平均総トン数は大きく、1 隻あたりの CO2 排出量が大きい。また、隻数が多い貨物船（平均約 600GT×3,500 隻）やフェリー（平均約 3,000GT×300 隻）の総 CO2 排出量が大
きく、これらの船種の CO2 削減対策が内航船舶全体の総排出量低減に有効であると考えられている。
しかしながら、国際海運とは異なり、船舶事業者や荷主も中小企業から大企業まで様々な形が存在し、カーボンニュートラルを遂行する投資に対する余力も少ないところも多い。
また多種多様な船が存在することから、適用可能な排出量削減技術も多種多様である。令和 3 年 12 月 24 日、国土交通省は、「内航カーボンニュートラル推進に向けた検討会」の結果報告として、内航海運のカーボンニュートラルを推進する「更なる省エネの追求」と「先進的な取り組みの支援」の 2 つの柱を公表した。
国土交通省によると、内航海運の取り組むべき施策の方向性は以下の通りである。
➢ 2030 年度目標達成のための更なる省エネの追求➢ 更なる省エネを追求した船舶（連携型省エネ船）の開発・普及➢ 既存船における省エネ・省 CO2 の取り組み （バイオ燃料の活用や、荷主等と連携した運航効率の一層の改善）➢ 荷主等に省エネ船の選択を促す燃費性能の見える化の推進 （内航船省エネル
ギー格付制度の更なる活用に向けたインセンティブの付与や計 算方法の改良など）➢ 2050 年に向けた先進的な取り組みの支援➢ LNG 燃料船、水素 FC 船、バッテリー船等の実証・導入支援➢ 水素燃料船、アンモニア燃料船等に関する技術開発支援➢ ガス燃料船の安全ガイドラインの策定など環境整備134

表 2.3-10 内航船舶の燃料転換の概要

出所：国立研究開発法人 海上・港湾・航空技術研究所 海洋技術安全研究所
内航船のカーボンニュートラル推進に向けた短期的取り組みの検討

上記国土省の方針に対して、日本の大手商船会社のカーボンニュートラル（ネットゼロ）
に対する取り組みと進捗状況は概略以下の通りである。
大手商船会社の 2050 年までの温暖化ガス排出量の削減量の目標値を表 2.3-11 に示す。
各社共に、2050 年にカーボンニュートラルを達成することを掲げている。
表 2.3-11 大手商船会社のネットゼロに対する目標削減量
2030 年2050 年

IMO
40%（2008 年比）
約 100%※

日本郵船
45%（2008 年比）
100%

商船三井
45%
（2019 年比）
100%

川崎汽船
50%
（2008 年比）
100%

※国際海事機関（IMO）は 2050 年頃までにカーボンニュートラルを達成するとしている。
出所：各社の情報を基に JCOAL 作成

上記削減目標において着目する点は、IMO は、途上国を配慮した「共通だが差異ある責任」原則 （CBDR）に配慮し、2050 年にカーボンニュートラルを達成することを控えているが、先進国として日本の大手商船会社各社は、2050 年にカーボンニュートラルを達成することを目標として掲げていることである。一例として日本郵船の中長期経営計画におけるカーボンニュートラルの進め方を図 2.3-26 に示す。

135

出所：日本郵船中長期経営計画（2023 年 3 月）

図 2.3-26 日本郵船の CO2 排出量ネットゼロの進め方
上図でも判る通り、船舶業界での CO2 排出量削減は、基本的に自社の保有船の燃料を、
CO2 を排出しない代替燃料に置き換えることが不可欠であり、至近的には保有船の運航効率及び燃費の改善を中心に、各種企業努力が展開されていくこととなる。
表 2.3-12 に大手商船会社の保有船舶に対する代替燃料の導入状況を示す。現在、各社共に LNG 船の導入が開始されたところであり、アンモニア船については、商船三井が外航船の設計を終了させている。保有船舶に対する燃料転換の進捗度合いがカーボンニュート
ラル進捗と密接に関連していることから、今後の各社の進捗状況を注視する必要がある。
表 2.3-12 大手商船会社における代替燃料の導入状況

LPG 船
アンモニア船日本郵船
外航船 3 隻内航船 1 隻内航船 1 隻－メタノール船内航船 1 隻LNG 船バイオディーゼル船－

水素船
電気（電池）推進船

－
－

商船三井
外航船 16 隻
内航船 2 隻－外航船：AIP 取得
内航船：AIP 取得
2024 年、液化バ イオ
メタン燃料船導入
外航船 1 隻シンガポールで試験
内航船 1 隻内航船 1 隻出所：各種資料より JCOAL 作成

136

川崎汽船
外航船 1 隻（2025 年に 8 隻）－
2024 年、LPG／アンモ
ニア兼用外航船－－－－

代替燃料と合わせて、各社は運用効率や燃費の改善に AI 技術を導入する等、様々な試みを行っているころである。さらに新しい試みとして、商船三井、川崎汽船は、船舶の燃費改善のために、風を動力とした船舶を導入する予定である。図 2.3-27 と図 2.3-28 にその概要を示す。

出所：商船三井サービスサイト

図 2.3-27 風力推進船の開発状況

出所：川崎汽船ニュースレター

図 2.3-28 風力推進船の開発状況

1372 . 4 CO2 輸送・CCS・CCUS 技術の動向及び CCS 適地の条件
2 . 4 . 1 CO2 輸送・CCS・CCUS 技術の動向
CO2 の回収、輸送、利用、貯蔵は、プロセスの各段階における技術の利用可能性と、CO2 輸送・貯蔵ネットワークの開発と拡大にかかっている。CCUS をスケールアップする
ためには、バリューチェーンに沿ったすべての段階が技術的に準備され、同時に開発される必要がある。
現状、CCUS に関する個別の技術の成熟度はさまざまである。CO2 の分離・回収、輸送、有効利用、貯蔵に関するいくつかの技術はすでに大規模に展開されているが、より優れた性能とより低いコストが期待できる技術は、今後さらにその開発が加速される必要がある。
CCUS がネットゼロ・エミッション達成にどの程度貢献できるかは、技術進歩に大きく左右される。CCUS の成熟度は、技術の種類や用途によって大きく異なる。いくつかの技
術はすでに成熟しており、石炭火力発電や水素製造などの用途で急速に規模を拡大できる
可能性がある一方で、さらなる開発が必要なものもある。
IEA によれば、2070 年までの CCUS による累積排出削減量の 3 分の 2 が、現状ではプ
ロトタイプまたは実証段階にある技術によるものとなっている。従って、今後 10 年間に主要なアプリケーションが商業的に利用できるようにするためには、今すぐに技術革新を強化する必要がある。

出所：環境省 YouTube チャンネル「kankyosho」より27

図 2.4-1 CCUS の全体イメージ図
CCUS の各技術の概要は以下の通りである。
(1) 分離・回収
CCUS における分離・回収コストは、CCUS 全体のコストの約 6 割を占めると言われている。従って、この分離・回収技術開発について官民でその進捗目標を明確に定めてコスト削減を図ろうとしている。現状、アミン系吸収液による化学吸収法が大勢を占めているが、物理吸着法、膜分離法等についても技術開発が進められている。図 2.4-2 に示すように、CO2 含有原料ガスの圧力、CO2 濃度、及び回収 CO2 に要求される純度によって最適な分離・回収技術が選定される 。

27 脱炭素社会を実現する CCUS―CO2 を分離回収・有効利用・貯留する技術―

https://www.youtube.com/watch?v=hldDmlkLCUw

138

出所：日鉄エンジニアリング資料（2022 年 5 月）

図 2.4-2 主な CO2 分離・回収技術と特性
以下に、物理吸収法、膜分離法、化学吸収法、物理吸着法について紹介する。
(a) 物理吸収法
吸収液に高圧の CO2 を物理的に吸収させ、その吸収液を減圧することで CO2 を分離する方法である。化学反応を伴わずに吸収液に CO2 を取り込むことが可能となる。高温・高圧なガスから CO2 を回収する際に有利と言われている。吸収液としてはメタノールが良く用いられる。
(b) 膜分離法
膜分離法は、圧力差によって分離膜の供給側から透過側へ CO2 を透過・分離する分離法である。膜材料として、高分子膜、無機膜、有機／無機複合膜など、種々の新規膜材料が開発されている。圧力差が所与の火力発電における燃焼前 CO2 分離への適用が試みられている。
膜分離法は、CO2 選択性の高い高分子膜または無機膜に基づいており、CO2 は通過させるが、ガス流中の他のガスを保持するバリアとして機能する。天然ガス処理では、主に実証段階にある。膜分離に基づく既存の唯一の大規模分離プラントは、ブラジルのペトロブラスによって運営されている。

139

(c) 化学吸収法
CO2 の化学吸収は、CO2 と化学溶媒（エタノールアミン化合物など）の反応に基づく一般的なプロセス操作であり、早くから知られる成熟した CO2 分離・回収技術であり、現状では最も広く採用されている方法である。
この方法は、通常 2 つのカラムを使用して行われ、1 つは吸収用、もう 1 つはより高い温度で操作し、純粋な CO2 を放出し、さらなる操作のために化学溶媒を再生する。アミン
系溶媒を用いた化学吸収法は、最も進んだ CO2 分離技術である。この技術は数十年にわたり広く使用されており、現在、発電、燃料転換、工業生産において、世界中の多くの小規模・大規模プロジェクトに適用されている。また、現在計画中の大規模な CCUS プロジェ
クトもあり、これらはすべて CO2 分離に化学吸収法を使用する予定である。
(d) 物理吸着法
物理吸着法とは、吸着剤に CO2 を選択的に吸着させ、減圧操作により、吸着させた CO2を高純度・高回収率で分離･回収する技術であり、低エネルギーで CO2 を分離･回収が可能になる。
物理吸着法は、固体表面（活性炭、アルミナ、金属酸化物、ゼオライトなど）を利用し、物理吸収は液体溶媒（Selexol や Rectisol など）を利用する。吸着剤によって CO2 を捕捉した後、温度スイング、圧力スイングまたは真空スイングによって CO2 を分離する。
これら物理的分離法は、現在、主に天然ガス処理とエタノール、メタノール、水素の生産で使用されており、いずれも大規模プラントが稼働中である。これらは通常、独自の溶剤、または極低温分離技術を採用している。
酸素燃料分離では、ほぼ純粋な酸素を使って燃料を燃焼させ、その後排出される CO2 を回収する。排ガスはほとんど CO2 と水蒸気だけから構成されているため、高純度の CO2
ストリームを得るために、脱水によって後者を簡単に除去することができる。通常、酸素は低温空気分離によって商業的に生産されるが、これはエネルギー集約的である。したがって、このステップと酸素燃料プロセス全体のエネルギー消費量を低減することが、回収コスト削減の重要な要素となる。
これらの個別分離・回収方法の優位点／劣後点についてまとめると以下の通りである。

140

表 2.4-1 個別分離・回収技術の優位点／劣後点
技術
物理吸収法

膜分離法

➢
➢

優位点
高圧 CO2 の場合、その高い CO2 分圧を有効に利用可能
腐食、浸食のリスク小吸収液再生のための熱源不要➢➢➢

CO2 の相変化が無く、最も省エネルギー
機器構成がシンプルで小流量に向く
低運転コスト

➢

➢
➢

➢
➢
➢
➢
➢
➢

化学吸収法

➢
➢
➢

物理吸着法

➢
➢
➢
➢

火力発電所の排ガスなど、低圧の CO2
源に適用可能
大容量だとスケールメリット有り
CO2 以外の炭化水素の吸収率低く、収
率良

➢
➢
➢
➢
➢

高純度 CO2 生成可能
必要エネルギー低く、安全性高い
PSA であれば加熱源不要
TSA であれば装置がシンプルな構成

➢
➢
➢
➢

劣後点
吸収液高価
CO2 源が低圧の場合昇圧必要、効率悪化
排ガス中 CO2 回収への適用実績少ない
CO2 純度低い
分離膜に供給する前に排ガスの除湿工程が必要
大容量には不向き
膜材が高コスト
排ガス中の不純物で膜材が劣化する
懸念
吸収液高価
腐食/浸食リスク有り
吸収液に毒性あり
吸収液再生用の熱源要
小容量の場合、高建設コスト
排ガス中の CO2 回収に適用した実績
少PSA/TSA に供給する前に排ガスの除湿工程必要
PSA では真空ポンプ必要
TSA では再生用の加熱源必要

出所：各種資料より JCOAL 作成

上記は、主に発電所や各工場等の排ガスから CO2 を分離・回収する技術を記載したものである。今回は、水素製造装置（低品位炭のガス化炉）から発生する CO2 を分離・回収し地下貯留を行うが、ガス化炉は酸素吹きの EAGLE 炉を採用することにしている。本調査
報告書 2.2.2 項に記載の通り、EAGLE 炉においては、純酸素を用いてガス化を行うことから、排ガス中の CO2 濃度は 95%以上となる予定である。従って、今回は水素製造装置（ガス化炉）から発生する CO2 は分離・回収を行う必要はなく、直接貯留サイト移送されることになる。
(2) 輸送（パイプライン及び船舶による輸送）
CCS 関連プロジェクトにおける大量の CO2 輸送では、パイプラインが最も一般的な方法である。船舶による輸送は、大量輸送に向くと同時に、輸送自由度の高い輸送方法である。以下にパイプラインによる CO2 輸送と船舶による CO2 輸送について紹介する。
(a) パイプラインによる輸送
CO2 を回収地点から地質学的に適切な場所までパイプラインで輸送し、隔離または炭化水素の増進回収を行うことは、CO2 回収・貯留（CCS）チェーンの重要な部分である。こ141

の CO2 輸送手段には、トラック、鉄道、船舶といった他の CO2 輸送手段と比較して多くの利点がある。パイプラインは、回収地点から貯留場所までの CO2 の連続輸送を保証し、化石燃料発電所などの発生源施設から回収された CO2 量を連続的に輸送するために不可欠である。さらに、パイプラインは他の CO2 輸送手段よりも経済的であると考えられている。
一方、パイプラインによる CO2 輸送の最大の課題は、完全性、流量保証、資本コストと運転コスト、そして健康、安全、環境要因に関するものである。CCS パイプラインプロジ
ェクトの展開は、特定の供給源と特定の貯蔵地点が一致するようなポイント・ツー・ポイ
ントの輸送か、CO2 パイプラインを基幹とするハブアンドクラスターに基づいている。後者の場合、CO2 に含まれるさまざまな不純物レベルによって特徴付けられ、個々の事業者によって取り扱われる CO2 は、圧縮と輸送のために基幹 CO2 パイプラインに連結される。
これは、さらなる課題をもたらす可能性がある。
CO2 パイプラインの普及展開には、その展開を遅らせる様々な課題を体系的に評価し、技術に対する信頼性を高め、長期的に経済性を向上させることが必要である。さらに、成分不純物の総合的な評価に関する分析、概念段階での腐食の考慮、CO2 特性に対する様々な影響等、さらには高いプロジェクトの資本コストと運転コストに起因するプロジェクトに関連する商業的リスクなどを分析する必要がある。
GCCSI によれば、気候変動緩和のためには、今後 30〜40 年で建設されると推定される
パイプラインを含む CO2 輸送インフラは、現在の規模の約 100 倍になると言われているが、技術的には、材質の問題、CO2 の物理的化学的特性による影響を含め、ほぼ成熟していると考えられている。
例として、現在 8,000km 以上におよぶ米国の CO2 パイプラインは、発電所や他の産業資源からの CO2 回収と、油田での生産的利用、塩水層への安全な貯留を結びつけるために不可欠となっている。このシステムを拡大することで、炭素制約のある環境でも火力発電を可能にし、国内の石油生産が強化され、エネルギー安全保障を高めることができる。
CO2 パイプラインシステムの大部分は、石油増進回収法（CO2-EOR）専用であり、発電所及び工業的な CO2 供給源と油田の EOR プロジェクトを結んでいる。しかし、現在計画されている産業用 CO2 回収施設と新たなパイプラインが建設されれば、今後の産業用 CO2の割合は、さらに高くなる可能性があり、将来の可能性という点では、CO2-EOR によって日量数百万バレルの石油が増産される可能性があると言われている。
(b) 船舶による輸送
最近、液化 CO2 の海上輸送用貨物タンクシステムが船級認証を取得したとのニュースが度々出ている。CO2 の船舶輸送において各社が開発を急ぐことには、「CCS が気候変動問
題緩和に対して、一定の貢献を可能にするためには、回収、貯蔵、輸送から積み出し、注入に至るバリューチェーン全体を迅速に展開し、規模を拡大する必要がある」という背景がある。船舶による海上輸送は、パイプライン輸送に比して、自由度が高く、少なくとも初期段階では、総量の大部分を船舶で輸送することになる。このため、海上輸送は極めて142重要である。「液体 CO2 の輸送需要の増加を背景に、まったく新しい船舶が開発され、2050 年に向けて数百隻の船舶が就航する可能性があるとも言われている。

出所：日本郵船ニュースリリース資料28

図 2.4-3 液化 CO2 輸送船による CCUS のイメージ
船舶輸送は、長距離輸送の場合にパイプライン輸送と比べてコスト競争力が高くなる。
図 2.4-4 は、パイプラインと船舶による年間 600 万トンの輸送コストの推定を示している。
損益分岐点距離、つまり輸送モードごとのコストが同じ距離は、この例では約 1,000 kmとなっている。より多くの量を輸送すると、損益分岐点距離がより長い距離にシフトする。
しかし、船舶輸送がパイプライン輸送よりも安くなる交点は、単に距離だけに関係する問題ではない。それには、荷積みターミナル、パイプラインの海岸横断、水深、海底の安定性、燃料費、建設費、場所ごとに異なる運営費、安全性、陸路と海上輸送路の相互作用など、他の多くの要素が関係する。
今後は、将来の CCS ハブアンドクラスターに対応するガスパイプライン／船舶輸送網の整備が望まれる。

出所：CARBON DIOXIDE CAPTURE AND STORAGE, IPCC 資料を編集

図 2.4-4 輸送コスト比較「輸送船 VS パイプライン」

28 2023 年 6 月 9 日付けニュースリリース「液化 CO2 の常温輸送技術が実船搭載へ」より

143

(3) 有効利用
回収された CO2 の大部分は、EOR ないし塩水帯水層へ圧入されることになるが、一部
は、燃料、バイオ製品、化学物質、建築材料（鉱物）などの有用な製品に転換される。これらは、気候変動を緩和し、CO2 排出から経済的価値を生み出す方法である。

出所：未来では CO2 が役に立つ？！「カーボンリサイクル」で CO2 を資源に
（資源エネルギー庁）

図 2.4-5 CCUS による CO2 の利用先
しかし、エネルギーレベルがゼロの CO2 を使って燃料等を合成するには、そのエネルギ
ーのすべてを外部から投入する必要（グリーン水素等）があり、さらに排出される CO2 の量に対して合成される燃料がまったくバランスしないという問題もある。
そういった中、現在、利用として最も進んでいるのは、合成燃料（e-fuel）用途である。
米国エネルギー省による炭素利用プログラムでは、州政府や地方自治体に対し、回収したCO2 から派生する製品を調達・利用するための補助金を提供している。
また、国立エネルギー技術研究所による CO2 転換プログラムでは、CO2 を原料として付加価値のある商品を生産するための、新しく改良された材料、装置、プロセスを特定し、開発することを目的としている。
(4) 貯留（適地選定（EOR、EGR 及び塩水帯水層）、圧入）
CO2 を主に地下の海底貯留層に圧入すること（CCS）は、最適な環境ソリューションである。CO2 を地中に圧入し、貯留することは、もともと石油・ガス業界では EOR（石油増進回収技術）、EGR（ガス増進回収技術）として 40 年以上にわたり継続的に実施されてきた方法であり、正しい手順で貯留地を選定し、貯留層評価を実施して CO2 を圧入することにおいては、技術的にも環境影響に関してもまったく問題ない。
貯留対象地としては、稼働中の油・ガス田がコストで有利だが、枯渇油・ガス田あるいは塩水帯水層も貯留特性が良い場合には選択される。
144

適地選定においては、石油・ガス田の探査手法がそのまま適用され、構築されるモデルの精度も貯留層評価に十分である。現在は、より低コストで評価できるように研究開発が進められている。
(5) ハブアンドクラスター
世界で開発に移行しつつある CCS プロジェクトでは、CO2 排出源及び貯留地の組み合
わせでハブアンドクラスターを形成するプロジェクトが増加している。

出所：Community-Centered, System Approach to Decarbonization（Helixos ホームページ）

図 2.4-6 脱炭素化へのハブアンドクラスターシステムアプローチ
CCS のハブアンドクラスター・ネットワークは、CO2 排出事業者と複数の貯蔵事業者を、共有の輸送インフラを使って結びつけるものである。
CO2 を排出する産業が集中し、かつ排出ガスを貯蔵する能力が近隣にある地域は、CCSの最適地と考えられている。ポイント・ツー・ポイントプロジェクトと比較して ハブ＆ク
ラスター方式は、多くの潜在的な CCS プロジェクのコストとリスクを削減し、小規模な産業施設からの CO2 回収を可能にする。

2 . 4 . 2 水素製造で発生する CO2 に適用可能な CCS 適地の条件
炭化水素、特にメタンの改質による水素製造では、メタン 1kg 改質により、CO2 は2.75kg 発生する。従って環境への影響を緩和するためには、CCS によって発生した大量のCO2 を処理することが必須になる。
CCS プロジェクトではサイトの選択が鍵となる。選択が不十分な場合、プロジェクトは、より不確実になる（環境的、経済的にリスクが高くなる）。 CCS（炭素補足利用・地下貯145留）の適地選定の基準は多岐にわたるが、サイト選択プロセスの目標は、CO2 貯留に適した地質サイトを見つけることである。
以下に代表的な基準をいくつか挙げる。
(1) 地下貯留の地質条件
CCS の成功には適切な地質条件が不可欠になる。地下貯留に適した地層（貯留層とシール層のペア）を選定するため、地層の透水性、孔隙率、圧力及び貯留可能層の規模などを評価し、安定して CO2 を貯留できるかを確認する。
(2) CO2 の供給源との距離
CCS 施設が供給する CO2 の発生源に近いほど、輸送コストを削減できる。そのため、適地選定の際には CO2 供給源との距離を考慮する。
(3) 地震や火山活動の危険性
地震や火山活動の頻度や活動性を評価し、地震や火山活動による CO2 漏洩リスクが低い
地域を優先的に選定する。
(4) 社会的受容性と法的制約
CCS プロジェクトは地域の受容性が重要である。プロジェクトに対する地域の意見や法的制約を考慮し、地域社会とのコミュニケーションや合意形成を行う。
(5) 環境への影響評価
CCS 施設の建設や運営が周辺環境に与える影響を評価する。騒音、振動、地下水、土壌汚染などの可能性のある影響を考慮し、環境保護に十分な対策を講じる必要がある。
これらの基準は、CCS プロジェクトの実施地域の個別の事情によって異なる場合がある。
したがって、適地選定は特定の地域の固有の条件や制約に合わせて行われる。また、政府や関係者などのステークホルダーの関与も重要である。
世界の深部地層に CO2 を貯留する理論的容量は膨大であり、ネットゼロ排出を達成するために必要な容量をはるかに超えている。一方、持続可能な開発シナリオでは、世界の潜在的な貯留能力のわずか数%しか利用されていない。主要地域における CO2 貯留の可用性を確信するには、さらなる調査と評価が不可欠である。

146

第 3 章 コロンビア・マレーシアの低品位炭地質概要
3 . 1 コロンビアの低品位炭（亜瀝青炭・褐炭）の炭田・炭質
本項で述べる Cordoba 県、Antioquia 県に分布する夾炭層は、カリブ海プレートが南米プレートへの衝突、沈み込み等、複雑な地質イベントの相互作用の結果として、断層と褶曲を伴う付加体29の一部として形成された。
3 . 1 . 1 Cordoba 県(1) 地質概要
当該地域は、Cordoba 県の南方、Antioquia 県の県境付近の Andes 西部山脈の北麓に位置する。炭田全体の面積は、約 778km2、地域内に Cauca 川の支流である San Jorge 川及び San Pedro 川が東方に流下する。本地域は、西方に Sinu リニアメント 30 、東方にRomeral Structure リニアメント に囲まれた San Jacinto 帯と呼ばれる地質構造単位に属する。
石炭賦存地域は、Alto San Jorge（Coal Area 303）地区で、山元火力発電所建設に際して、供給する石炭資源の確保のため 1980 年代より探査が実施されてきた。
Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の地質図を示す（図 3.1-1）。

Sincelejo層
Cerrito層
Porquero層

Ciénagade Oro層
San cayetano層
橄欖岩-ドレライト

道路（公道）

境界河川

向斜（Syncline）

断層（Fault）

背斜（Anticline）

鉱山

セクター境界

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012

図 3.1-1 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の地質図

29 海溝等において海洋プレートが沈み込む際に海洋底に堆積していた堆積物が陸側に押し付けられる作用

を付加作用といい、その結果陸側斜面に付け加えられた多くの逆断層の発達する楔状の断面をもつ堆積体30 リニアメント：地表に認められる直線的な地形の特徴

147

図中（図 3.1-1）の右側に、分布する地層を示す。また下に凡例を示す。凡例内の用語は下記の通りである。
断層：地下の地層もしくは岩盤に力が加わって割れ、割れた面に沿ってずれ動いて食い違いが生じた状態。
褶曲：地層が側方から応力により曲がりくねるように変形する現象（向斜、背斜がある）
向斜：地層が褶曲により下側に凹状に変形した状態
背斜：地層が褶曲により上側に凸に変形した状態
本地区に分布する地層について、図 3.1-2 に当該地区の模式層序を示す。下位より橄欖
岩⁻ドレライト層を基盤として、下位より San cayetano 層、Cienaga de Oro 層、Porquero
層、Cerrito 層、Sincelejo 層が分布する。図 3.1-1 及び図 3.1-2 の括弧内の略号は、地層名を示している。
本地区の石炭賦存箇所は、図 3.1-1 に示す通り、主に Alto San Jorge（ASJ：図中の左端の区画）、San Pedro Norte（SPN：図内の右上の区画）、San Pedro Sur（SPS：図内の右下のブロック）の 3 つのブロックよりなる。
特に ASJ ブロックにおいて San Jorge 川（図内の中央から左下 Rio San Jorge）と平行な San Jorge 向斜部（図内の左側の Sinclinal San Jorge）に、多くの石炭資源の賦存の報告がある。本地区は、南北方向の断層と褶曲構造が発達しており、特に西方に La Ceiba 断層（図内左側の Falla La Ceiba）及び東方に、Matoso 断層（図内右側の Falla Matoso）
が介在する。
(2) 石炭層
当該地域の地層は、前述のとおり岩相層序単位に基づいて、岩相の特徴により整理される。岩相層序単元の基本単位である累層（Formation ）は、地質図で表現される最小の地層の単位として定義される。その累層のうち、石炭層を賦存する地層を特に夾炭層（Coalbearing formation）と呼ぶ。
図 3.1-2 に、当該地区の模式層序を示す。本図は、対象地域の地層の地質時代（地層が形成された地質時代）、層序（地層の順序、通常下位より順に形成（地層累重の法則））、
層厚（地層の厚さ）、岩相（地層の特徴）について長い柱状に模式的に示している。

148

地質時代
現世
更新世

地層の層厚

岩相

累層名

5
15
10

鮮新世

沖積層
古期段丘堆積物
Sincelejo層

特徴
シルト、粘土、礫
礫、砂砂岩、粘土岩、礫岩

砂岩、シルト岩、粘土
石灰岩
中部に大量の石炭層の挟在

中新世

約
1,500

Cerrito層

オリジナルには不記載

約400

Porquero層

砂岩、シルト岩

暁新世

約
1,200

Ciénaga de Oro層

砂岩、礫岩
粘土岩、礫岩石灰岩
上部に石炭層が４挟在

始新世>2,000San cayetano層

砂岩、礫岩
上部でフリッシュ堆積物>3,000

苦鉄質岩他

橄欖岩、ドレライト

漸新世

白亜紀後期

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012

図 3.1-2 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の模式層序
当該地区には、下位より白亜紀後期の苦鉄質岩（橄欖岩、ドレライト）を基盤に、不整合で、暁新世～始新世 San cayetano 層、暁新世 Cienaga de Oro 層、Porquero 層、中新世
Cerrito 層、鮮新世 Sincelejo 層のそれぞれの累層が整合関係で累重する。
本地域で重要な夾炭層は、下記の 2 累層である。
Cienaga de Oro 層は、層厚約 1,200m、2 つの部層より構成される。
上部層：砂岩、礫岩、泥岩、石炭層が発達
下部層：砂岩、シルト岩、粘土岩の互層を主体、石炭層発達なし
Cerrito 層は、層厚約 1,500m、3 つ部層から構成される。
上部層：層厚 300m 粘土岩、下位層準に向かい石炭層が発達
149

中部層：層厚 800m 粘土岩、石炭層（約 40 炭層）が発達
下部層：層厚 400m 礫岩、砂岩、石炭層発達なし
Cienaga de Oro 層、Cerrito 層の上部層の基底部、中部層に石炭層が賦存する。
Alto San Jorge（Coal Area 303）地区内の各ブロックでの石炭層の特徴について表
3.1-1 に示す。本表は、各ブロックの主に Cerrito 層（夾炭層）内の特定の層準に賦存する
石炭層の枚数及び石炭層の層厚、炭層の名称について示す。炭層の名称等は、対象地域固有のものであり、その名称の由来等（N 及び J 等付加記号等）の詳細な情報について、今回の調査では得られていない。
表 3.1-1 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の石炭層の特徴
ブロック名称San Pedro Sur（SPS）

San Pedro Norte（SPN）

Alto San Jorge
（ASJ）

賦存層準

炭層の
枚数

炭層厚（m）

炭層番号

特徴

上部層の基底部

20.70

670-680

評価対象の炭層なし

中部層の上部

190.60-2.0

500-660

8 炭層のみ評価対象

中部層の中部

26

0.6-2.40

340-490

20 炭層のみ評価対象

中部層の下部

80.60-1.90

275-330

3 炭層のみ評価対象

上部層の基底部

60.60-1.10

430Ｎ-475Ｎ

4 炭層は不連続

中部層の上部

190.60-2.40

300Ｎ-420Ｎ

6 炭層は不連続

中部層の中部

140.60-2.40

180Ｎ-290Ｎ

例外的な炭層厚 290N＝6.90m 試錐孔 7（＊）

中部層の下部

90.60-1.40

100Ｎ-170Ｎ

1 炭層は連続

Cienaga de Oro 層

40.70-2.80

番号なし

表層データのみ

中部層の上部

15

0.60-1.20

603J – 685J

12 炭層は不連続

中部層の中部

21

0.60-2.50

470J-600J

例外的な炭層厚 480J＝5.5m（＊＊）

中部層の下部

80.60-2.10

410J-460J（＊）試錐孔 7（位置不明）炭層 290N の炭層厚 6.80m 確認（＊＊）ASJ ブロックの中部層の中部の石炭層の層厚は、0.60-2.50m の範囲を超えて 5.5m を確認
出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012

(3) 石炭品位
Alto San Jorge（Coal Area 303）地域における代表的な石炭品位を最小、最大、平均についてそれぞれ表 3.1-2 に示す。上述した 3 ブロック（SPS、SPN、ASJ）内で実施された試錐探査（地層中にボーリング機材を用いて孔を掘削して岩石試料を採取する調査）より得られたコアサンプル（岩芯、岩石試料）より、特に石炭試料を対象とした 35 炭種、252 試料による分析数値である。なお、試錐調査の詳細について今回の調査で得られてな
いため、具体的にどの層準の石炭試料等の詳細は不明である。3 ブロックにおける石炭分
析試料数の内訳は、SPS 、215 試料（85%）
、ASJ 、32 試料（13%）
、SPN、5（2%）である。

150

石炭品位の平均値では、亜瀝青炭の分類に入るが、一部、ASTM31規格による分類で瀝
青炭高揮発分 C ランクもみられる。また亜瀝青炭 B の量的な割合が多いと報告がある。
表 3.1-2 Alto San Jorge（Coal Area 303）地区の代表的な石炭品位
分析数値

平 均

分析項目
%

17.57
14.49
9.24
37.55
38.73
9,281
5,156
1.31
28.31
17.8
－

最 大

21.1
19.46
41.07
%
46.2
46.43
Btu/lb12,303
発熱量kcal/kg
6,835
全硫黄
％
10.6
Si
％
－
－
灰
分
Al
％
－
－
灰の溶融温度
℃
＞950
1,170
HGI
－
－
53
石炭ランク（ASTM)
亜瀝青炭. A/B/C >* 瀝青炭. 高揮発分 C（ASTM 分類）※：X >* Y X が Y より量的%が大（原データ内の記述）
出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012
工
業
分
析

全水分
固有水分
灰
分
揮発分
固定炭素

最 小
12.88
6.52
1.95
27.86
15.28
4,959
2,755
0.07

(4) 石炭資源量・埋蔵量
3 ブロックにおける石炭埋蔵量について、層厚 0.60m 以上、剝土比3210：1（m3/t）以下の炭層を対象に、深度別での Reserves（埋蔵量）報告されている（表 3.1-3）。
こ の 数 量 は 、 報 告 書 に よ る と 確 定 埋 蔵 量 （ Measured Reserves ） と 推 定 埋 蔵 量（Indicated Reserves）の合計数値であり、それぞれの埋蔵量の計算定義（確定と推定の算出定義）及び内訳については明示されていない。深度 100m までの石炭埋蔵量（剝土比
10：1）が SPS で 180 百万トン（同表内の 0‐100m/ブロック SPS）
、ASJ で 37 百万トン
（同表内の 0‐100m/ブロック SAJ）が計上されている。
表 3.1-3 Alto San Jorge（Coal Area 303）地域の石炭埋蔵量（単位：千トン）
ブロック名
深度(m)
0- 50
0-100
0-150
0-200
0-250
0-300

San Pedro Sur(SPS)
121,384
180,288
281,088378,833
447,224
591,046

Alto San Jorge(ASJ)
26,91037,1440000

条件：炭層厚 0.6m 以上、剝土比 1:10 以下
出所：Carbocol,1987

San Pedro Norte
(SPN)
0
0
0
0
0
0

合 計
148,294
217,432
281,088378,833
447,224
591,046

表中数値は確定埋蔵量と推定埋蔵量の合計数値

31 American Society of Testing and Materials（米国材料試験協会）規格による石炭ランクは、揮発分及び発熱量の数値により分類される
32 露天採掘の際に、1 トン当たりの石炭を採掘するために除去する土砂の体積量（m3）の比率

151

3 . 1 . 2 Antioquia 県(1) 地質概要
Antioquia の県都である Medellin 南西方の石炭分布地域・区域（面積約 350km2）について以下の Coal Area 4 区域の位置を示す（図 3.1-3）。南北性の断層の影響により、各石炭鉱床がブロック化して分布する。
Coal Area 401：Venecia-Fredonia（同図の右下の破線内の範囲）
Coal Area 402：Amaga-Angelopolis (llamada Amaga-Sopetran)（同図の右上の 2 つの破線内の範囲）
Coal Area 403：Venecia-Bolombolo（同図の左下の破線内の範囲）
Coal Area 404：Titiribi (Venecia-Titiribi)（同図の中央及び左下の破線内の範囲）
本図では、夾炭層（石炭を含む地層）である Amaga 層中部層の分布域を示す。図中の記号は、分布する地層の略号である。また同図の下部には、地質断面図（ある任意の地域
における地層の断面図、図中北側の A-A′範囲）及び凡例を示す。図中の略号は、Amaga
層以外の地層を示す。
凡例内の用語については下記に通りである。
逆断層：側方から強く圧縮を受けた場合にできる断層（引張応力による断層は正断層）
走向：地層面とその水平面が交わることで形成される線の方向
傾斜：地層層の走向方向 に対して直交した方向の水平面からの角度
当該地域は、西方に Cauca 川、東方で Toronjo 丘陵に囲まれている。Amaga 川及びSinifana 川が西方に流下して、Cauca 川に合流する。
地質構造について、断層面が東傾斜の San Jeronimo 断層、Romeral 断層、Piedecuesta
断層、Cascajosa 断層、Sabanalarga 逆断層と、断層面が西傾斜の Mistrato 断層、Cauca
Oeste 断層、Amaga 断層で等、複数の断層が介在する。
本地域では、Amaga-Angelopolis（Coal Area 402）区域において、石炭層の発達が比較的に良いため、当該地区を対象に、下記に述べる。

152

Angelopolis(402)

AmagaNechi
(402)

(404)

(404)

(403)

(401)

地質断面図（A-A’）

断層（Fault）
道路（公道）

等高線（コンター）
河川

逆断層（Reverse Fault）

Amaga 層中部層
(Tom)

境界
地層の走向・傾斜
地質断面図（A-A’）
Geological cross section

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012（原図 Gonzalez. H.,1978）

図 3.1-3 Antioquia 県の Medellin 南西方の石炭分布区域図

153

(2) 石炭層
当該地域に、先古生代、新第三紀、第四紀層まで多様な地層が分布する。前述したとおり Antioquia 県の県都である Medellin 南西方の石炭鉱床には、特に古第三紀、漸新世後期～中新世前期の Amaga 層下部・中部に炭層が発達する。当該地区で夾炭層として非常に重要である Amaga 層のみを対象とした模式層序図を示す（図 3.1-4）。本図は、地質時代、累層、地層の層厚、岩相、特徴について長い柱状に模式的に示している。石炭層は、主に地層の層厚(m)

部層

累層名

地質時代

Amaga 層の下部層、中部層に賦存する。

模式岩相

地層の特徴

帯緑灰色、レンズ状粘土質砂岩を挟在する
中粒⁻粗粒砂岩
砂岩帯緑灰色、レンズ状粘土質砂岩を挟在する

中粒⁻粗粒砂岩

灰色～緑色、黄土色、粘土岩

石英、微小な鉄質コンクリ―ション含有

359

上部層

粘土岩
中粒～粗粒石英質砂岩
黄土～帯緑灰色、石灰質コンクリ―ションとレイヤーを含む粘土岩

散在する灰色と細粒の石英砂岩

AMAGA層

漸新世後期ー中新世前期

細粒～中粒砂岩、

非常に風化の進んだ石英を含む細粒砂岩

中粒石英質砂岩

黄土⁻灰色のアレシロライト
鉄質コンクリーションを含む中粒石英質砂岩
菱鉄鉱コンクリ―ションを含有する砂質粘土岩

灰色中粒石英質砂岩、

灰色の砂質粘土岩薄層を挟在する灰色粘土質砂岩
粘土層を挟在する成層した砂質粘土岩を伴う石炭層

129

中部層

砂質粘土岩にCharcoal(0.5m)

Charcolのレイヤーを含む砂質粘土岩および砂岩岩

粘土層を挟在する微細石英質砂岩
灰色の粘土層を挟在する細粒砂岩岩
細粒～中粒石英質砂岩
石炭層 (1.4m)

細粒～粗粒の粘土質砂岩

67

下部層

粗粒石英砂岩

粗粒石英質砂岩と鉄質レンズ

粗粒礫岩
マグマタイトと変成岩の岩石礫岩

Cajamarcaグループ及び緑色頁岩

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012
（原図 Gonzalez. H.,1978）

図 3.1-4 Amaga 層の模式層序

154

本層は、北北西⁻南南東に細長く分布し、東側に Romeral 断層が介在する。夾炭層の分
布範囲は、約 75km2、層厚は最大 560m と見積もられている。本層は、層相の特徴より 3つの部層に区分される。
下部層：層厚 67ｍ、下位の Cajamarca 層群に不整合に被覆する。砂岩を主体に、泥岩及び粘土岩を挟在する。
中部層：層厚 129ｍ、薄層から厚層まで複数の炭層を挟在する。採掘可能な炭層は 6 層の賦存が報告されている。
上部層：図面の地表部の大半を占めて分布する。砂岩 54%、泥岩及び粘土岩 46%からなる層厚約 359m である。層内でデイサイト質安山岩の貫入岩が発達し、接触部において熱変成が観察される。
なお、上記 4 区域の中で、Amaga-Angelopolis（Coal Area 402）区域において、特に石炭層の発達がよいことが知られている。同区域について Antioquia 県の中央部、南はVenecia-Fredonia（Coal Area A401）区域に接し、Angelopolis の北方まで発達する。石
炭鉱床の面積は 26km2 （長さ約 17km、幅約 1.5km）。北側の Angelopolis と南側のAmaga-Nechi の 2 つの区域に分けられる。
(a) Angelopolis 区域（Coal Area 402 北側）
本区域の面積は、約 10km2 （長さ 9.5km、幅 1～3km）、地形的、地質的に南方のAmaga-Nechi 区域に連続する（図 3.1-5）。本図には、Amaga 層中部層（Tom）の分布域を示している。また図の右側には、当該地での模式柱状に複数の石炭層（黒色の実線）の賦存を示す。凡例の説明は、前項で説明の通りである。名称のある石炭層は 11 層が確認さ
れている。

155

Thick.
(m)

Angelopolis 区域
M
M Capotera I

M Capotera II

M La Primera

M La Segunda

M La Tercera
M La Cuarta Buena
石炭石炭
M La Cuarta Cachuda
M La Cuarta Pefuda
M La Cuarta Dura
M La Qrulnta
M La Sexta

Amaga層上部層
Amaga層中部層
Amaga層下部層

石炭層

境界

公道

走向・傾斜（地層）等高線

向斜（Syncline）

河川

逆断層（Reverse F.）

鉱山

断層（Fault）

安山岩
石炭層

粘土岩、泥岩石英質砂岩

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012（原図 Ingeominas 2004）

図 3.1-5 Amaga-Angelopolis（A402 北側）区域の石炭層の賦存状況
上図と異なる出所による情報によると当該地区において、層序と地質構造より La
Bonita、 Ferreria の 2 つのブロックに区分される。下位より 11 枚（La Sexta、La Quinta、
La Cuarta Dura、La Cuarta Penuda、La Cuarta Cachuda、La Cuarta Buena、La
156

Tercera、La Segunda、La Primera、Capotera II、Capotera I）の炭層の発達が知られている。炭層厚は、0.7～2.6m である（表 3.1-4）。なお、これらの複数の炭層名について対象地固有の名称であり個々の名称の由来、詳細について、今回の調査で情報は得られていない。
表 3.1-4 Angelopolis 区域の石炭層の特徴
ブロック

炭層名

層 厚（m）

特 徴

Capotera I
0.70
燃料用
Capotera II
1.32-1.53
燃料用
La Primera
1.80-2.60
燃料用
La Segunda
1.10-1.48
燃料用
La Tercera
1.10-1.48
燃料用
Ferreria
La Cuarta Buena
0.60-1.35
燃料用
La Cuarta Cachuda
0.65-0.87
燃料用
La Cuarta Penuda
0.64
燃料用
La Cuarta Dura
0.60-1.00
燃料用
La Quinta
0.77-1.00
燃料用
La Sexta
0.77
燃料用
La Tercera
0.70
燃料用
La Cuarta Buena
0.70
燃料用
La Cuarta Cachuda
1.38
燃料用
La Bonita
La Cuarta Penuda
0.81
燃料用
La Cuarta Dura
0.73
燃料用
La Quinta
0.87
燃料用
La Sexta
0.77
燃料用
出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012（Ecocarbon 1995）(b) Amaga-Nechi（Coal Area 402 北側）区域
前述した Angelopolis 区域より南側に連続する区域である（図 3.1-6）。本図には、Amaga 層中部層（Tom）の分布域を示している。また図の右側には、Sinifana 川流域での模式柱状に複数の石炭層（黒色の実線）の賦存を示す。凡例の説明は、前項で説明の通りである。名称のある石炭層は 5 層が確認されている。北は、Amaga 川、南は、Sinifana 川に挟まれた区域となる。同区域の北側に Amaga 逆断層が南北方向にあり、南北性の軸を有する Amaga 向斜構造がある。

157

Thick.
(m)

Sinifana川
流域
M. Capo. I
M. Capo. II

石炭
M.1

石炭

石炭
M.2

石炭

M.3

石炭層

境界

公道
等高線

走向・傾斜（地層）河川
鉱山

Amaga層上部層

石炭

Amaga層中部層

粘土岩、泥岩向斜（Syncline）

Amaga層下部層

石英質砂岩

逆断層（Reverse F.）

橄欖岩、ドレライト

石英質礫岩

断層（Fault）

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012（原図 Ingeominas 2004）

図 3.1-6 Amaga-Nechi（A402 南側）区域での石炭層の賦存状況
炭層厚は、0.7～2.6m、主要な 4 つの炭層（下位より、M3、M2、M1、M Capotera（I層とⅡ層に分層））が知られている。
上図と異なる出所による情報によると当該地区において炭層は、約 11 炭層（La Sexta、
La Quinta、La Cuarta Dura、La Cuarta Penuda、La Cuarta Cachuda、La Cuarta
Buena、La Tercera、La Segunda、La Primera、Capotera II、Capotera I；分層した M
Capotera I 及び M Capotera II を 2 炭層として計上）あり、概して上部の炭層（1～2m）
158

が下部（1m 未満）より厚い炭層が多い特徴がある（表 3.1-5）。これらの 11 炭層は、前述
した Amaga-Angelopolis 地域と同様である。本地域の La Primera 層では、炭層厚が 2.00
～2.60m と非常に厚い。なお本地域の石炭層の名称について前述の通り対象地固有の名称
であり、個々の名称の由来等詳細な情報は得られていない。
表 3.1-5 Amaga-Nechi（A402）区域の石炭層
セクター

炭層名

層 厚（m）

特 徴

Amaga-Nechi

Capotera I
Capotera II
La Primera
La Segunda
La Tercera
La Cuarta Buena
La Cuarta Cachuda
La Cuarta Penuda
La Cuarta Dura
La Quinta
La Sexta

1.19-1.58
1.32-1.54
2.00-2.60
1.20-1.60
1.15-1.80
0.85-1.35
0.82
0.76
0.90
0.80-1.00
0.75

燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用
燃料用

出所：El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012（Ecocarbon 1995）(3) 石炭品位
Amaga⁻Angelopolis（A402）区域内より得られた炭層 13 層、48 試料を対象とした品位分析値の最小、最大、平均を示す（表 3.1-6）。原データに、分析した石炭層の詳細な情報はない。全水分 10～18%、灰分 5～17%、発熱量、5,000～5,900 kcal/kg。ASTM の区分
で、瀝青炭高揮発分 C ランクに区分される。
表 3.1-6 Amaga-Angelopolis（A402）区域の石炭品位
分析項目

単位

全水分
工 固有水分
業 灰 分
分 揮発分
析 固定炭素
発熱量

％

全硫黄
元 C
素 H
分 N
析 O
HGI
FSI

％
Btu/lb
Kcal/kg
%
%
-

平 均

最 小

13.66
13.16
11.96
36.69
38.18
9,682
5,379
0.55
63.21
4.74
1.41
13.14
0

石炭ランク（ASTM）

10.20
8.82
5.19
33.62
32.71
8,907
4,948
0.32
57.89
3.68
1.14
5.88
23
0

最 大
18.52
16.36
16.96
39.92
43.65
10,604
5,891
1.23
69.69
5.45
1.92
15.92
48
0

瀝青炭 高揮発分 C

出所： El Carbon Colombiano Recursos, Reservas y Calidad 2012 （原表 Minercol, 2001）

159

(4) 石炭資源量・埋蔵量
Amaga-Angelopolis（A402）区域の地域別、確実度別（確定、推定及び予想）での石炭
資源量、埋蔵量を表 3.1-7 に示す。資源量及び埋蔵量の合計は、1.67 億トン（同表の最下段 167,831,120 トン）あり、うち露天採掘向けの資源量及び埋蔵量の合計は、68 百万トン
（41%）と報告がある（同表内の確定、推定及び予想の露天の資源量及び埋蔵量の計 12 のボールド数値の積算：68,402,217 トン）。
表 3.1-7 Amaga-Angelopolis（A402）地域の石炭資源量、埋蔵量（単位：トン）
確実度別
地域名確定（Measured）

推定（Indicated）

露 天

坑 内

露 天

坑 内

露 天

予想（Inferred）
坑 内
30,707,150

資源量

659,820

3,239,839

8,359,226

20,150,934

28,717,441（A402 南方）

埋蔵量

73,232

274,639

747,938

2,080,666

2,170,442

3,801,105

Angelopolis

資源量

4,434,907

2,118,357

13,994,410

17,888,127

8,167,685

18,737,685（A402 北方）

埋蔵量654,589394,256

388,779

36,14533,748Amaga-Nechi

小 計

資源量

10,452,923

埋蔵量

1,396,716

合計（資源量＋埋蔵量）

86,329,961

3,253,528

6,005,295

167,831,120

出所： Colombian Geological Survey (SGC), 2012（原表：Ecocarbon 1995）

160―

60,392,697

3 . 2 マレーシアの低品位炭（亜瀝青炭・褐炭）の炭田・炭質Sarawak 堆積盆に分布する一連の地層は、衝上断層33を伴う褶曲した Rajang 層群に不整合を介して堆積した。この堆積盆は、漸新世から現世に至るまでリフト 34で生じた南シ
ナ海の南縁として、白亜紀後期から始新世まで Rajan 海（または原始南シナ海）での閉塞、変形、隆起の一連の結果により発達したと考えられている。一般に Rajan 褶曲衝上帯と呼ばれる Rajan 海に堆積した深海堆積物は、変形して本地域の基盤を構成している。露出した Rajan 褶曲衝上帯の風化浸食により、本堆積盆にて、より新しい地質時代の堆積が進行した。これらの一連の地層は内陸域の Merit-Pila はじめ沿岸域 Mukah 等に広く分布する。
3 . 2 . 1 Sarawak 堆積盆（Merit-Pila 炭田）
Merit-Pila 炭田は、東西方向に伸張する細長い地区で、面積は 260km2 である（図3.2-1）。夾炭層である Nyalau 層の分布域及南側で下位層準である Tebulan ブロック並びに北側で上位層準である Merit-south ブロックのそれぞれの位置を示す。凡例にある通り
破線は、断層で赤点は炭田内に稼働する炭鉱を示す。同炭田の中央部を Sarawak 州最大の河川である Rajan 川が西南西方に流れ、地域を北岸と南岸に二分する。Rajan 川は、西部で大きく蛇行して、域外で南方に流れを変える。同河川は、川幅約 100m、乾季・雨季の水位高低差は、最大 15m に達する。また同炭田の北方及び南方は、Beraga 層よりなる急峻な山岳地帯が広がる。夾炭層である Nyalau 層は、標高数 10m の東西方向の尾根よりなる、なだらかな丘陵地帯に分布する。植生は、二次熱帯雨林が大部分を占める。

凡 例
Nyalau層
Merit-Southブロック
Tebulanブロック
断層
炭鉱

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 3.2-1 Merit-Pila 炭田

33上位の地層が下位の地層に対して緩い角度でずり上がった断層。断層角（断層面と水平面のなす角度）

が 45 度以下の逆断層をいい、低角逆断層とも呼ばれる
34 地球のマントル上昇に伴い地殻が膨張し割れる等地殻に伸張作用が働いてできた形状を指す地質学用語

161

地質は、下位より白亜紀後期～始新世後期の Belaga 層を基盤として、新第三紀中新世の夾炭層である Nyalau 層が、不整合35を介して広く分布する。Nyalau 層の層厚は、全体として 1,000～1,200m である。
Nyalau 層は、岩相の特徴により、下位より下部砂岩帯、下部石炭帯（Lower Coal
Zone）
、中部砂岩‐頁岩帯、上部石炭帯（Upper Coal Zone）、上部砂岩帯に区分される。
下部石炭帯が、Tebulan ブロックに、上部石炭帯が Merit South ブロックにそれぞれ相当
する（表 3.2-1）。
表 3.2-1 Meri-Pila 炭田の模式層序表
ブロック名称上部砂岩部層Tebulan上部夾炭層
（Upper Coal
Zone）
Nyalau 層

中部砂岩頁岩層

Merit South
上部砂岩部層
主要炭層
uH
uD
uC2
uB
中部砂岩頁岩層

主要炭層
H
E
C
B2
下部砂岩部層下部夾炭層
（Lower Coal
Zone）
下部砂岩部層Belaga 層

Belaga 層

Belaga 層

出所：各種資料より JCOAL 作成

Merit-Pila 炭田は、一般的に東西～東北東―西南西方向の走向を有し、傾斜は 10°以下で南方に傾斜する単斜構造36を呈する。北部で Belaga 層に不整合で衝上し、南部で Belaga
層と断層により境され、Nyalau 層は、ハーフグラーベン37状に発達する。
石炭ランクは、ASTM より亜瀝青炭 B ランクに分類される。代表的な炭質は、高揮発分、中灰分、低硫黄分、中水分、発熱量 5,000～6,000 kcal/kg である。
以下に、Tebulan、Merit South ブロックのそれぞれの特徴について述べる。
(a) Tebulan ブロック
本ブロックにおいて下部石炭帯に属する 18 枚の石炭層が賦存する。このうち経済性を有する石炭層として 4 炭層（下位より B2 層、C 層、E 層、H 層）が発達する。炭層の名称について、対象地固有のものであり、本調査により、由来等詳細な情報は得られていない。

35 堆積層同士が 堆積 の中断・ 侵食後の堆積などの原因により、その上下に時間的な連続が無い状態
36 ある任意の範囲内での地層の傾斜が一方方向の状態
37 変位の大きな断層が堆積盆地の片側にある状態、半地溝162

H 層： 炭層厚 0.85～1.84m。主に輝炭よりなり、炭質頁岩と泥岩の挟みを含む。ブロッ
ク全体に賦存するが層厚が変化。ブロック中央部では、一枚の炭層よりなるが、西部及び東部で、分岐。炭層の上下盤は、主に泥岩よりなる。
E 層： 炭層厚 0.98～3.45ｍ（ブロック中央部）主に輝炭からなり、少量の炭質頁岩及び泥岩の挟みを含む。ブロック全体に発達、炭層厚は変化。炭層露頭は、主に中央部で確認。ブロック中央部では、一枚の炭層、西部及び東部では、分岐。炭層の上盤下盤は、泥岩～砂岩からなる。
C 層： 炭 層 厚 1.43 ～ 2.73m 。 ブ ロ ッ ク 全 体 で 安 定 し て 賦 存 。 東 部 で は 、 主 に 輝 炭（Bright Coal）からなるが、西部では炭質頁岩や泥岩の挟みが局所的に発達することが確認。ブロック西部では、挟みや合盤層が厚くなり、炭層の分岐も確認。
炭層の上盤下盤は、泥岩よりなる。
B2 層： 炭層厚 1.39～1.85m。ブロック中央部～東部で確認。ブロック西部では、頁岩に劣化。
1) 石炭品位
Tebulan ブロックの主要 4 炭層の石炭品位を表 3.2-2 に示す。全水分は、10～20%、全硫黄は、0.1～0.3%で低く、灰分は、1～50%、発熱量は、3,300～7,000kcal/kg と幅広い数値を示す。
表 3.2-2 Tebulan ブロックの主要炭層の石炭品位
炭層名
H
E
C
B2
炭層名
H
E
C
B2

全水分
(as received %)13.7 14.1 10.0 12.8 -

18.6
19.9
21.1
21.7

灰分

揮発分

(dry %)(dry %)

1.5 - 44.3 30.3 0.9 - 13.2 44.8 1.1 - 49.1 26.9 1.8 47 26.6 -

真発熱量

全硫黄

(dry kcal/kg)(dry %)

総発熱量(dry kcal/kg)

50.4
57.3
49.5
48.0

3,805 6,150 3,278 3,451 -

6,848
7,094
6,984
6,924

3,601 5,908 3,111 3,286 -

炭 素

水 素

窒 素

酸 素

塩 素

(dry %)(dry %)(dry %)(dry %)(dry %)

71.6 70.9 71.5 72.0 -72.4 4.7 - 5.88
74.3 5.29 - 6.28
73.6 4.65 - 5.84
73.5 4.88 5.7

1.28 0.88 1.2 1.16 -

1.48
1.35
1.65
1.4

20.6 18.3 19.3 19.4 -

22.0
22.5
21.6
21.6

0.05 0.07 0.03 0.01 -6,589 0.12 6,780 0.15 6,699 0.09 6,637 0.08 -

0.23
0.25
0.23
0.28

0.08
0.16
0.13
0.14

出所：Evaluation of Coal Resources of the Tebulan Block, Merit Pila Coal field, Sarawak, Malaysia
1994 JMG

2) 石炭資源量
Tebulan ブロックの炭層の石炭埋蔵量を表 3.2-3 に示す。8 炭層を対象に確定埋蔵量は、38.8 百万トン、推定埋蔵量は、39.9 百万トンである。

163

炭素

表 3.2-3 Tebulan ブロックの石炭埋蔵量（単位：百万トン）

炭層名
I1
H
G
F
E
D
C
B2

Demonstrated Reserves（実証済埋蔵量）
Measured
Indicated
Reserves
Resaves（確定埋蔵量）（推定埋蔵量）
0.24
0.74
3.86
4.64
0.80
0.87
1.8
2.02
8.18
6.06
3.08
2.17
12.57
12.84
7.78
10.59

InferredReserves（予想埋蔵量）
0.26
0.79
0.10
―
0.92
―
1.21
―

小

計

1.24
9.29
1.77
3.82
15.16
5.25
26.62
18.37

計
38.31
39.93
3.28
81.52
出所：Evaluation of Coal Resources of the Tebulan Block, Merit Pila Coal field, Sarawak,
Malaysia 1994 JMG(b) Merit-South ブロック
本ブロックにおいて 4 枚の主要炭層（下位より uB 層、uC2 層、uD 層、uH 層）が賦存する。炭層の名称について、対象地固有のものであり、本調査により、名称の由来等詳細な情報は得られていない。総じて炭層厚が薄く、連続性も乏しいとの報告がある。個々の炭層の特徴は次の通りである。
uH 層： 炭層厚 1.00～2.68ｍ（平均炭層厚 2.0ｍ以上）最もよく安定した炭層。主に輝炭からなり、炭質頁岩の挟みを含む。炭層の上下盤は、泥岩よりなる。
uD 層： 炭層厚 0.54～1.71ｍ（平均炭層厚 1.2～1.5ｍ）安定した炭層。輝炭よりなり、炭質頁岩及び粘土岩の挟みが発達する場合がある。ブロックの南西方向では安定して分布。南西及び北東方では薄化する傾向がある。炭層の上下盤は、主に泥岩であり、局所的に炭質頁岩が発達する。
uC2 層：炭層厚 1.6m 以下。輝炭と炭質頁岩、粘土岩の挟みよりなり、これらの挟みが厚層化して合盤になることがある。層厚は最大で 1.6m 程度。炭層は、南西部及び深部域に向かって急激に薄化する。
uB 層： 炭層厚 0.28～1.36m（平均炭層厚 1.2～1.5m）ブロック南西部に分布、主に輝炭からなり炭質頁岩や、粘土岩の挟みを少量含む。ブロック中央部の深部域では、砂岩層の洗掘により炭層が薄化する。炭層の上下盤は、砂岩～泥岩よりなる。灰分は、3%以下～30%以上へと変化するが、南西部ほど高くなる傾向を示す。
1) 石炭品位Merit-South ブロックの主要 4 炭層の石炭品位を表 3.2-4 に示す。全水分 10～20%、全硫黄は、0.1～0.3%、灰分は 1～35%、発熱量は、4,000～6,700kcal/kg と幅広い数値を示す。

164

表 3.2-4 Merit-South ブロックの主要炭層の石炭品位
炭層名

uH
uD
uC2
uB
炭層名

uH
uD
uC2
uB

全水分

灰 分
(dry %)(as received %)17.7 16.3 11.5 17.4 -揮発分(dry %)

21.3 1.1 5.6 45.9 20.4 6.2 - 29.0 36.5 16.4 34.5 - 34.6 33.0 20.3 2.9 - 30.4 35.9 -

50.8
46.8
34.3
46.5

総発熱量

真発熱量

(dry kcal/kg)(dry kcal/kg)

6,305 4,806 4,135 4,696 -

炭 素

水 素

窒 素

酸 素

(daf %)(daf %)(daf %)(daf %)

69.9 71.0 67.2 70.7 -72.0 4.99 - 5.31
73.8 5.2 - 5.85
71.7 5.5 5.9
71.6 4.94 - 5.73

1.25 1.14 1.3 -

1.34
1.37
1.32

21.4 19.9 22.1 -

6,771
6,377
4,450
6,570

6,056 4,608 3,945 4,490 -

全硫黄(dry %)

6,498 0.11 6,108 0.12 4,259 0.11 6,321 0.13 -

0.17
0.29
0.14
0.21

23.9
22.3
22.2

出所：Evaluation of Coal Resources of the Merit Block South, Merit Pila Coal field, Sarawak,
Malaysia 1995 JMG

2) 石炭資源量
Merit-South ブロックの 9 炭層を対象とした石炭資源量を表 3.2-5 に示す。確定埋蔵量
7.5 百万トン、推定埋蔵量は、2.4 百万トンである。
表 3.2-5 Merit-South ブロック石炭埋蔵量（単位：百万トン）

炭層名

uH
uG
uE2
uD
uC2
uB
uA2
mS
mQ

Demonstrated Reserves
実証済埋蔵量Measured
Indicated
Reserves
Reserves
確定埋蔵量
推定埋蔵量
0.82
0.04
0.09
0.01
0.56
0.12
2.87
0.65
0.77
0.21
1.38
1.12
0.17
0.04
0.48
0.15
0.32
0.06

小 計

0.86
0.10
0.68
3.52
0.98
2.50
0.21
0.63
0.38

計
7.46
2.4
9.86
出所：Evaluation of Coal Resources of the Merit Block South,
Merit Pila Coal field, Sarawak, Malaysia 1995 JMG

3 . 2 . 2 Sarawak 堆積盆（Mukah 炭田）
Mukah 炭田は、南シナ海に流下する西側の Mukah 川と東側の Balingian 川に挟まれた海岸沿い低地に約 300km2 にわたって分布、Mukah の町の南東方 20km に位置する。

165

炭 素
(daf %)

Mukah 炭田には、中新世後期の Balingian 層を主体に、鮮新世前期の Begrih 層が分布する。これらの地層境界は、不整合であり、基底礫岩 38によって特徴づけられる。礫岩は、Begrih 層の最下部の部層である Begrih 礫岩と名付けられている（図 3.2-2）。

凡 例
Begrih礫岩部層
Balingian層
背斜（Anticline）
向斜（Syncline）
炭鉱
石炭の露頭（地表に露出箇所）
出所：Concentration and association of minor and trace elements in Mukah coalfrom Sarawak, Malaysia, with emphasis on the potentially hazardous traceelements Say-Gee Sia ⁎, Wan Hasiah Abdullah（2011）

図 3.2-2 Mukah 炭田

38不整合の関係にある地層において、不整合面上に存在する礫岩。上下の地層の形成の間に大きな時間的間隙や集積場・堆積場の変遷があったことを示唆。

166

Mukah 炭田には、東西方向に延びる褶曲構造が発達する。褶曲について、堆積後の変形が比較的に穏やかなため、振幅が小さく波長が長い特徴がある。炭田北方の Bedengan 向斜（Syncline）及び Teres-Bakau 背斜（Anticline）の褶曲軸は西方に向かってプランジ（褶曲軸の傾斜）する。
地層の傾斜は、3～36 度、一般的に 8～12 度である。大規模な断層の介在はないが、小さな変位を伴う局所的な断層が発達する。
Balingian 層中に含まれる有孔虫化石39より、汽水性環境での堆積が示唆される。また上位の Begrih 層は、南部において海洋性と汽水性の化石相が混在する。北方及び東方に向かい海洋性の化石相が優勢となるため、より海洋環境での堆積の可能性が示される。
1) 石炭層
本炭田における模式的な炭層の柱状図を示す（図 3.2-3）。夾炭層である Balingian 層の層厚は、約 1,750m 強（下位層準との関係が不明）である。
中新世後期に堆積した Balingian 層の下部、中部に石炭層が 12 枚（E 層、F 層、G 層、
I 層、K 層、M 層、O 層、P 層、Q 層、R 層、S 層、V 層）を賦存する。経済性を有する主要な 5 層（下位より G 層、I 層、K 層、Q 層、S 層、本図中には太字で示す）が発達する。
炭層名について地域固有の名称であり、個々の炭層名の由来等について本調査において詳
細な情報は得られていない。

1mm 以下の大きさ。海底に暮らすものを底生有孔虫（Benthic foraminifera）、現生のほとんどの有孔虫が相当する。これに対して、
プ ラ ン ク ト ン と し て 生 活 し て い る 現 生 種 は 約 40 種 あ り 、 そ れ ら は 浮 遊 性 有 孔 虫 （ Planktonic
foraminifera）。
39 主として石灰質の殻（test）と網状仮足を持つアメーバ様原生生物。普通は

167

地質層序

地層の層厚(m)

地層の累層名層

Begrih

地質時代
鮮新世前期

挟在する石炭層の名称

不整合

U

250

Balingian 層

中新世後期

500
750

V層

1,000

P層

1,250

M層

R層

S層
Q層

O層

K層
I層
F層 G層

1,500

E層

1,750

？

（下位の地層との層位関係不明）
出 所 ： Paleoenvironment reconstruction and peat ‑ forming
conditions of Neogene paralic coal sequences from Mukah, Sarawak,
Malaysia（2022）を基に加筆修正

図 3.2-3 Mukah 炭田における模式炭層層序2) 石炭品位
本炭田の石炭は、ASTM より亜瀝青炭 B ランクに分類される。概して全水分が高く、全硫黄分と灰分が低い。石炭層の露天採掘は 2003 年に開始され、発電用途で Kuching のSejingkat 石炭火力発電所で利用される。
3) 石炭資源量
主要 5 炭層（G 層、I 層、K 層、Q 層、S 層）を対象とした埋蔵量を表 3.2-6 に示す。確
定埋蔵量 20.0 百万トン、推定埋蔵量 80.8 百万トン、予想埋蔵量 451.1 百万トンの合計
551.9 百万トンの石炭資源が確認されている。

168

表 3.2-6 Mukah 炭田の石炭埋蔵量
炭層名

MeasuredReserves
確定埋蔵量

Indicated
Reserves
推定埋蔵量

InferredReserves
予想埋蔵量

小 計

S

2.4

11.4

55.8

69.6

Q

3.3

12.5

72.2

88.0

K

6.4

25.9

110.2

142.5

I

4.2

15.3

106.3

125.8

G

3.8

15.6

106.6

126.0

計
20.1
80.7
451.1
551.9
出所：Evaluation of coal resources of the Mukah Coal field, Sarawak, Malaysia

4) 参考
Mukah 炭田の南方に隣接する Balingian 炭田には、上位の層準である鮮新世後期のLiang 層が分布する。この炭田において Balingian 炭鉱で採掘された褐炭は、近隣のBalingian 山元石炭火力発電所（624 MW、2020 年よりフル稼働）で利用されている。

169

第 4 章 コロンビアとマレーシアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性
4 . 1 コロンビア・マレーシアの低品位炭のガス化の適用性評価
4 . 1 . 1 評価手法
水素製造に適した低品位炭の評価には、石炭ガス化シミュレーションソフトの活用が有効である。このソフトは、石炭性状（工業分析、発熱量、灰組成等）から、ガス化、ガス
精製、ガス合成等主要プロセスの熱・物質収支（目的製品の組成、流量、エネルギー等）を算出することができる。その算出結果から、ガス化分野で低品位炭を利用する際の適否について評価パラメータを作成し、低品位炭ガス化（水素化指標）を求める一助となるものである。
低品位炭水素化のカギとなるのは低品位炭から合成ガスを製造することであり、最も適した方法は低品位炭のガス化である。
本調査では JOGMEC から提供された低品位炭（コロンビア炭 5 炭種、マレーシア炭 3炭種）の 8 炭種について石炭ガス化シミュレーション解析を実施し、対象炭のガス化適用
性、水素製造特性を評価するものである。
なお、低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性を評価するには図 4.1-1 に示すよ
うに採炭ポテンシャル、ガス化ポテンシャル、CCS ポテンシャル、水素輸送ポテンシャル
等の総合的な評価を行い、水素製造コストの分析も必要となるが、本章ではガス化ポテン
シャルに焦点を当てて評価を実施した。

出所：各種資料を基に作成

図 4.1-1 水素サプライチェーンのイメージ
石炭ガス化シミュレーション解析は、令和 3 年度海外炭開発支援事業海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素にかかる動向調査」で用いた手法と同様であり、詳細は当該報告書に記載40しているため、本報告書では省略する。

40 第 4 章

褐炭水素化技術プロセスとその技術動向（P184～）170なお、当該報告書で世界の 20 炭種の石炭ガス化シミュレーション解析（以下、当該石炭を「2021 年度石炭」という）を実施しており、本調査で実施する 8 炭種の比較のため、20炭種の解析結果も活用する。
表 4.1-1 に 20 炭種のサンプル名を示す。詳細な分析結果は、令和 3 年度海外炭開発支援
事業海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素にかかる動向調査」報告書に掲載されている。
表 4.1-1 水素化指標の評価に用いた石炭サンプル
No.
国
サンプル名
1
Australia-1
2Australia-2
豪州
3
Australia-3
4Australia-4
5
USA-1
6
北米
USA-2
7
USA-3
8
Indonesia-1
9
インドネシアIndonesia-2
10Indonesia-3
11Myanmer-1
ミャンマー
12Myamner-2
13
India-1
インド
14
India-2
15
Thailand-1
タイ
16
Thailand-2
17
ポーランド
Poland-1
18
コロンビア
Colombia-1
19
Japan-1
日本
20
Japan-2
出所：令和 3 年度海外炭開発支援事業海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素にかかる動向調査」における石炭ガス化シミュレーション解析資料から作成（JOGMEC 提供）(1) 低品位炭ガス化適用性指標
低品位炭ガス化適用性指標とは、【水素サプライチェーンにおける産炭量、水素生産効率及び CO2 排出量等を考えるのに有用な因子】とし、以下の観点で各々選定した。
Ⅰ．低品位炭乾燥に必要な熱量に関する指標
A 低品位炭乾燥熱比
B 乾燥熱充足度
Ⅱ．水素製造効率に係る指標
C ガス化炉冷ガス効率
D 水素熱効率
E 水素収率171

Ⅲ. 設備規模に係る指標
F 低品位炭乾燥設備脱水量
G 低品位炭ガス化炉供給量
Ⅳ．炭鉱の可採年数に係る指標
H 原炭供給量Ⅴ．CCS サイトの必要貯蔵量や貯蔵年数に係る指標
I

CO2 排出量

製品水素の純度は 99.99%とした。また、年間の水素製造量は経済産業省資源エネルギー庁の資料を参照し41、2030 年次で水素年間生産量 30 万トンとした。
(2) 水素化指標と低品位炭性状の関連
水素化指標に支配的な石炭性状は下記の 4 項目である。詳細は後述する。
➢ 原炭基準（乾燥前）水分割合➢ ガス化炉供給基準（乾燥後）水分割合➢ 原炭基準（乾燥前）発熱量➢ ガス化炉供給基準（乾燥後）発熱量(3) 水素製造に適した石炭の評価
水素化指標値の大小により、表 4.1-2 に示した閾値に従って 3 段階にクラス分けし、各石炭で評価項目 1～4 の結果を総合的に判断した。規模の閾値は、水素生産量 30 万トン/年に対応するものである。
表 4.1-2 水素製造に適した石炭の評価基準
評価項目

閾値と判定

適正判断に
用いる指標

不適

適

良

1. 乾燥熱量①乾燥熱量比

≧10%

3～10%

3% ≧

2. 水素製造性能②水素熱効率60%≧

60～68%

68%≦

3. 乾燥設備規模③乾燥設備脱水量

7,920 トン/日≦

2,640~7,920 トン/日

2,640 トン/日≧

4. ガス化炉規模④ガス化石炭供給量

12,000 トン/日≦

9,000~12,000 トン/日

9,000 トン/日≧

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

4 . 1 . 2 低品位炭水素化指標と水素製造プロセスの設定及び対象石炭
低品位炭水素化指標と水素製造プロセスの設定は、下記の計算式で実施した。

41 資源エネルギー庁「水素・燃料電池ロードマップ改定の方向性」（平成 30 年）

172(1) 水素化指標
Ⅰ．低品位炭乾燥に必要な熱量に関する指標
A 乾燥熱量比：λdry ＝

乾燥熱量（MJ/kg）
石炭発熱量（MJ/kg）

B 乾燥熱充足度：λshift ＝100（%）

×

乾燥用シフト反応回収熱量(MJ/h)
石炭乾燥熱量（MJ/h）（‐）…………………(1)…………………(2)ただし、シフト反応回収熱総量 =
シフト用スチーム発生熱量+ 乾燥用シフト反応回収熱量

注記：λshift は以下の状態を表し、石炭乾燥熱大小の判断の一つにできる。
λshift > 1→ 乾燥熱量はシフト反応回収熱で賄える。

λshift = 1→ 乾燥熱量は乾燥用シフト反応回収熱で丁度足りる。

λshift < 1→ 乾燥熱量は乾燥用シフト反応回収熱では不足する。

Ⅱ．水素製造効率に係る指標
C ガス化炉冷ガス効率：ηG ＝生成ガス流量(Nm3/h)×生成ガス発熱量(MJ/Nm3)
石炭ガス化炉供給量(kg/h)×石炭発熱量(MJ/kg)

×100（%） …………………(3)

注記：ηG は石炭熱量の何%が生成ガスに転換したかを表し、石炭ガス炉の最も基
本的な性能。通常、ηG ≧ 80%は、優れた効率と判断される。
D 水素熱効率：ηH2 ＝
E 水素収率：λH2 ＝水素の熱量(MJ/h)
ガス化石炭の熱量(MJ/h)

水素製造量(t/d)
石炭供給量(t/d)（‐）× 100（%）…………………(4)………………………………………(5)Ⅲ. 設備規模に係る指標
F 乾燥設備脱水量：Wdry ＝ 原炭供給量(t/d)×原炭水分割合(-)－ ガス化炉供給量(t/d)×乾燥炭水分割合(-) (t/d)………(6)

G ガス化炉供給量：FGF (t/d)Ⅳ．炭鉱の可採年数に係る指標
H 原炭供給量：Fcoal-ar (t/d)Ⅴ．CCS サイトの必要貯蔵量や貯蔵年数に係る指標
I CO2 排出量：WCO2 (t/y)
製品水素の純度は 99.99%とした。また、F、G、H、I を定めるには、年間の水素製造量を設定する必要がある。前述の通り、水素年間生産量を 30 万トンとしている。
173

(2) 石炭ガス化水素製造プロセス(a) プロセス
図 4.1-2 に対象としたプロセスを示す。商用機として水素を製造する場合、本設備は石炭開発の山元、またはその近傍に設置することが望ましい。よって、設備に必要な用役はできるだけ製造設備内で自給自足できるのが望ましい。この観点で以下を想定した。
1. 脱塵は 850℃レベルとし、脱塵後のガスを直接水で冷却（DQ: Direct Quench）、
洗浄（SC: Scrubbing）する。DQ により生成ガス中の水分濃度が増し、後続のシフト反応効率向上に寄与する。
2. シフト反応工程で発生する熱を回収し、以下で利用する。
a)シフト反応用蒸気製造熱源b)石炭乾燥用熱源
3. 発電は PSA パージガスをボイラで燃やして発生する蒸気と、ガス化炉熱回収で発生した蒸気を合わせ用いる蒸気タービン発電とし、自家用消費を想定する（ただし、今回発電はバランス計算対象外）。

CO2
回収
乾燥熱(蒸気)

乾燥熱源

乾燥

供給

ガス化

N2
空気
分離

空気

水冷却・
洗浄

脱塵

冷却水

チャー
O2

排水
排水

( CCSへ)

給水
CO2

スチーム

石炭

C O2

シフト
反応
凝縮水
凝縮水
回収

酸性ｶﾞｽ
分離

水素
精製

パージガス

H2 S
硫黄
回収

水素

発電

電力
(自家消費)

スラグ
排水
処理

排水

※白枠はバランス計算対象外
出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-2 本調査で対象とした低品位炭水素製造プロセス(b) プロセス条件
本プロセスの条件を表 4.1-3 に示す。この設定に当たり、以下に留意した。
水素製造量（水素熱効率）は、図 4.1-2 に示した要素プロセス各々の設計仕様に依存するものであるが、最も影響が強いのはガス化工程である。今回の調査では、図 4.1-2 において脱塵工程以降のプロセスの仕様は石炭種類によらず可能な限り一定にした。このこと
により、ガス化工程における炭質の差を浮き彫りでき、指標と石炭性状の関連付けを端的に表すことができると考えたためである。
➢ シフト反応に必要なスチーム添加量を一定（スチーム量／ガス量一定）
174➢ シフト反応温度を一定➢ 酸性ガス分離における各種ガスの除去率を一定➢ PSA における H2 回収率を一定
なお、「一定」とは「可能な限り一定」を意味する。
また、原料石炭の乾燥度合いはガス化性能に大きく影響する。本検討では、対象とした石炭ガス化方式への適用性の観点で、どの石炭もガス化炉供給基準で水分 15wt%とした。
表 4.1-3 計算対象とする各要素プロセスの方式とプロセス条件
主要工程
乾燥

方 式
・乾燥熱源が蒸気

ガス化

・酸素吹き気流層法

脱塵・高温サイクロン

水冷却/洗浄・水直接冷却法(Direct Quench 法)

プロセス仕様・プロセス条件
・乾燥温度：105～110℃
・乾燥熱量：2.68MJ/kg-water (640kcal/kg-water)
・圧
力：3.8MPa
・酸素濃度：97%
・脱塵温度：850℃
・脱塵効率：98％
・冷却・洗浄水流量：下記となるよう設定
ドレン(凝縮水)流量= 0.25～0.28
冷却・洗浄水流量(洗浄塔出口温度 200±3℃)

シフト反応

・Sour gas 用触媒：
2 段シフト(No.1, No.2 組合せ)
・熱回収による蒸気発生

酸性ガス分離・物理吸収（2 段 Selexol 法）・反応器入口温度:
No.1 工程 203±8℃
No.2 工程 260±18℃
・反応器出口温度：
No.1 工程 401±16℃ No.2 工程 267±15℃
・シフト用蒸気供給量/粗ガス流量=54%(H2O/CO=2.33±0.28)
・ガス吸収効率(η)ηAr=7.7% ηN2=0.4% ηH2O=96.1%
ηH2=0.6% ηCO=1.9% ηCO2=93.0%
ηH2S=99.99% ηCOS=99.99% ηCH4=2.5%
η=

Selexol 塔で吸収(分離)されたガス流量

Selexol 塔入口ガス流量
・CO2 回収効率(η)：99.5%
η=
水素精製

・PSA

・気水分離、ストリッピングによる凝縮水の回収と循環使用

Selexol 塔で吸収された CO2 流量

・ガスの吸着効率(η)ηAr=100% ηN2=99.8% ηH2O=100%
ηH2=10.0% ηCO=100% ηCO2=100%
ηCH4=100%
η=

凝縮水処理

吸収後分離・回収された CO2 流量

PSA で吸着(除去)されたガス流量

PSA 入口ガス流量
・ストリッパー圧力 ： 0.4MPa
・ストリッパー温度 : 144℃

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

175

(3) 水素化指標の評価に用いた低品位炭と性状評価の対象とした石炭とその性状を表 4.1-4 に示す。この中で、No.4 の灰の溶融温度は1,537℃以上であり、今回対象とした石炭ガス化方式の適正温度を超える。よって、灰の溶融温度を低くする溶融剤（Flux、通常石灰石 CaCO3）を添加する前提で計算した。
No.8 のコロンビア Amage-Angelopolis 炭の元素分析値で、O（酸素）は 13.14%であった。この数値では水分、灰分を合わせた全組成が 100%にならなかった。よって、100%になるよう O=16.23%として計算した。

176

表 4.1-4 解析の対象とした低品位炭の性状

無水・無未燃物No.
産炭国
炭田名／地区名
全水分
ar ％
工業分析 灰分
ar ％
揮発分
ar ％
固定炭素 ar ％工業分析 灰分
dry ％
揮発分
dry ％
固定炭素 dry ％工業分析 水分
ad ％
灰分
ad ％
揮発分
ad ％
固定炭素 ad ％発熱量
ar kcal/kg
ad kcal/kg
dry kcal/kg
全硫黄
ar ％
ad ％
dry ％
HGI
元素分析 C
ar ％
H
ar ％
N
ar ％
S
ar ％
O
ar ％
CL
ar ％
灰分
ar ％
全水分
ar ％
小計
元素分析 C
dry ％
H
dry ％
N
dry ％
S
dry ％
O
dry ％
灰分
dry ％
A.F.T.
初期変形温度 ℃(酸化） 軟化温度
℃
溶融温度
℃
溶流温度
℃
A.F.T.
初期変形温度 ℃(還元） 軟化温度
℃
溶融温度
℃
溶流温度
℃
灰組成
SiO2
％
Al2O3
％
Fe2O3
％
CaO
％
MgO
％
Na2O
％
K2O
％
TiO2
％
MnO2
％
P2O5
％
SO3
％
SrO
％
BaO
％
LOI
％

1
2
3
4
5
6
7
8
マレーシア
マレーシア マレーシア コロンビア コロンビア コロンビア コロンビア
コロンビア
Merit-Pila Merit-Pila Mukah Cordoba Cordoba Cordoba Cordoba Antioquia
18.3
16.9
24.4
13.52
18.4
19.14
20.3
13.66
3.37
6.6
6.53
5.12
39.64
36.78
35.13
33.84
43.47
38.23
39.2
40.74
8.09
45.07
46.84
14.17
12.9
15.9
13.16
12.9
6.11
4.8
11.96
36.79
39.14
36.7
36.69
36.14
41.85
42.6
38.18
5683
5326
5228
5176
5094
5740
5700
5379
6526.5
0.85
0.8
0.35
0.55
0.11
0.13
0.2
1.04
54
48.55
23－48
60.67
59.72
61.18
4.27
3.81
2.28
1.43
1.33
1.31
0.47
0.8
0.35
16.87
8.64
9.43
0.03
0.03
6.53
5.12
19.14
20.3
100
100
60.82
68.99
71
67.3
63.21
4.05
4.5
5.38
5.02
4.74
1.43
1.4
1.85
1.43
1.41
0.03
0.05
1.04
18.64
18.08
16.74
13.14
15.03
7
5.7
8.47
1415
1333
1116
>1537
1221
1142
1121
1297
1190
>1537
1238
1154
1142
1345
1426
1411
1234
>1537
1256
1193
1182
1381
1433
1429
1355
>1537
1304
1213
1192
1428
1091
1101
1093
1256
1136
1116
1106
1334
1168
1131
1149
1355
1200
1151
1167
1410
52.58
42.64
38.5
32.7
38.49
51.2
49.19
46.87
24.91
31.68
21.74
42.8
16.69
13.39
19
26.55
8.715
9.44
4.82
8.2
15.215
5.7
4.25
5.25
4.78
5.16
10.07
4.1
9.06
4.45
4.75
5.77
2.54
2.94
4.23
1.2
4.115
1.84
1.86
2.16
0.74
0.17
2.5
0.1
1.33
1.84
1.95
2.69
2.01
2.87
0.14
0.93
0.38
0.18
1.28
0.08
1.3
0.85
2.2
0.785
0.86
1.53
1.14
0.12
0.06
0.065
0.047
0.86
6.61
1.1
0.05
0.37
0.21
0.06
1.93
2.46
6.05
7.8
11.92
19.55
15.76
4.45
0.1
0.37
2.29
0.93
1.43

※表中の空白セルはデータなし
出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料177

4 . 1 . 3 水素化指標の計算結果と低品位炭性状との関連性(1) 水素化指標計算結果
低品位炭 8 炭種について、図 4.1-2 の水素製造フローに従い熱・物質収支計算を実施した。結果を表 4.1-5 に示す。
表 4.1-5 低品位炭水素化指標の計算結果
石炭銘柄

水素製造量

水素化指標
乾燥熱量

サンプル No

水素製造量

水素製造効率

設備規模

CCS サイト規模

乾燥熱

ガス化炉

水素

水素

乾燥

ガス化炉

原炭

CO2

熱量比

充足度

冷ガス

熱効率

収率

設備

供給量

供給量

排出量

λdry

λshift

ηG

ηH2

λH2

Wdry

FGF

Fcoal-ar

WCO2

効率

国
地域

炭鉱規模

乾燥

脱水量

億
万 t/y

Nm3/y

%

-

%

%

kg/kg

t/d

t/d

万 t/y

t/d

万 t/y

t/d

万 t/y

30

33.6

0.53

14.73

73.4

59.5

0.088

419

10,380341

10,799355

16,953

557

30

33.6

0.27

29.41

76.6

65.0

0.107

196

8,557

281

8,753

288

16,268

534

30

33.6

1.55

10.00

77.5

67.7

0.114

994

7,995

263

8,989

295

15,836

520

30

33.6

0.00

-

77.2

67.0

0.112

0

8,186

269

8,186

269

16,259

534

30

33.6

0.50

15.72

77.7

65.4

0.106

358

8,592

282

8,950

294

15,811

519

30

33.6

0.63

14.51

74.0

64.5

0.104

450

8,789

289

9,239

304

18,167

597

30

33.6

0.82

12.00

76.1

66.5

0.108

565

8,496

279

9,061

298

18,265

600

30

33.6

0.00

-

75.4

63.5

0.100

0

9,174

301

9,174

301

16,195

532

No.1
マレーシア
Merit-Pila
No.2
マレーシア
Merit-Pila
No.3
マレーシア
Mukah
No.4
コロンビア
CordobaNo.5
コロンビア
CordobaNo.6
コロンビア
CordobaNo.7
コロンビア
CordobaNo.7
コロンビア
Antioquia

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料(2) 水素化指標と石炭性状の関係
以下に諸指標と石炭性状の関係を示す。図には、令和 3 年度海外炭開発支援事業海外炭開発高度化等調査「国内外の褐炭資源ポテンシャル調査及び褐炭水素にかかる動向調査」に実施した国内外の褐炭 20 炭種（2021 年度石炭）の結果も併記する。
結論的には、マレーシア炭、コロンビア炭についても、石炭性状は諸指標と良い相関があり、その関係は基本的に 2021 年度石炭と相関関係内にほぼ納まっている、と言える。
なお、図中の実線（ ― ）は 2021 年度石炭 20 炭種分析特性の近似線を表す。

178

(a) 乾燥に必要な熱量に係る指標
A 乾燥熱量比：λdry ＝

乾燥熱量（MJ/kg）
石炭発熱量（MJ/kg）

B 乾燥熱充足度：λshift ＝100（%）

×

乾燥用シフト反応回収熱量(MJ/h)
石炭乾燥熱量（MJ/h）（‐）➢ 乾燥熱量比（λdry）、乾燥熱充足度（λshift）は原炭水分割合との関連が強い。
（図 4.1-3 の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）
3530
乾燥熱充足度 λshift (-)

乾燥熱量比 λdry (%)

30
2021年度石炭25

マレーシア炭コロンビア炭

20
15
10

25

2021年度石炭マレーシア炭20

コロンビア炭

15
10
5

5

0

0
0

10

20 30 40 50
原炭水分割合(%)

60

0

70

10

20 30 40 50
原炭水分割合(%)

60

70

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-3 原炭水分割合と乾燥熱量比、乾燥熱充足度の相関性(b) 水素製造効率に係る指標
C ガス化炉冷ガス効率：ηG ＝生成ガス流量(Nm3/h)×生成ガス発熱量(MJ/Nm3)
石炭ガス化炉供給量(kg/h)×石炭発熱量(MJ/kg)

D 水素熱効率：ηH2 ＝
E 水素収率：λH2 ＝水素の熱量(MJ/h)
ガス化石炭の熱量(MJ/h)

水素製造量(t/d)
石炭供給量(t/d)×

100（%）

× 100（%）（‐）➢ 冷ガス効率（ηG）は発熱量と相関がある。
（図 4.1-4 の通り、相関関係のある近似曲線で示される）➢ ただし、2021 年度石炭の特性範囲から離れた石炭があった（No.6）。これについては後述の 4.1.3(3)で考察する。

179

82

冷ガス効率 ηG (%)

80
78
76
74

No.6

72
2021年度石炭

70

マレーシア炭68

コロンビア炭

66
16
18
20
22
24
26
発熱量-ガス化炉供給基準- (MJ/kg)
出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-4 冷ガス効率と発熱量との相関性➢ 水素熱効率（ηH2）は発熱量と相関性がある。
（図 4.1-5(a)の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）➢ また、冷ガス効率（ηG）との相関が認められる。
（図 4.1-5(b) の通り、相関関係のある近似曲線で示される）

75

75

70

70

水素熱効率 ηH2 (%)

水素熱効率 ηH2 (%)➢ No.6 の特性については後述の 4.1.3(3)で考察する。

65
60
2021年度石炭556560
2021年度石炭55

マレーシア炭マレーシア炭コロンビア炭コロンビア炭

50

50

16
18
20
22
24
26
発熱量-ガス化炉供給基準- (MJ/kg)

66(a) 発熱量と水素熱効率の相関6870

72 74 76 78
冷ガス効率 (%)(b) 冷ガス効率と水素熱効率の相関

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-5 水素熱効率と相関性のある因子➢ 水素収率（λH2）は発熱量との関連が強い。
（ 図 4.1-6(a) の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）➢ また、水素熱効率（ηH2）との関連が強い。
（図 4.1-6(b) の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）
180

80

82

0.14
2021年度石炭

0.12

0.12

水素収率 λH2 (kg/kg)

水素収率 λH2 (kg/kg)

0.14

0.10
0.08
2021年度石炭マレーシア炭0.06

アレーシア炭0.10

コロンビア炭

0.08

0.06
0.04

コロンビア炭

0.02

0.04

8

16
18
20
22
24
26
発熱量-ガス化炉供給基準- (MJ/kg)

10 12 14 16 18 20 22 24 26
発熱量-原炭基準- (MJ/kg)(a) 発熱量との相関性

水素収率 λH2 (kg/kg)

0.14
0.12
0.10
0.08
2021年度石炭マレーシア炭0.06

コロンビア炭

0.04
50

55

60
65
70
水素熱効率 ηH2 (%)75(b) 水素熱効率との相関性
出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-6 水素収率と相関性のある因子(c) 設備規模に係る指標
F 乾燥設備脱水量：Wdry ＝ 原炭供給量 (t/d)×原炭水分割合(-)－ ガス化炉供給量 (t/d)×乾燥炭水分割合(-) (t/d)
G ガス化炉供給量：FGF (t/d)➢ 乾燥設備脱水量（Wdry）は原炭水分割合が支配的（強い関係性のある項目）である。
（図 4.1-7(a) の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）➢ ガス化炉供給量（FGF）はガス化炉供給基準発熱量が支配的である。
（図 4.1-7(b) の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）
181

15,000

12,0002021年度石炭

10,000

マレーシア炭

ガス化炉供給量 (t/d)

乾燥設備脱水量 (t/d)

14,000コロンビア炭

8,000
6,000
4,000

2,000

14,0002021年度石炭

13,000

マレーシア炭コロンビア炭12,00011,00010,000
9,000
8,000
7,000

0

6,000
0

10

20 30 40 50
原炭水分割合 (%)6070(a) 乾燥設備脱水量と原炭水分割合の関係

16
18
20
22
24
26
発熱量-ガス化炉供給基準- (MJ/kg)(b) ガス化炉供給量と発熱量の関係

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-7 設備規模に相関性ある性状因子(d) 炭鉱の可採年数に係る指標
H 原炭供給量：Fcoal-ar (t/d)➢ 原炭供給量は原炭（乾燥前）発熱量が支配的である。
（図 4.1-8 の通り、相関関係の強い近似曲線で示される）

26,000

原炭供給量 (t/d)

24,00022,0002021年度石炭

20,000

マレーシア炭18,000コロンビア炭16,00014,00012,00010,0008,000
6,000

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26
発熱量-原炭基準- (MJ/kg)
出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-8 原炭供給量と発熱量の関係

182

(e) CCS サイトの必要貯蔵量や貯蔵年数に係る指標
I CO2 排出量：WCO2 (t/y)➢ CO2 排出量（WCO2）に対してはガス化炉供給基準発熱量が支配的である。
（図 4.1-9(a) の通り、相関関係のある近似曲線で示される）。
➢ 水素熱効率、冷ガス効率とは相関がある。
（図 4.1-9(b) の通り、相関関係のある近似曲線で示される）。
➢ コロンビア炭 No.6、No.7 については後述の 4.1.3(3)で考察する。
700

2021年度石炭マレーシア炭

CO2排出量 (万t/y)

650

コロンビア炭

600
550

500
450
16
18
20
22
24
26
発熱量-ガス化炉供給基準- (MJ/kg)(a)ガス化炉供給基準発熱量との相関

700

2021年度石炭-冷ガス効率
2021年度石炭-水素熱効率
マレーシア炭-冷ガス効率
マレーシア炭-水素熱効率
コロンビア炭-冷ガス効率
コロンビア炭-水素熱効率

CO2排出量 (万t/y)

650
600
550
500
450
50

55

60

65
70
効率 (%)

7580(b)効率との相関
出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-9 CO2 排出量に相関性ある因子

183

85

(3) 考察
各低品位炭の各指標を計算してその性状との相関を探った結果、表 4.1-6 のように整理された。2021 年度石炭と同様、水分割合と発熱量が最も支配的な性状である。
表 4.1-6 水素製造指標と支配的な石炭性状
No
A
B
C
D
E-1
E-2
F
G
H
I

指 標
石炭乾燥熱量比
乾燥熱充足度
冷ガス効率
水素熱効率
水素収率-乾燥後基準
水素収率-乾燥前基準
乾燥設備脱水量
ガス化炉供給量
石炭消費量
CO2 排出量

支配的な石炭性状
水分割合
水分割合
発熱量
発熱量
発熱量
発熱量
水分割合
発熱量
発熱量
発熱量

注 記
原炭基準
原炭基準
ガス化炉供給基準
ガス化炉供給基準
ガス化炉供給基準
原炭基準
原炭基準
ガス化炉供給基準
原炭基準
ガス化炉供給基準

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

8 炭種低品位炭の水分割合と発熱量は下記の範囲で、2021 年度石炭の範囲内にある。合計 28 炭種と、より多くの石炭で、【水素製造指標】における【水分割合】と【発熱量】が支配的であることが言えた。
表 4.1-7 8 炭種低品位炭の性状範囲
対象炭
8 炭種の低品位炭：マレーシア炭 3 炭種
コロンビア炭 5 炭種
2021 年度石炭：9 か国 20 炭種

原炭水分割合（ar 基準）発熱量（ガス化炉供給基準）

13.4~24.4%

21.1~24.1 MJ/kg

10~64%

16~25.5 MJ/kg

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

ただし、表 4.1-6 の C.冷ガス効率と I.CO2 排出量に関し、下記の石炭については 2021
年度石炭の相関範囲よりかなりずれる傾向となった。
① 冷ガス効率vs発熱量… No.6② 冷ガス効率vs

水素熱効率 … No.6

③ CO2 排出量vs発熱量

… No.6 、No.7

計算では、水素製造プロセス条件はガス化工程以外どの石炭でも一定としている（表4.1-3）。また、ガス化工程は、【各石炭に応じた最適なガス化条件】で計算している。よって、上記の原因は石炭性状に由来すると思われる。特に目についた性状は以下である。
(a) 発熱量
No.6 の発熱量のデータは計算値と比較すると 10%大きい。本式は古くから使われている。
多くの石炭に対して精度よく適用できると一般的に認められたものではないが、少なくと184

も 2021 年度石炭や今回の 8 炭種低品位炭には適用できると判断される（±3%程度の誤差内にはある）。
表 4.1-8 分析した低品位炭のガス化シミュレーションの適用性評価表
発熱量（ガス化炉供給基準）
データ (MJ/kg)
計算 (MJ/kg)
データ/計算 (%)

8 炭種低品位炭
No.7
No.6,7 以外平均
23.11
23.85
103
98

No.6
23.01
25.49
110

2021 年度石炭20 炭種平均97

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

仮に No.6 の発熱量を計算値とすれば、図 4.1-4 の特性から見て冷ガス効率は高くなると思われる。従って、図 4.1-5(b)では、No.6 のプロットが右に移動し 2021 年度石炭の特性範囲に近づくことになる。
発熱量は水素化指標の重要な因子なので、海外炭のデータは、場合により分析値のチェ
ックが必要であろう。
(b) 元素分析値（コールランク）
図 4.1-10 に Kleveline Coal Band 上に 2021 年度石炭と今回の 8 炭種石炭をプロットする。No.7 が Coal Band から大きくずれている。海外の極めて多くの石炭がどれも本図のBand 近辺に納まることないだろうが、これまでの事例からは、No.7 は水素が少ない（H/C 小さい）という点で非常に特異な石炭と言える。

1.5

1.0

亜瀝青炭

No.3

褐炭

H/C

瀝青炭
No.6

0.5

No.7

〇 2021年度石炭● マレーシア炭コロンビア炭

無煙炭

0.0
0.0

0.1

0.2
O/C

0.3

0.4

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-10 Kleveline Coal Band 上の評価対象石炭185このように水素割合（H/C）が小さい石炭であるとするなら、CO2 排出量 vs 発熱量の特性は、以下のように解釈できる。
① 図 4.1-11 に極簡略化した工程での H2、CO、CO2 発生量（Nm3/kg-coal）の変化を示す。水素割合が小さい石炭の場合、ガス化で生成する H2 量は少ない。一方、炭素割合は大きいので生成する CO 量は多い。
② CO 量が多いと、シフト転換で生成する H2 量、及び CO2 量は多い（図 4.1-11 の②式に従うため）。
③ CO2 分離後の H2 量は、マクロ的にはガス化で生成した量とシフト転換のみ生成した量の合計と見なせる。
④ CO2 量について：➢ No.7 の場合、H/C が通常的と思われる No.3 と比べると、1.3 倍多く、①、②の推論があてはまる。
⑤ No.6 の場合、H/C が通常的と思われる No.3（図 4.1-10）と比べると 1.2 倍多い。ただし、No.6 の H/C は通常的なので（図 4.1-10）、上記①、②の推論は当てはまらない。No.6 の CO2 量が多いのは別の理由と思われる。この理由として、上記で考察したように、No.6 の発熱量データは実施より高いことが考えられる。発熱量が高いと冷ガス効率は高くなり、従って、（計算的には）CO2 量も低くなる。
⑥ CO2 分離後の H2 量については、No.7 と No.3 の間で CO2 程の差異は認められず、③が言えそうである。

石炭
C,H,O

①ガス化

②Shift転換③CO2分離C+1/2O2→CO
2H→H2

CO+H 2O→H 2+CO2

CO2+吸収剤…>CO 2

CO2'
H2''

H2→H2'

C

65.3

H2

0.33

No.7

H

2.4

1.03

wt%

O

10.1

生成ガス(Nm3/kg) → CO
CO2

→

0.27

C

62.8

H2

0.41

No.6

H

4.0

0.89

wt%

O

9.1

生成ガス(Nm3/kg) → CO
CO2

→

0.37

C

60.4

H2

0.51

No.3

H

4.6

0.95

wt%

O

13.6

生成ガス(Nm3/kg) → CO
CO2

0.27

→

H2

1.35

CO

0.02

CO2

1.28

H2

1.28

CO

0.02

CO2

1.28

H2

1.43

CO

0.02

CO2

1.19

→

→

→

H2

1.34

CO

0.02

CO2

1.19

H2

1.28

CO

0.02

CO2

1.14

H2

1.42

CO

0.02

CO2

0.91

CO2 生成量Ｈ2生成量③の後 対No.3比③の後 対No.3比（Nm3/kg) (Nm3/Nm3)（Nm3/kg) (Nm3/Nm3)

1.34
1.19

0.94

1.31
1.28 0.90

1.14

1.25
1.42

0.91

1.00

1.00

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-11 極簡略化したフローにおける、H2、CO，CO2 発生量の変化
以上、今回の 8 炭種石炭の計算結果と 2021 年度石炭の結果を比べて目についた特性を考察した。水素製造プロセス、計算方法が同じなので石炭性状に起因するとしたが、上記のように特異な性状の石炭もありうるので、今後は表 4.1-6 の基本的な特性を踏まえた上で、個々の石炭で評価するのが良いと考える。

186

4 . 1 . 4 低品位炭ガス化適用性の評価(1) 適用性の判断基準
これまでに求めた指標値から水素製造に適する石炭を選ぶ際の判断基準は 2021 年度石炭の判断基準と同じとした。
表 4.1-9 に適性の判断基準を示す。規模の閾値は、水素生産量 30 万トン/年に対応するものである。
評価項目 1～6 の中で、現段階で定量的な基準値が示せる 1～4 の項目について、8 炭種の低品位炭を評価した。

187

表 4.1-9 適用性の判断基準
適正の評価項目
1.乾燥熱量適正判断に用いる指標①乾燥熱量比：λdry

評価の視点●乾燥熱量の多少。
・図 4.1-3 に見られるλshift との相関に基づき判定①の閾値を決めるための補助指標

良 5 以上適 0.2~5

不適 0.2 以下

シフト反応回収熱充足度：λshift
2.水素製造性能②水素熱効率：ηH2●水素製造の高効率性
・図 4.1-5(b)に見られるηg との相関の基づく②の閾値を決めるための補助指標

良 80%以上

適 75~80% 不適 75%以下

冷ガス効率:ηg
3.乾燥設備規模③乾燥設備脱水量:Wdry●単機の脱水量最大容量と必要台数

閾値と判定
不適

適

良

≧10%

3%～10%

3% ≧

1.2≧

1.2～5

5≦

60%≧

60%～68%

68%≦

75%≧

75%～80%80%≦

7,920t/d≦

2,640t/d

2,640t/d≧~7,920t/d

4.ガス化炉規模④ガス化石炭供給量:FG●単機のガス化炉最大容量と必要台数

2,640t/d 級

2,640t/d 級

2,640t/d 級

×4 基以上×2~3 基×1 基以内12,000t/d≦

9,000t/d

9,000t/d≧~12,000t/d
3,000t/d 級

3,000t/d 級

3,000t/d 級

×4 基以上×4 基以内×3 基以内

または

または

または

4,000t/d 級

4,000t/d 級

4,000t/d 級

×3 基以上×3 基以内×2 基

5.採炭規模⑤褐炭消費量：Fcoal-ar●適正判断の指標に含めない。今後の調査のための参考値とする。

6.CCS 規模

⑥CO2 排出量：FCO2●適正判断の指標に含めない。今後の調査のための参考値とする。

188

(2) 評価結果
評価結果を表 4.1-10 に示す。マレーシア炭 No.1 は、水素製造性能の評価が【不適】であったが、No.2～No.8 は、【適～良】と評価された。
8 炭種の低品位炭と 2021 年度石炭の適不適評価を図 4.1-12 に示す。No.1 を除き、概ね評価が高かったのは、8 炭種の低品位炭は、2021 年度石炭に比べ、a)原炭水分割合が比較的小さい、b)発熱量は比較的高いことに由来する。
表 4.1-10 8 炭種低品位炭の適正評価結果
No

石 炭

1
2
3
4
5
6
7
8

マレーシア Merit-Pila
マレーシア Merit-Pila
マレーシア Mukah
コロンビア Cordoba
コロンビア Cordoba
コロンビア Cordoba
コロンビア Cordoba
コロンビア Antioquia

乾燥熱量
良
良
良
良
良
良
良
良

評価項目
水素製造性能乾燥設備規模
不適
良
適
良
適
良
適
良
適
良
適
良
適
良
適
良

ガス化炉規模
適
良
良
良
良
良
良
適

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

15,00070

14,000

3

65

7
5
2
6
8

60

ガス化炉供給量 (t/d)

水素熱効率 (％)

4

1

55

2021年度石炭

マレー シア炭50
510 15 20 25
乾燥熱量比 (%)

30

12,00011,0001

10,000
9,000

8,000

2
4

8
6
5 7

3

7,000

コ ロンビア炭

013,0002021年度石炭
マレーシ ア炭コロンビア 炭

6,000

35

0

良の範囲

2,000 4,000 6,000 8,000 10,00012,000
脱水量 (t/d)

適の範囲(a)効率に係る指標と適正範囲

不適の範囲(b)設備規模に係る指標と適正範囲

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

図 4.1-12 水素化指標から見た各石炭の適不適評価
なお、上述のように、この評価には【CO2 排出量（万トン/年）】は考慮していない。
No.6、No.7 はその発熱量が他と同等な石炭と比べ 15%程度多い（図 4.1-9(b)）。CCS を考える際、前述した【発熱量、元素分析値】から見た【特異性】をどう評価するか、考えることは必要であろう。
189

4 . 2 コロンビアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性
コロンビアには石油、天然ガス、石炭の埋蔵量が多く、CO2 を回収、貯蔵、利用してブ
ルー水素を製造できる可能性が高い。また、コロンビアには、降水量が豊富であり、再生可能エネルギーである水力発電の発電量が世界平均の 6 倍、ラテンアメリカ平均の 3 倍となっている。コロンビア国の発電量の 70%は再生可能エネルギーである水力発電が占めている。
一方、コロンビアの北部には広大な風力発電のポテンシャルが存在しており、国土の東に位置するアンデス山脈をはじめ太陽光発電に適した多く存在している。特に、La
Guajira、Magdalena、Atlántico など、同国北部の一部の沿岸地域では、再生可能エネル
ギーを利用したグリーン水素の供給ポテンシャルが高いといえる。
しかしながら、グリーン水素の最大の課題は水電解装置を用いて製造した水素価格である。世界が必要としている水素量（IEA レポートによると、2050 年時点で年間約 3 億トン。なお、日本の水素基本戦略は 2040 年の水素供給量を 1,200 万トン、2050 年には 2,000万トンとしている。）を考慮すると、ブルー水素は、かなり将来まで利用されると思われる。再エネ電源コスト及び水電解装置の技術動向を継続モニタリングしていく必要がある。
従って、当面はブルー水素が主に利用され、水電解装置の技術革新及び大容量化に伴って、次第にグリーン水素が投入される。参考として、コロンビア政府が昨年に公表した国
家開発計画（NDP）には、再生可能エネルギーによるグリーン水素を最終的な目標とし、それまではブルー水素で利用することが明記されている。
コロンビアは、地形的に太平洋及び大西洋側の両方へのアクセスが可能で、日本への輸出を現状の石炭から、徐々にブルー水素へ切り替えていく可能性がある。またアンデス山脈が南北に走り、水源に恵まれ、コロンビアの電源の 70%以上は水力である。このことは、将来において、この水力源を利用したグリーン水素の輸出も可能性があり、日本にとって水素調達の有望国として検討できる。
なお、コロンビア水素ロードマップによると、低炭素水素（Low-carbon hydrogen）の
地域別競争力を図 4.2-1 に示す。

190

出所：コロンビア水素ロードマップ

図 4.2-1 低炭素水素（Low-carbon hydrogen）の地域別競争力の推移

4 . 2 . 1 低品位炭ブルー水素・アンモニア製造技術の Cordoba 県・Antioquia 県での適用可能性
前述の通り、Cordoba 県・Antioquia 県には、低品位炭（亜瀝青炭、褐炭）の賦存が確認されており、水素製造に適した低品位炭が十分にある。また、低品位炭を利用した山元
石炭火力発電所の存在も確認されている。さらに石炭火力発電所の近隣には河川が流れており、水素製造に必要な電力、水の確保が十分可能であることが想定される。ブルー水
素・アンモニア製造に必要な CO2 の貯留する場所についても、操業中のガス井があることが分かっている。
一般に低品位炭は、低品位ブルー水素・アンモニア製造に必要な褐炭ガス化設備の設置場所の選定に関しては、以下の事項を考慮する必要がある。
➢

石炭ガス化に適した低品位炭が十分にあること。

➢

ブルー水素を製造するために、低品位炭から水素製造時に排出される CO2 を回収後、貯留できる場所が近くにあること。

➢

水素製造・アンモニア製造設備に必要な電気・水の供給が可能であること。

低品位ブルー水素・アンモニア製造技術の Cordoba 県・Antioquia 県での適用可能性について、以下に検討結果を記載する。
(1) 石炭ガス化性能評価結果
本調査において、Cordoba 県・Antioquia 県の炭鉱から石炭サンプルを入手し、ガス化
適用性指標の評価を実施した。表 4.2-1 にその結果を以下に記載する（評価結果の詳細については本調査報告書 4.1 項を参照のこと）。
191

表 4.2-1 Cordoba 県・Antioquia 県における低品位炭のガス化適用性指標の評価結果
No

石炭

4
5
6
7
8

San Jorge
La Guacamaya
La Guacamaya
La Estancia
Amaga-Angelopolis

1.乾燥熱量良良良良良

2.水素製造性能
適
適
適
適
適

評価項目
3.乾燥設備規模
良良良良良

4.ガス化炉規模良良良良適

出所：本調査石炭ガス化シミュレーション解析資料

上記石炭サンプル地点の中で、San Jorge、La Guacamaya、La Estancia は、Cordoba
県の中南部に位置しており、Amaga-Angelopolis は、Antioquia 県の Medellin 近郊に位置しており、いずれのサンプルにおいてもガス化に対して大きな支障がないことが判った。
ここで、Cordoba 県のサンプルの中で最も水素製造に相応しいものは水分の含有量が最も低く、石炭乾燥の前処理を必要としない San Jorge であると思われる。また水素製造量の指標である水素熱効率（石炭投入熱量に対する製造水素熱量の比率）及び水素収率（石炭投入重量に対する製造水素重量の比率）が最も高く、ガス化炉への石炭供給量が最も低い。従って、San Jorge は、水素製造の設備投資及び運転費用が最も低い石炭であるといえる。
Antioquia 県の Amaga-Angelopolis は、San Jorge と同様に水分の含有量が低く、石炭
乾燥の前処理を必要としないが、水素製造効率の各指標がコロンビア炭の中で最も低い部
類に入ることから、ガス化炉への石炭供給量が多く、水素製造の設備投資及び運転費用が相対的に高い石炭であるといえる。
ガス化適用性指標の評価結果の通り、Cordoba 県・Antioquia 県のいずれのサンプルにおいてもガス化に対して大きな支障がないことが判った。特に Cordoba 県の San Jorge は、
水素製造コストの面で有利な地点であるといえる。
(a) ガス化炉の選定について
ガス化炉の選定については、事業の経済性を成立させるために大規模な水素サプライチ
ェーンの構築することを視野に入れる必要がある。さらに、現在水素の大規模サプライチ
ェーンを上流から下流まで一気通貫で実施している実績のある企業は日豪サプライチェーンの実証試験に参加している本邦企業のみである。また本邦企業の大型噴流床のガス化炉
は、三菱重工業の酸素吹き法（EAGLE 法）と空気吹き法があり、国内の IGCC 発電所において十分な実績があり、酸素吹き法（EAGLE 法）においては、ガス化炉から排出される CO2 の純度が高いことから、その回収・貯蔵に有利なシステムとなっている。さらに上述の日豪サプライチェーンの実証事業での各種検証結果を基に、水素製造用に最適化される予定である。

192

上記より、日本からの技術輸出を視野に入れ、コロンビア・マレーシアの低品位炭のガ
ス 化 炉は 、 酸素 吹 き（ EAGLE 法 ）を 用い る。 ま たガ ス 化性 能 評価の 結 果の 通 り、Cordoba 県・Antioquia 県の低品位炭に対して、十分なガス化性能を得ることができると思われる。
(b) ガス化炉の設置場所の選定について
一般に低品位炭は石炭中の水分・灰分が多く輸送効率が低いため、ガス化設備は炭鉱の近傍に設置する。一方で、一部の低品位炭において、水分・灰分の含有量が低いものがあり、一定の予想効率が見込まれる場合、鉄道もしくは河川を用いて炭鉱からガス化設備まで輸送することも考慮できる。
1.1.1 項の「コロンビアの主たる炭田からの石炭ターミナルまでの輸送インフラ」に記載
した通り、Cordoba 県・Antioquia 県には、現在のところ鉄道が開通しておらず、コロン
ビア国内の鉄道インフラの信頼性は極めて低いと思われる。バージ船を用いた石炭輸送も考慮できるが、主要な河川は Cordoba 県に流れておらず、Antioquia 県南部の一部を流れているのみである。また、コロンビア政府は環境配慮の観点から、通常バージ船に設置するバージクレーンの使用を禁止する等、バージ船に対する環境規制を強化しており、バージ船を用いた石炭輸送については検討・克服する課題が多いといえる。
上記より、Cordoba 県・Antioquia 県においては、低品位炭のガス化設備を炭鉱近傍に設置することとし、炭鉱から水素製造装置（ガス化炉）まで石炭をコンベヤ、トラック等を用いて、短距離輸送を行うこととする。
(2) ブルー水素製造に必要な CO2 の貯留場所の候補
ブルー水素を製造するために、水素製造装置（褐炭ガス化設備）から排出された CO2 は、
CCUS 技術を用いて地下に貯留する必要がある。地下貯留の対象は、現在世界で最も事例が多く、CCUS 業者にとって経済的なメリットを生む EOR/EGR を想定する。CCS は化石燃料由来の CO2 を地中に埋め戻す技術であり、CCS 自体は商業的な価値を生むものではないが、自噴しなくなった原油・ガスを回収することにより付加価値を得ることができる。
長期的な経済性を考慮すると、可能な限り水素製造装置の近傍に CO2 を貯留し、パイプラインで移送することが望ましい。以下に、CO2 貯留先の候補を記載する。
(a) EGR を目的とした近傍のガス田候補
図 1.1-9 の「コロンビア油井・ガス井位置図」に示す通り、Cordoba 県・Antioquia 県の近傍には、表 4.2-2 に示した 3 つのガス田（La Creciante、Clarinete、Nelson）が確認されている。これらのガス田の中から枯渇しているガス層、もしくは 2 次回収により生産量を回復できるガス層が、本事業における最も有望な CO2 の貯留先であると思われる。

193

表 4.2-2 Cordoba 県・Antioquia 県の EGR 候補(1)
No.

ガス田

事業者

稼働状況

位置

1

La Creciante

Frontera Energy Colombia
Corp Sucrsal Colombia

運転中

図 1.1-9 の図番⑤2

Clarinete

CNE Oil & Gas DAS

運転中

図 1.1-9 の図番⑥3

NelsonGeoproduction Oil & Gas
Company of Colombia

運転中

図 1.1-9 の図番⑥

出所： Global Energy Monitor（2023 年）

また、最新の情報によると、コロンビアの政府系石油会社である Ecopetrol SA（以下、「Ecopetrol」）は、Cordoba 県において、表 4.2-3 に示した 3 つの新規ガス田の開発を着手している。Ecopetrol は、コロンビアの油・ガス田開発を行っている最大の大手であり、自社で原油・ガスの 2 次回収、3 次回収を多く手掛けている。

出所： Ecopetrol Investors Presentation（2023 年）

図 4.2-2 Ecopetrol の最近開発された油田・ガス田

194

表 4.2-3 Cordoba 県・Antioquia 県の EGR 候補(2)
No.

ガス田

事業者

位置

稼働状況

4

Arrecife

Ecopetrol

生産テスト中5

Arrecife Norte-1

Ecopetrol

生産テスト中6

Coralino-1

Ecopetrol

生産テスト中図 4.2-2 の赤枠（Cordoba 県）

出所： Ecopetrol SA Investors Presentation（2023 年）

本調査にいては、CO2 の地下貯留先の候補は、上述の 3 つの運転中ガス田（表 4.2-2）、
生産テスト中の 3 つのガス田（表 4.2-3）、合わせて 6 つのガス田地域及び近傍とする。その詳細については、現地調査等で、コロンビア政府及び Ecopetrol 等と確認する必要がある。また Cordoba 県内陸部の Arrecife、Arrecife Norte-1、Coralino の各ガス田（位置は
図 4.2-2 参照）は新規に開発されたものであるが、後述の通り、この地域には、Ecopetrolのガスパイプラインが敷設されており、その近傍に EGR に適した古い枯渇ガス田が存在する可能性も高い。
(b) EOR を目的とした近傍の油田候補
Ecopetrol は、原油の 2 次回収、3 次回収を進めることにより、現在の原油回収率（19%前後）を 23%まで引き上げたいとしている。主な理由は、コロンビア国内陸上の老朽油田が減退期に入っており、その残存可採埋蔵量が 10 年を下回っているものが多く、コロンビ
ア政府は EOR による生産量の維持・増産と可採埋蔵量の拡充を試みている。今後、コロ
ンビア国内における原油の 2 次回収や 3 次回収のニーズは高まると思われる。
コロンビアの主要な油田は、図 1.1-9 に示す通りである。コロンビア国内には、主に国土の中央に近い、アンデス山脈の東に位置する Meta 県の Llanos（図 1.1-9 の図番㊲）やRubiales（図 1.1-9 の図番㉛）等に成熟した油田が多数存在しているが、そのほとんどがCordoba 県・Antioquia 県から遠方に位置している。Cordoba 県・Antioquia 県内の油田を調査した結果、EOR の候補先は、以下の Antioquia 県の 4 か所を候補とした。
表 4.2-4 Antioquia 県の EOR 候補
No.

油田

事業者

稼働状況

1

AbarcoMansarovar Energy
Colombia Ltd.

稼働中

2

Palagua

Ecopetrol

稼働中（1946 年操業開始）

3

Area Teca-Cocorna

Ecopetrol

稼働中

4

Cupiagua Sur

Ecopetrol

稼働中

出所： Global Energy Monitor（2023 年）

195

位置
図 1.1-9 の図番⑮
（Antioquia 県）
図 1.1-9 の図番⑯
（Antioquia 県）
図 1.1-9 の図番⑯
（Antioquia 県）
図 1.1-9 の図番⑰
（Antioquia 県）上記の油田は、すべて Antioquia 県に位置している。また後述の通り、これらの油田の近傍には石油のパイプラインが敷設されており、パイプラインはカリブ海側の Covenas 港
及び国内の消費地まで伸びている。

一般的に、油の回収は、比較的小規模な設備を用いて、低コスト、またシンプルなプロセスであることが肝要である。Ecopetrol は、2 次回収、3 次回収により、原油の回収率を上げることを試みているが、一般的に油の 2 次回収においては、比較的に簡単なプ
ロセスである水攻法、炭酸ガス圧入攻法が主流である。
しかしながら、ここで着目すべきことは、これまでコロンビアにおける原油の EOR は、
主に重質油油田を対象に実施されてきたことである。同国の原油生産量に占める重質油の割合は 2008 年には全生産量 の 1/3 であったが、2015 年には 2/3 を占めるようになった。
重質油の EOR は一般の油田のものとは異なり、粘土が高く比重の大きい重質油を地層内で移動させるために、これまでのところ炭酸ガス圧入攻法を用いた実績は少ない。
Ecopetrol によると、同社が 2018 年までに実施した重質油改質・回収は、国内の 42 か所で実施されており、その内訳は以下の通りである。
表 4.2-5 Ecopetrol による 2018 年までに実施した重質油改質・回収実績
重質油改質・回収法
水攻法

概要
一般的な油の 2 次回収方法で、油層に人工的に水を圧入して排油エネルギーを付与し、産油量の増加を図る方法
油の 3 次回収方法の一つで、油層に化学薬品に投入することにより、地層内の原油の化学性質を変化させ、産油量の増加を図るもの。
油の 3 次回収の一つで、熱を加えて重質油の粘度を下げ、流動性を向上させることにより、産油量の増加を図るもの。

実施実績
26 か所

In-Situ Combustion（現位置燃焼）油の 3 次回収の一つで、油層近傍の坑内でガス等を低温燃焼させて、産油量の増加を図るものであり、坑内で油の軽質化を図ることできる。

1 か所

ガス水交互圧入法

油の 3 次回収方法の一つで、油層に水と炭酸ガスを交互に圧入することにより、産油量の増加を図るもの。炭酸ガス攻法と水攻法の双方の効果が期待できる。

1 か所

ケミカル攻法蒸気攻法

出所：各種資料より JCOAL 作成

196

12 か所
2 か所

図 4.2-3 に示す通り、コロンビア国内の重質油は主に首都 Bogota 南西部の Meta 県に存在していることが判る。図 1.1-9 の図番㉚～㊶の辺りである。

出所：エクアドル、ペルー、コロンビア：生産増の鍵を握る重質油開発（JOGMEC 石油・天然ガス資源情報：2007 年 2 月）

図 4.2-3 コロンビアの重質油鉱区の位置図
表 4.2-4 に示した Antioquia 県内の 4 つの EOR の候補についても、各油田の油性状を確認する必要がある。具体的には、各候補地は重質油鉱区とされる地域と離れているが、ヒアリング等を行い対象地域が重質油層でないことを確認する必要がある。
従って、本調査においては CO2 の貯留先を Cordoba 県・Antioquia 県近郊のガス田を優先して検討する。
(3) 褐炭ガス化設備への電力供給
図 4.2-4 にコロンビア国内の送電線系統を示す。コロンビア国内の送電線の 80%は、Ecopetrol の関連会社である ISA (Interconexión Eléctrica SA)が所有している。コロンビ
ア国内の高圧基幹送電線は 500kV 系統及び 220kV 系統から構成されている。
Cordoba 県内の送電線は、県内中央部の CHINU 変電所から CEROMATOSO 変電所まで 220kV 系統の送電線が 2 回線敷設されており、南部においても CEROMATOSO 変電所
からに西部 URABA 変電所まで 220kV の送電線が敷設されている。Antioquia 県内においても、同図に示す通り、500kV の送電線が敷設されている。
現状、Cordoba 県内で基幹送電線から遠隔地にガス化設備を設置するケースを除き、電力供給に対して大きな支障はないと思われるが、具体的な送電線接続に関して、受電箇所と接続可能容量については、詳細な調査が必要となる。
197

出所：Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión

図 4.2-4 コロンビアの送電線系統

4 . 2 . 2 水素・アンモニア輸送技術の Cordoba 県・Antioquia 県での適用可能性
図 4.2-5 にコロンビアにおける水素キャリアの輸送技術の適用可能性を示す。また各水素キャリアに関する考察は以下の通りである。ここで、マグネシウム（Mg）、チタン（Ti）、
バナジウム（Mg）、ランタン（La）等からなり水素を常圧で包蔵可能な水素吸蔵合金については、国際間の大型輸送船に搭載することにより水素キャリアになる可能性もあるが、現在のところ水素サプライチェーンにおける実績がない。気体水素を大型サプライチェーン構築のために水素キャリア（液化水素、メチルシクロヘキサン（MCH）、アンモニア、
メタン）に変換する場合、水素吸蔵合金を使用できないことから、水素吸蔵合金の適用は、サプライチェーン内ではなく地域内での貯蔵を個別に検討することが必要である。
コロンビアにおける水素・アンモニアの輸送技術においては、水素、MCH、アンモニ
ア、メタネーション（合成メタン）のいずれも適用可能である。ただし、輸送形態については、コストの検討を含めて詳細な調査が必要である。現在、本邦企業でサプライチェー

198

ンの実証試験が進んでいる水素、MCH、アンモニアの典型的なサプライチェーンを以下に示す。

低品位炭ガス化

発電（石炭）・・・石炭とアンモニアの混焼発電（ＧＴ）・・・アンモニア 100％またはガスとアンモニアの混焼
クラッキング・・・アンモニアに熱を加えて水素と窒素に分解し、水素を取り出す技術

出所： 千代田化工建設 カーボンニュートラルセミナー資料（2023 年 3 月 20 日）を基に作成

図 4.2-5 水素・MCH・アンモニアのサプライチェーン(a) 高圧水素・液体水素の輸送
コロンビア国内での高圧水素・液体水素の輸送は以下の通りである。
1.

水素製造設備（褐炭ガス化炉）の設置場所は、褐炭は水分・配分が高いために、
トラック及び鉄道による輸送効率が低いことから、炭鉱に近場所に配置する。

2.

水素の長距離内陸輸送は高圧水素をパイプラインで輸送とする。一般的に、水素を液化せずに高圧に圧縮してパイプライン輸送する手法が経済的有利である。
小規模な輸送は液体水素ローリーを考慮してもよいが、この場合、経済性を含めて詳細な調査が必要である。

3.

大都市、工業地帯における地域内の配送は、高圧水素のパイプライン・トラッ
ク輸送もしくは、液体水素のローリーによる輸送を用途に応じて適切に組み合わせることが得策であるが、ここでは詳細な調査が必要である。

4.

水素の中間貯蔵は、高圧水素、液体水素の双方が考えられるが、港湾に設置する大規模な貯蔵は、水素の大規模なサプライチェーンの一部となることから、体積密度の高い液体水素が不可欠である。また、都市部での中間貯蔵では、液体水素貯蔵設備の建設・運転コストが高いことから、高圧水素のタンク貯蔵とした。

5.

水素の海外輸出の拠点は、本調査で検討した通り、Cordoba 県北部近郊に位置する港湾が望ましい。
199

(b) MCH・アンモニアによる輸送
1.

MCH・アンモニアの国際間輸送は、既の大型国内ケミカルタンカーを流用し、コロンビア国内の港から輸出入することが可能である。本調査の通り、大型サ
プライチェーン構築のためには、MCH・アンモニア製造装置を Cordoba 県近傍の港に配置することが望ましい。

2.

コロンビア国内の内陸輸送においては、MCH を脱水（アンモニアの場合はクラッキング）して水素に変換され、高圧水素のパイプライン輸送となる。

3.

MCH・アンモニアは鉄道、車両等 による輸送が可能であるが、これらの物質は危険物に該当することから、保安基準に適合したタンクローリーや，危険物対応コンテナ、ドラム缶等をトラックに車載して運搬する必要がある。また陸上輸送においては、現地の法規制について調査する必要がある。

4.

MCH・アンモニアの中間貯蔵は化学製品の技術を流用できることから、設備の設置については特に技術的な課題はないと思われる。

5.

前述の通り、コロンビアの鉄道は信頼性が低いことから、トルエン・アンモニアなどの危険物の輸送には適していないと思われる。MCH による水素輸送では、水素製造地点でトルエンに水素を添加し MCH とすることにより、水素の体積エネルギー密度を 500 倍の液体にして水素を輸送する。水素利用地点では MCH
を脱水素することにより水素を取り出し、生成した有毒性のトルエンを MCH 製造の原料として水素製造地点に送り返すことになる。コロンビアにおける危険物の輸送に関する規制は、別途確認する必要がある。

MCH・アンモニアの製造、貯槽の主な利点は、既設の化学プラントの設備を流用できることである。現在、コロンビアの国営石油会社の Interconexión Eléctrica SA は、カリ
ブ海に面する Bolivar 県 Cartagena 及び Santander 県 Barrancabermeja に石油化学プラントを有しており、当該地において既設設備の流用が期待できる。
なお、Cartagena と Barrancabermeja の位置図は、「図 1.1-19 コロンビア 今後の鉄道路線計画」を参照。
(c) 合成メタンによる輸送
前述の通り、合成メタンの輸送技術は、既設のガスのインフラストラクチャーを流用することができる。
しかしながら、合成メタンの国際輸送は、合成メタンを液化するための LNG 輸出ター
ミナルが必要となる。現在、コロンビアでは LNG の輸出ターミナルは建設されておらず（2015 年にカリブ海側の Barranquilla に計画されたのみである）、LNG 受入基地についても、Cartagena の沖合に 17 万トンクラスの浮体式 LNG 貯蔵再ガス設備 FSRU

200

（Floating Storage & Regasification Unit 浮体式 LNG 貯蔵再ガス設備）が 1 基配置されているに留まる。
上記背景より、コロンビア国内で合成メタンが製造されたとしても、水素キャリアとしてではなく、当分の間、国内消費に使用される可能性が高い。具体的には、褐炭水素から生成された合成メタンを、既設のガスのインフラ設備に供給し、各消費地に輸送することが適切かと思われる。
表 4.2-6 にコロンビアのガスパイプラインの一覧表を示す。また、図 4.2-6 にコロンビア
におけるガスパイプラインの敷設位置を示す。
表 4.2-6 コロンビアのガスパイプラインの一覧表
図番号

名称

所有（権益）①

Buenaventura-Yumbo Gas Pipeline

不明 (不明)計画②

Northwestern Gas Pipeline

Canacol Energy (不明)

計画③

Promigas Pipeline Network

Promigas (不明)

運用中④

TGI Pipeline Network

Grupo Energia de Bogota (100%)

運用中

出所：Global Energy Monitor / Global Gas Infrastructure Monitor

201

状況

③Promigas Pipeline Network②Northwestern Gas Pipeline①Buenaventura-Yumbo Gas Pipeline
茶色：既設ガスパイプライン④TGI Pipeline Network
黄色：将来の増設ライン

出所：Global Energy Monitor / Global Gas Infrastructure Monitor

図 4.2-6 コロンビア国のガスインフラストラクチャー図202

(d) 適用可能な輸送技術の候補
コロンビアにおける輸送技術においては、以下の通りに候補を選定する。
1.

水素・アンモニアの国際間輸送は、至近的な観点からは、コロンビア国内の既設設備の流用が期待できる MCH 及びアンモニアをキャリアとする可能性が高い。液体水素、メタネーションは大規模な初期投資が必要であることから、長期的な視野で導入となると想定される。

2.

水素・アンモニアの輸出入を目的とした港湾設備では、国際間輸送に用いる水素キャリアに準じた大規模貯蔵を行い、国内の用途に対しては高圧水素もしく
は液体水素の中間貯蔵を行う。

3.

水素の内陸輸送は、高圧水素のパイプラインを用いる。他の水素キャリアを用いた内陸輸送（タンクローリー等）は、個別に検討していく。

4.

内陸部の中間貯蔵は高圧水素もしくは液体水素を軸とする。他の水素キャリア
を用いた内陸部の貯蔵は、個別の地域で詳細に検討していく。

5.

合成メタンは、当面の間は国内消費することになり、液化せずにそのまま既設のガス配管等に導入されることとなる。

これまでの検討結果を基に、表 4.2-7 にコロンビアにおける水素・アンモニアの輸送技術の適用について取り纏めた。
水素製造に関しては、既存のガスパイプラインや今後計画されているガスパイプラインを活用することを前提に、低品位炭産炭地に近い内陸地に水素製造装置を設置することが可能である。近隣地区への輸送は高圧水素としてトラック輸送も可能である。しかし、水素を輸出する場合は、大型水素船で大量の水素を運搬するため、水素を液化することが必要となる。そのため、パイプラインで輸送した高圧水素を液化するために輸出港に水素液化設備を設置すべきである。また、水素製造装置で発生した CO2 は近傍にあるガス田、油田にパイプラインで輸送する（既存のパイプラインに並走させることが重要）。
水素キャリアのメチルシクロヘキサン（MCH）、アンモニアに関しては、石油化学プラ
ント設備の流用にメリットがあるため、高圧水素をパイプラインで港に近い石炭化学プラ
ントに輸送し、MCH、アンモニアを製造するのが有利となる。
合成メタンと水素吸蔵合金に関しては、技術的には製造・輸送が可能であるが、現在のコロンビアでは、関連設備が整っておらず、また、早期に整備される予定もないことから適用外とした。
なお、鉄道、バージ輸送は、水素・アンモニアの大量輸送には適さない。水素・アンモニアの原料となる低品位炭は産炭地域でガス化することが製造コスト低減につながる。
今後は個別案件で地域ごとに条件が変わることから、水素・アンモニア等の輸送条件を
表 4.2-7 を参考に設定することが重要となる。

203

表 4.2-7 コロンビアにおける水素・アンモニア輸送技術の適用評価表
水素

MCH

アンモニア

合成メタン

水素吸蔵合金

高圧水素

液化水素

水素(キャリア)

内陸地

〇

×

×

〇

〇

―

製造装置

港

〇

〇

〇

〇

〇

―

国内輸送

パイプライン

〇

-

×

×

〇

×

トラック

△

〇

△

△

△

×

鉄道

×

×

×

×

×

×

バージ船

△

△

△

△

×

×

内陸地

〇

△

△

△

×

〇

港

△

〇

〇

〇

〇

〇

パイプライン

〇

×

△

△

〇

×

トラック

〇

〇

〇

〇

鉄道

×

×

×

×

×

×

大型船

△

〇

〇

〇

〇

×
△

中間貯蔵
地域内配送

国際間輸送

×

実証試験実績

〇〇〇△既設設備の流用

×

〇

〇

△

補足

大規模サプライチェーンの実証を開

石油化学プラント設備の流用にメリッガスの液化設備

定置での適用に

始予定

トがある。

がなく国際流通

限定が不可能
コロンビアにおける適用評価

高圧水素による国内搬送に優位性

国際間の大型輸送にメリットがある。

がある。液体水素は国際間の大規中間貯蔵は港が適している。

模輸送となる。
○優位性がある △優位性が低い ×優位性がない、適用不可
出所：各種資料より JCOAL 作成

204

適用外

適用外

4 . 2 . 3 現地施設候補地(1) 政策との整合性
コロンビア政府は 2021 年 9 月 30 日、米州開発銀行 IDB (Inter-American Development
Bank)と共同で水素戦略に関するロードマップを発表し、パリ協定に基づき、国が決定する貢献（NDC）として「2030 年までに温室効果ガスの排出を 51%削減、2050 年カーボンニュートラル」を達成するとしている。
本ロードマップは、カリブ海北西部エリアの再生可能エネルギー利用における地理的な優位性を記載している。同ロードマップによると、La Guajira 県の風力発電の負荷率は63%であり、同地域の風況が非常に良いことわかる。また北カリブ海地域及び北部のアンデス山脈地帯での太陽光発電は、平均 21%の高い負荷率を達成している。
図 4.2-7 は、コロンビア各地域における将来のグリーン水素の製造コストの予想を表したものである。

出所：コロンビア水素ロードマップ

図 4.2-7 コロンビア各地域の水素製造コストの予想
上図に示す通り、カリブ海北側の水素製造コストの競争力が高いことがわかる。同地域におけるグリーン水素の製造は、今後加速されると思われる。
上記に関連する最近のコロンビア政府の主な動きは以下の通りである。
➢

2022 年 4 月、コロンビア政府・鉱山エネルギー省はオランダの Rotterdam 港と水素ハブの形成に関する覚書（MOU）を締結したことを発表した。コロンビア政府は、
北米・南米地域における水素ハブとなることを目指しており、水素発電に関する研究や水素輸送のノウハウを共有したいとしている。
205➢2022 年 6 月、コロンビアの政府系石油会社 Ecopetrol SA は、国際協力銀行 JBIC と水素・アンモニアのバリューチェーン事業、CCS 及び CCUS、再生可能エネルギーなどの分野における協力関係の強化を図る覚書を締結した。Ecopetrol は、日本企業
による同分野の技術とファイナンスの供与を基に脱炭素プロジェクトを推進したい
意図がうかがえる。

カリブ海北側において、民間企業によるグリーン水素・アンモニア製造プロジェクトが開始されている。
➢

2022 年 4 月、デンマークの再生可能エネルギーのインフラセクターへの投資に特化したファンドマネジメント会社である CIP (Copenhagen Infrastructure Partners
P/S)は、北カリブ海に 350MW の洋上風力発電所を建設し、グリーン水素をコペンハーゲンに輸出すると発表した。

➢

2022 年 5 月、コロンビアの化学肥料メーカーである Monomeros は、上述の CIP と共に、Atlantico 県 Barranquilla 市の APBAQ (Alumbrado público Barranquilla)と、
洋上風力発電で生産した電気を用いてグリーンアンモニア製造するプロジェクトの開発に関する覚書を締結した。

今後、水素・アンモニア関連のプロジェクトは、コロンビア水素ロードマップに記載してある通り、Cordoba 県北側のカリブ海沿岸地域を起点とし、国内に広がっていくことが想定され、同地域に水素・アンモニアのハブが形成されていくと思われる。
Cordoba 県北側のカリブ海沿岸地域において、水素・アンモニア案件を推進する上で、水素ハブとなる港湾の候補は以下の通りである。
表 4.2-8 コロンビア国カリブ海沿いの港湾
港名

荷揚げ量 (2020 年)

主な輸出品目

所在地

Cartagena 港

1,300,000 トン

石油、石炭、鉄鋼製品

Bolivar 県 Cartagena 市

Santa Marta 港

900,000 トン

石炭、バナナ、パーム油

Magdalena 県 Santa Marta 市

Barranquilla 港

800,000 トン

石油、石炭、鉄鋼製品

Atlantico 県 Barranquilla 市

出所：各種資料より JCOAL が作成

上記の港の中で、Cartagena 港には、Ecopetrol の製油所があり、コロンビア国内最初の水素製造プラントが設置されている。さらに同港には 170,000 トンの LNG 受入基地
（FSRU）も建設されている。

206

表 4.2-9 コロンビア国内の LNG 受入基地
No.

名称

設備容量(t)

事業者名

1
2

Cartagena FSRU

170,000

Sociedad Portuaria El Cayao

2016

Buenaventura Pacific Cost

N.A.

EEB

2023（計画）

出所：JOGMEC ホームページ

運開年

世界の LNG 受入基地概要

これらの事項を総合して考えると、Cordoba 県・Antioquia 県は、コロンビア政府の水素事業開発の重点地域に隣接しており、地理的に優位な場所であるといえる。特に近隣の港では、他の事業者の事業開発が参入しており、新規事業立ち上げに対するシナジーも期待できる。
(2) 使用用途・需要地の選定
コロンビア国内の水素・アンモニアの使用用途、並びに需要地を以下に考察する。
コロンビア政府が発表した水素ロードマップにおける水素・アンモニアの導入スケジュールを図 4.2-8 に示す。

出所：コロンビア水素ロードマップ

図 4.2-8 水素アンモニアの導入スケジュール
上図の通り、コロンビア政府はブルー水素・アンモニアの使用は 2030 年頃までを予定しており、それ以降はグリーン水素に切り替える予定である。表 4.2-10 にコロンビアにおける水素・アンモニアの需要を示す。
表 4.2-10 コロンビアの水素・アンモニア需要
短期（ブルー）水素

中長期（グリーン）

重質油改質（製油所）

小型車

大型輸送（バス・トラック）

航空燃料
水素専焼船
ガスタービン発電

アンモニア

窒素肥料

アンモニア専焼船

出所：コロンビア水素ロードマップ

207上記において、コロンビア政府は、日本が推進している石炭火力発電所のアンモニア混
焼を水素ロードマップに記載していない。また、後述の通り、今回の調査において、Cordoba 県・Antioquia 県近傍にアンモニア混焼に適した石炭火力発電所を特定することができなかった。
本調査におけるブルー水素・アンモニアの使用用途の概要は以下の通りである。
(a) 製油所
Ecopetrol は国内に 2 つの製油所を所有している。
 Barrancabermeja 製油所（内陸部 Santander 県）
 Cartagena 製油所（カリブ海 Bolivar 県）
上記製油所は、2020 年に大規模な設備更新をしており、プラントの熱供給に必要な燃料がブルー水素に置き換わっていくと思われる。
(b) 大型バス・トラック
燃料電池を用いた大型バス・トラックは、コロンビア大都市及び工業都市における需要を見込む。コロンビアにおける大都市は以下の通りである。
1) Bogota
Bogota はコロンビアの GDP の 25.5%を占め、過去 10 年間の平均経済成長率は 3.4%となっている。また、コロンビアの最も重要な対外貿易の中心地の 1 つであり、2019 年には対外貿易の総取引額(輸出と輸入)の 32.6%を占めている。国内企業 384,000 社のうち 33%
が Bogota に会社を設立している。現在、Bogota には、3M、DANONE、PepsiCo, Inc、
Pfizer Inc、SABMiller plc 、Siemens、Tata Motors Limited など、1,500 社以上の外国企業が拠点を置いている。
2) Barranquilla
Barranquilla は、カリブ海の河口から 7.5 km の Magdalena 川デルタの隣に戦略的に位置しており、コロンビア国内の河川及び海上輸送のハブ港として機能している。また、コ
ロンビアのカリブ海地域の主要な産業、ショッピング、教育、文化の中心地でもある。
3) Cali
Cali は、コロンビアの Valle del Cauca 県の州都である。人口は約 240 万人で、国内で 3番目に大きな都市である。Valle del Cauca 県は国内で最も工業化された地域の 1 つであり、各セクターの 180 を超える外国企業がこの地域に設立されている。地政学的に、国内市場と国際市場の両方にサービスを提供するダイナミックで競争力のある物流環境を可能にし208ている。コロンビアの南西部に位置する Valle del Cauca 県は、コロンビア太平洋で最も重要な港であり、国内の対外貿易の 42.4%を占めている。
4) Cartagena
Cartagena は、コロンビアの北西端、カリブ海沿岸に位置している。コロンビアで 5 番
目に大きな都市で、総人口は約 180 万人である。コロンビア国内で最も高い経済成長を達しており、カリブ海沿岸地域にとって最も重要な位置づけである。Cartagena には、製油所、石油化学産業、観光（会議、イベントを含む）、製造業が集中しており、カリブ海における主要な港湾都市である。
5) Medellin
Medellin はコロンビアの繊維産業の中心地であり、人口 265 万人のコロンビア第 2 の都市である。またデジタルイノベーションの中心地でもあり、Medellin 第 4 次産業地区では、
インダストリー4.0 を推進しており、AI、ビッグデータ、ブロックチェーン、IoT、ロボッ
ト工学、スマートシティなど、各種のデジタルソリューションの開発が行われている。
コロンビアの産業は、都市部に集中しており、首都 Bogota においては、国内の GDP の約 3 割を占め、上記 5 つの地点でコロンビアの GDP の約 6 割を生産する。

(c) 窒素肥料製造
コロンビア国内には、数多くの窒素肥料を流通させている企業があるが、窒素肥料の多くは輸入に頼っている。国内の最大大手の肥料会社は、Yara Colombia S.A である。コロ
ンビアにおける 2021 年の肥料輸入シェアは、Yara Colombia(25%)、Preciagro(16%)、
Monómeros Colombo Venezolanos SA(12%)、Nitrofert (7%)、CIAMSA(6%)、Nutricion
de Plantas (6%)、Disan (6%)、CI Acepalma (5%)、Ecofertil (4%)となっている。
コロンビア国内の主要な肥料会社の規模を図 4.2-9 に示す。

209

出所：Statista, Chemical & Resources, Chemical Industry

図 4.2-9 コロンビアの主要肥料プラント会社の売上高
上 記 企 業 の 中 で 、 上 位 3 社 （ Yara Colombia 、 Preciagro 、 Monómeros Colombo
Venezolanos SA）の取扱量は、コロンビア国内の流通量の半分を占める。
Yara Colombia はカリブ海沿いの Cartagena、Monómeros Colombo Venezolanos SA はCartagena 東側の Barranquilla に窒素肥料工場を所有している。窒素肥料工場の位置については、詳細な調査を必要とするが、コロンビア北西のカリブ海沿岸にブルーアンモニアの需要が見込まれる。また Ecopetrol は、Bogota に肥料工場を保有していたが、現在は稼働していない。
(d) 石炭火力発電所
図 1.1-5 に示す通り、コロンビア国内の石炭火力発電所の大部分は内陸部の探鉱付近に位置している。現在、Antioquia 県に石炭火力発電所は建設されておらず、Cordoba 県では以下の発電所が稼働・計画中である。
表 4.2-11 Cordoba 県の石炭火力発電所
発電所
Gecelca 3
Termobijao

ユニット

出力（MW）

運開年

1 号機

164

2015

2 号機

273

2018

460

-

タイプ
CFBC
-

事業者
Gecelca
SAEEP
Sator

出所：Global Energy Monitor Wiki

上記発電所に対するアンモニア混焼に対する考察は以下の通りである。

210

Gecelca 3 発電所は循環流動床（CFBC）のボイラを採用しており、現在日本で計画されているアンモニア混焼の対象となる微粉炭火力（PC）とは異なる。PC ボイラのバーナー
はアンモニア燃焼バーナーを内部に配置することが可能であり、設備改造を最小限に抑えることができる。これに対して、CFBC ボイラのアンモニア混焼については、設備改造が複雑になり実証試験を行う必要があり、今回のアンモニア消費地の対象から除外した。
Termobijao 発電所ついては、環境認可は取得済であるが、最新のコロンビア政府が発表した 2034 年までの電源開発計画の中に記載されていない。コロンビア政府は、世界的な脱炭素の動きが加速する状況下、新規石炭火力発電所の建設を認可しない方向であり、将来のアンモニア消費地の候補から除外した。
(e) ガスタービン発電所
コロンビア北西部のカリブ海に位置するガス火力発電所は以下の通りである。

出所：Global Energy Monitor / Global Gas Infrastructure Monitor

図 4.2-10 カリブ海沿岸のガス火力発電所の分布211

出所：Global Energy Monitor / Global Gas Infrastructure Monitor

表 4.2-12 カリブ海沿岸のガス火力発電所
コロンビア水素ロードマップでは、中長期的な視点から、発電分野の水素需要を主にガスタービン発電所及び燃料電池発電所に見込んでいるが、上図に示す通り、これら水素の消費候補地も Barranquilla 港、Cartagena 港近郊に集中していることが判る。
(3) 選定条件の整理
現地施設候補地の選定は、ブルー水素については、コロンビアにおける水素・アンモニ
ア輸送技術の適用評価表（表 4.2-7）に基づき、以下の通りである。
1. 水素製造装置はガス化評価結果を基に炭田近傍に設置する。
2. ブルー水素製造装置で発生した CO2 は近傍にあるガス田、油田にパイプラインで輸送する（また可能な限り、既存の石油、ガスのパイプラインと並走する）。
3. 水素キャリア製造装置の設置場所は沿岸部、国内消費の中間貯蔵場所はコロンビ
アの主要都市とする。
4. 水素は大量且つ長距離輸送する前提で、パイプライン輸送とする。また既設の石油、ガスのパイプラインと並走することを優先する。ただし、水素ローリーによる短距離輸送については、別途詳細に検討する。

212

ブルーアンモニアの現地施設候補地については、以下の通りに整理する。
1. アンモニアの原料となるブルー水素の製造装置は、ガス化評価結果を基に炭田近傍に設置する。
2. 上述の通り、ブルー水素製造装置で発生した CO2 は近傍にあるガス田、油田にパイプラインで輸送する（CO2 の長距離輸送の場合は既設の石油、ガスのパイプラ
インと並走する）
3. アンモニア製造装置の設置場所は、国内消費を前提とする場合は、主要消費地である窒素肥料プラントの近傍にする。アンモニアを輸出する場合は、カリブ海沿岸の港にする。
これまでの調査結果を基に、表 4.2-13 に、現地設備の設置候補地、需要想定先、及びそれらの相対的な評価を示す。
水素サプライサプライチェーンにおける設備設置場所の候補は前述の通り、産炭地（Cordoba 県、Antioquia 県）近傍となる。水素の需要地は大消費地となる首都 Bogota、Atlántico 県の県都 Barranquilla、Cauca 県の県都 Cali、Bolivar 県の県都 Cartagena、Antioquia 県の県都 Medellin が候補となる。主な水素の用途はアンモニアを製造し、多くを輸入に頼っている肥料の製造が期待される。短期的には需要はないが、長期的にはガス火力発電所への供給が有望視される。
アンモニアサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地は、肥料の消費地であろう。日本でも検討されている石炭火力発電所でのアンモニア混焼も期待されるが、技術的には実証段階であり、今後の技術の確立が前提となる。

213

表 4.2-13 コロンビアにおける水素・アンモニア製造設備設置場所候補及び需要地
A. 水素サプライサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地
炭田
炭鉱 A

炭鉱 B

BogotaBarranquilla

Cali

Cartagena

Medellin

Themo Flores

Thermobarranquilla

〇

〇

×

×

×

×

×

×

×

×

LH2

△

△

△

〇

△

〇

△

△

△

△

MCH

×

×

×

〇

×

〇

×

△

△

△

NH3

×

×

×

〇

×

〇

△

△

△

△

CH4

×

×

△

〇

△

〇

△

△

△

△

×

×

△

〇

△

〇

△

〇

〇

〇

×

〇

△

〇

△

〇

△

△

△

ガス化炉
水素キャリア
製造設備

大規模貯蔵設備
中間貯蔵設備
水素消費地

ガス火力発電所※１

主要都市

Thermopalmero

短期

×

×

〇

△

〇

△

〇

×

×

×

長期

×

×

〇

〇

〇

〇

〇

〇

〇

〇

Barranquilla

Cartagena

備 考

肥料工場
（休止）

肥料工場

製油所
肥料工場
LNG

Santa Marta※１ ガス火力発電所については各港の代表的な発電所を表示した。

B. アンモニアサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地
炭田

主要都市

石炭火力発電所

炭鉱 A

炭鉱 B

BogotaBarranquilla

Cali

Cartagena

Medellin

Gecelca

アンモニア製造設備

△

△

〇

〇

〇

〇

〇

△

大規模貯蔵設備

×

×

×

〇

×

〇

×

△

中間貯蔵設備

×

×

〇

〇

〇

〇

〇

×

アンモニア消費地

×

×

△

〇

×

〇

×

△

備 考

肥料工場
（休止）

肥料工場

アンモニア基地
製油所
肥料工場○優位性がある △優位性が低い ×優位性がない、適用不可
出所：各種資料より JCOAL 作成

214

循環流動床(CFBC)ボイ
ラにアンモニア混焼の実績なし

4 . 2 . 4 低品位炭ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の実現可能性・課題(1) ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の実現可能性(a) コロンビアにおけるブルー水素・アンモニア市場の検討
前述の通り、コロンビア水素ロードマップによるブルー水素・アンモニアの需要は図4.2-11 の通りであり、特に至近的な需要は、製油所における重質油の改質、大型輸送の分野である。

出所：コロンビア水素ロードマップ

図 4.2-11 コロンビアの水素需要
コロンビアでは、前述の通り、Ecopetrol が、カーボンニュートラル政策を主導している。Ecopetrol は、具体的な施策として、再生可能エネルギーを利用した発電、水素製造、送電網整備、エネルギー高効率化に対し、投資総額の 23%に当たる 5 兆 9,000 億～6 兆8,000 億コロンビア・ペソ（2,260～2,600 億円、1 コロンビア・ペソ = 約 26.1 円）を投じる予定である。具体的には、今後 3 年間で、900 MW の再生可能エネルギー由来の発電、
5 万トン以上の低炭素水素製造、40 万トン近くの CO2 排出量削減、CCUS（CO2 の回収・有効利用・貯留）の研究を行うとしている。
コロンビアの水素市場における具体的な案件進捗は以下の通りである。
Ecopetrol は、コロンビアの国内の製油所の質油改質、モビリティーの両方分野において、具体的な案件形成を開始している。
1) 製油所の重質油改質
前述の通り、Ecopetrol は、国内で 2 つの製油所を運営している。これらは、カリブ沿岸
西北部にある Cartagena 製油所とアンデス山脈沿いの内陸部（Santander 県）にあるBarrancabermeja 製油所である。2023 年、同社は両製油所の設備増設を実施することを発表し、将来的に両製油所で合わせて生産量は 42 万～43 万バレル/日になる予定である。

215

Ecopetrol の持続可能な統合経営報告書 2022 (Integrated Sustainable Management
Report Sustainable Report 2022)42によると、同社は Cartagena のイノベーション技術センターにおいて、グリーン水素製造装置のパイロットテスト（太陽光：容量 50kW の電解槽）を終了した。同社は、将来的に年間 5 万トン以上の低炭素水素を生産するとしており、
ここではコロンビア北部の再生エネルギーを用いたグリーン水素を使用すると思われる。
Ecopetrol は、製油所の精製装置の中でも CO2 排出量の多い FCC（流動接触分解装置）
プラントの排ガスから CO2 を回収する計画を進めており、ここでは米の多国籍企業である
Honeywell のアミン法による CO2 回収措置を採用する予定である。FCC は、石油精製プ
ロセスで使用される最も重要な変換プロセスの 1 つであり、 熱と触媒の作用により、重質で高沸点の留分を軽質なガソリン、ディーゼル油などの貴重な製品にアップグレードするものである。
2) モビリティー分野
コロンビア水素ロードマップに記載されたトラック、バスなどの大型燃料電池車の導入に顕著な進捗は得られていないが、小型自動車のモビリティー分野でいくつかのプロジェ
クトがスタートしている。
Ecopetrol は 2022 年 7 月 18 日、トヨタ自動車と水素モビリティーの実証試験に関する覚書に署名した。トヨタ自動車は今後 3 年間、水素で走る燃料電池自動車「MIRAI」を
Ecopetrol に無償で貸与し、Ecopetrol の施設や Cartagena 製油所内で燃料電池車の性能や効率、走行距離などの実証試験を行う予定である。ここでのグリーン水素は Cartagena にあるイノベーション・技術センターの太陽光を用いて製造される。
コロンビアの大手ガス輸送会社である Promigas は、コロンビア国内で天然ガス自動車（NGV）を導入しており、2022 年 3 月、Cartagena にある同社のガス輸送ステーション内に設置した電解槽で、グリーン水素の生産をスタートした。また同社は同年 5 月、住友
商事と水素モビリティー分野での協力に関する覚書を締結した。
肥料 プラント に対するアン モニア供 給については 、現地化 学肥料メーカ ーであ る
Monomeros が、洋上風力発電でグリーンアンモニアを製造するプロジェクトを立ち上げよ
うとしている。Monomeros は、Barranquilla に、3 億米ドル（2 億 8,430 万ユーロ）を投じて新たにグリーンアンモニアプラントを建設し、ここでは洋上風力発電で得た水素を使用する予定である。
(b) 市場の形成
図 4.2-12 は、コロンビアの水素・アンモニアの導入スケジュールと各市場形成の可能性を表している。図の縦軸の Market adaption probability（市場適応確率）が高い、つまり、
水素・アンモニアの導入難易度が低い分野として、製油精製（Refining）、大型道路輸送
42 https://files.ecopetrol.com.co/web/esp/cargas/ecopetrol-rigs-2022-esp.pdf(Integrated Sustainable Management Report 2022 の P73)

216

（Heavy-duty Road Transport）、窒素肥料（Fertilize (Ammonia)）、製鉄（Steel）等が挙げられている。
一方、水素・アンモニアの導入難易度が高い分野として、小型道路輸送（Light-dutyRoad Transport）、鉱山用トラック（Mining trucks）、航空輸送分野の合成燃料（AirTransport (Synthetic fuels)）等が挙げられている。

出所：コロンビア水素ロードマップ

図 4.2-12 コロンビアの水素・アンモニア市場と市場形成の可能性
上図において、コロンビア政府は、水素・アンモニアの国内導入を 3 つのフェーズに分割して推進するとしている。
フェーズ 1（2020 年～2026 年）
コロンビア政府は、最初に製油所の水素の熱分解で使用されるグレー水素をブルー水素に置換するとしている。コロンビアには重質油が多く存在するが、水素分解を用いて重質油を軽油、ガソリン等の上質な燃料に転換するものである。また大型道路輸送部門（トラック・バス）での水素消費を拡大する。同時にパイロットプロジェクトや公共交
通機関の脱炭素化の社会実装を積み上げ、脱炭素化のきっかけを作りたいとしている。
フェーズ 2（2027 年～2035 年）
次の段階では、現在、競争力のある他分野でブルー水素・アンモニアを利用する。現在、コロンビアでは窒素肥料を輸入に頼っており、国内で生産するブルーアンモニアを用い

217

て、国内の肥料プラントの増産を図りたいとしている。この時期には、グリーン水素の製造コストが下がり、ブルー・グリーン水素の利用を一般の小型輸送車に拡大する。
フェーズ 3（2036～2050 年）
最終段階では、グリーン水素・アンモニアの価格競争力が化石燃料の代替品よりもさらに高くなる。ここでは、海運や航空輸送の脱炭素化が可能となり、発電分野においては、
水素燃焼や燃料電池を用いたコンバインドサイクル発電所が運転を開始する。また製鉄業では、水素の直接還元による一次鋼の生産、鉱業では燃料電池を用いた採掘トラックの運用が開始される。
上記を達成するためには、2030 年のマイルストーンの時点で以下の水素需給を達成する必要がある。
年間生産量
グリーン水素1- 3 GW

ブルー水素

50kton

需要
小型燃料電池車 1,500-2,000 台
燃料電池輸送車 1,000-2,000 台
水素ステーション 50-500 箇所
工場の低炭素化 40%

出所：コロンビア水素ロードマップ

ブルー水素の生産においては、2030 年までに年間 5 万トンを生産する予定であり、コロ
ンビア国内に多く存在する褐炭ガス化由来の水素需要が見込まれる。
(c) 拡大シナリオの検討
上述の通り、コロンビア政府の水素ロードマップのスケジュールに対する主な実績は、
現状、コロンビア石油公社の Ecopetrol 及び大手ガス輸送会社の Promigas が小型の水電解装置の稼働を開始した程度である。
今後のコロンビアにおける低品位ブルー水素・アンモニアのプロジェクトを実現するための市場拡大シナリオを以下の通りに考察する。
1) ターゲット市場の設定とモデルプロジェクトの策定
コロンビアにおける水素・アンモニアの市場導入可能性を簡潔に整理するため、以下の通り導入難易度別に分類して評価した。
達成難易度が低い分野（製油、大型燃料電池輸送車・窒素肥料）

218

まずは製油所、大型燃料電池輸送車・窒素肥料など、水素・アンモニアの導入の難易度が低い分野においては、各分野の確実な実現を目指し、コロンビアにおける脱炭素化の地盤を固めることである。
達成難易度が高い分野（小型燃料電池車、鉱山用燃料電池輸送車、航空燃料、アンモニア海上輸送船）
現状、コロンビアにおいて難易度が高い分野と思われる業種、及び中長期的な視点で実行する案件の実現性は、不透明な部分が大きい。従って、ここでは、代替マーケットとしておく。
➢ 水素・アンモニアの海外輸出
コロンビアは、南米大陸北端に位置しており、太平洋、大西洋に面していることから、北米、南米、欧州、アジアへのアクセスも優れており、水素・アンモニアの流通のハブとなる可能性が高い。
コロンビア国内で製造した水素・アンモニアを商用化して流通させるには一定の規模のサプライチェーンが必要であり、ファイナンス組成のために与信力のあるオ
フテーカーの存在が不可欠である。コロンビアの地理的な好条件を生かし、国内需要が積みあがらない間は海外への輸出を並行して行う。今後、先進国の水素需要が先に伸びることが想定されることから、さらに輸出を増やすことを視野に入れる。
➢ 国内石炭火力発電所のアンモニア混焼
コロンビア政府は、アンモニアの国内需要を窒素肥料のみに限定しているが、その消費量は限られている。現在、コロンビア政府は石炭火力の新設を認めない方針
であるが、当面の間は既設石炭火力の運転を継続させる必要がある。
前述の通り、既設石炭火力へのアンモニア混焼は、コロンビア水素ロードマップには記載されていない。しかしながら、日本でほぼ確立された技術であることから、コロンビア政府関係者と協議を継続していくことが肝要である。
上記の通り、コロンビアが抱える至近の課題は、達成難易度の低いと思われる分野（製油所、大型燃料電池輸送車・窒素肥料等）のモデルプロジェクトの早期立ち上げと着実な推進をはかることである。
コロンビア水素ロードマップにおいては、フェーズ 2 の段階で何らかのパイロットプロ
ジェクトを開始したいとしている。また、上述の通り、最近コロンビアでは水電解槽による水素製造のパイロットプラントが立ち上がったところである。
現状、コロンビアで石炭ガス化によるブルー水素製造の実績はない。最初のモデルプロ
ジェクトは、商用化を目的とせずにパイロットプロジェクトとするか、もしくは最低規模のプロジェクト事業にするかについては、後述の「コロンビアが必要とする技術と成熟度」
及び「モデルプロジェクトの選定と詳細調査」で考察する。
219

さらには、モデルプロジェクトに続き、大型燃料電池輸送車・窒素肥料などの至近的なマーケットにサプライチェーンを広げていくことである。
2) ブルー水素・アンモニアの価格競争力の維持
コロンビア水素ロードマップは、脱炭素化の最初の手段として、国内に豊富に存在する石炭を活用し、ブルー水素・アンモニアを製造することに重点を置いている。そのためには、ブルー水素・アンモニアに価格競争力を持たせるために、政策的な取り組みが必要である。現在、コロンビア政府は以下の施策を講じるとしており、今後の動向を見守る必要がある。
炭素税、排出権取引市場の開設
コロンビアにおけるブルー水素・アンモニアプロジェクトの推進には、市場での需要の拡大と合わせて、政策的な面からブルー水素・アンモニアの価格に競争力を持たせることが必要である。図 4.2-13 にコロンビアでの将来の水素の生産コスト予想を示す。

出所：コロンビア水素ロードマップ

図 4.2-13 水素製造コストの予想
コロンビア政府は、水素の製造コスト（資本コスト及び運転コストの合計）を商業運転
開始後 20 年間で平準化したものと定義している。上図において、石炭由来のブルー水素の価格は、2.4～2.5US ドル/トンであり、グレー水素の 2.5～4.4US ドル/トンより価格競争力が高いものとなっていることが判る。
コロンビア政府は 2016 年、法令 1819 号を発令し、表 4.2-14 に示す炭素税を制定した。

220

表 4.2-14 コロンビアの炭素税率
化石燃料
課税率
天然ガス
US ドル 0.0107/m3
液化天然ガスUS ドル 0.0347/ガロン
ガソリン
US ドル 0.0493/ガロン
ケロシン＆ジェット燃料
US ドル 0.0540/ガロン
軽油
US ドル 0.0553/ガロン
重油
US ドル 0.0647/ガロン
出所：Sustainable Financing of Protected Areas - Earmarking Fundfrom Carbon Taxes, Colombia (19 May 2020 Webinar)

表 4.2-14 に示す通り、コロンビア政府は自国の石炭産業を保護しており、石炭由来のブルー水素製造に対して炭素税を課していない。
コロンビア水素ロードマップにおいては、2023 年の炭素税を 10US ドル/トンとし、毎年 5%のエスカレーションを見込んだとしても、ブルー水素のグレー水素に対する優位性
は 2045 年まで見いだせないと想定している。
上記に合わせて、コロンビア政府は、炭素税が 2030 年までに 6.2US ドル/トンから
11.2US ドル/トンまで推移すると仮定しており、この期間で従来の鉱業・石油部門に対する投資を抑制し、CCUS 技術等の投資を促進させ、ブルー水素に価格競争力を持たせたいとしている。また、2020 年後半に、炭素税に加えて、脱炭素のインセンティブを考慮した
新たなメカニズムとして、排出権取引市場の創設と運用を行い、CCUS 技術導入企業に対するインセンティブを付与としたいとしている。
会計・税制優遇処置
コロンビア政府は 2022 年 5 月 31 日、法令 895 号を公布し、グリーン水素及びブルー水素の生産を行う企業への優遇措置を定めた。同法令によるとグリーン水素及びブルー水素の製造、貯蔵、流通、研究、及び最終使用を行う企業は、投資を行った翌会計年度から 15年間、投資額の 50%相当額の所得税額控除を受けられる。また、プロジェクト実施のための機器、部品、機械、サービスの購入にかかる付加価値税が免税となり、輸入品については関税も免税になる。水素事業への投資や稼働に必要な機械、設備などの資産は加速償却が可能となった。
3) 先進国による経済的及び技術的な援助
上記の通り、コロンビア政府は、ブルー水素対する投資優遇等、適切な処置を講じている。しかしながら、ブルー水素・アンモニアのサプライチェーンを商用化するためには、新規分野における技術ノウハウと一定規模の投資が必要であり、将来の脱炭素化を拡大するためには、先進国による援助が必要である。
上記に鑑み、コロンビアにおけるブルー水素・アンモニアのプロジェクトを立ち上げる
ためには、日本からの技術輸出とセットで出資、債務保証、ファイナンスの付与等を視野221に入れる必要がある。また技術的な側面からは、後述の通り、コロンビアが必要とする技術を本邦企業により、供与することが不可欠となる。
(d) コロンビアが必要とする技術と成熟度
コロンビアで低品位炭由来のブルー水素・アンモニアを製造・輸送し、国内消費及び海外輸出をするために必要な技術、コロンビア及び日本における技術の成熟度を以下の表に表す。
表 4.2-15 ブルー水素・アンモニアの製造・輸送の技術と成熟度
項目

コロンビア

日本

水素製造（ガス化）

×〇

アンモニア製造〇〇

CCS/CCUS△〇

日本国内の実績
褐炭ガス化設備
大崎クールジェン
日豪水素サプライチェーン
既存技術
ハーバー・ボッシュ法
苫小牧 CCS、勿来 CCS

日豪水素サプライチェーン
AHEAD(MCH)
JERA（アンモニア）
水素パイプライン、ローリー等は既存技術で
内陸輸送
△
〇
対応可能
水素は基本設計が終了
大規模貯蔵
△
〇
他のキャリアは既存技術で対応
神戸ポートアイランド
中間貯蔵△〇
水素ガスステーション
他のキャリアは既存技術で対応
神戸ポートアイランド
港湾設備
×〇
他のキャリアは既存で技術
水素：日本～オーストラリア
国際間輸送
×
〇
MCH：日本～ブルネイ
アンモニア：碧南～（予定）注意）日本においても、ブルー水素・アンモニアの大規模なサプライチェーンの社会実装の実績はない。従って、各項目において実証試験が終了しているものに〇をした。
水素キャリア製造

△
アンモニア

〇

出所：各種資料より JCOAL 作成

上表で判るように、日本においては水素・アンモニアサプライチェーンの基本的な実証試験は終了しており、コロンビアに技術移転を実施することが可能である。
(e) モデルプロジェクトの選定と詳細調査
1) 初期の事業化範囲
これまでの調査結果を基に、コロンビア Cordoba 県・Antioquia 県の低品位炭を用いた
ブルー水素・アンモニアのサプライチェーン（案）を図 4.2-14 に示す。
本図で想定するプロジェクトは、Cordoba 県・Antioquia 県で産出されたブルー水素・
アンモニアを、実現度が高いと思われる市場（製油所、大型輸送車、窒素肥料工場）に供222

給するものである。水素のキャリア製造及び大規模貯蔵の拠点はカリブ海沿岸のCartagena、Barranquilla とし、同地区近傍の製油所及び肥料工場に水素・アンモニアを供給する。大型輸送（モビリティー）分野に対する水素供給の拠点を Cordoba 県・Antioquia 県から距離的に近い大都市である、Bogota、Medellin、Cali においた。

海外輸出

候補地
水素キャリア輸送船 (LH2, MCH, アンモニア)

ローリー

水素キャリア製造

中間貯蔵

1. Cartagena
2. Barranquilla

製油所

パイプライン 水素ステーション

候補地
ローリー

アンモニア製造

1. Cordoba
2. Antioquia

液化パイプライン

窒素肥料工場

カリブ海沿岸部
トラック
炭鉱

コンベア

パイプライン
ガス化設備

コロンビア内陸部

候補地 No.1 Medellín

パイプラインローリー

中間貯蔵

EGR貯留地パイプライン

水素ステーション

候補地 No.2 Bogota
ローリー

候補地

中間貯蔵

1. La Creciante（稼働中）
2. Clarinete（稼働中）
3. Nelson（稼働中）
4.Arrecife (新規ガス田）
5.Arrecife Norte-1（新規ガス田）
6.Coralino-1（新規ガス田）

パイプライン

水素ステーション

候補地 No.3 Cali
ローリー

中間貯蔵

パイプライン

最終自用地（Cordoba 県・Antioquia 県の低品位炭のガス化）
赤線・・・パイプライン
青線・・・陸上輸送

オレンジ線・・・コンベア
黒線・・・・・・水素キャリア輸送船

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.2-14 ブルー水素・アンモニアのサプライチェーン（案）
今後のモデルプロジェクトの選定においては、上図サプライチェーンの中から将来の核となるものを抽出する。プロジェクトの範囲選定（スコープ）は以下を考慮して行った。
1. 事業を成立させるためには、製造水素・アンモニアに一定規模の消費量が見込まれることが不可欠であることから、最初の市場は水素消費量が多い製油所、モビリティー部門とした。

223

2. ガス化設備からガス田までの CO2 輸送は、可能な限りガスパイプラインと並走することにした。
3. ブルー水素・アンモニアの海外輸出を含めたサプライチェーンは、大規模投資と多数のステークホルダーの取り纏めが必要であることから、最初の案件として実現することは困難である。Cordoba 県・Antioquia 県で製造したブルー水素・ア
ンモニアの海外輸出は、水素製造設備、水素パイプライン等の基本インフラの確立後に検討することが望ましいと思われる。
4. 水素のパイプライン網を構築するために、最初のステップとして Cartagena から南方に向かって水素製造装置近辺まで伸びるガスパイプラインと並走する形で水素パイプラインを建設する。ここでは水素製造装置から Cartagena まで水素を供給し同地域の製油所・モビリティー部門に対する水素供給を行う。
5. 次のステップとして水素のパイプライン網を将来延長されるガスパイプに沿って敷設し、Medellin・Bogota（さらに Cali）まで延長し、モビリティー部門に対する水素供給を行う。
6. Cartagena の窒素肥料工場に対するアンモニア供給については、アンモニア製造
装置の設置が加わり、初期のプロジェクトとしては複雑になる。しかしながら、製造水素を商用化ベースに乗せるための水素需要が少ない場合の代替市場として考慮する。
最初のモデルとなるプロジェクトとして、上記 1～6 の考慮事項を反映したのが図 4.2-15である。赤字で示した範囲がスコープ（プロジェクトの範囲）である。

224

海外輸出

候補地
水素キャリア輸送船 (LH2, MCH, アンモニア)

ローリー

水素キャリア製造

中間貯蔵

1. Cartagena
2. Barranquilla

製油所

パイプライン 水素ステーション

候補地
ローリー

アンモニア製造

1. Cordoba
2. Antioquia

液化パイプライン

窒素肥料工場

カリブ海沿岸部
トラック
炭鉱

コンベア

既設パイプラインに併走
ガス化設備

コロンビア内陸部

将来のガスパイプラインに併走

パイプライン

EGR貯留地

候補地 No.1 Medellín

ローリー

中間貯蔵

水素ステーション

候補地 No.2 Bogota
ローリー

候補地

中間貯蔵

1. La Creciante（稼働中）
2. Clarinete（稼働中）
3. Nelson（稼働中）
4.Arrecife (新規ガス田）
5.Arrecife Norte-1（新規ガス田）
6.Coralino-1（新規ガス田）

パイプライン

パイプライン

水素ステーション

候補地 No.3 Cali
ローリー

中間貯蔵

パイプライン

最終自用地

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.2-15 ブルー水素・アンモニアのモデルプロジェクト（案）2) モデル事業の構成と本邦企業の関与
モデル事業の構成とその概要を図 4.2-16 に示す。
これまでの説明の通り、コロンビア政府系石油公社である Ecopetrol がプロジェクトの実施に関して重要なポジションにいることが判る。前述の通り、Ecopetrol はコロンビア
国内のエネルギー開発の上流から下流まで高いマーケットシェアを保持し、関連会社はモ
ビリティー事業においても実証事業を開始している。

225

プロジェクト実施者

事業範囲

現地炭鉱会社炭鉱

・低品位炭の販売

日系企業

ガス化炉

・水素ガス販売

事業概要

モデルプロジェクト
貯留（CCS)

コロンビア石油公社

水素輸送

製油所

日系企業

モビリティー・CO2貯留・中間貯蔵・パイプライン・製油所の脱炭素化

・水素ステーション
・FCV輸送出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.2-16 モデル事業の実施案
上記モデルプロジェクトは、本邦企業及び現地企業が各担当プロジェクトを分担して実施する一例である。本邦企業が資金調達を含め現地企業を補佐できる主な分野は以下の通りである。
1. プロジェクト上流側のガス化設備及び地下貯留（CCUS、CCS）は、コロンビア
で実績に乏しいことから、本邦企業が日豪サプライチェーンにおける褐炭ガス化
技術や国内の CCS 実証試験における知見を活かして、本邦企業が主体的に関与もしくは現地企業を補佐することができる。
2. 水素の輸送・中間貯留は、本邦企業が各要素技術の提供し、現地企業と共同で設備の設計、建設、運用を行うことができる。
3. 下流側のモビリティーについては、日本で既に実用化された水素ステーションや燃料電池車等の輸送機器類をコロンビアに輸出し、事業化できる可能性がある。
4. 資金調達については、本邦企業と現地企業の共同出資、並びに JBIC、JOGMEC
等による公的な融資・債務保証等の活用を視野に入れる必要がある。
3) モデルプロジェクトを組成する前提条件
上述の「コロンビアが必要とする技術と成熟度」において、日本は水素サプライチェー
ンの基本的な実証試験はほぼ終了しており、本邦企業がモデルプロジェクトの実施設計を行うことは可能である。主に、設備設計、運用、保守分野においては、本邦企業からの技

226

術移転が可能であり、技術移転をセットとした共同事業の構築を視野に入れることができる。
本調査におけるモデルプロジェクトは、公知の情報を基に検討されたものであり、民間事業者による事業参入を促すには、プロジェクトの根幹となる以下の事項について、詳細に調査する必要がある。


炭鉱の詳細（埋蔵量、品質、石炭輸送ルート）



ガス化設備の基本仕様（容量、建設・運転コスト）、水素製造コストCO2 の貯留先（EGR）の詳細（貯留性能、圧入性能、遮断性能、地質構造）



ガス化炉設置、港湾設備、キャリア製造、中間貯蔵等の設置場所の有無

コロンビア政府関係者に対する政策的な取り組みに関する聞き取り調査

水素・アンモニアの想定消費者からの聞き取り調査

上記は、各ステークホルダーによる事業の初期評価のために必要となる。プロジェクトを組成する前提として、特にプロジェクト上流側の探鉱選定、ガス化炉基本設計、CO2 貯
留先の評価を終了していることが不可欠となる。また個別の課題については、次項「ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の課題整理」に記載した。
(2) ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の課題整理
これまでの検討を基に、コロンビア Cordoba 県・Antioquia 県において、ブルー水素・
アンモニアプロジェクトを構築するための課題を整理した。モデルプロジェクトの組成に対して多くの課題あるが、ここでは、プロジェクトの事業者及びコロンビア政府がクリアすべき課題を個別に整理した。表 4.2-16 はプロジェクトの事業者及びコロンビア政府が抱える課題を整理したものである。
コロンビア政府の課題については、コロンビア水素ロードマップの記載から、本プロジ
ェクトの遂行に項目を抽出した。コロンビア水素ロードマップは、客観的な立場から米州開発銀行（IDB）と共同で作成されており、コロンビア政府が実施すべき具体的な行動計画が掲げられている。
表 4.2-17 にブルー水素・アンモニアプロジェクトの遂行に関連する課題を挙げる。政策的な議論は進んでいるものの、開発資金に関する政策枠組みや法整備が遅れている印象である。今後は国内外からの投資環境整備も進めていく必要がある。

227

表 4.2-16 プロジェクト事業者の主な課題整理
炭鉱

分野

項目
炭鉱評価＆選定

水素製造

ガス化炉

CCS/CCUS(EGR)

輸送

パイプライン
トラック

貯蔵

港湾設備

中間貯蔵
水素ステーション
国内マーケット

課題 （調査内容）
1. 炭鉱の選定
2. 炭鉱から水素製造装置までの石炭搬出ルート選定
1. ガス化炉基本設計の確立
・ 設備仕様 (ガス化設備、精製設備、設備容量)
2. ユーティリティ（電気、水）の確認
3. 現地技術基準、環境基準の確認
4. 水素製造コストの算定
1. 貯留場所の選定と評価
2. CO2 圧入方法の検討、貯留コストの算定
3. 水素製造装置から CCS/CCUS 地点までの CO2 輸送ルートの選定
1.
2.
1.
2.
1.
2.

水素パイプラインのルート選定
既設ガスパイプラインの状況、拡張計画の確認
コロンビア国内の水素ローリーの運用状況把握
コロンビア国内のアンモニアローリーの運用状況把握
Cartagena 港、Barranquilla 港の使用状況・工場進出状況の把握
大規模貯蔵場所の設置可能性（液化水素・MCH・アンモニア）の評
価
1. Cartagena 港、Barranquilla 港、Bogota、 Medellin、Cali における中間貯蔵、水素ステーション導入検討

製油所
モビリティー

1. Cartagena 製油所における水素需要、今後の水素需要の伸び
1. コロンビアのモビリティー導入状況
2. Bogota、 Medellin、Cali における水素の需要検討

肥料工場

1. コロンビア国内の各肥料工場のアンモニア需要の把握

出所：各種資料より JCOAL 作成

228

1.
2.
1.
2.
3.

課題解決に必要な対応
石炭のガス化評価（本調査で評価中）
現地炭鉱調査
酸素吹きガス化炉の基本設計策定
送電線保有会社 ISA との協議
現地エンジニアリング会社との協議

1. 地下構造・貯留層の詳細調査
2. Ecopetrol との協議
3. 現地ルート調査（Ecopetrol のガス・油配管ルートの調査）
1. 現地調査
2. Ecopetrol、Promigas との協議
1. 現地の実態調査
2. コロンビア政府担当省庁との協議
1. コロンビア政府担当省庁へのヒアリング
2. Cartagena 港、Barranquilla 港、各港湾局へのヒアリ
ング
3. Bogota、Medellin、Cali の各都市の地方政府担当
省庁へのヒアリング
1. 製油所所有者（Ecopetrol）からの情報入手
1. コロンビア政府担当省庁へのヒアリング
2. Bogota、Medellin、Cali の各都市の地方政府担当
省庁へのヒアリング
1. Monómeros Colombo Venezolanos SA 及び
Yara Colombia、Preciagro へのヒアリング表 4.2-17 プロジェクト遂行に関連するコロンビア政府の政策的な課題（その 1）
分野
法規制

項目

課題

各政府機関の役 割設定と協調

現在、各政府機関の脱炭素化における役割が明確ではない。コロンビア政府内の鉱山・エネルギー省、環境及び開発省、財務省、商務省他の役割を明確にすること。コロンビア政府は、2018 年、法律 1981 号を定め、各省がそれぞれの気候変動マネージメント計画を作成し、政府各機関を統括する横断的な展開を推進する CICC（Intersectional Commission on Climate Change)に提出した。コロンビアの脱水素化政策の推進には、政府省内の責任分担の明確と協調が不可欠であり、継続的に組織マネージメントを改革し、民間企業の脱炭素化プロジェクトに対するサポート体制を強化する必要がある。

グリーン・ブルー水素の定義の明確化

コロンビア政府は、2021 年、法律 2099 号を制定しており、この中でエネルギー資源の定義を FNCE(Non-Conventional Energy
Sources：ブルー)と FNCER(Non-Convention Renewable Energy Source：グリーン)に分割し、個別の税率を適用するとした。しかしながら、ブルーとグリーンの定義が明確ではなく、水素製造に係る CO2 の発生量の敷地を設定する必要がある。

水素製造証明書と保証

今後、コロンビアから水素を国際マーケットに輸出するためには、水素製造に関するグリーン証明書が必要となる。具体的には、水素の製造方法、製造ロット番号、水素製造の関わる CO2 発生量の表示等である。現在、証明書の世界的な標準は定められていないが、水素製造証明書の設計を固める必要がある。

脱炭素化にける国際協調と国際社会でのコロンビアの立場の明確化

コロンビア国内の脱水素化を促進させるために、最初のステップとしてコロンビアの友好国との間で、相互の協力契約を締結し情報交換の場を設けることとしている。特に、外務省を通じてコロンビアと貿易契約を締結している国との会話を進める。また、コロンビア政府はInternational Energy Association (IEA)、Latin American Energy Organization (OLDA)他の会議に積極的に参加し、世界の脱水素化の流れに協調し、コロンビア国内の民間事業者に対するインセンティブを適切に付与する必要がある。
コロンビアでは、水素関係の技術基準の整備が不十分である。今後、国内技術者の間で水素の技術基準に関する各ワークショップを開催し、今後整備する技術基準やその体系についてまとめる必要がある。コロンビア国内に水素・アンモニア設備の導入を促進するために、海外の標準的な基準を先行的に採用する等、技術基準を取り纏める必要がある。

技術基準の改定

水素の競争力強化に対する法的なサポート

コロンビア国内の水素プロジェクトに対する投資のインセンティブを適切に付与する必要がある。現在、税制面、会計面での優遇を実施しているが、従来の化石燃料技術から低炭素技術に移行するためのプロジェクトにはさらに手厚いインセンティブを与える等、今後コロン
ビア政府は、インセンティブとプロジェクトの進捗をモニタリングし、適時必要な対応を必要がある。

水素の既設ガスパイプライン導入に関する法改正

コロンビア政府は、水素を既設のガスパイプラインネットワークに少量の水素を導入することを予定している。海外の実績と進捗状況を監視するとともに、国内のステークホルダーとの協議を重ねて、適切な時期に法改正をする必要がある。

水素製造における電気事業の法律改正
出所：各種資料より JCOAL 作成

コロンビア政府は、将来的に水電解装置により電力需給の調整を行うことを計画しており、電気事業で水電解装置による発電の関わる法整備が必要となる。

229

（その 2）分野
水素市場の創出項目
水素製造における石炭の経済的かつ多様な利用課題
今後、世界的に石炭火力発電所が停止・廃止されることから、コロンビアの石炭輸出は縮小すると思われる。コロンビア政府は、石炭の探鉱産業をより持続的な方向に転換する必要があるとしている。コロンビア政府は、国内の石炭をガス化しブルー水素を製造するための調査を実施するとしている。具体的には、既設の石炭火力発電所を石炭ガス化設備に転用することを視野に入れている。ここでは、石炭火力発電所の従業員が石炭ガス化プラントに雇用されることになり、人材の教育を含めて事業移転に関する様々試みが必要とされる。コロンビア政府は、石炭ガス化プラントの事業化について、早急に方針を打ち出す必要がある。

排出権取引市場の設立

コロンビア政府は、脱水素化に向けて、炭素税に加えて排出量枠を含めた排出権取引市場を設立するが、そのための技術的なフレー
ムワークを IMF, OECD の推奨に準じて設定する予定である。また水素の原産地証明をコロンビア政府の MRV(Monitoring,
Reporting, and Verification)に準じて作成するとしている。炭素税のみでは現在のブルー水素の競争力を維持するには不十分であることから、早急に排出権取引市場の枠組みを決定する必要がある。
低炭素水素（ブルー・グリーン）に対する投資規模は大きいことから、これらの融資に対して、税制面での優遇、低金利、国営企業によるグリーン再建の発行など官民共同のファンナンス、国金融際を利用し海外からの融資者を募ることが肝要である。特に共同研究やパイロットプロジェクトの分野においては、補助金のみならず海外からの融資者

ファイナンスメカニズムの設立

水素インフラの拡
大CCUS、水に関するインフラの把握

低炭素水素の供給能力の把握

水素ステーションの拡充

コロンビア政府は、ブルー水素・グリーン水素を導入するために、国内における CCUS、水のインフラ状況を把握するとしている。具体的には、CCUS を実行するために必要な、コロンビア国内の CO2 貯留容量に関する評価を行う予定である。また、将来グリーン水素を製造するためには、水電解に必要な原水（河川、工業用水等）が必要である。今後の水電解による水素製造を進めた場合の、水のイン
フラストラクチャーに対する影響評価を行う必要がある。コロンビア政府は、民間事業者に石炭ガス化を用いたブルー水素の貯留先の候補地の選定に対する助勢を早急に行うことが実施する必要がある。
コロンビア政府は、自国の低炭素水素（ブルー・グリーン）の生産能力を評価するとしている。ここでは、風力、太陽光等再生可能エネ
ルギーの可能性と合わせて、ブルー水素を製造する化石燃料の埋蔵量を把握する必要があるとしている。ここでは、コロンビア国内に4,500Mt の石炭資源を用いた地域へのガス供給のポテンシャルを評価する必要があるとしているが、早期に本評価を民間に公表することが必要である。
コロンビア政府、鉱山エネルギー省は、2021 年 7 月、決議 40223 において、最小限の水素市場創立のために水素ステーションのイ
ンフラ整備を行うことを決定した。しかしながら、本決議は電気自動車のためのものであり、同省は 2019 年発効の法番号 2064、2014 年発効の法番号 1715 を参照し、水素自動車、燃料電池車、水素ステーションの創設を ISO13984, ISO17268,
ISO19880-1, SAEJ2601, 及び SAEJ2799 の通り設置し、順次拡大することにした。コロンビア政府は、燃料電池車 1000 台に対して、少なくとも 20 か所の水素ステーションを設置するとしたが、設置場所の優先順位やモニタリング結果を情報公開するべきである。

出所：各種資料より JCOAL 作成

230

4 . 2 . 5 コロンビア政府の水素・アンモニア・CCS に関する取り組み(1) コロンビア水素ロードマップの概要

出所：JOGMEC 資料（2023 年 5 月）

図 4.2-17 コロンビアの水素・アンモニア・CCS に関わる試み
コロンビア政府は 2021 年 9 月 30 日、米州開発銀行（IDB）と共同でまとめた水素戦略に関するロードマップを発表した。パリ協定に基づき、国が決定する貢献（NDC）として「2030 年までに温室効果ガスの排出を 51%削減、2050 年カーボンニュートラル」を掲げている。ロードマップは目標達成に向けた中長期戦略として、以下の 4 つの方針から構成している。
(a)水素製造
豊富な天然資源を有するコロンビアは、長期的なブルー水素供給が可能であるとしている。炭素税の引き上げ、排出権取引、CCUS による CO2 の回収・有効利用・貯留を促進し、これらの投資に対する優遇措置などにより、鉱業部門のエネルギー転換を加速させてブルー水素製造を後押しする。また風力発電と太陽光発電のポテンシャルが大きい国内北部を中心に、グリーン水素の製造開発も推し進める。
(b) 水素の国内利用と輸出
コロンビアでは現在、製油所を中心にグレー水素が年間 15 万トン利用されている。今後、低炭素水素（ブルー・グリーン水素）への切り替えを推進し、トラックやバスでの需要開拓を進め、2030 年には低炭素水素の年間需要 12 万トン、2050 年には 185 万トンを目指すとしている。また、2050 年低炭素水素輸出額 50 億ドルへ向け、港湾インフラの整備

231

や輸入国との 2 国間協定を拡大する。水素開発により、今後 10 年間に 250 万から 300 万トンの CO2 排出削減が可能となる。
(c) 2030 年目標と 2050 年の野心的な目標
2030 年までにグリーン水素製造の発電設備容量を 3GW に拡大し、製造コストを kg 当
たり 1.7 ドルへ引き下げる。ブルー水素製造量は年間 5 万トンを目指す。需要面では、最初に燃料電池自動車と水素ステーションの普及を促進する。これらのプロジェクトにかかる推定投資額は 25 億～55 億ドルである。また、2050 年までにグリーン水素の輸出を開始
し、海上・航空輸送の脱炭素化、製鉄プロセスや鉱山トラックでの水素利用も進める。
(d) 政府の行動方針
コロンビア政府は、政府は低炭素水素市場発展のため、規制整備、エネルギー転換への優遇措置、製造と消費を促進するための仕組みづくり、インフラ整備への支援、技術や関連産業の開発の促進を行う。
(2) コロンビア周辺国の動き
昨今、ロシア、中東をはじめとする地政学的リスクの高まりとともに、中南米地域はグリーン水素の生産・輸出国として世界の注目を集めている。例えば、チリは、将来的にオーストラリアやモロッコ、スペインと並んで、グリーン水素生産・輸出国となるとされている。その理由は、中南米地域は再生可能エネルギーのポテンシャルが高く、電力料金が安価な国も多いことから、グリーン水素の生産に適していることである。
国際エネルギー機構（IEA）公開データによると、コスタリカ、コロンビアでは、発電比率の 7 割以上を水力発電が占めている。コスタリカでは水力に加えて、風力（10.9%）、
太陽光（0.6%）による発電が占めており、発電量の 9 割以上が再生可能エネルギーとなっている。ブラジルも 66.1%と水力発電の依存度が高く、チリでは水力（26%）、太陽光（15.8%）、風力（10.6%）と、再生可能エネルギーによる発電のバランスが取れたものとなっている。
上述の通り、中南米においては再生可能エネルギーのポテンシャルが高く、水素の利用に対しても、その戦略策定が進んでおり、同域内でのグリーン水素開発とサプライチェーン構築に向けた欧米企業の投資が活発化している。
南米では、特にチリ、コロンビア、ウルグアイが水素導入政策に関して進んでおり、同地域におけるカーボンニュートラルの主な動きは、概略以下の通りである。
(a) チリ
チリ政府は中南米各国に先駆けて、2020 年 11 月、「グリーン水素国家戦略」を発表した。
当時のピニェラ政権は、その中で以下の 3 つの柱を掲げている。
・ 2030 年までに世界一安価なグリーン水素の生産体制を国内に構築すること。
232

・ 2040 年までに世界トップ 3 の水素輸出国家となること。
・ 最初のステップとして、2025 年までに電気解による水素の製造量を 5GW まで増加させること。
チリが水素に特化した方針を打ち出した理由は、上述の通り、チリには太陽光と風力を中心とする再生可能エネルギー産業に恵まれ、水素製造の価格競争力が見込まれることである。
グリーン水素・アンモニアの国内の需要として、短期的な視点から想定しているのは、以下の消費である。
・ 鉱業利用されている輸入アンモニアを国産化する。
・ 製油所の工程で使用されるグレー水素のグリーン水素に置換する。
・ 大型ディーゼルトラックの代替燃料として利用。
・ 重量物運搬や、長距離走行用の車両の代替燃料としての利用。
チリ政府は、上述の国内消費に合わせて水素関係のインフラを整備し、中長期的には国外への輸出を目指すとしている。ここでは特に港湾や船舶などのインフラ整備に課題はあるが、チリ政府は 2028 年に輸出を開始し、2030 年までにグリーン水素とグリーンアンモ
ニアの輸出額を 25 億ドル以上にする目標を打ち立てた。
チリにおける最近の水素・アンモニアプロジェクトの概略は以下の通りである。
・ 丸紅が出資する GasValpo は、チリ北部の Coquimbo 州で、太陽光由来のグリーン水素を同地域のガスパイプラインに注入し販売する予定である。グリーン水素の製造、配送、販売の工程のすべてを GasValpo が担っている。
・ 三井物産と東洋エンジニアリングは、チリの Enaex と共同で、新エネルギー・産業
技術総合開発機構（NEDO）の採択事業として、チリ北部 Antofagasta 州で、太陽光発電を用いたグリーンアンモニアの製造の実証試験を行う予定である。
・ 2023 年 2 月、住友商事とチリの発電事業者 Colbún は、グリーン水素とアンモニア製造に関する覚書を締結し、チリ北部で太陽光発電、南部においては風力発電を用
いて水素・アンモニアを製造し、輸出へ向けた取り組みを行うとしている。
(b) ウルグアイ
ウルグアイ政府は、2022 年 6 月 14 日、水素製造開発ロードマップを発表した。2040 年
までにグリーン水素製造による国内のエネルギー転換を進め、グリーン水素の輸出を促進するとしている。また、政府組織内で横断的にグリーン水素を推進する「H2U プログラム」を設定した。パラグアイもウルグアイと同様に豊富な再生可能エネルギー源を有し、グリーン水素の産業化に向けた戦略作りを行っているが、ウルグアイが先行している状況である。

233

ウルグアイがグリーン水素開発を先行させている理由は、チリと同様に国内に豊富な再生可能エネルギーが存在し、物流や投資環境面での強みがあるからである。同国の 2017 年
から 2020 年までの電源別発電量は、平均で 97%が再生可能エネルギーであり、最も割合が大きいのが水力で、発電量全体の 44%を占める。これに風力（32%）、バイオマス熱利用（18%）、太陽光（3%）、化石燃料（3%）が加わる。ウルグアイは風力、太陽光発電の適地で、導入余地が多いとされる。
ウルグアイの Montevideo 港は大西洋に面しており、欧州との距離が近く、欧州市場向けの貿易拠点としての条件が整っている。ウルグアイの安定した経済やカントリーリスクの低さ、投資優遇政策、プロジェクト許認可など案件組成に必要な投資環境が優れている。
ウルグアイの水素製造開発ロードマップは、コロンビアと同様に 3 つのフェーズで構成されている。2022 年から 2025 年までの第 1 フェーズ、2026 年から 2030 年までの第 2 フ
ェーズ、それ以降の第 3 フェーズに分けてグリーン水素開発を進める
・ 第 1 フェーズでは、同国初のグリーン水素の輸出の基盤づくりを行うとともに、実証事業などを通じて水素を利用した運輸部門等の国内の脱炭素を進める。
・ 第 2 フェーズでは、国内市場の拡大と水素輸出を目指す。そのためのインフラ整備、投資誘致の新たなインセンティブ導入を進める。
・ 第 3 フェーズでは、国内市場をさらに拡大させることで水素のバリューチェーンを確立し、グリーン水素のみならずグリーンアンモニアの生産と輸出を目指す。2040
年までに 20GW の再エネ発電設備、10GW の水素電解プラントを導入する。国内外での同国の水素・派生商品の市場規模は 21 億ドルに達するとしている。
(c) ブラジル
ブラジルでは、2021 年 2 月、鉱山エネルギー省（MME）がブラジル水素戦略の基礎となる Baseline to support the Brazilian Hydrogen Strategy を発表し、2021 年 8 月に国家水素戦略（PNH2）と運営委員会の設立を行った。PNH2 のガイドラインでは、水素戦略の推進にあたり、水素戦略を推進する 6 つの優先事項として、①科学技術の強化 ②労働者のトレーニング③エネルギー計画④法律と規制の枠組み確立⑤市場の開発と開放⑥国際協力」を掲げている。運営委員会は四半期に一度開催され、国家水素戦略を推進している。
ブラジルは定量的な目標として将来的に 48MW の水電解装置を設置することを掲げており、2022 年セアラ州で 3MW の水電解装置のパイロットプラントが稼働している。
また 2022 年 7 月、ドイツの電解プラントエンジニアリング会社の Thyssenkrupp nuceraとブラジルを代表する化学品メーカーの Unigel は、ブラジル北東部 Bahia 州内 Camaçari
市に、国内で初となるグリーン水素製造プラントを設置し、年間 1 万トンのグリーン水素と年間 6 万トンのグリーンアンモニアを生産する計画を発表した。同プロジェクトはブラジルで最初のグリーン水素製造プロジェクトである。2023 年末に運開する予定で、最終的に生産量を 4 万トンにまで伸ばす予定である。
234

(d) メキシコ
メキシコは、北部の太陽光や両洋岸及 Oaxaca 州の Tehuantepec 地峡を中心とする風力資源に恵まれ、グリーン水素製造のポテンシャルが高い。しかし、チリやコロンビアのよ
うに水素に関する国家計画やロードマップは策定できていない。2020 年、メキシコ水素協会（AMH）が設立され、日本企業も含む国内外の約 50 社が加盟し、メキシコの水素産業発展に向け、国家戦略構築の策定に対し助言を行っている。その後、2023 年 4 月、メキシ
コ緑の環境党（PVEM）はエネルギー転換法の改正案を国会に提出し、本案では同法律の改正後 180 日以内に「グリーン水素国家プログラム」を策定するとしている。
現在、メキシコ国内においては、2 件の水素プログラムが計画中である。
・ メキシコの肥料製造会社である Tarafert は、Durango 州北部の Lerdo 市で天然ガス
からアンモニアを製造する工程を、太陽光発電による電気分解でグリーン水素とグ
リーンアンモニアを製造する工程に転換する予定である。
・ スペインの Dhamma Energy は、Guanajuato 州 San Luis de la Paz 市に 42MW の大規模ソーラー発電パークを建設し、その発電量の 65%をグリーン水素生産に使用し、20%は電力系統に接続して電力として販売し、残りの 15%は水素生産プロセスのバックアップとしてバッテリーに蓄電する予定である。
(e) アルゼンチン
アルゼンチン政府は、2050 年のカーボンニュートラルを達成するために、2030 年の温室効果ガス排出量を 3 億 4,900 万トン以下、グリーン水素の生産量を年間 100 万トンにする目標を掲げており、2023 年 9 月 12 日、水素国家戦略を発表した。水素国家戦略は、
2050 年までに年間 500 万トンの水素を生産し、そのうち 8 割を輸出することを目指すとしている。
水素国家戦略は、水素の生産、技術開発を進め、再生可能エネルギー由来のグリーン水素、原子力エネルギー由来のピンク水素、化石燃料由来のブルー水素を生産し、国内市場と海外市場の双方にこれらを供給し、水素経済の創出を目指すことを掲げている。また、2030 年、2050 年の水素の生産コスト、輸出量、国内消費量、雇用創出などについて定量目標を掲げた。2050 年までに輸出量と国内消費量を合わせた年間 500 万トンの水素を生産する目標を実現するために 30GW の電解槽、55GW の再エネ発電設備の建設が必要である。
これらを達成するために、900 億ドルの投資が必要であり、水素生産量の 8 割は輸出を目指す。水素のサプライチェーンを構成するための関連設備や水素関連事業の 50%を国産化したいとしており、最初の試みとして電解槽の構成部品の製造や保守技術などの国産化を目標に掲げている。

235

4 . 2 . 6 まとめ
今回の調査においては、コロンビアの Cordoba 県・Antioquia 県で産出される低品位炭を利用したブルー水素プロジェクトの実現可能性を検討し、プロジェクトを組成する上で克復すべき課題を整理し、評価・分析を行った。調査結果のまとめを以下に示す。
1. Cordoba 県・Antioquia 県に賦存する低品位炭のガス化適用性を評価するために、同県内の 5 カ所（Cordoba 県 4 か所、Antioquia 県 1 か所）の石炭サンプルを入手し、石炭性状の把握及びガス化適用性指標の評価を実施した。ガス化適用性指標として、乾燥
熱量（石炭乾燥に必要な熱量）、水素製造性能、乾燥設備規模（前処理設備の規模）、
ガス化炉規模の合計 4 項目を評価した結果、Cordoba 県・ Antioquia 県のいずれの地点においてもガス化に対して適正であるとの判断を得た。特に Cordoba 県の San Jorge
は、水素製造コストの面で有利であり、水素・アンモニアの消費地である北部沿岸部にも比較的に近く、既存のガスパイプラインやブルー水素を製造するために不可欠なCCUS の候補地にも近いことが判った。
2. ガス化炉の選定については、三菱重工業の酸素吹き法（EAGLE 法）が CO2 分離・回収、貯蔵に適している。本調査で実施したガス化適用性指標の評価結果、日本国内での IGCC 発電所等での実績を基に競争力のある水素製造装置の設置が可能であると思われる。EAGLE 法のガス化炉は、日豪サプライチェーンの実証事業で実証済みであり、日本が開発した技術として説得力のあるものである。Cordoba 県・Antioquia 県においては、低品位炭のガス化設備を炭鉱近傍に設置することが相応しい。同県内には基幹送電線が通っており、各炭鉱に既に電気が供給されていることから、電力供給においても大きな問題はないと判断された。
3. CO2 の地下貯留については、Cordoba 県内に EGR の対象となる可能性を有するガス田があることが判った。この中で、Arrecife、Arrecife Norte-1、Coralino の各ガス田
は新規開発されたものであるが、Ecopetrol のガスパイプラインが敷設されており、その近傍に EGR に適した枯渇ガス田が存在する可能性もある。また同地域は、ガス化適用性評価で良好な結果を得た炭田に比較的に近く、ブルー水素の製造に有利であることが判った。CO2 貯留については、コロンビア政府及び Ecopetrol 等と協議を行い、個別に詳細な評価をする必要がある。
4. 水素・アンモニアの Cordoba 県・Antioquia 県内の輸送については、沿岸部の Bolivar
県の港湾都市 Cartagena から両県内にガスパイプラインが敷設されており、将来的に沿岸部から首都 Bogota まで延長されることが判った。従って、水素パイプラインの敷設は既設のガスパイプラインのルートを利用することができる。また、水素パイプラ
インの敷設と合わせて、地域内の輸送においては、水素キャリアを用いたトラック輸236

送を用いて対応できる。また国際間のサプライチェーン構築については、北部沿岸に位置する Bolivar 県 Cartagena 港、Atlantico 県 Barranquilla 港を中心にハブが広がっていくことが想定され、今回調査した Cordoba 県内の炭鉱で製造されるブルー水素の輸送について大きな支障はないと思われる。
5. コロンビア国内の水素の消費先は、モビリティー・製油所・化学工場・ガス火力発電所であり、水素需要は北部沿岸部の港湾都市 Cartagena、Barranquilla に集中している。またアンモニアの消費地である肥料工場も Cartagena 港、Barranquilla 港にあり、同北部沿岸地域では、水素需要とアンモニア需要のシナジーを期待できる。将来的には、ブルー水素・アンモニアを Cartagena 港、Barranquilla 港から海外輸出することも可能である。Cordoba 県は、北部沿岸部のこれらの地域に隣接しており、需要確保の面においても地理的に有利であるといえる。
6. コロンビア政府が米州開発銀行（IDB）と共同でまとめた水素戦略に関するロードマ
ップは、コロンビア国内に豊富に存在する低品位炭を用いたブルー水素の製造を重要視しており、各種のインセンティブを付与している。具体的には、炭素税の免除や投資優遇に関する免税処置等を講じており、低品位炭由来のブルー水素の価格に競争力が維持され、本プロジェクトの推進にも有用であると思われる。
本調査では、これらの検討結果を踏まえて、Cordoba 県の San Jorge 炭田に水素製造装置を設置し、炭田近郊のガス田に CO2 を地下貯留するとともに、初期段階として製造した
水素を Cartagena 港、Barranquilla 港までパイプライン輸送（既設ガスパイプラインと並走）し、両港を起点として周辺地域で水素・アンモニアを消費することを提案した。これ
により水素・アンモニアのサプライチェーンを構築することが可能となる。
上述の通り、コロンビアの Cordoba 県・Antioquia 県で産出される低品位炭を利用した
ブルー水素プロジェクトの実現可能性を調査した結果、ブルー水素の製造・輸送・消費まで、国内サプライチェーン構築の実現性は高いものと思われる。また国際間のサプライチ
ェーンの構築については、今後の各水素キャリアの成熟度によるが、既設の製油所等の設備を流用できるアンモニア、MCH が先に導入される可能性が高いと思われるが、欧米各国のコロンビアに対するアプローチ、コロンビア政府の動向等を注意深く見守る必要がある。
本調査では、事業展開における具体的な課題を整理し、課題解決に対する対応を 表
4.2-16 に取り纏めている。ただし、本調査報告書は公知の情報を基に作成されており、プロジェクトを実現させるには、プロジェクトのステークホルダーからの情報収集を行い、今後も調査を継続していく必要がある。

237

4 . 3 マレーシアの低品位炭ブルー水素プロジェクトの実現可能性
マレーシアには石油、天然ガス、石炭の埋蔵量が多く、CO2 を回収、貯蔵、利用してブ
ルー水素を製造できる可能性が高い。現在、欧米及び日本がカーボンニュートラル政策を主導する状況下、ASEAN 各国においても独自の試みが行われている。マレーシア政府も、
2023 年 10 月に水素経済・技術ロードマップを発表し、グリーン技術を用いた持続的な経済成長を目指すことを公表している。
マレーシアのエネルギー構成は、マレー半島と本調査で対象となる Sarawak 州で大きく異なる。マレー半島においては発電量の 80%は化石燃料が占めており、その内、ガス（45%）は Sarawak 州のガス田から調達しており、石炭においてもその大部分を海外輸入に依存している。
一方、Sarawak 州では、沖合に広大なガス田が存在しており、沿岸部及び内陸部に低品位な石炭が賦存されている。また水力発電の分野では、Bakun ダム（発電容量 2,400MW）
を始め、複数の大規模水力発電所が建設されており、同州の 80%の電力を供給するとともに、その余剰をマレー半島に送電している。
従って、Sarawak 州においては、再生可能エネルギーを利用したグリーン水素の供給ポ
テンシャルは非常に高いといえる。また Sarawak 州には、内陸部に低品位炭が賦存することと合わせて、CCUS の候補となる油田、ガス田が広範囲に存在することから、ブルー水
素製造のポテンシャルも考慮できる。マレーシア政府は、水素経済・技術ロードマップの
短期及び中長期的な戦略の中で、ブルー水素の利用を推進するとしている。
マレーシアの水素において特徴的な点は、近い将来に水素・アンモニア需要が見込まれる北太平洋（日本、中国、韓国）、南太平洋（豪州）、東太平洋（北米）地域に対して、自国を水素の流通拠点に育て、水素・アンモニアの輸出を推進したいとしていることである。
マレーシア政府は、同国が地理的に優位なポジションにあることに鑑み、特に Sarawak 州
を 2030 年までに ASEAN 諸国の中のグリーン水素経済のトップランナーに育てるとしている。
マレーシアにおいても、当面の間は主にブルー水素が利用され、水電解装置の技術革新
及び大容量化に伴い、グリーン水素が順次利用されると思われる。ここでマレーシアがコ
ロンビアと異なる点は、マレーシアにおいては、多数の日系企業がマレーシアのカーボン
ニュートラル事業に進出しており、各種実証事業を志向していることである。昨今、外資系による動きが加速しつつあり、Sarawak 州で製造したグリーン水素を海外輸出する試みが開始されている。
図 4.3-1 は、マレーシア水素経済・技術ロードマップ43に示されたアジア、ASEAN 地域の水素市場である。今後、Sarawak 州で製造された水素がこれらの国々に輸出されることになり、そのためには同州でのコスト競争力のあるブルー水素の製造が不可欠となる。

43 2023 年 10 月 5 日 マレーシア科学技術・イノベーション省（MOSTI）が発表

238

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-1 マレーシア近隣の水素市場
Sarawak 州の人口は約 251 万人（2023 年時点）
、マレーシア全体の 7.5%にあたる。そ
のうち州都 Kuching に 3 分の 1 が居住するも、州の北部海岸沿いを中心にバランスよく居住地が分布している。Sarawak 州はマレーシアのカーボンニュートラル政策を進める上での重要な拠点となることは明白である。

4 . 3 . 1 低品位炭ブルー水素・アンモニア製造技術の Sarawak 州での適用可能性
前述の通り、Sarawak 州には、低品位炭（亜瀝青炭、褐炭）の賦存が確認されており、水素製造に適した低品位炭が十分にある。また、低品位炭を利用した石炭火力発電所の存在も確認されている。さらに一部の炭鉱近隣には河川が流れており、石炭は沿岸部まで船により輸送されている。
水素製造に必要な電力の供給については、沿岸地域及び内陸部の主要な炭鉱まで送電線が整備されており、大きな支障はないと思われる。ブルー水素・アンモニア製造に必要なCO2 の貯留する場所についても、操業中のガス井があることが分かっている。
一般に低品位炭は、低品位ブルー水素・アンモニア製造に必要な褐炭ガス化設備の設置場所の選定に関しては、以下の事項を考慮する必要がある。
・ 石炭ガス化に適した低品位炭が十分にあること。
・ ブルー水素を製造するために、低品位炭から水素製造時に排出される CO2 を回収後、貯留できる場所が近くにあること。
・ 水素製造・アンモニア製造設備に必要な電気・水の供給が可能であること
以下に検討結果を記載する。
239

(1) 石炭ガス化性能評価結果
本調査において、Sarawak 州の Merit-Pila 炭鉱の 2 地点（Belawie Mujan、Tebulan）
及び Mukah 炭鉱から石炭サンプルを入手し、ガス化適用性指標の評価を実施した。表4.3-1 にその結果を以下に記載する（評価結果の詳細については本調査報告書 4.1 項を参照のこと）。
表 4.3-1 Sarawak 州の低品位炭におけるガス化適用性指標の評価結果
No
1
2
3

石炭
Belawie Mujan
TebulanMukah

1.乾燥熱量良良良

2.水素製造性能
不適
適
適

評価項目
3.乾燥設備規模
良良良

4.ガス化炉規模適良良

出所：石炭ガス化シミュレーション解析結果から作成

上記の通り、Merit-Pila 炭鉱の Belawie Mujan 地点は、水素製造性能が不適との結果を得ている。主な理由としては、水素製造量の指標であるガス化冷ガス効率（石炭投入熱量に対する可燃性ガス（水素及び CO）発生量の比率）、水素熱効率（石炭投入熱量に対する製造水素熱量の比率）及び水素収率（石炭投入重量に対する製造水素重量の比率）が共に低いことである。特に水素熱効率については、石炭価格が発熱量に大きく関係していることに鑑み、重要な指標であるといえる。
Mukah 地点及び Tebulan 地点の評価結果については、両者共に同等の結果が得られており、水素製造性能に係る各評価も良好な結果となっている。ここでは、Mukah 地点の石炭水分は Tebulan 地点より高く、前処理（乾燥）に要する熱量が多いと言えるが、他の側面においては発熱量及び水素含有量が高いことから水素製造効率に優れ、水素製造に必要な石炭使用量も小さくなり、結果的にガス化設備の規模も小さくなる。さらに CO2 発生量も少ないことから、地下貯留にも有利といえる。
ガス化適用性指標の評価結果の通り、Mukah 地点及び Tebulan 地点で産出された石炭は水素製造に適している。
(a)ガス化炉の選定について
ガス化炉の選定については、事業の経済性を成立させるために大規模な水素サプライチ
ェーンの構築することを視野に入れる必要がある。さらに、現在水素の大規模サプライチ
ェーンを上流から下流まで一気通貫で実施しているのは本邦企業のみである。本邦企業の大型噴流床のガス化炉は、三菱重工業の酸素吹き法（EAGLE 法）と空気吹き法があり、国内の IGCC 発電所において十分な実績がある。ここで、酸素吹き法（EAGLE 法）においては、ガス化炉から排出される CO2 の回収に有利であり、日豪サプライチェーンの実証事業で水素製造用に最適化され、大型化される予定である。

240

上記考察より、マレーシアの低品位炭のガス化炉は、酸素吹き（EAGLE 法）が適切であると言える。またガス化性能評価の結果の通り、Sarawak 州の低品位炭に対して、酸素吹き（EAGLE 法）を用いて十分なガス化性能を得ることができると考えられる。
(b)ガス化炉の設置場所の選定について
Sarawak 州においては、鉄道インフラが未整備であることから、石炭はトラック、バー
ジ船、石炭船による輸送となる。
一般に低品位炭は石炭中の水分・灰分が多く輸送効率が低いため、ガス化設備は炭鉱の近傍に設置する。一部の低品位炭においては、水分・灰分の含有量が低いものがあり、一定の予想効率が見込まれる場合、鉄道もしくは河川を用いて炭鉱からガス化設備まで輸送することも考慮できる。
今回のガス化指標を評価した Mukah-Balingian 炭田、Merit-Pila 炭田で産出される低品
位炭を用いた水素製造装置の設置場所は以下の通りである。
1)Mukah-Balingian 炭田
Mukah-Balingian 炭田は北部沿岸部付近に位置しており、ここで産出された石炭はトラックを用いて Mukah 発電所及び Balingian 発電所に輸送されている。Mukah 炭は水分を若干多く含むものの灰分が少なく、低品位炭の中では発熱量が高い部類に入ることから、
近距離のトラック輸送も考慮できる。また Mukah-Balingian 炭田は、今後 Sarawak 州の水素輸出基地及び CCS の基地となる Bintulu から半径 150km 以内に位置している。上記に鑑み、Mukah-Balingian 炭田の水素製造装置の設置場所については、以下の 2 つのケースを考えることができる。
【水素製造装置を Mukah-Balingian 炭田に設置するケース】
水素製造装置を Mukah-Balingian 炭田に設置し製造水素をパイプラインもしくはト
ラックを用いて Sarawak 州の主要都市に輸送する。Sarawak 州では、Bintulu の西側にはガスの基幹パイプラインが敷設されておらず、水素パイプラインは新規のルートを開拓する必要がある。
また後述の通り、Mukah 炭田近傍には 2 つの石炭火力発電所（山元発電）があり、このうちの一つの Mukah 石炭火力発電所では、アンモニア混焼に適したボイラ設備を有していると思われる。従って、Mukah 石炭火力発電所のアンモニア混焼を目的に、水素及びアンモニア製造装置を Mukah 石炭火力発電所内に設置することも考慮できる。
【水素製造装置を Bintulu に設置するケース】
将来、Bintulu がマレーシアの水素の流通ハブ港として成長する可能性が非常に高いことから、水素製造装置を Bintulu に設置する。このケースの場合、本プロジェク
241

トにおいて、Bintulu 港が水素サプライチェーンにおける水素製造、CCS 貯留、水素キャリア製造、海外輸出まで集約された拠点となる。Bintulu 港の詳細については本
調査報告書の 1.2.2 の「Sarawak 州の石炭ターミナル（山元、港湾施設等）」に記載した。
ただし、Bintulu に水素製造装置を設置する場合、石炭を Mukah 炭田からトラック
輸送で運搬することになる。従って、ここでは、Mukah 炭田から製造水素を Bintulu
までパイプラインで搬送ケースと、石炭を Bintulu までトラック輸送して水素を製造するケースの比較となるが、一般に変動費の少ない前者の水素パイプライン輸送が経済的に有利である。
2)Merit-Pila 炭田
Merit-Pila 炭田は内陸部に位置しており、道路インフラの整備が十分ではなく、石炭はバージ船を用いて輸送されている。水素製造装置を本炭鉱に設置する場合、建設資材の搬入、製造水素及び CO2 のパイプラインの敷設等、沿岸部と比較して克服する課題が多い。
一方では、現在、Merit-Pila 炭田から Sarawak 州北部沿岸部まで河川を用いた石炭輸送が行われている。具体的には、バージ船を用いた Sibu までの輸送、さらには石炭専用船を用 い た Kuching 市 の Sejingkat 石 炭 火 力 発 電 所 ま で の 輸 送 手 段 が 確 立 さ れ て い る（Sejingkat 石炭火力発電所は 2026 年に廃止される予定である）。
上記より、Merit-Pila 炭を用いた水素製造装置の設置場所の候補は以下の通りである。
【水素製造装置を Sibu に設置するケース】
現在、Merit-Pila 炭は Rajang 川上流の町である Kapit までトラックで輸送され、Kapit からバージ船で Sarawak 州の主要都市のひとつである Sibu 港まで運ばれている。最初のケースとして、Merit-Pila 炭を使用した水素製造装置を Sibu 港近傍に設置することが考えられる。ここで Sibu は Kuching と Bintulu の間に位置しており、水素の国内消費と海外輸出の双方を考慮する上で好都合な場所といえる。
ただし、Sibu で製造された水素をパイプライン輸送する場合、Sibu 近郊に基幹ガス
パイプラインがないことから、水素を既設のガスパイプラインに併走させるのではな
く、新規の水素パイプラインルートを開拓する必要がある。
【水素製造装置を Sejingkat 発電所に設置するケース】
Merit-Pila 炭を Kuching 近郊の Sejingkat 発電所まで輸送し、同発電所の敷地に水素製造装置を設置する。同発電所までの石炭輸送コストは高いが、同発電所は 2026 年に廃止予定であり、既設の港、石炭受入設備等を転用できる可能性がある。Sejingkat
発電所での水素製造は、今後 Kuching を中心に展開されるモビリティー市場が成長することを前提とした場合、有利な位置にあるといえる。その反面、本調査報告書に記242

載の通り、Kuching は、CO2 貯留、水素輸出のハブとなる Bintulu から約 600km 離れており、パイプラインの敷設の面においても他の場所と比較して不利となる。
(2)ブルー水素製造に必要な CO2 の貯留場所の候補
Sarawak 州沖には多数の油・ガス田が存在しておりことから、油・枯渇ガス田を利用した複数の CCS プロジェクトが進行している。Global CCS Institute（GCCSI）によると、
現在のところ 2 つの CCS プロジェクトが開発中とのことである。
上述の 2 つの CCS プロジェクトは、いずれも Bintulu 沖の枯渇ガス田に対して CO2 の貯留を行うものである。以下にプロジェクトの概要を示す。

出所：Global CCS Institute

図 4.3-2 マレーシア・Sarawak 州の CCS プロジェクトの位置図
Kasawari CCS プロジェクト
本プロジェクトは、マレーシアの国営石油会社 PETRONAS の完全子会社である
Petronas Carigali Sdn Bhd による CCS 開発プロジェクト（Kasawari プロジェクト）である。本プロジェクトは 2022 年 11 月に投資決定（FID）がなされている。
本プロジェクトは、油・ガス生産の際に生じる随伴ガスを、フレアリングにより燃焼させ、この時に発生する CO2 を年間 330 万トン地下に貯留する。Kasawari プロジェクトは、世界最大級の海洋の CCS プロジェクトとなる予定である。本 CCS プロジェクトのサイト
は、Sarawak 州 Bintulu から約 200km 離れた SK316 鉱区の海洋に位置し（図 4.3-3）、水深 108m の海上に CCS 用の洋上プラットフォームを建設する予定である。

243

SK316 鉱区で分離・生産した CO2 は圧縮され、長さ 138km、16 インチの海底パイプラ
インを用いて枯渇した油田に移送され、同地区の貯留層に再注入される予定である。

出所：マレーシア： サラワク沖合ガス田発見～
マレーシア LNG 拡張の戦略（JOGMEC）

図 4.3-3 Kasawari プロジェクト（SK316 鉱区位置）

出所： Offshore Technology （February 10, 2023）

図 4.3-4 Kasawari プロジェクトプラットフォーム

244

Lang Lebah CCS プロジェクト
タイ石油公社の子会社の PTTEP 及びマレーシア国営石油会社の PETRONAS は、
Sarawak 州沖の Lang Lebah ガス田で発生する酸性ガスを Bintulu ガス精製プラントまで移送している。両社は同プラントで CO2 を分離・回収後、約 150km の海洋パイプラインを用いて Golok 地区にある枯渇ガス田に移送し、地下に圧入することを計画している。
PETRONAS は同ガス田近傍に大型プラットフォームを構築し CO2 の圧入設備を設置する予定である。
本プロジェクトは、Sarawak 州沖に存在する酸性ガス田の広域開発の促進のためにも計画されており、 PETRONAS は CCS のインフラ設備を共有することにより経済性を高め、同地域に CCS ハブとクラスターを形成することを計画している。具体的には PETRONAS
は地下貯留容量の 60%を PETRONAS とパートナーに割り当て、残りの 40%は他のユーザーが利用できるようにするとしている。
図 4.3-5 に 1980 年代の Sarawak 州における油・ガス田の分布を示す。ここで判る通り、Sarawak 州では多くの有望な油・ガス田が存在しており、CO2 の貯留に適した枯渇したものが多く存在すると期待できる。

出所：石油公団

インドネシア及びマレーシアの石油天然ガス需要予測（1984 年）

図 4.3-5 Sarawak 州の油田・ガス田分布（1980 年代）

245

ブルー水素を製造するために、水素製造装置から排出された CO2 は、CCUS 技術を用いて地下に貯留する必要がある。上述の通り、Sarawak 州では EOR/EGR のプロジェクトが始動しており、これらのポテンシャルが非常に高いと思われる。従って、Sarawak 州における CCUS は、自噴しなくなった原油・ガスを回収することにより付加価値を得る
EOR/EGR が望ましい。
(a) EGR（EOR）を目的とした海洋ガス田の候補
1980 年代の Sarawak 州のガス田分布は「図 4.3-5

Sarawak 州の油田・ガス田分布（1980 年代）」の通りであるが、当時のマレーシアの油・ガス田の開発状況を表 4.3-2 に示す。
表 4.3-2 マレーシアの油・ガス田開発状況（1980 年代）

出所：石油公団

インドネシア及びマレーシアの石油天然ガス需要予測（1984 年）

246上表に示す通り、マレーシアには多くの古い油・ガス田が存在し、特に Sarawak 州ではオランダの Shell が現地法人を設立して大規模な開発を行ったことが判る。また 1980 年代においては、マレーシアの開発は、Shell、Esso 等の外資企業による投資を通じて行われていたが、その後は技術移転も進み、現在はマレーシア国営石油会社の PETRONAS が、単独事業者となるケースが多い。
また、表 4.3-3 に示す通り、Sarawak 州の近傍には多くのガス田が確認されており、これらも本事業における有望な CO2 の貯留先であると思われる。
表 4.3-3 Sarawak 州の近傍のガス田
No.
1

E8

発見年
1969

生産開始年
2006

2
3

F9
Golok

1969
n/a

2011
2020

4

Jintan

1992

2004

Kinabaru
NC3
B11

1989
n/a
1980

1997
2017
2003

8

Helang

1990

2003

9

Bakong

n/a

2020

10

Larak

n/a

2019

5
6
7

受入港
Bintulu

Miri

ガス田

事業者
Shell (M) 50%
PETRONAS 50%
PETRONAS 100%S OMV 40%
PETRONAS 30%
S Engy 30%
ENEOS 37.5%
Shell 37.5%
PETRONAS 25%
PETRONAS 100%
PETRONAS 100%
Shall (M) 50%
PETRONAS 50%
ENEOS 75%
PETRONAS 25%
S OMV 40%
Shell 30%
PETRONAS 30%

出所：Global Energy Monitor WIKI

上述は Sarawak 州沖合に位置する EGR の候補地であるが、一般公開された情報を基に作成したものであり、一部に油田も含まれている可能性がある。また表 4.3-3 の Golok ガ
ス田は Lang Lebah CCS プロジェクトにおける CO2 の貯留先として計画されており、他のガス田においても CCS のポテンシャルの可能性を見出せる可能性が高い。
各油・ガス田の枯渇度、油層・ガス層の地下構造等の詳細については、一般に公表されていないことから、EOR・EGR の可能性を把握するためには、関係者からのヒアリング等を行い、詳細な調査を行う必要がある。
(b) EOR を目的とした陸上の油田候補
ここでは、Miri 近郊の Baram Delta 付近における EOR ポテンシャルを説明する。
上述の通り、Sarawak 州沖の海洋ガス田を利用して CO2 の貯留場所とするポテンシャ
ルは高いと思われる。しかしながら、マレーシア政府が発表した水素経済・技術ロードマ
247

ップの試算によると、陸上で発生した CO2 を海洋の貯留層に圧入する CCUS のコストは、
海洋の油・ガス田で発生した CO2 をそのまま海洋の貯留層に圧入した場合の約 1.7 倍となることが公表されている。
Sarawak 州の陸上部に配置された水素製造設備から発生する CO2 を地下に貯留するコストは詳細に検討する必要があるが、海洋に貯留するケースと合わせて、一般に経済面で有利な陸上の貯留を検討する必要がある。
Sarawak 州の陸上油田の中で EOR の可能性があるものとして、北部 Miri 近郊の Baram
デルタ周辺に点在する油田地帯があげられる。図 4.3-6 は、Sarawak 州の石油開発会社、
PETROS の油・ガス田の開発状況である。同社のホームページによると、既に Baram
Delta（陸地に近い沖合）において EOR を実施している。また、Miri 南部の SKK433 鉱区（図 4.3-6）において、陸上油田を開発中である。

出所：PETROS ホームページ

図 4.3-6 PETROS の Sarawak 州内の油・ガス田の開発状況
また複数の日系企業が Baram Delta 近郊の陸上油田の開発を進めた経緯がある。
Baram Delta 地域の開発の歴史は古く、オランダの Shell が 1981 年に同鉱区を放棄したが、Malaysian Baram Oil Development Company (MBODC)が同地域の SK14 鉱区の再開発を実施している。
また、2007 年 10 月、新日本石油開発（現 ENEOS ホールディングス）は、Sarawak 州陸上の SK333 鉱区を取得し、マレーシア国営石油会社 PETRONAS の 25%の生産分与契約を締結した。同社は、SK333 鉱区は Sarawak 州陸上に位置し、周辺に油田が存在する有望な鉱区であるとし、2007 年から 2015 年までの 8 年間、地震探査を行い 4 本の試掘を行い、Adong Kecil West-1 の試掘井において、油・ガスの存在を確認している。
248

出所：MONITORINGOIL.COM

図 4.3-7 SK-333 鉱区位置
SK-333 鉱区近郊は断層が多く存在するが、Miri Field においては深度 1,000m までの浅い範囲に油田の存在が確認されており、EOR の対象となる可能性がある。さらに Miri
East Field では、深度 2,000m まで油田の存在が想定されている。
Miri 近郊には、古来より多くの油・ガス田が存在しており、特に陸上での EOR・EGR
は、海洋で実施するよりも経済的なメリットがあると思われる。また、Bintulu から Miri
までガスパイプラインが敷設されており、水素製造装置で発生した CO2 を本パイプラインに並走させて Miri 地域まで輸送することも視野に入れることができる。
Baram Delta、及び Miri 近傍の油田を利用した EOR の可能性については、詳細な調査が必要である。
(3) 水素製造設備への電力供給
図 4.3-8 にマレーシア国内の送電線系統を示す。マレーシア国内の送電線は、Sarawak
州の電力庁である SEB (Sarawak Energy Berhad) が保有し、送電線運用を行っている。
マレーシア国内の高圧基幹送電線は 500kV 系統、275kV 系統、132kV 系統から構成されている。
Sarawak 州の送電線は、州南部の Kuching から Miri まで 500kV 系統の基幹送電線が整備される計画であり、一部送電線の建設は終了しているが、275kV で運用されている。現
在、水素製造装置の設置場所の候補は、①Mukah 炭鉱近傍 ②Sibu 港 ③Sejingkat 発電所
であるが、いずれの場所においても 132kV の送電線と変電所が付近にあり、電力系統からの受電に対して大きな支障はないと思われる。また前述の通り、Sarawak 州は大規模水力発電所である Bakun ダム（図 4.3-8 の 22 番）を有していることから、州内の電力予備率が高く、電力供給においても問題はないと思われる。
現状、Sarawak 州においては、主要な町、炭鉱等には 132kV 以上の基幹送電線が網羅されており、電力供給に対して大きな支障はない。具体的な送電線接続に関して、受電箇所とその空き容量については、SEB から確認をする必要がある。
249

出所：IEA

図 4.3-8 マレーシアの送電線系統

4 . 3 . 2 水素・アンモニア輸送技術の Sarawak 州での適用可能性
図 4.3-9 にマレーシアにおける水素キャリアの輸送技術の適用可能性を示す。各水素キ
ャリアに関する考察を以下に示す。水素吸蔵合金については、国際間の大型輸送船に搭載することによりキャリアになる可能性もあるが、主に港、内陸の中間貯蔵に用いる定置型の貯蔵技術として取り扱うこととした。
マレーシアにおける水素・アンモニアの輸送技術においては、水素、MCH、アンモニ
ア、メタネーション（合成メタン）のいずれも適用可能である。ただし、輸送形態については、コストの検討を含めて詳細な調査が必要である。現在、本邦企業でサプライチェーンの実証試験が進んでいる水素、MCH、アンモニアの典型的なサプライチェーンを以下
に示す。

250

低品位炭ガス化

出所：千代田化工建設

カーボンニュートラルセミナー資料（2023 年 3 月 20 日）を基に作成

図 4.3-9 水素・MCH・アンモニアのサプライチェーン(a) 高圧水素・液体水素の輸送
高圧水素、液体水素の輸送に関する考察は以下の通りである。
1. 水素製造設備（褐炭ガス化炉）の設置場所は、基本的には炭鉱近傍に設置するが、今回の低品位炭は水分・灰分がそれほど高くなく、比較的に発熱量も高い。
Sarawak 州内陸部は道路も整備されておらず、特に Meri-Pila 炭は河川を利用した輸送に頼るしかない。従って、Mukah-Balingian 炭田近郊においてはトラック輸送を用いるが、Merit-Pila 炭田からの石炭搬出はトラックに加えて河川を用いた輸送を考慮する。
2. 水素の長距離内陸輸送は高圧水素をパイプラインで輸送する。比較的に小規模な輸送は液体水素ローリーを考慮してもよいが、経済性を含めて詳細な調査が必要である。
3. 都市、工業地帯における地域内の配送は、高圧水素のパイプライン・トラック輸送もしくは、液体水素のローリーによる輸送について詳細な調査必要である。
4. 水素の中間貯蔵は、高圧水素、液体水素の双方が考えられるが、港湾に設置する大規模な貯蔵には、液体水素、MCH、アンモニア等のキャリアに変換して貯蔵する。
5. 水素の国外輸出は Bintulu に位置する港湾とする。Bintulu の詳細については後述する。
マレーシア政府が発表した水素経済・技術ロードマップにおいては、水素の輸送コスト（150km）の試算を行っている。ガスパイプラインによる水素の輸送コストは、高圧ガ

251

ス・液化水素のトラック搬送より経済性があるとしており、2050 年における水素のパイプ
ライン搬送のコストは 0.57US ドル/kg と想定されている。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-10 マレーシア国内の水素輸送コストの比較（輸送距離 150km）(b) MCH とアンモニアによる輸送
MCH・アンモニアによる輸送に関する考察は以下の通りである。
1. MCH・アンモニアの国際間輸送は、既の大型国内ケミカルタンカーを流用し、マレーシア国内の港からの輸出入が可能である。大型サプライチェーン構築のために、MCH 製造装置を Bintulu 近傍の港に配置する。Bintulu を中心に大型サプ
ライチェーンを構成理由については、後述する。
2. MCH・アンモニアを鉄道，車両等 による輸送が可能であるが、これらの物質は危険物に該当することから、保安基準に適合したタンクローリーや，危険物対応
コンテナ、ドラム缶等をトラックに車載して運搬する必要がある。また陸上輸送においては、現地の法規制について調査する必要がある。
3. MCH・アンモニアの中間貯蔵は化学製品の技術を流用できることから、設置について問題ない。
4. 現在、Sarawak 州に鉄道網はないことから、鉄道による輸送は考慮しない。
前述の通り、MCH・アンモニアの製造、貯槽の主なメリットは、既設の化学プラントの設備を流用できることである。Sarawak 州においては、Bintulu に Shell が中心となっ252

て開発された石油化学系のプラントが集中しており、アンモニアを消費する肥料プラントも建設されている。これらの詳細は、現地施設候補地の項で説明する。
Bintulu は MCH・アンモニアのキャリア製造及び貯蔵のハブとして最もふさわしい場所であると思われる。
(c) 合成メタンによる輸送
前述の通り、合成メタンの輸送技術は、既設のガスのインフラストラクチャーを流用することができる。
合成メタンの国際輸送は、合成メタンを液化するための LNG 輸出ターミナルが必要となるが、Sarawak 州においては、Bintulu に LNG の輸出基地が建設されている。特にマレーシア国営石油会社である PETRONAS は、Sarawak 州 Bintulu の Petronas LNG
Complex 及び同州沖合の Petronas FLNG 1、FLNG 2 を所有しており、年間液化能力は合計 3,190 万トンを有する（生産前の ZFLNG を除く）。
表 4.3-4 PETRONAS が出資するプロジェクト（マレーシア）
プロジェクト名(Train 名)

液化能力(万トン/年)

生産
開始年

出資者

主要
仕向地

MLNG I (Satu)(Train 1-3)
※Petronas LNG Complex

840

1983 年

MLNG (Petronas 90%, Sarawak 州政
府 5%, 三菱商事 5%)

アジア

MLNG II (Dua)(Train 4-6)
※Petronas LNG Complex

960

1995 年

MLNG Dua (Petronas 80%, 三菱商事
10%, Sarawak 州政府 10%)

アジア

MLNG III (Tiga)(Train 7, 8)※Petronas LNG Complex

760

2003 年

MLNG Tiga (Petronas 60%, Sarawak
州政府 25%, ENEOS 10%, Unknown
5%

アジア

Petronas LNG 9(Train 9)※Petronas LNG Complex

360

2017 年

Petronas 65%, ENEOS 10%, PTTGL
Investment Limited 10%, Sarawak 州
政府 10%, Sabah 州政府 5%

N.A.

Petronas FLNG 1(PFLNG SATU) (FLNG)

120

2017 年

Petronas

N.A.

Petronas FLNG 2(PFLNG DUA) (FLNG)

150

2021 年

Petronas

N.A.

ZFLNG
(Name Undecided)

200

N.A.

Petronas, Sabah 州政府

N.A.

合計

3,390

出所：天然ガス・LNG データハブ 2024（JOGMEC）を基に作成

Sarawak 州で生産された合成メタンは、LNG として海外輸出できる可能性が高い。しかしながら、Bintulu で既設 LNG 設備を用いて合成メタンを液化することを考えた場合、合成メタンの製造・輸送コストは、Bintulu 沖合の天然ガスの生産・輸送コストに対して競争力を持たせる必要がある。合成メタンの製造コストは、石炭輸送、石炭ガス化による水素製造、及び水素と CO2 を合成メタンに変換するコストの合計であり、合成メタン製造

253

コストが Sarawak 州沖の海洋ガス田から産出された天然ガスの生産コストを下回ることは、非常に困難と判断される。
従って、合成メタンについては、天然ガスの調質や部分的な導入を視野に入れて可能性を探る必要がある。
表 4.3-5 にマレーシアにおける水素・アンモニア輸送技術の適用評価表を示す。

254

表 4.3-5 マレーシアにおける水素・アンモニア輸送技術の適用評価表
水素
高圧水素

液化水素

MCH

アンモニア

合成メタン

水素吸蔵合金水素(キャリア)

内陸地

〇

×

×

×

×

―

製造装置

港

〇

〇

〇

〇

〇(LNG)―

国内輸送

パイプライン

〇

-

×

×

〇

×

トラック

△

△

△

△

×

×

鉄道

×

×

×

×

×

×

バージ船

△

×

△

△

×

×

内陸地

〇

〇

△

△

〇

〇

港

△

〇

〇

〇

〇

〇

パイプライン

〇

×

×

△

〇

×

トラック

〇

〇

〇

〇

〇

×

鉄道

×

×

×

×

×

×

大型船

×

〇

〇

〇

〇

〇

中間貯蔵
地域内配送

国際間輸送

実証試験実績

〇

〇

〇

△

△

既設設備の流用

×

〇

〇

△

×

補足

大規模サプライチェーンの実証を

Bintulu の石油化学プラント設備の流用

Bintulu の LNG 液化

定置での適用に限開始予定にメリットがある。

設備を流用可能定

高圧水素による国内搬送に優位

国際間の大型輸送にメリットがある。中間

Sarawak 州で賦存さ性がある。液体水素は国際間の貯蔵は港が適している。

れる天然ガスがとの比較

マレーシアにおける適用評価

大規模輸送となる。

となる。

○優位性がある △優位性が低い ×優位性がない、適用不可
出所：各種資料より JCOAL 作成

255

適用外

(d) 適用可能な輸送技術の候補
マレーシアにおける輸送技術においては、以下の通りに候補を選定する。
1. 水素の内陸輸送は、高圧水素のパイプラインを用いる。他の水素キャリアを用いた内陸輸送（タンクローリー等）は、個別に検討していく。
2. 内陸部の中間貯蔵は高圧水素・液体水素を軸とする。他の水素キャリアを用いた
内陸部の貯蔵は、個別の地域で詳細に検討していく。
3. 水素・アンモニアの輸出を目的とした港湾設備では、国際間輸送に用いる水素キ
ャリアに準じた中間貯蔵を行い、海外のサプライチェーンに乗せる。
4. 合成メタンの国際輸送は、Sarawak 沖の天然ガスと比較して、当面の間価格競争力は見込めないことから、本調査では検討の対象外とする。
5. 水素・アンモニアの国際間輸送は、至近的な観点からは、マレーシア国内の既設設備の流用が期待できる MCH 及びアンモニアをキャリアとする。液体水素は大規模な初期投資が必要であることから、次の段階とする。

4 . 3 . 3 現地施設候補地(1) 政策との整合性
マレーシア政府は 2023 年 10 月 5 日、政府初の水素経済・技術ロードマップを発表した。
ここでは、マレーシアにおける豊富な天然ガスや成熟したインフラを強みに、CO2 の回収・有効利用・貯留（CCUS）により収益化した「ブルー水素」を活用することで、現状では供給源が限られるグリーン水素を補う方針を示している。
特に、マレーシア政府は、国営電力会社の TNB（Tenaga Nasional Berhad、国営石油会社の PETRONAS、並びに Sarawak 州の脱炭素化の今後の進捗に着目している。2019
年、Sarawak 州の Kuching においては、日生産量 130kg の水素製造プラントと水素ステーションが設置されている。
水素経済・技術ロードマップでは、産業側の Sarawak 州が、2030 年までに ASEAN 地
域の水素経済のフロントランナーになることを目指している。また環境への影響を最小限に抑えながら、再生可能エネルギーを開発し、マレーシア政府は、水素経済社会の形成を楽観的に捉えているとしている。
ここでの水素社会形成のための 5 つの柱を、①水素製造と貯留 ②水素輸送③商業化④応用 ⑤研究開発であるとした。
また、外資系企業による具体的な動きとして、水素経済・技術ロードマップは以下の実績を強調している。

256

1. Sarawak Energy, Sarawak Economic Development Corporation (SEDC Energy),
Samsung Engineering, Lotte Chemical, POSCO Holding の間で締結された覚書
により、2027 年までに水力発電由来の水素・アンモニアの輸出が開始されること。
2. SEDC Energy と住友商事、ENEOS の間で締結された覚書により、2028 年までに、水素を MCH に変換し日本に輸出されること。
3. Sarawak 州政府は、SEDC Energy の子会社である Sarawak Metro Sdn. Bhd.に対し、Kuching 市において東南アジア諸国で初の水素バスの運用を委託し、2025
年に運用させる予定であること。
図 4.3-11 は水素経済・技術ロードマップに記載された、将来の水素経済での適用技術とサプライチェーンである。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-11 水素経済における適用技術とサプライチェーン
マレーシア政府は、Sarawak 州を将来の水素サプライチェーンの拠点として計画しているが、ブルー水素の製造は、天然ガスの水蒸気改質（SMR）に CCS を組み合わせたものしか記載されていない。主な理由として、Sarawak 州に天然ガスが豊富に賦存していることによると思われるが、低品位炭のガス化の可能性をマレーシア政府と協議をしていく必要がある。
マレーシア水素経済・技術ロードマップにおいては、水素化ホウ素ナトリウムを水素キ
ャリアの一つとして取り入れている。水素化ホウ素ナトリウムは、酸性条件や、特定の触媒の存在下で分解し、水素ガスを放出し、また比較的安定な固体で、発火などの危険もな
いこと、廃棄物も害の少ないホウ酸であることなどから、携帯可能な水素源の候補物質の257

一つとなっている。すでに水素化ホウ素ナトリウムを水素源として用いた燃料電池が試作されている。
(2) 使用用途・需要地の選定
マレーシア政府の水素経済・技術ロードマップにおける水素・アンモニアの導入計画を
図 4.3-12 に示す。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-12 水素アンモニアの導入計画
マレーシア政府は、水素・アンモニアの導入シナリオを以下の 2 つについて考察している。
Business As Usual シナリオ：
今後の技術開発とビジネスを通常に展開した場合のシナリオ
Emission Driven シナリオ：
IEA に遵守し、2050 年にネットエミッションゼロを達成するシナリオ

マレーシア政府は、Emission Driven シナリオにおける各部門別の水素消費について、
表 4.3-6 の通りに目標を掲げている。

258

表 4.3-6 Emission Driven シナリオにおける部門別水素消費目標
部門
発電分野
モビリティー分野

産業部門（非エネルギー分野）

産業（熱供給部門）

船舶

水素消費目標発電の分野では、2030 年以降、発電所で水素と天然ガスを 20%混合することを目標にしており、さらに 2030 年から石炭とグリーンアンモニアの混焼を開始するとしている。
マレーシアの NAP (National Automotive Policy)は、2030 年までに燃料電池車の水素使用量を年間 1,200 万トンまで増加させて、全自動車産業のエネルギー需要の 5%を水素に置換することを目標としている。
非エネルギー部門の産業（主に肥料、化学薬品、メタノール）では、既存の天然ガスの5%を CCS により製造したブルー水素に置き換え、2050 年までに 20%まで増やすことを目標としている。具体的には、石油化学工場使用される既存燃料（石油・ガス）をブルー、もしくはグリーン水素・アンモニアに置換するとしている。また製鉄業界における水素冶金（水素還元製鉄等）の分野で大きな水素需要を想定している。
熱供給部門における水素需要の予測は、2018 年国家エネルギー計画に記載された天然ガス発電の熱消費量と天然ガスベースの産業部門の熱消費量の割合を基に作成されている。2008 年における電力部門の天然ガス消費量は 12,816 ktoe、熱需要は 8,255
ktoe である。
船舶におけるグリーンアンモニアの導入、バンカリングを 2050 年までに 10％導入することを目標としている。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-13 は、Emission Driven シナリオの各需要別における水素消費量の予測トレンド
ラインである。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-13 Emission Driven シナリオにおける最終消費者別の水素需要予測
上図の通り、マレーシア政府は、2030 年までは Industry 部門の Non Energy 分野である石油化学、鉄鋼、肥料工場が水素・アンモニアの需要の大半を占めると見込んでおり、モビリティーの分野では、2030 年までに全自動車産業における燃料の 5%を水素に置換するとしているが、全水素需要に占める割合は相対的に低いと想定される。

259

また、図 4.3-14 は上記シナリオにおける各セクターの水素需要の予測を表している。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-14 Emission Driven シナリオにおける各セクターの水素需要予測
上図に示す通り、マレーシア政府は将来の水素・アンモニアの需要を Non-Energy 部門での消費を見込んでいる。今後のマレーシアでの水素・アンモニアの需要は以下の通りである。
表 4.3-7 マレーシアの水素・アンモニア需要
水素

アンモニア

短期・中期
長期
燃料電池
ガスタービンン発電
モビリティー
農業分野： アンモニア製造
石油化学分野 ： 水素化脱硫・クラッキング
鉄鋼： 水素還元製鉄
窒素肥料
アンモニア専焼船
石炭火力のアンモニア混焼

出所：各種資料より JCOAL 作成

上記に対して、Sarawak 州の短・中期的視点における水素・アンモニアの需要地を以下に記載する。

260

(a) 製鉄所
図 4.3-15 はマレーシア国内の主な製鉄所の位置を表したものである。

出所：SMM

図 4.3-15 マレーシア国内の主な製鉄所
マレーシアでは、電気炉による鉄スクラップ溶解プロセスが主流となっているが、昨今、水素需要が期待される複数の高炉が、中国資本によりマレー半島の東側に建設されている。
2014 年に最初の高炉が導入されている。マレーシアの粗鋼生産量は 2025 年までに年間2,000 万トンに達する予定であり、マレーシア国内の需要の 4 倍に達する予定である。

出所：SMM

図 4.3-16 マレーシア国内の粗鋼生産量の推移

261

マレーシア水素経済・技術ロードマップは、Non-Energy 部門における水素需要が長期に渡り高いことを表しているが、ここでの水素需要は主に製鉄業での消費を表していると思われる。
一方では、マレーシア国内の製鉄所はマレー半島側に建設されており、Sarawak 州には製鉄所が建設されていない。しかしながら、現在複数の中国企業が Sarawak 州に製鉄所を誘致するとの情報がある。
2021 年 6 月、中国の Wenan Steel は Bintulu の Samalau 工業団地に製鉄所を建設することを発表した。本プロジェクトは、運開後 10 年間にわたり年間 570 万トンの粗鋼を生産し、将来的には順次生産能力を増強する計画である。Wena Steels は、電力供給契約、Bintulu 港の使用契約等、プロジェクトの組成を行っているとの情報である。
本プロジェクトに対する投資決定に至れば、Bintulu に大きな水素需要が生まれることになる。
(b) 石油化学
上述の通り、マレーシア水素経済・技術ロードマップでは、至近の水素需要を石油化学
における脱硫やクラッキングプロセスにおいている。Sarawak 州の主要な石油化学工場は、
Bintulu にある Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) プラント である。
本化学工場は、Shell（72%）
、三菱商事（14%）, Sarawak 州政府（7%）の合弁会社により設立され、1 日あたり約 1 億立方フィートの天然ガス、年間 47 万トンの中間留出物（軽油、灯油、ナフサ）、及び派生製品（洗剤原料、溶剤原料、各種ワックス）を生産しており、その製品は世界各地に輸出されている。

出所：MIDA Malaysia’s Petrochemical Industry

図 4.3-17 マレーシア国内の石油化学工場の位置262

図 4.3-17 に示す通り、マレーシア国内の製油所の多くは、製鉄所と同様にマレー半島の東南部に位置しており、これらの石油化学工場への水素供給は海上輸送となる。
(c) 窒素肥料製造
Sarawak 州の肥料工場は、主に以下のものがある。
表 4.3-8 Sarawak 州の主要な肥料工場
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9

事業者名
ASEAN BINTULU FERTILIZER SDN.BHD
SARAWAK FERTILIZER SDN. BHD.
GROFIELDS SDN.BHD.
PK FERTILIZER SDN.BHD.
MJM TECHNOLOGY SDN. BHD.
BOTANIUM AGRO-TECH (M) SDN. BHD.
SOP AGRO SDN.BHD.
JGRO (M) SDN. BHD.
WH FERTILIZER SDN. BHD.

場 所
Tanjung Kidurong, Bintulu
Tanjung Kidurong, Bintulu
Tanjung Kidurong, Bintulu
Tanjung Kidurong, Bintulu
Krokop, Miri
Tim Tunku Indusial Est., Miri
Jalan Bendahara, Miri
Kuala Baram Land Dist., Miri
Jalan Pahlawan, Sibu

出所：各種資料より JCOAL 作成

上表の通り、Sarawak 州の肥料工場は、沿岸部の都市の Bintulu 及び Miri に集中していることが判る。特に Bintulu においては、Kidurong 地区の工業団地に肥料工場が集中して い る 。 こ こ で 、 Bintulu の ASEAN Bintulu Fertilizer Sdn. Bhd. は 、 PETRONAS（63.5%）を筆頭株主として、タイ（13%）、インドネシア（13%）、フィリピン（9.5%）、
シンガポール（1%）の企業が共同出資をしている。
Miri においても、多くの肥料工場があるが、これらの工場は比較的に小さいものが多く、Miri 近郊に点在している形となっている。
(d) 石炭・ガス火力発電所
Sarawak 州の石炭火力・ガス火力発電所の位置を図 4.3-18 に示す。水素・アンモニアの消費先としては、短期的には石炭火力発電所に対するアンモニア混焼が考えられ、中長期的にはガスタービン発電所に対する水素燃焼が考えられる。

263

出所：各種資料から JCOAL 作成

図 4.3-18 Sarawak 州の石炭火力・ガス火力発電所の位置
表 4.3-9 Sarawak 州 石炭火力発電所仕様（再掲）
発電所名⑥

Balingian New P.S.

運営社
（親会社）
Sarawak Energy Bhd

発電容量

運転開始

使用炭種

312MW×2

1U：2019

亜瀝青炭

循環流動床

2U：2019⑦

Mukah Coal P.S.

Sarawak Energy Bhd

135MW×2

1U：2008

亜臨界

2U：2009⑧

Sejingkat P.S.

Sejingkat Power Corp.

50MW×2

1U：1997（Sarawak Energy Bhd）

亜臨界

2U：1997

Sejingkat Power Corp.

55MW×2

1U：2006（Sarawak Energy Bhd）

亜臨界

2U：2006

亜瀝青炭

亜瀝青炭

亜瀝青炭

出所：Global Energy Monitor WIKI

上記発電所に対する考察は以下の通りである。
1) Sejingkat 発電所
Sejingkat 発電所は老朽化が進んでおり出力規模も小さいことから、SEB Energy は、本発電所を 2026 年まで順次廃止するとしている。
2) Balingian 発電所
Balingian 発電所のボイラは循環流動床（CFBC）であり、一般に石炭発電所のアンモニ
ア混焼の対象となる微粉炭焚き石炭火力発電所（PC）とは異なる。PC ボイラのバーナー
はアンモニア燃焼バーナーを構造上類しており、ボイラ設備の改造を最小限に抑えること264

ができる。これに対して、CFBC ボイラのアンモニア混焼は、設備の大幅な改造や各種実証試験を行う必要がある。
3) Mukah 発電所
Mukah 発電所は、公開された情報では亜臨界圧発電所であり、微粉炭炊きと推測されるが、発電設備の詳細を調査する必要である。本発電所は、独立電気事業者である Mukah
Power Generation Sdn. Bhd.が Sarawak Energy の 100%子会社の Sarawak Electricity
Supply Corporation と 25 年間にわたる長期電力購入契約（PPA）を締結して運営している。本発電所の長期電力購入契約は 2034 年 1 月まで継続することから、本発電所に対するアンモニア混焼は、マレーシア水素経済・技術ロードマップの流れに準じたものといえる。

出所：Power Generation Sdn. Bhd.ホームページ

図 4.3-19 Mukah 発電所（石炭亜臨界火力発電所 135MW × 2 基）Sarawak 州の海岸沿いに位置するガス火力発電所は以下の通りである。
表 4.3-10 Sarawak 州のガス火力発電所
発電所名
Miri Power Station

運営会社
Sarawak Energy Bhd

発電容量
102MW

運開年
1972

ガスタービンTanjung Kidurong Power Station

Sarawak Energy Bhd(Bintulu Power Plant)

421MW

2022

(165MW+312MW)
コンバインドサイクル

出所：各種資料より JCOAL 作成

マレーシア水素経済・技術ロードマップでは、中長期的な視点から、発電分野の水素需
要を主にガスタービンを用いた発電所に見込んでおり、ガス火力発電所は、Bintulu 及びMiri に位置していることが判る。Bintulu と Miri の間には、ガスパイプラインが敷設され
ている。

265

(3) 選定条件の整理
現地施設候補地の選定については、ブルー水素については、表 4.3-11 マレーシアにおける水素・アンモニア輸送技術の適用評価表に基づき、個別の水素キャリア毎に以下の通りに整理する。
1. 水素製造装置はガス化評価結果を基に以下の場所を候補地とする。
表 4.3-11 水素製造装置の設置場所の候補地
炭 田
Mukah-Balingian 炭田
Merit-Pila 炭田

水素製造装置

備 考

Mukah

炭田近傍

Bintulu

近傍の水素輸出港候補

Sibu

国内消費、海外輸出

Sejingkat 発電所

発電所港湾設備の流用
国内消費（Kuching）

2. ブルー水素製造装置で発生した CO2 は近傍にあるガス田、油田にパイプラインで輸送する（長距離輸送の場合は、既存の石油、ガスのパイプラインと並走する）。
3. 水素キャリア製造装置の設置場所は沿岸部、国内消費の中間貯蔵場所は Sarawak
州内の主要都市とする。
4. 水素は大量輸送を前提に長距離輸送する場合はパイプライン輸送とする。また可
能な限り既設の石油、ガスのパイプラインと並走することを優先する。ただし、
水素ローリーに短距離輸送については、別途詳細に検討する。
ブルーアンモニアの現地施設候補地については、以下の通りに整理する。
1. アンモニアの原料となるブルー水素の製造装置の設置場所はガス化評価結果を基に上述の通りであり、ブルー水素製造に伴う CO2 の貯留についても上述の通りである。
2. アンモニア製造装置の設置場所は、国内消費を前提とする場合は、窒素肥料プラントの近傍とするが、Mukah 発電所におけるアンモニア混焼を実施する場合は同発電所内にアンモニア製造装置を設置する 。
またアンモニアを輸出する場合は、Sarawak 州北部沿岸の港にアンモニア製造装置を設置する。
(a) 施設の建設候補地の選定
Sarawak 州の主要都市である Kuching、Miri、Bintulu、Sibu の概要は以下の通りであり、各都市における水素・アンモニアの需要及びサプライチェーンについて考察する。

266

1) Kuching
Kuching（人口約 60 万人）は Sarawak 州の州都であり、古くから南シナ海貿易の要地として多民族都市、行政、商業、観光の中心として発展している。産業面においては、日本の太陽誘電がセラミックコンデンサの工場を誘致しており、中国の太陽電池メーカーである LONGi も結晶シリコン太陽電池生産拠点を置いている。Kuching は Sarawak 州の油・ガス田から離れた位置にあることから、大きな石油基地、石油化学、製油所はなく、主に流通の拠点としての利点を生かして、ハードデスク、シリコン、半導体、電子機器等の部品産業やセメント産業が進出している。
Kuching は、Sarawak 州で最も人口が多いことから、水素製造プラントと水素ステーシ
ョンが設置されており、モビリティー向けの水素需要が高まる可能性がある。
2) Sibu
Sibu（人口 16 万人）は Sarawak 州第 3 の地方都市であり、Igan 川とマレーシア最長の大河 Rajang 川が合流する地点に位置し、内陸部と沿岸部の中継を担う貿易都市として知られている。主な産業は、Rajang 川流域の商業伐採による木材加工工場、アブラヤシ産業、漁業、プランテーション、農業、畜産であり、商品の流通も盛んである。
先述の通り、Sibu 港では Merit-Pila 炭田で産出された石炭をバージ船から石炭船への積替えを行っている。しかしながら、現在のところ水素・アンモニアの消費を促す産業は育っておらず、モビリティー向けに向けた水素ステーション等の設置も開始されていない状態である。
3) Bintulu
Bintulu（人口約 18 万人）は、商業的木材伐採地域として栄えてきたが、1980 年代にMalaysia LNG (MLNG) 及び ASEAN Bintulu Fertilizer (ABF) が設立されたことを起点に経済が急成長した。Bintulu 地域の主なプロジェクトは以下の通りである。
表 4.3-12 Bintulu 地域の主なプロジェクト
プロジェクト名

事業者

事業内容

MLNG

PETRONAS
Shell 他

液化天然ガスABF

ABF 及び ASEAN 4 か国

アンモニア
尿素

SMDS

Shell、PETRONAS
三菱商事

石油化学工業

SSBP

Shell

石油備蓄

MDF

Daiken Sarawak Sdn. Bhd.

中密度繊維板

Bintulu Cement Plant

CMS Cement

セメント

Palm Oil Refinery

Bintulu Edible Oils Sdn. Bhd.

パーム油精製出所：各種資料より JCOAL 作成267

備考1978 年操業開始：中央ルコニア海洋
ガス田からの天然ガス産出
1980 年操業開始
タイ、インドネシア、フィリピンに輸出
1993 年操業開始：ガス、石油、ケロシ
ン、ナフサ他を生産
1979 年操業開始：
備蓄容量：41 万バレル×3 基1994 年操業開始
本邦企業 DAIKEN との JV 会社
CMS Cement のクチンに続く 2 番目のセ
メント工場
2000 年操業開始

マレーシア政府が 2009 年に発表した Sarawak 再生可能エネルギー回廊（Sarawak
Corridor of Renewable Energy：SCORE）では、ボルネオ島の山岳地帯を利用した水力発電や石炭、天然ガスなどの豊富なエネルギー資源を活かして、電力消費の多いアルミニウ
ム産業や金属・ガラス産業を優先して誘致したいとしている。
図 4.3-20 に東マレーシアの主な工業団地の位置と産業を示す。現在のところ Sarawak
州においては、Bintulu は大規模な石油化学工業、肥料工場が誘致されており、水素・ア
ンモニアの重要な消費地となることが期待される。

出所： JETRO 東マレーシアの投資状況（2022 年 3 月）

図 4.3-20 東マレーシアの鉱業団地
Bintulu 近傍の Samalaju 工業団地は、約 2 万エーカー（約 81km2）の敷地を有し、マレーシア政府は同工業団地に Sarawak 州の重工業とエネルギー産業を集約させたいとしている。JETRO によると、現在 6 社が操業中であり、新規事業者においては水素や再生可能
エネルギーなどの新エネルギー分野に注目が集まっているとのこと。
さらに Bintulu 港は、バルク貨物、コンテナ貨物の港として発展してきており、LNG 取
り扱量と LNG タンカーの寄港数の両方で世界最大級の LNG 輸出港となっている。
上述の通り、Bintulu は Sarawak 州の水素・アンモニアの消費地及び海外輸出の拠点となる高いポテンシャルを備えている。

268

4) Miri
Miri（人口 23 万人）は、Sarawak 州第 2 の都市であり、他の都市と同様にパーム油の製造や商業的木材伐採にて栄えたが、1989 年に Asam Paya 油田の発見されたことから急速に成長した。その後、2010 年に Bintulu と Miri の間に新たに 2 つの油田が発見され、2011 年には日本石油（現 ENEOS）も新しい油田を発見している。Miri 沖のガス田で産出されたガスは海底パイプラインを経由して Bintulu まで送られ、Bintulu LNG 基地で液化・輸出されている。
Miri には石油開発産業が集まっており、木材の輸送船の建造や洋上リグの運営に必要な船舶の建造を行う造船業も集まっている。一方では、Miri 近郊には工業団地の形成は進んでおらず、水素・アンモニアの需要の観点からは、中小規模な窒素肥料工場が散在している。

これまでの調査結果を基に、表 4.3-13 と表 4.3-14 に水素及びアンモニアのサプライサプ
ライチェーンにおける設備設置候補地、需要想定先、及びそれらの相対的な評価を示す。
水素サプライサプライチェーンにおける水素製造設備設置場所の候補は、沿岸部に近い
Mukah-Balingian 炭田からの低品位炭を水素原料とするのが輸送面で優位性が高い。
Mukah 炭鉱や Mukah-Balingian 炭田に近い商業都市の Bintulu は、LNG 基地、石油化学
工場、肥料工場、港湾設備もあり、水素製造にも適している。また、水素製造で発生する
CO2 も近隣に油田、ガス田が存在していることから EOR/EGR にも有利となる。
アンモニアサプライチェーンにおけるアンモニア製造設備の設置場所の候補地は、水素製造に優位性が高い Bintulu が最適である。Bintulu には肥料工場もあり、アンモニア輸出に適した港湾施設も整っている。

269

表 4.3-13 水素サプライサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地
Merit-Pila
水素製造装置
水素キャリア
製造装置

LH2
MCH
NH3
CH4

大規模貯蔵設備
中間貯蔵設備
水素消費地
短期
長期
備 考

×
×
×
×
×
×
×
×
×
内陸部
アクセスが
不便

○優位性がある △優位性が低い
出所：各種資料より JCOAL 作成

炭田
MukahBalingian
〇
△
×
×
×
×
△
×
×
沿岸部
Bintulu 近
郊

主要都市
Kuching

Sibu

Bintulu

Miri

×
×
×
×
×
×
△
△
〇
モビリティー分
野のハブ

〇
×
×
×
×
×
△
×
△
Merit-Pila
炭の中継港

〇
〇
〇
〇
〇
〇
〇
×
△
LNG 基地
石油化学
肥料工場
港湾設備
製鉄所
（計画中）
EOR/EGR

×
△
△
△
△
△
〇
×
△
海洋ガス田
開発基地
EOR/EGR

石炭火力発電所
Sejingkat
発電所
△
×
×
×
×
×
×
×
×
2026 年廃止予定
水素消費先はKuching のモビリ
ティー向け

ガス火力発電所
Miri
Tanjung Kidurong
発電所
発電所
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
〇
〇
Miri 近郊
Bintulu 近郊

×優位性がない、適用不可

表 4.3-14 アンモニアサプライチェーンにおける設備設置場所の候補及び需要地
炭田
Merit-Pila
アンモニア製造装置
大規模貯蔵設備
中間貯蔵設備アンモニア消費地
備 考

×
×
×
×

MukahBalingian
△
×
△
×
Mukah
発電所近傍

Kuching

Sibu

×
×
×
△
Sejingkat
発電所近傍

×
×
×
×

主要都市
Bintulu
〇
〇
〇
〇
肥料工場
港湾設備

○優位性がある △優位性が低い ×優位性がない、適用不可
出所：各種資料より JCOAL 作成

270

Miri
△
△
△
△

Sejingkat
発電所
×
×
×
×
2026 年
廃止予定

石炭火力発電所
Balingian
発電所
×
×
×
×
CFBC
ボイラ

Mukah
発電所
△
△
△
△
アンモニア混焼可
能4 . 3 . 4 低品位ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の実現可能性・課題(1) ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の実現可能性(a) マレーシアにおけるブルー水素・アンモニア市場の検討
マレーシア水素経済・技術ロードマップは、2050 年のカーボンニュートラルに向けた
10 年毎の行動計画を記載しており、マレーシア政府が 5 年毎に策定する国家開発計画（MP : Malaysia Plan）に反映させている。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-21 マレーシア水素経済・技術ロードマップにおける各フェーズの概要
上図に示す通り、マレーシア政府は、水素・アンモニアの国内導入を 3 つのフェーズに分割して推進するとしている。
フェーズ 1（2022 年～2030 年）
マレーシア政府は、2030 年までをフェーズ 1 と定義し、国内の水素需要のバックボーンを固めると同時に、水素の輸出ビジネスを開始したいとしている。国内需要においては、
最も経済的な水素のサプライチェーンを構築することを目標とし、最初のステップとして、小規模な水素技術を多数立ち上げることに重点を置いている。フェーズ 1 においては、小規模なプロジェクトが大規模なサプライチェーンに移行できるかどうかを見極めることとし、競争力のあるプロジェクトが集約されていくとしている。
ここでマレーシア政府は、フェーズ 1 においては、国内における水素需要が積みあがっていないことから、水素輸出に重点を置いていることが特徴的である。マレーシアは水素貿易のハブ的な位置にあることから、水素の国際取引マーケットで一定のシェアを確保したいとしている。具体的には、2030 年までにマレーシア国内で製造した水素の輸出量を 30 万トン～100 万トンまで伸ばしたいとしている。
271

フェーズ 2（2030 年～2040 年）
フェーズ 2 においては、水素の海外輸出を伸ばすとともに、国内の水素需要マーケットが育成され、B2B（Business to Business）、G2G（Government to Government）パートナーシップの構築できるとしている。また、各水素事業の規模は開発段階から商業化までスケールアップされ、国内需要の創出と海外輸出の両面で、サプライチェーンができるとしている。他方では、水素プロジェクトのスケールアップと競争力のあるプロジ
ェクトに対する投資が促進され、水素ビジネス好循環が生まれることが期待される。また競争力のあるプロジェクトが絞り込まれ、水素の海外輸出も増加する。
フェーズ 2 の後期においては、水素に係る技術も熟成、集約されることから、技術規格
や水素に関する各法律・規制等が整備される予定である。国内の水素技術・経済に係る人 員 の 教 育 も 進 み 、 マ レ ー シ ア が 知 識 ベ ー ス 経 済 （ k-economy: knowledge based
economy）に移行するとしている。
フェーズ 3（2040 年～2050 年）
フェーズ 3 では、個別分野の動きは特に記載されていないが、フェーズ 2 の延長として、水素の国内需要と海外輸出の適正なポートフォリオが形成されるとしている。水素の生産も多種多様なものが市場に出てくると想定している。
上述の通り、マレーシア水素経済・技術ロードマップの特徴的な点は、一貫として水素の輸出を視野においている点である。マレーシア政府は、Sarawak 州を将来の水素ハブとして発展させる予定であり、水素の輸出拠点としてポテンシャルが一番高い地点は、港湾設備が整備された Bintulu かと思われる。
水素の海外輸出について、マレーシア水素経済・技術ロードマップは日本、韓国、中国、
シンガポールを輸出先の候補として挙げており、2027 年の第 1 四半期に最初の水素船による海外輸出を想定している。さらにマレーシアは、将来的に水素をチリ、オーストラリア
から輸入する予定である。現在のところ、水素の海外輸出に関する主な進捗は以下の通りである。
1. Sarawak Energy, Sarawak Economic Development Corporation (SEDC Energy),
Samsung Engineering, は韓国の Lotte Chemical, POSCO Holding と覚書を締結
し、2027 年までに水力発電由来の水素・アンモニアを海外に輸出する予定である。
2. SEDC Energy は日本の住友商事、ENEOS と覚書を締結し、2028 年までに、水素を MCH に変換し日本に輸出する予定である。

272

上述の通り、マレーシア水素経済・技術ロードマップのフェーズ 1 の期間中に十分な国
内市場が形成されず、マレーシア国内で生産された水素は当面の間は海外に輸出されると想定できる。
マレーシアの水素社会を形成する主要な企業は、国営石油会社の PETRONAS、及び電力会社 TNB（Tenaga Nasional Berhad）である。最近のカーボンニュートラルに向けた
PETRONAS と TNB の具体的な案件の進捗は以下の通りである。
1) PETRONASPETRONAS は、2022 年 1 月、石油資源開発と、マレーシアにおける CCS 実施に合意
し、両社による覚書を 1 月 27 日に締結した。両社は、CO2 地中貯留の実施を視野にした適地調査や技術検討を行い、Bintulu にある PETRONAS の LNG 基地からの CO2 の回収・輸送、及びマレーシア国外からの CO2 受入の可能性を調査する。CO2 の地中貯留技
術、排出量や回収可能量の試算、回収・輸送方法、CO2 のモニタリング手法などの評価を行うとしている。
さらに PETRONAS は、三井物産及び仏総合エネルギー会社 Total Energies の CCS 事
業会社 TotalEnergies Carbon Neutrality Ventures との間で、マレーシアでの CO2 貯留の共同開発契約を締結した。ここでの開発対象地域は、マレー半島沖合としている。具体的には、マレー半島沖合の枯渇ガス田及びその周辺地域の地下構造を対象に、CO2 地下貯留の開発と液化 CO2 船による輸送や港湾設備の設計等を含むロジスティクスの最適化を早急に取り組むとしている。
上述の通り、PETRONAS はマレーシア半島と Sarawak 州において、日本企業と共同でCO2 貯留の開発を進める予定である。
2) TNB (Tenaga Nasional Berhad)
TNB は 2035 年までに発電所から排出される CO2 を 0.35t-CO2/MWh に下げる目標を打
ち出している。2021 年 10 月 TNB は、子会社の TNB Genco を通じて，本邦企業である
IHI と石炭火力発電所のアンモニア及びバイオマスの燃焼技術について共同検討を行い、同社の脱炭素化の骨子を作成している。TNB Genco が保有する大規模石炭火力発電所である TNB Janamanjung 発電所、Kapar Energy Ventures 発電所、及び Jimah East Power
発電所の CO2 排出量を大幅に削減する予定である。
これを受けて、2022 年 10 月、IHI と JERA Asia（JERA の子会社）は、マレーシアでの火力発電所の脱炭素化を図るために、燃料アンモニアの利用導入を同国の発電事業者へ共同で提言する覚書に調印している。
上述の通り、TNB はマレーシアに保有する石炭火力発電所のアンモニア、バイオマス混焼を日本企業と共同で開発・導入する予定である。

273

また TNB の関連会社である TNB Research Sdn. Berhad.は、バイオマスのガス化パイ
ロットプロジェクト、CO2 回収の研究開発を行っている。
上記 2 社の進捗に合わせて Sarawak 州では、以下の進捗がある。
1. Kuching では、現在水力発電による水電解でグリーン水素を製造し、現在、水素を燃料としたバスを 2 台運用している。
2. SEDC Energy が推進する H2biscus プロジェクト（図 4.3-22）では、2024 年までに水電解槽の製造を開始し 2027 年までに商業生産する計画である。本計画では、グリーン水素を年間 22 万トン、グリーンアンモニアを 63 万トン、ブルーア
ンモニアを 60 万トン生産する予定である。
3. PETROS (Petroleum Sarawak Berhad) は、2022 年 4 月、Darul Hana にガソリ
ン、ディーゼル、電気、及び水素を供給するマルチス テーションを開設した。
4. CCS プロジェクトにおいては、前述の通り、Kasawari CCS プロジェクトが本格的に開始され、近日中に Lang Lebah CCS プロジェクト（図 4.3-22）の FID（投資決定）が達成される予定である。

出所：マレーシア、韓国の水素・アンモニア・CCS に関わる取組み（JOGMEC 資料）

図 4.3-22 H2biscus プロジェクト及び Lang Lebah CCS プロジェクト(b) 拡大シナリオの検討
上述の通り、Sarawak 州を起点とした水素・アンモニアのサプライチェーンの開発・拡大を以下の通りに考察する。

274

1) 海外マーケット（水素・アンモニアの海外輸出）の創出
マレーシアの水素経済・技術ロードマップが示す通り、当面の間マレーシア国内において水素・アンモニアの需要が積み上がらないことから、水素・アンモニアの市場を海外輸出とする。
表 4.3-15 は 2030 年～2050 年までの水素需要を表している。特に Sarawak 州では、
Bintulu を中心として水素・アンモニアの海外輸出拡大が見込まれることから、本プロジ
ェクトで製造する低品位炭由来の水素・アンモニアを海外のサプライチェーンに乗せることを視野に入れることが肝要である。
表 4.3-15 2030 年～2050 年の水素需要

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

2) Sarawak 州内での需要開拓
マレーシア国内における水素・アンモニアの国内のマーケット（需要）を表す。

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-23 マレーシアの水素の需要開拓スケジュール
Sarawak 州内の需要の拡大は、以下が想定される。


最初の段階では、モビリティー分野で水素需要開拓が Kuching を起点に始まり、小さなプロジェクトが順次拡大されていく。
275



石炭火力のアンモニア混焼が 2019 年前後から開始すると計画されている。現在、
石炭火力のアンモニア混焼は実現されてはいないが、前述の通り、Sarawak 州では 2 つの石炭火力発電所に対するアンモニア混焼の可能性がある。



水素・アンモニアの消費が見込まれる Bintulu にある製油所・窒素肥料に対する
水素・アンモニア需要の可能性を探っていく。また、製鉄所建設の可能性もある
ことから、Bintulu に水素需要が集約される可能性が高い。



長期的な視点からは Sarawak 州にある 2 つのガス火力発電所の燃料転換を進めていく。

上記において、Sarawak 州内の至近の水素需要において、モビリティー分野に拡大の可能はあるが規模が小さいことから、将来の水素・アンモニアの拡大シナリオを構築する上で、輸出に頼るところが多いと思われる。
3) ブルー水素・アンモニアの価格競争力の付与
下表はマレーシア水素経済・技術ロードマップにおける 30 年ベースの LCOH（均等化
水素原価）を表したものである。

※図の縦軸の単位は US ドル/kg、横軸の単位は年

出所：マレーシア水素経済・技術ロードマップ

図 4.3-24 2025 年～2050 年における水素の LCOH（30 年ベース）

276

マレーシア政府はブルー水素の製造原価について、天然ガスの水蒸気改質（SMR）とCCS 技術を組み合わせたケースを試算している。この場合の 2030 年の製造原価は 1kg 当
たり 3.71US ドルを見込んでおり、2050 年断面では 5.62US ドルまで上昇している。一方では、太陽光発電を用いた水電解装置による水素製造原価は 4.82US ドルと割高であるが、補助金の付与により 2.85US ドルとなっている。
上述において、天然ガスの水蒸気改質（SMR）の CO2 の回収技術は化学吸収法もしく
は膜分離法を想定している。CCS の初期投資コストは、2025 年に CO2 トン当たり 65USドルとし、毎年 0.32～0.35%の割合で減少していくとしている。
マレーシア水素経済・技術ロードマップにおいては、低品位炭のガス化と CCS を組み合わせたブルー水素の製造を想定しておらず、ブルー水素製造に対する補助金を設定していない。Sarawak 州に豊富に存在する石炭を活用するためには、ブルー水素・アンモニアに価格に競争力を持たせるために、政策的な取り組みが必要であると思われる。
4) 投資優遇処置
マレーシア政府は 2026 年、第 1 四半期までに水素技術の開発、商業化を実施する企業への優遇措置を開始する予定である。ここでは国内外の金融機関を通じて、水素技術を推進する事業者に対する補助金、売上税、輸入関税、自動車重量税（燃料電池車の場合）等を検討し、グリーン社会形成のインセンティブを検討する。また 2027 年までにマレーシ
アの国家水素基金を設立し最初のプロジェクトを立ち上げたいとしている。これらの投資優遇制度の活用が低品位炭由来のブルー水素・アンモニアプロジェクトの推進に不可欠である。
5) 先進国による経済的及び技術的な援助
上記の通り、マレーシア政府は、ブルー水素の投資優遇等、一定の処置を講じている。
しかしながら、ブルー水素・アンモニアのサプライチェーンを商用化するためには、新規分野における技術ノウハウと一定規模の投資が必要であり、将来の脱炭素化を拡大するた
めには、先進国による援助が必要である。
特に、低品位炭をガス化したブルー水素・アンモニアを製造するプロジェクトは、将来の新技術開発項目に含まれず、日本からの技術輸出が不可欠である。また日本からの技術輸出とセットで出資、債務保証、ファイナンスの付与等を視野に入れる必要がある。
(c) マレーシアが必要とする技術と成熟度
マレーシアで低品位炭由来のブルー水素・アンモニアを製造・輸送し、国内消費及び海外輸出をするために必要な技術、マレーシア及び日本における技術の成熟度を表 4.3-16 に
示す。

277

表 4.3-16 ブルー水素・アンモニアの製造・輸送の技術と成熟度
項目

マレーシア

日本

水素製造（ガス化）

×〇

アンモニア製造△〇

CCS/CCUS〇〇

日本の実績・技術成熟度
褐炭ガス化設備
大崎クールジェン
日豪水素サプライチェーン
既存技術
ハーバー・ボッシュ法
苫小牧 CCS、勿来 CCS、

日豪水素サプライチェーン
ENEOS・住友商事 (MCH)
JERA（アンモニア）
水素パイプライン、ローリー等は既存技術で
内陸輸送
△
〇
対応可能。
水素は基本設計が終了
大規模貯蔵
△
〇
他のキャリアは既存技術で対応
神戸ポートアイランド
中間貯蔵△〇
水素ガスステーション
他のキャリアは既存技術で対応
神戸ポートアイランド
港湾設備
×〇
他のキャリアは既存で技術
水素：日本～オーストラリア
国際間輸送
×
〇
MCH：日本～ブルネイ
アンモニア：碧南～（予定）○技術の成熟度が高い △技術の成熟度が低い ×技術を有していない注意）日本においても、ブルー水素・アンモニアの大規模なサプライチェーンの社会実装の実績はない。従って、各項目において実証試験が終了しているものに〇をした。
水素キャリア製造

△
アンモニア

〇

出所：各種資料より JCOAL 作成

上表で判るように、日本においては水素・アンモニアサプライチェーンの基本的な実証試験は終了しており、マレーシアに技術移転をすることが可能である。
(d) モデルプロジェクトの選定と詳細調査
1) 初期の事業化範囲（水素サプライチェーン）
これまでの調査結果を基に、Sarawak 州の低品位炭を用いたブルー水素のサプライチェーンの基本モデル案を図 4.3-25 に示す。

278

海外輸出

候補地 No.1 Bintulu

水素キャリア輸送船 (LH2, MCH, アンモニア)

ローリー

水素キャリア製造

中間貯蔵

製油所

パイプライン 水素ステーション

候補地
1 Mukah炭鉱
2 Mukah発電所

Mukah-Balingian
トラック
炭鉱

パイプライン
ガス化設備

コンベア

候補地 No.2 Miri
候補地
ローリー

1 Bintulu陸上（帯水層・EOR）
2 Miri陸上油田 EOR
3 Bintulu沖ガス田 EGR

中間貯蔵

候補地

ローリー

中間貯蔵

1 Sejinhkat発電所
2 Sibu港
トラック

炭鉱

船

水素ステーション

候補地 No.3 Sibu

EGR貯留地Merit-Pila

パイプライン

パイプライン

水素ステーション

パイプライン
ガス化設備

候補地 No.3 Kuching
ローリー

中間貯蔵

赤線・・・パイプライン
青線・・・陸上輸送

パイプライン

最終自用地

オレンジ線・・・船舶
黒線・・・・・・水素キャリア輸送船

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.3-25 Sarawak 州の水素サプライチェーン
図 4.3-25 の水素のサプライチェーンの基本モデル案を基に、水素を海外に輸出するケー
ルと水素を Sarawak 州内で消費するケースの 2 つのモデル事業について、以下の通りに考察した。
水素を海外輸出するケース
本ケースは、Sarawak 州で産出されたブルー水素を海外輸出し、この時のブルー水素の輸出拠点を水素関連の各インフラ設備が整備された Bintulu にする。
本ケースの場合、Bintulu 近郊の Mukah-Balingian 炭田の低品位炭を用いて水素を製
造・パイプライン輸送し、Bintulu で水素をキャリア（LH2（液体水素）、MCH、アンモニア）に変換し、中間貯蔵と輸出を行う。
CO2 の貯留先は、以下の 2 つのケースを考慮する。


Bintulu から Miri のガスパイプラインルートに沿って CO2 輸送パイプを建設し、CO2 を Miri 近郊の老朽油田に貯留する。

Bintulu 沖の海底油田・ガス田を CO2 の貯留先とする。

279

ここで Mukah-Balingian 炭田から Bintulu までの距離は約 130km であり、石炭を直接 Bintulu までトラック輸送し、Bintulu で水素製造から輸出まで一貫して行うことも考えられる。双方のケースの経済性比較については、別途検討する必要がある。
水素を Sarawak 州内で消費するケース
ここでの前提は、Sarawak 州で産出されたブルー水素をモビリティー分野の中心とな
る Kuching に送る。この場合、Merit-Pila 炭をバージ船・輸送船で Sejingkat 発電所
もしくは Sibu まで輸送し水素製造を行う。しかしながら、このケースは、炭田と水素製造装置が離れており石炭の輸送コストがかかる。また CO2 の貯留先である Bintulu
や Miri までの距離が長いことから、プロジェクトの経済性の面で不利であることから、プロジェクト選定においては劣後させることとした。
上記考察を基に Sarawak 州の水素サプライチェーンのモデルプロジェクトの範囲を図
4.3-26 に示す。

海外輸出

候補地 No.1 Bintulu

水素キャリア輸送船 (LH2, MCH, アンモニア)

ローリー

水素キャリア製造

中間貯蔵

製油所

パイプライン 水素ステーション

候補地
1 Mukah炭鉱
2 Mukah発電所

Mukah-Balingian
トラック
炭鉱

ガス化設備

コンベア

候補地 No.2 Miri
候補地
ローリー

1 Bintulu陸上（帯水層・EOR）
2 Miri陸上油田 EOR
3 Bintulu沖ガス田 EGR

中間貯蔵

候補地

ローリー

中間貯蔵

1 Sejinhkat発電所
2 Sibu港
トラック

炭鉱

船

水素ステーション

候補地 No.3 Sibu

EGR貯留地Merit-Pila

パイプライン

パイプライン

水素ステーション

パイプライン
ガス化設備

候補地 No.3 Kuching
ローリー

中間貯蔵

パイプライン

最終自用地

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.3-26 マレーシア・Sarawak 州の水素サプライチェーンの初期モデル

280

水素サプライチェーンの初期の事業化範囲は、Mukah-Balingian 炭田の石炭を Mukah
炭鉱あるいは Mukah 発電所でガス化し水素製造を行う。水素製造に伴って発生する CO2は、Bintulu や Miri 近郊で貯留する。製造した水素はパイプラインで Bintulu に輸送し、中間貯蔵し、肥料工場等で活用するとともに、水素キャリアに製造後、輸出する。
2) 初期の事業化範囲（アンモニア）
これまでの調査結果を基に、Sarawak 州の低品位炭を用いたブルーアンモニアのサプラ
イチェーンの 2 つのモデル事業案を図 4.3-27 と図 4.3-28 に示す。
アンモニアを海外輸出するケース
プロジェクトの前提は、Sarawak 州で産出されたブルーアンモニアに対して、実現度が高いと思われる市場を海外輸出とし、ブルーアンモニアの輸出拠点を水素・アンモニア関連の各インフラ設備が整備された Bintulu にする。
本ケースの場合、Bintulu 近郊の Mukah-Balingian 炭田の低品位炭を用いて水素を製
造・パイプライン輸送し、Bintulu で水素をアンモニアに変換し、中間貯蔵と輸出を行う。Bintulu で製造されたアンモニアの一部は、必要に応じて近傍の窒素肥料工場のトラック輸送することも可能である。
ブルーアンモニアを製造するために CO2 の貯留先（CCUS）は、水素と同様に Miri
近郊の EOR、もしくは Bintulu 近郊の海洋油田・ガス田を利用した EOR/EGR とす
る。

海外輸出

海上輸送（船）Bintulu近傍

Mukah発電所・炭鉱地域

炭鉱・発電所

Mukah-Balingian
トラック
炭鉱

コンベア

ガス化設備

パイプラインアンモニア製造

中間貯蔵

トラック
パイプライン
候補地

肥料工場

1 Bintulu陸上（帯水層・EOR）
2 Miri陸上油田 EOR
3 Bintulu沖ガス田 EGR

CCUS

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.3-27 アンモニアを海外輸出する場合のモデルプロジェクト

281

アンモニアの Sarawak 州内での消費に主眼をおくケース
プロジェクトの前提は、Mukah-Balingian 炭田で産出されたブルー水素をアンモニアに変換して、ブルーアンモニアを Mukah 石炭火力発電所（アンモニア混焼燃料用）、
窒素肥料工場に供給する。
ここで Mukah 石炭火力発電所のアンモニア混焼はアンモニアの消費量が多いことから、水素・アンモニア製造装置は、Mukah 石炭火力発電所に設置し、窒素肥料工場へのアンモニア供給はトラック用いることになる。

Bintulu近傍

窒素肥料工場

Mukah発電所・炭鉱地域
Mukah-Balingian
トラック
炭鉱

コンベア

ガス化設備

トラック

アンモニア製造設備

液化・貯蔵
パイプライン

Mukah発電所
アンモニア船アンモニア混焼

候補地
1 Bintulu陸上（帯水層・EOR）
2 Miri陸上油田 EOR
3 Bintulu沖ガス田 EGR

Sejingkat発電所

CCUS

アンモニア混焼Kuching近傍

出所：各種資料より JCOAL 作成

図 4.3-28 ブルー水素・アンモニアのサプライチェーン（案）3)モデル事業の構成と本邦企業の関与
上記モデルプロジェクトは、本邦企業及び現地企業が各担当プロジェクトを分担して主管するが、日本企業が資金調達を含めて現地を補佐できる分野は以下の通りである。
1. マレーシアでは、石炭ガス化設備の導入実績はないことから、本邦企業からガス化炉の設計、運転・保守に関するサポートが必要である。

282

2. CO2 の地下貯留（CCUS、CCS）は、マレーシアで最初のプロジェクトが立ち上がっているが、日本の苫小牧及び勿来での CCS プロジェクトで得た知見等を反映できる。
3. マレーシアには水素の液化・中間貯留、水素キャリアによる水素輸送に関する知見に乏しいことから、本邦企業が主導して実施する必要がある。
4. 下流側のモビリティーの分野では、日本で実用化されている水素ステーション、
FCV 等を用いた輸送機器をマレーシアに輸出できる。
5. 資金調達については、本邦企業と現地企業の共同出資、並びに JBIC、JOGMEC
等による公的な融資・債務保証等の活用も視野に入れることが必要である。
4) モデルプロジェクトを開始する前提条件
上述の「マレーシアが必要とする技術と成熟度」において、日本は水素サプライチェー
ンの基本的な実証試験はほぼ終了しており、モデルプロジェクトの実施設計を行うことは可能である。主に、設備設計、運用、保守分野においては、本邦企業からの技術移転が可能であり、技術移転をセットとした共同事業の構築を視野に入れることができる。
しかしながら、モデルプロジェクトを開始するためには、多くの不確定要素があり、プロジェクトを組成するたに、以下の技術的な事項は最低限把握しておく必要がある。


炭鉱の詳細（埋蔵量、品質、石炭輸送ルート）



ガス化設備の基本仕様（容量、建設・運転コスト）、水素製造コストCO2 の貯留先（EGR）の詳細（貯留性能、圧入性能、遮断性能、地質構造）



ガス化炉設置、港湾設備、キャリア製造、中間貯蔵等の設置場所の有無

マレーシア政府関係者に対する政策的な取り組みに関する聞き取り調査

水素・アンモニアの想定消費者からの聞き取り調査
また、プロジェクト組成に現地の各ステークホルダーと、案件組成に係る必要な情報を入手する必要がある。
(2) ブルー水素・アンモニアプロジェクト構築の課題整理
これまでの検討を基に、Sarawak 州において、ブルー水素・アンモニアプロジェクトを構築するための課題を整理した。
モデルプロジェクトの組成に対して多くの課題あるが、ここでは、プロジェクト実施者がクリアする課題と本プロジェクトの遂行に対してマレーシア政府が解決すべき課題を水素経済・技術ロードマップから抽出した。
表 4.3-17 及び表 4.3-18 はプロジェクトの実施者及びマレーシア政府が抱える課題を整理したものである。プロジェクトを進めるためには、石炭開発、水素製造（石炭ガス化）、輸送、貯蔵、需要に関わる多くの事業者が関係し、それぞれの分野で解決すべき多くの課
283

題がある。それら課題が一つでも欠けると水素・アンモニアのサプライチェーンが停止することになる。また、環境規制、法規制、開発資金支援等も政府機関が中心になり進めていく必要があるだろう。
今後はここで挙げた課題の解決に向けた対策や調査を行うことが重要となる。

284

表 4.3-17 プロジェクト事業者の主な課題整理
課 題 （調査内容）
炭鉱
水素製造

炭鉱評価＆選定
ガス化炉

今後の必要な対応

1. 炭鉱の選定

1. 石炭のガス化評価（本調査で評価中）

2. 炭鉱から水素製造装置までの石炭搬出ルート決定

2. 現地炭鉱調査

1. ガス化炉基本設計の確立

1. マレーシア炭を用いた酸素吹きガス化炉の基本設計

・設備仕様（ガス化設備、精製設備、設備容量）
2. ユーティリティ（電気、水）の状況確認

2. 送電線保有会社 SEB からの確認
3. 現地エンジニアリング会社との協議

3. 現地技術基準、環境基準の確認
CCS/CCUS(EGR)

輸送

パイプライン
トラック

貯蔵

国内マーケット

港湾設備

1. ガス田の選定と評価

1. ガス田の地下貯留の詳細調査

2. CO2 圧入方法の検討

2. PETRONAS との協議

3. 水素製造装置から CCS/CCUS 地点までの CO2 輸送ルートの選定

3. 現地配管ルート調査

1. 水素パイプラインのルート選定

1. 現地調査

2. 既設ガスパイプラインの状況、拡張計画の確認

2. PETRONAS との協議

1. マレーシア国内の水素ローリーの運用状況把握

1. 現地での実態調査

2. マレーシア国内のアンモニアローリーの運用状況把握

2. マレーシア政府担当省庁との協議

1. Bintulu 港、Sibu 港の使用状況・工場進出状況の把握

1. マレーシア政府担当省庁へのヒアリング

2. 大規模貯蔵場所の設置可能性（液化水素・MCH・アンモニア）の

2. 各港湾局へのヒアリング評価

3. Sarawak 州政府へのヒアリング

中間貯蔵

1. Kuching、 Bintulu、 Sibu、Miri における中間貯蔵、水素ステーショ

水素ステーション

ン導入検討

製油所

1. Bintulu 製油所における水素需要、今後の水素需要の伸び

1. 製油所所有者（Shell MDS、Sarawak Shell Bintulu
Plant）からの情報入手

モビリティー
肥料工場
出所：各種資料より JCOAL 作成

1. マレーシアのモビリティー導入状況

1. マレーシア政府担当省庁へのヒアリング

2. Kuching、 Bintulu、 Sibu、Miri における水素の需要検討

2. Kuching 政府担当省へのヒアリング

1. Sarawak 州の肥料工場のアンモニア需要の把握

2. ABF(ASEAN Bintulu Fertilizer)他へのヒアリング285

表 4.3-18 プロジェクト遂行に関連するマレーシア政府の政策的な課題
分 野
水素経済・
技術ロードマップ
法規制課 題
石炭ガス化＋CCS の記載
水素経済社会の形成に必要な補助金・免税処置等のインセ
ンティブの付与

マレーシア政府主導によるパイロットプロジェク
トの着実な実施
Sarawak 州の低位
品位炭利用によるブ
ルー水素の水素製造証明書と保証
技術基準の改定

炭素税及び排出権取引市場の設立

ファイナンスメカニズムの設立

内 容マレーシア水素経済・技術ロードマップにおいては、ブルー水素の製造を天然ガスの水蒸気改質と CCS の組み合わせのみ記載している。マレーシアでは、IGCCを含む石炭ガス化の経験もなく、現状、同国の大型石炭火力発電所は石炭を海外から輸入している。これまで Sarawak 州内の低品位炭の用途は限られてきたが、マレーシア政府関係者に Sarawak 州の低品位炭をガス化してブルー水素を製造する技術的な選択があることを認識する必要がある。
マレーシア政府は、2012 年マレーシア国内の水素関連のプロジェクトに対するインセンティブを付与する目的において、MyHIJAU Mark Directory を規定した。ここでは、建設、エネルギー、輸送、廃棄物、水処理分野の CO2 削減に関連する製品やプロジェクトを登録し認証している。 さらに MyHIJAU Mark
Directory に登録された製品の購入者に対して、GTA(Green Tax Allowance)及び GTE(Green Tax Exemption)が適用され、購入者に補助金の付与、及び売上税、物品税、輸入関税等を免除することとなっている。
ここで、MyHIJAU Mark Directory は、太陽光、バイオマス発電等を認証しているが、石炭ガス化と CCUS を組み合わせたブルー水素製造に対する認証に関する記載がない。ブルー水素を製造するプロジェクトが競争力を得るために補助金や税制面での優遇処置が不可欠である。マレーシア政府は、Sarawak 州の石炭を用いたブルー水素製造を政策に取り入れ、GTA 及び GTE を適用することが求められる。
現在、インセンティブを基に Sarawak 州 Kuching で最初の水素自動者の導入がなされているが、今後水素自動車のビジネスが確立されるまでインセンティブを継続する必要があると思われる。マレーシア政府は、GTA・GTE を 2025 年まで継続する予定であるが、さらなる延長が必要と思われる。
マレーシア水素経済・技術ロードマップにおいては、国内の脱炭素化の突破口として、海外の協力を得て 2026 年までにパイロットプロジェクトを立ち上げるとしている。Sarawak 州では、韓国、日本企業がプロジェクト開発の覚書を交わしているが、これらのプロジェクトを着実に実施して最初の水素サプライチェーンを構築することが、Sarawak 州における低品位炭由来のブルー水素を製造するプロジェクトの牽引となる。
マレーシア水素経済・技術ロードマップにおいては、ブルー水素の製造を天然ガスの水蒸気改質と CCS の組み合わせのみ記載している。マレーシアでは、IGCCを含む石炭ガス化の経験もなく、現状、同国の大型石炭火力発電所は石炭を海外から輸入している。これまで Sarawak 州内の低品位炭の用途は限られてきたが、マレーシア政府関係者に同石炭をガス化してブルー水素を製造する技術的な選択があることを認識する必要がある。
今後、マレーシアから水素を国際マーケットに輸出するためには水素製造に関するグリーン証明書が必要となる。具体的には、水素の製造方法、製造ロット番
号、水素製造の関わる CO2 発生量の表示等である。現在、証明書の世界的な標準は定められていないが、水素製造証明書の設計を固める必要がある。また、ブルーとグリーンの定義が明確ではなく、今後海外の動向と合わせて、マレーシアにおいても水素製造に係る CO2 の発生量の閾値を設定する必要がある。
マレーシアでは、水素関係の技術基準の整備が不十分である。今後、国内技術者の間で水素の技術基準に関する各ワークショップ等を開催し、今後整備する技術基準やその体系についてまとめる必要がある。海外の標準的な基準である、NFPA,ISO,ASME,ANSI,SAE の水素関連の適用は早めに進めることが肝要である。
マレーシアでは、炭素税及び排出権取引の適用に対して賛否両論があり、水素経済・技術ロードマップにおいても具体的な記載がない。現在、GTA 及び GTE
を基に個別のプロジェクトに対する補助金、税制優遇を適用することで脱炭素関係のプロジェクトを促進させようとしている。事業者側に負担となる炭素税については、十分な準備と検討が必要であるが、2050 年のカーボンニュートラルに向けて導入を検討する必要があると思われる。また、他国の事例のように、炭素税や排出権取引で生み出した利益を補助金や各種インセンティブの原資として活用することができる。自国の石炭利用に由来するブルー水素製造に対して、炭素税で免除する等の優遇処置を検討してもよいと思われる。
低炭素水素（ブルー・グリーン）に対する投資規模は大きいことから、これらの融資に対して、税制面での優遇、低金利、国営企業によるグリーン債権の発行など官民共同のファンナンスを検討すべきと思われる。

出所：各種資料より JCOAL 作成286

4 . 3 . 5 マレーシア政府の水素・アンモニア・CCS に関する取り組み(1) マレーシア水素経済・技術ロードマップの概要（JETRO 資料より抜粋）
2023 年 10 月 5 日、マレーシア政府は水素経済・経済ロードマップを発行した。本ロー
マップは、マレーシア政府各省が発行した政策を包括的に取り纏めたものである。ここでは時系列的に脱炭素に係る政策として、①国家エネルギー政策 2022-2040②国家エネルギー移行ロードマップ ③水素経済・技術ロードマップの概要を記載する。
(a) 国家エネルギー政策 2022-2040
マレーシア政府は 9 月 19 日、「国家エネルギー政策 2022-2040」（DTN）を発表した。
DTN は、2050 年までのカーボンニュートラルを実現するという政府の方針を踏まえ、グリーンエネルギーへの移行に関する具体的施策をまとめたもの。DTN の下で 12 の戦略と31 のアクションプランが設定され Ismail Sabri Yaakob 元首相が議長を務める国家エネル
ギー評議会（MTN）が DTN の実施や関係省庁間の調整を行う。MTN が、技術進歩やエ
ネルギー需要などに応じて、DTN を 3 年ごとに更新する。
DTN の一部を構成する「低炭素化目標 2040」では、2040 年までに達成を目指す 9 つの目標として、2018 年との比較において以下を掲げた。
1. 公共交通機関の利用率を 20%から 50%へ
2. 電気自動車（EV）の普及率を 1%未満から 38%へ
3. 大型車への B30（バイオ燃料を 30%混合した燃料）の導入
4. 海上輸送での液化天然ガス使用比率を 0%から 25%へ
5. 産業部門での省エネ率を 1%未満から 11%へ
6. 住宅部門で省エネ率を 1%未満から 10%へ
7. 再生可能エネルギーの総設備容量を 7,597MW から 1 万 8,431MW へ
8. 設備容量に占める石炭比率を 31.4%から 18.6%へ
9. 一次エネルギー総供給量に占める再生可能エネルギーの割合を 7.2%から 17%へ政策の発表に際し、Ismail Sabri Yaakob 元首相は、これらの目標達成に向けた低炭素化の取り組みにより、マレーシアの GDP は年平均 130 億リンギ（約 4,030 億円、1 リンギ＝
約 31 円）増加し、20 万 7,000 人以上の新規雇用創出が期待できると述べた。また、資源の最適利用により、エネルギー自給率を 48%から 72%へ向上できると推計している。特にEV 利用による低炭素化や、水素やバイオ燃料などの新エネルギーの生成・貯蔵などで、新たな機会が見込まれるとした。
Tengku Zafrul Aziz 財務相は 20 日、グリーン経済化を急ぐと雇用喪失につながる恐れもあるとし、移行は徐々に進めるべきとの見解を示している。同相は、脱炭素化に取り組む
国営石油会社 PETRONAS を例に、石油・ガス部門で 5 万人を雇用する同社が太陽・水素事業に急激に転換すれば、その過程で多くの労働者を解雇することになり、地域経済や社287

会に負の打撃を与えると指摘した。これを回避するには、政府や労働者、経営者の対話と共に、労働者の再訓練なども含めた慎重な対策が必要だとした(b) 国家エネルギー移行ロードマップ
マレーシア経済省は 2023 年 7 月 27 日、2050 年までの脱炭素化に向けた道筋を示す「エネルギー転換ロードマップ（NETR）」の第 1 弾を発表した（経済省プレスリリース）。ロ
ードマップ第 1 弾では、250 億リンギ（約 7,750 億円）相当の主力プロジェクトを特定し、年間 1,000 万トンの CO2 排出削減を目指すとした。
ロードマップ第 1 弾は、民間セクターと共同で推進する環境関連事業として、以下の 6
分野 10 基幹プロジェクトを、主導する省庁・企業名と共に記載。プロジェクト推進により、2 万 3,000 人の高品質雇用が創出される、と経済省は推計する。
1. エネルギー効率：（使用エネルギーの）効率的な切り替え
2. 再生可能エネルギー（以下、再エネ）：再エネゾーン、エネルギー貯留、エネルギー確保
3. 水素：グリーン水素、水素発電
4. バイオエネルギー：バイオマス需要創出
5. グリーンモビリティー：次世代モビリティー、次世代燃料
6. CO2 の回収・有効利用・貯留（CCUS）：CO2 の回収・貯留（CCS）
上記プロジェクトにより、関連分まで含めた 2050 年までの投資額は 4,350 億～1 兆8,500 億リンギ（約 1 兆 4,850～5 兆 7,350 億円）に上る可能性があると、Rafizi Ramli 経
済相 は説明。 具体的には、 2.再エ ネ分野で は、政 府系投資 会社 Khazanah Nasional
Berhad などによる、ハイブリッド型太陽光発電施設を中心とした再エネ（RE）ゾーン開発や、政府系電力会社 Tenaga Nasional Berhad による水力発電用ダムへの浮体式太陽光発電設備設置などが挙げられた。また、3.水素分野では、Sarawak 州のグリーン水素ハブとしての確立、5.グリーンモビリティー分野では、2025 年までに電気自動車（EV）用充電施設を高速道路や商業施設に 1 万か所以上設置するプロジェクトなどが、それぞれ明記
されている。
マレーシア政府は同年 8 月 29 日、国家エネルギー移行ロードマップ（NETR）第 2 弾を発表した。2050 年までの脱炭素化に向けたロードマップ第 1 弾では、主要 6 分野で 10 基
幹プロジェクトを特定していたが、今回は加えて、基金設立や国家エネルギー評議会による統治を柱に、上記プロジェクトを実行するための具体策や目標を盛り込んだ。
主要 6 分野については、国家エネルギー政策で定めた目標を上書きするかたちで、2050
年までに実現すべき新たな数値目標を設定した。エネルギー効率では、産業部門で 23%、
住宅部門で 20%のエネルギー消費節減を目指す。再生可能エネルギーに関しては、石炭火288

力発電を 2050 年までに全廃するとともに、再エネ比率を 2050 年までに 70%へ高めるとの新たな目標も明記した。
水素については、化石燃料から抽出するグレー水素を 2050 年までに全廃すること、グリーンモビリティー分野では市場総需要量（TIV）に占める電動車（xEV）比率を 80%へ、xEV 製造能力を強化し将来的には現地生産比率を 90%へ、それぞれ高めることなどが掲げられた。
Anwar Ibrahim 首相は、NETR の実現に向け、エネルギー移行関連事業を支援する基金「国家エネルギー移行ファシリティ（NETF）」を立ち上げ、ここに 20 億リンギ（約 620億円）を割り当てると表明した。エネルギー移行実現における最大の課題は資金調達で、政府の試算によれば、2023～2050 年に少なくとも 1 兆 2,000 億リンギ（37 兆 2,000 億円）の投資が必要とされる。今後 10 年間で、公共交通機関の拡大、送電網インフラの強化、人的資本の再教育などに 600 億～900 億リンギ（1 兆 6,000 億～2 兆 7,900 億円）を割り当てる。
NETF においては、政府による資金のみならず、将来的には民間資金も組み合わせて調達を拡大することで、エネルギー移行関連事業に対する継ぎ目ない資金投入を確保したい
考えだ。投資分野の例としては、電気自動車（EV）バリューチェーン構築、水素、CO2の回収・有効利用・貯留（CCUS）技術などが挙げられた。
(c) 水素経済・技術ロードマップ
マレーシア科学技術・イノベーション省（MOSTI）は 2023 年 10 月 5 日、政府初の水素
経済・技術ロードマップ（HETR）を発表した。HETR は、国家エネルギー政策に沿って策定されたもので、「ガバナンス、制度枠組み、監督体制の強化」「環境整備と経済的支援」「技術の商業化促進による輸出開拓と国内利用拡大」「生産能力の開発と向上」「啓発活動」の 5 つの戦略で構成される。
水素は、先に経済省が発行したエネルギー移行ロードマップ（NETR）でも重要 6 分野の 1 つに定められている。NETR では、再生可能エネルギー（以下、再エネ）で生成される「グリーン水素」の生産能力を年間 250 万トンまで高める一方、化石燃料由来の「グレー水素」を全廃することを目指している。HETR はこの目標を達成すべく、マレーシアにおける豊富な天然ガスや成熟したインフラを強みに、CO2 の回収・有効利用・貯留（CCUS）により収益化した「ブルー水素」を活用することで、現状では供給源が限られるグリーン水素を補う方針を示している。HETR の導入と NETR の実施により、マレーシ
アを、エネルギー移行と再エネ分野の先進国としたいようである。
Sarawak 州のグリーン水素ハブとしての確立など、NETR で指定された基幹プロジェク
トを通じて、水素分野で 2030 年までに最大 121 億リンギ（約 3,750 億円）の収益を生み出し、490 億～610 億リンギ（1 兆 5,190 億～1 兆 8,910 億円）の GDP 押し上げ効果をもたらす、と政府は推計している。また、水素経済の実現により、温室効果ガスの排出量は2030 年までに 0.4～1.3%、2050 年までに 6～15%削減されると想定している。
289

(2) マレーシア周辺国の動き
表 4.3-9 はマレーシア周辺国の COP26 におけるカーボンニュートラルに係る宣言内容である。ASEAN 諸国は排出量削減に対する NDC(National Determined Contribution)を発表しており、フィリピンを除いてカーボンニュートラルの宣言をしている。また ASEAN
諸国のすべての国は石炭火力を保有しているが、石炭火力を廃止することを公表している
国もある。
表 4.3-19 マレーシア周辺国の COP26 カーボンニュートラル宣言内容

出所： NEDO/NRI ASEAN におけるカーボンニュートラル関連技術調査（2022 年 3 月 18 日）

また ASEAN 諸国のグリーン政策の概要を示すが、すべての国においてグリーン政策が公表されている（マレーシアにおいては、2023 年に水素経済・技術ロードマップが公表さ
れた）
。

290

表 4.3-20 ASEAN 諸国のグリーン政策の概要

出所： NEDO/NRI ASEAN におけるカーボンニュートラル関連技術調査（2022 年 3 月 18 日）

ASEAN 諸国のグリーン政策の概況を JETRO 資料より以下の通りに紹介する。
(a) タイ
タイの Prayut Chan-o-cha 元首相は 2021 年 1 月、バイオ・循環型・グリーン（BCG）
を国家戦略モデルに据えると表明した。BCG は、主に農業生産の効率化やバイオマス、廃棄物利用などが主軸であるが、環境への配慮や持続可能性、CO2 削減といった観点から、タイ国内では電気自動車（EV）産業や工場のグリーン化などへの関心もますます高まっている。
BCG モデル、EV、グリーン・ファクトリーという 3 つの分野は、デジタル産業とは異なり、現実世界でのモノの生産や移動の効率化、省エネに関わる部分が大きく、製造や物流に一日の長がある日本企業の技術やノウハウに期待される部分も大きい。
Prayut Chan-o-cha 元首相は 2021 年 1 月、BCG を国家戦略モデルに据えると表明した。
タイ政府は、BCG 経済モデルを達成するための戦略計画を 2021 年から 5 年間にわたって実行する。
「BCG」というキーワードは、2018 年 11 月にタイの国家科学技術イノベーション政策委員会（STI）が「BCG」という白書を首相に提出したことに端を発する。BCG のコンセ
プトは、バイオ経済と循環型経済、グリーン経済の 3 つの経済開発を統合したもので、農業の多様性というタイの強みを生かしつつ、環境に配慮しながら効率的な生産を行い、持続的な成長を目指すというものである。日本などの先進国を手本としており、経済産業省
や産業技術総合研究所、日本 LCA 学会、産業環境管理協会（JEMAI）、LCA 日本フォー
ラム、新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）が協力し、ライフサイクルアセス
メントの基礎インフラを構築した事例が白書の中で取り上げられている。
291

その後、STI を管轄する高等教育・科学研究イノベーション省（MHESI）は、2019 年
11 月に「BCG in Action: 新たな持続的成長エンジン」という概要書を発表した。直近 10年間のタイの経済成長率が平均 3%にとどまっていることから、BCG を単なる環境政策としてではなく、（1）食品と農業、（2）医療と健康、（3）バイオエネルギー、バイオマテリ
アル、バイオケミカル、（4）観光、クリエーティブ経済の 4 分野に焦点を当てつつ、成長のドライバーとしていく方針が打ち出された。
タイ投資委員会（BOI）は 2020 年 7 月、BCG 産業への投資に対して税制恩典を付与することを発表し、企業投資に影響を与えるようになった。BOI によると、2020 年のタイ国
内における BCG 産業への投資申請額は前年比 17%増の 1,148 億 7,600 万バーツ（約 4,021
億円、1 バーツ＝約 3.5 円）に上った。投資申請件数も 494 件と、前年の 450 件から 10%増となった。
また BOI は 2020 年 7 月に布告を公表し、（1）植物・野菜・果実・花の品質選別や包装・保存、（2）冷蔵・冷凍倉庫、冷蔵・冷凍運輸（環境負荷の低い冷媒を使用）、（3）動物用飼料・飼料成分の製造、（4）植物工場、（5）スマートシティ地域開発事業（スマート
環境サービスを提供するもの）・関連システム開発事業などに新恩典を付与したり、恩典
取得要件の緩和を行ったりした。
BOI は 2021 年 3 月の発表で、BCG 産業として投資促進する対象は「消費者に近い川下産業だけでなく、植栽や動物の飼育などの川上産業も含む」とする。前述した 2020 年 7 月の布告での（1）～（5）のほか、（6）最新の農業システムやバイオ技術を用いた生産・サービス、食品加工、（7）バイオ燃料生産も事例を追加した。
タイの EV 政策は、タイ国家電気自動車政策委員会（NEVPC）が策定しており、2030
年までに国内自動車生産台数のうち 30%（250 万台のうち 75 万台）を EV とする目標を掲げていた。NEVPC は 2021 年 3 月、この目標を 50%（125 万台）に引き上げることを検討している。新たな目標を設定し、国内の自動車メーカーや政府機関、電力会社に対し、充電施設の不足や充電時間の長さといった問題の解決を促すとしている。
(b) インドネシア
2022 年 7 月 15 日、インドネシア政府は、2030 年までに国際支援なしで 29%、国際支援ありで 41%、温室効果ガスを削減する目標を打ち出した。さらに、2021 年 7 月には「低炭素及び気候レジリエンスに向けたインドネシア長期戦略 2050」を発表した。2060 年までにカーボンニュートラルを達成すると表明した。
しかし、インドネシアでは、今後の経済成長に伴い、エネルギー需要の増大が見込まれる。また、エネルギー供給源でも、石炭・天然ガスをはじめとする化石燃料への依存度が引き続き高い。その達成には多くの課題が存在する。
インドネシアでは、主な国有企業が 2060 年を目標年として炭素中立達成目標を公表している。エネルギーセクターで大きな役割を占める電力会社 PT Perusahaan Listrik
Negara (PLN ） や 石 油 ・ ガ ス 会 社 PT Pertamina 、 運 輸 セ ク タ ー の PT Kereta Api
292

Indonesia （ 鉄 道 ）、 工 業 セ ク タ ー の PT Pupuk Indonesia （ 肥 料 製 造 ）、 PT Semen
Indonesia（セメント製造）、農林セクターの PT Perkebunan Nusantara III（農業）、
Perusahaan Umum Kehutanan Negara（林業）などは、インドネシア政府が 2021 年に示した目標に準じている。
具体的な取り組み事例を以下に示す。


PLN（国営電力会社）は、2060 年までの炭素中立目標の達成に向けて、化石燃料発電所の段階的廃止、再生可能エネルギーの導入を進めている。



自動車の電動化に向けて、グラブや GoTo グループといったオンライン配車・物
流サービス大手とバッテリー交換設備の整備などで連携。電気自動車（EV）の
家庭充電に対して、約 24%の夜間割引を提供するなどの取り組みも進めるとしている。



再エネ導入拡大に伴う電力供給安定化のため、(1)2022 年内に 5MW の二次電池電力貯蔵システムを設置することや、(2)PLN が保有するすべての発電所に同様の設備を導入すること、を予定している。



また、国営石油 Pertamina、国営肥料製造 Pupuk Indonesia との間で、グリーン
水素・アンモニアの製造や再エネ供給に関して、協力を開始している。

しかしながらインドネシアでは化石燃料に依存する度合いが高く、今後、電力セクターの脱炭素化を進めていくことが必要である。しかし、PLN が 2021 年 10 月に公開した電力供給計画（RUPTL Dissemination Presentation 2021-2030（インドネシア語）では、2030 年時点でも石炭火力発電の比率が 59.4%を占めると記されている。
一方で、民間企業の中には、2030 年までの炭素中立達成を表明する企業もある。具体的な取り組みとして、例えば GoTo グループ（オンライン配車、物流サービス・e コマース大手）は、電動バイク導入等の取り組みを進めている。2030 年までに、自社が保有するすべての車両を電動化する計画という。同社は、すでに台湾の Gogoro（睿能創意）製の電動ス
クーターを試験的に投入済である。さらに、電動二輪車の導入台数を 5,000 台程度まで拡大する方針を示している。また、TBS Energi Utama（石炭会社）との間で、合弁会社を設立し、電動二輪車の開発を進めている。
脱炭素化に向けて取り組むインドネシア企業には、日系をはじめとして外国企業などとの連携を進めているケースも散見される。特に、火力発電所でのアンモニア混焼、水素燃料、CO2 回収貯留（CCS）、EV など、先端的な技術をめぐり取り組み強化を目指している。
こうした例としては、(1)本邦企業の IHI と提携する PLN（火力発電所で、アンモニア・
バイオマスを利用するための技術を検証）や、(2)日揮ホールディングス、大阪ガス、
INPEX と共同調査を行う Pertamina（パームオイル搾油工程で生じる廃液から、バイオ
メタンを活用）などが挙げられる。日本企業との連携例も複数みられる。企業にとって、脱炭素分野が新たな事業機会になっていると受けとめられる（出所：各社プレスリリースなどから JETRO がまとめた資料を引用）。
293

インドネシアでは、エネルギー関連の国有企業を中心として、企業レベルで対策が進み始めている。一方、現在公表されている取り組みだけでは、カーボンニュートラル達成の実現は容易でない。今後は、脱炭素化に向け様々な政策が導入されることが予想される。
例えば、インドネシア政府は炭素税を導入する予定である。まずは 2022 年から 2024 年まで、石炭火力発電所に限定して適用すると定めた。本炭素税は延期されているが、2025
年からは、段階的に炭素取引が完全実施される予定である。また政府は 2021 年、石炭火力発電セクターが自主的に、パイロットプロジェクトとして排出権取引を実施した。
(c) フィリピン
フィリピンの Carlos Dominguez 財務相は 2021 年 11 月 9 日、国連気候変動枠組み条約
第 26 回締約国会議（COP26）において、フィリピン政府が気候変動に対する取り組みを強化していくとの姿勢を表明した。また、フィリピンは 2030 年に温室効果ガス排出量について 75%の削減を目指すと明言した。
フィリピン政府の気候変動や環境保全に関する取り組みは以下の通り。
1. 低炭素社会への移行を促進するために、サステナブル・ファイナンスに関するロードマップを策定した（2021 年 10 月発表。同ロードマップでは、サステナブル・ファイナンスをフィリピンで活性化させるに当たっての、フィリピン政府の指針・計画などについて記載している。
2. 使い捨てプラスチックの生産・輸入・販売・流通などを規制する法案の可決を推進している。
3. 石炭火力発電から再生可能エネルギーなどのクリーンエネルギーへの転換を促進す
るため、2021 年 11 月にアジア開発銀行（ADB）との間でパートナーシップを結んだ。
4. 2020 年 10 月に石炭火力発電の新設認可を凍結した。
フィリピン財務省によると、同国は気候災害のリスクが非常に高い。2010 年から 2019年にかけて気候に起因した災害により、同国のインフラストラクチャーについて約 4,630
億フィリピン・ペソ（約 1 兆 649 億円、1 フィリピン・ペソ = 約 2.3 円）の損失が発生した。また、2020 年だけで 1,134 億フィリピン・ペソの損失をもたらした。
フィリピン中央銀行（BSP）は 12 月 22 日、金融分野の気候変動リスクへの対処方針を定めた「サステナブル・セントラル・バンキング（SCB）・アジェンダ」を発表した。
BSP は SCB アジェンダに基づいて気候変動リスクを考慮した持続可能な政策を立案・実行し、気候変動が物価や金融システムに対してもたらすリスクを銀行などの金融機関にも認識してもらいたいとした。

294

(d) ベトナム
ベトナム首相は 2021 年 10 月 1 日、国家グリーン成長戦略 2021-2030 を承認する決定
1658/QD-TTg を発表し、グリーン成長戦略 2021-2030 及び 2050 年までのビジョン」を承認した。その目的は、経済的繁栄と 2050 年までのカーボンニュートラルのビジョンを達成するために、経済的繁栄、環境の持続可能性、社会的な責任に配慮し、ベトナムの経済再編に貢献することとしている。
国家グリーン成長戦略のリストは、目標を達成するために必要なタスクと主要省庁の解決策を挙げられている。具体的には、産業貿易省、財務省、運輸省、農業農村開発省（MARD）が以下を実践することとしている。
1. 循環型経済と低排出農業の達成に向けて、効率的で持続可能な具体的課題を策定し実行すること。
2. 農業バリューチェーンの市場開拓を促進し、国内及び世界標準に準じた安全で有機的な農産物の生産を強化し、グリーンな農業に競争力をつける。また知的財産としてグリーンな農業生産を標準化して進めること。
3. 生態系・生物多様性の保全と再生に関連する農業、林業、漁業を立案し、自然界の脱炭素化プロジェクトを立案・実施する。また森林の調査を実施し、インベン
トリーの作成と適切な森林管理の手法を構築する。また世界標準に基づき森林保護、開発を実施している事業者に対して森林管理証明書を発行し、土地取得、保険、税金の優遇処置を講じること。
4. グリーンで持続可能な方向での新たな農村開発活動を加速し、エコビレッジや気候スマートビレッジを推進する。
ベトナム政府は現在、気候変動戦略と同時期の農業・農村開発戦略を策定中である。

4 . 3 . 6 まとめ
今回の調査においては、マレーシア・Sarawak 州で産出される低品位炭を利用したブルー水素プロジェクトの実現可能性について、プロジェクトを組成する上で克服すべき課題を整理し、評価・分析を行った。調査結果のまとめを以下に示す。
1. Sarawak 州に賦存する低品位炭のガス化適用性を評価するために、本調査では同県の3 か所（Belawie 地点、Tebulan 地点、Mukah 地点）のサンプルを入手し、石炭性状の把握とガス化適用性指標の評価を実施した。ガス化適用性指標として、乾燥熱量（石炭乾燥に必要な熱量）、水素製造性能、乾燥設備規模（前処理設備の規模）、ガス
化炉規模の合計 4 項目を評価した結果、Mukah 地点及び Tebulan 地点の評価がそれぞれ良好な結果となった。特に Mukah 地点は Tebulan 地点より水素製造効率に優れ、ガ295

ス化設備の規模も小さく、地下貯留量も縮小されるとの判断を得た。また水素・アン
モニアの消費地である北部沿岸部に近く、既存のガスパイプラインやブルー水素を製造するために不可欠な CCUS の候補地にも近いことが判った。
2. ガス化炉の選定については、三菱重工業の酸素吹き法（EAGLE 法）が CO2 分離・回収、貯蔵に適している。本調査で実施したガス化適用性指標の評価結果、日本国内での IGCC 発電所等での実績を基に競争力のある水素製造装置の設置が可能であると思われる。本ガス化炉は、日豪サプライチェーンの実証事業で実証済みであり、日本が開発した技術として説得力のあるものである。Sarawak 州においては、低品位炭のガス化設備を炭鉱近傍（Mukah 炭田）もしくは Bintulu に設置することが相応しい。同
県内には基幹送電線が通っており、各炭鉱に既に電気が供給されていることから、電力供給においても大きな問題はないと判断された。
3. CO2 の地下貯留については、本調査 Sarawak 州の Bintulu 沖の枯渇ガス田・油田、もしくは Miri 近郊の Baram Delta 周辺に点在する油田地帯が EOR/EGR の対象となる可能性があることが判った。特に着目すべき点としては、マレーシアの国営石油会社
PETRONAS は、既に CCS 開発プロジェクト（Kasawari CCS プロジェクト）を実施
していることである。さらに同社はタイ国石油公社の子会社の PTTEP と Lang Lebah
CCS プロジェクトを開発しており、今後、Sarawak 州における EOR・EGR を利用した CCS のポテンシャルは非常に高いと思われる。
4. 水素・アンモニアの Sarawak 州内の輸送については、Mukah 炭田と水素・アンモニ
アの消費地である Bintulu の距離が近いことから、水素パイプラインの敷設やトラック輸送に大きな支障はないと思われる。国際間のサプライチェーン構築については、
Bintulu 港を中心にハブが広がっていくことが想定される。これらを総合的に鑑みると、Sarawak 州では、炭鉱、水素製造、CCUS、国内外のサプライチェーンの拠点がBintulu に集約される形となり、本プロジェクトの形成も有利であると考えられる。
5. Sarawak 州で製造された水素・アンモニアの消費先は、当面の間は日本を含む海外輸出であり、現在日本企業を含めた各企業体が Bintulu からの水素輸出を計画している。
また、国内の産業部門において、Bintulu にある石油化学プラントや、製鉄業界における水素冶金（水素還元製鉄等）の分野で、水素消費が期待される。現在、Bintulu で大型製鉄所の建設計画が進められており、本プロジェクトが成立すれば、Sarawak 州内における水素サプライチェーンが成立する可能性がある。
6. マレーシアにおける石炭ガス化プロジェクトの主な課題は、ブルー水素製造に対する政策的なインセンティブが不十分であることである。マレーシア政府の水素経済・技296

術ロードマップは、Sarawak 州内に豊富に存在する低品位炭を用いたブルー水素の製造に対する具体的な記載がない。マレーシアでは、MyHIJAU Mark Directory に登録された製品に対して、税制上の優遇処置を講じており、太陽光、バイオマス発電等の案件は登録されているが、低品位炭由来のブルー水素製造は登録されていない。マレーシア政府は、低品位炭由来のブルー水素の利用に関する何等かの税制処置を講じる必要があり、マレーシア政府とこの点について協議する必要がある。
本調査では、これらの検討結果を踏まえて、Sarawak 州の Mukah 炭田（もしくはBintulu）に水素製造装置を設置し、Bintulu 沖のガス田に CO2 を地下貯留し、最初のステップとして、Bintulu 港をハブとし国際間の水素・アンモニアのサプライチェーンを構築することを提案した。
上述の通り、Sarawak 州で産出される低品位炭を利用したブルー水素プロジェクトの実現可能性を調査した結果、Bintulu をハブとした国際間のサプライチェーン構築の実現性が高いものと思われる。水素の海外輸送の方法ついては、各キャリアの成熟度によるが、既に各企業が調査を開始しているアンモニア、MCH が先に導入される可能性が高いと思われる。他方では、Sarawak 州では大規模な LNG 輸出基地も建設されており、東南アジ
アの水素ハブとしての位置づけを高めるために、液化水素基地の導入に対するハードルも高くはないと思われる。
本調査では、事業展開における具体的な課題を整理し、課題解決に対する対応を 表
4.3-17 に取り纏めている。本調査報告書は公知の情報を基に作成されており、プロジェク
トを実現させるには、プロジェクトのステークホルダーからの情報収集を行い、今後も調査を継続していく必要がある。

297

添

付

資

料

参照した Web リンク集
【コロンビア関係（アルファベット順）】○ANI：Agencia Nacional de Infraestructura 国家インフラ庁
https://www.ani.gov.co/○ANIscopio
https://aniscopio.ani.gov.co/○BOLETIN ESTADISTICO / UPME
https://www1.upme.gov.co/PromocionSector/SeccionesInteres/Documents/Boletines/Bole
tin_Estadistico_2018_2022.pdf○Cerrejon ホームページ
https://www.cerrejon.com/en/our-operation/railroad○Colombia Mining Diversity Nov. 2021
https://mineriaencolombia.anm.gov.co/sites/default/files/docupromocion/Colombia%20M
ining%20Diversity%20-%20November%2C%202021_compressed.pdf○EL carbon Colombiano / Recursos, reservas y calidad
https://libros.sgc.gov.co/index.php/editorial/catalog/book/64○FENOCO 鉄道ホームページ
https://www.fenoco.com.co/index.php/home-en○Global Energy Monitor WIKI
https://www.gem.wiki/Main_Page○Logistics Cluster
https://dlca.logcluster.org/colombia○MINES & BUSINESS / AGENCIA NACIONAL DE MINERIA
https://mineriaencolombia.anm.gov.co/sites/default/files/docupromocion/ABCCOALBUSINESS-esp-200821_compressed.pdf○SIMCO / UPME
https://www1.upme.gov.co/simco/Cifras-Sectoriales/Paginas/carbon.aspx○worldometerhttps://www.worldometers.info/maps/colombia-road-map-full/○2018-2022 Plan Maestro Ferroviario ANI, INVIAS
https://colaboracion.dnp.gov.co/CDT/Prensa/Plan-Maestro-Ferroviario.pdf

298

【マレーシア関係（アルファベット順）】○Bintulu Port Holdings Berhad ホームページ
https://www.bintuluport.com.my/Businesses/BPSB/The-Port/Port-Layout/○Department of Mineral and Geoscience Malaysia
https://www.jmg.gov.my/en/○Kuching Port Authority
https://kpa.gov.my/○Malaysia Energy Statistics Handbook 2021
https://meih.st.gov.my/documents/10620/4ccc47ea-012c-4e10-b1a3-5db97cb8b997○Malaysian Minerals Yearbook 2016
https://www.jmg.gov.my/index.php?option=com_content&view=article&id=130&catid=1
08&Itemid=937&lang=en○Mineral Yearbook Malaysia
https://pubs.usgs.gov/myb/vol3/2017-18/myb3-2017-18-malaysia.pdf○Miri Port Authority
https://www.miriport.gov.my/○Open Infra Map
https://openinframap.org/#6/3.531/105.748○PETRONAS（マレーシア国営石油会社）
https://www.petronas.com/mpm/malaysia-e-p/overview○Rajang Port Authority
https://www.rajangport.gov.my/○Sarawak Energy ホームページ
https://www.sarawakenergy.com/○7 Major Port in Malaysia, Marine insighthttps://www.marineinsight.com/know-more/7-major-ports-in-malaysia/299令和５年度海外炭開発支援事業 海外炭開発高度化等調査「コロンビア・マレーシアの石炭輸送インフラおよび石炭利用動向調査 」
令和 6 年 3 月 発行
発行：
〒105-0001 東京都港区虎ノ門 2 丁目 10 番 1 号 虎ノ門ツインビルディング
http://www.jogmec.go.jp/
おことわり：本レポートの内容は、必ずしも独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構としての見解を示すものではありません。正確な情報をお届けするように最大限の努力を行っておりますが、本レポートに基づきとられた行動の帰結につき、独立行政法人エネル
ギー・金属鉱物資源機構及びレポート執筆者は何らの責を負いかねます。なお、本報告書の内容を引用等する際は、あらかじめ独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構の許可を受けてください。