アンモニア・バイオマス混焼の電力で需要家の排出はどれだけ下がるか — 混焼率と上流排出

（本稿の情報は2026年11月時点）

「アンモニア20%混焼」という見出しを見たとき、電力を年間数億kWh購入する製造業の環境部門が最初に確認すべきは、自社の排出係数が20%下がるのかという一点である。答えはほぼ常に「下がらない」だ。混焼率という供給側の技術指標と、需要家が報告に使うkWhあたりCO2という指標のあいだには、三段の減衰がある。熱量比という物理的な天井、上流排出というライフサイクル上の目減り、そして事業者別排出係数が確定するまでの時間差と加重平均による希釈。この三段を通過したあとに残る数字が、調達部門が今年度のCDP回答や統合報告書に書ける削減量になる。

扱うのは買う側の報告値がどれだけ動くかという一点に限る。アンモニアの製造コストや発電事業者側のプロジェクト経済性は論じない。調達・環境部門が電力メニューやオフテイク契約を選ぶときに、どの数字を信じ、どの数字を契約書に書き込むかを分解する。

「混焼率20%」は需要家の排出係数を20%下げるのか

混乱の第一の源は、混焼率という言葉が少なくとも三つの定義で使われていることにある。熱量比、重量比、発電電力量比。アンモニアの低位発熱量は約18.6 MJ/kg、一般炭の低位発熱量は条件により25 MJ/kg前後で、アンモニアは7割強に過ぎない。低位発熱量を基準に揃えて計算すると、重量比20%のアンモニア投入は熱量比では約15%にあたる。高位発熱量（アンモニア約22.5 MJ/kg、一般炭約25.7 MJ/kg）を基準にすれば同じ重量比20%が熱量比約18%になる。つまり同じ「20%」が、採用する発熱量基準によって15〜18%の幅で動く。国内の算定・報告制度は高位発熱量を基礎とする燃料使用量の考え方を採るため、自社の報告と突き合わせるならどちらの基準で提示された数値かを確認せずに議論を進めることはできない。

第二の源は、混焼率と排出係数が1対1で対応しないことだ。需要家がScope 2の算定に使うのはkWhあたりのCO2排出量、すなわち電気事業者別排出係数である。混焼率からこの係数へ変換する過程に、発電効率の変動、所内率（自家消費）、燃料の上流排出が入り込む。混焼率が熱量比で20%でも、ボイラ効率が低下すれば同じ送電量を出すために投入熱量が増え、削減率は目減りする。

混焼率の定義	計算の分母・分子	典型的な使われ方	需要家にとっての意味
熱量比	投入熱量ベースの比率	実証・政策資料の標準表記	燃焼段階の直接CO2削減率の上限にほぼ一致する
重量比	投入燃料重量ベースの比率	燃料調達・輸送計画	同じ重量比20%でも熱量比は約15〜18%となり、低位／高位どちらの発熱量基準を採るかで結果が変わる
発電電力量比	送電端kWhへの寄与比率	広報・メニュー説明	発電効率・所内率次第で変動し、第三者検証が困難

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は本文。低位発熱量はアンモニア18.6 MJ/kg・一般炭25 MJ/kg、高位発熱量はアンモニア22.5 MJ/kg・一般炭25.7 MJ/kgを使用）

実務上の最初の防御線は単純だ。発電事業者の提示する混焼率がどの定義でどの発熱量基準かを確認し、自社の算定と同じ基準に揃えてから排出係数の議論に入る。重量比で提示された数値をそのまま期待値に置くと、調達計画の削減見込みは2割前後過大になる。

第1の減衰 — 熱量比という天井

アンモニアは分子内に炭素を含まないため、燃焼段階ではCO2を排出しない。石炭の投入熱量の一部をアンモニアで置き換えた場合、燃焼段階の直接CO2削減率は置き換えた熱量の比率に概ね一致する。これが物理的インパクトの素の大きさであり、同時に天井でもある。熱量比20%混焼で燃焼段階の直接CO2が20%減る、というのが理論上の最大値だ。

天井を押し下げる要因は複数ある。アンモニア燃焼ではN2O（亜酸化窒素）の生成が技術的な論点として扱われており、N2Oの地球温暖化係数はIPCC第6次評価報告書の100年値で273である。ただし温対法に基づく算定・報告・公表制度やわが国の温室効果ガスインベントリで用いるGWPは、採用時点の評価報告書の値に固定されており、AR6の科学的値と一致しない場合がある。科学的な影響の大きさと、報告書に載る換算値がずれるという構造は、本稿が追う報告値と実質の乖離そのものだ。実機側では未燃アンモニアの排出やNOx処理の負荷、ボイラ効率の変動も、送電端あたりの削減率を理論値から目減りさせる方向に働く。

バイオマス混焼は構造が異なる。燃焼時に発生するCO2は国際的なインベントリ算定ルールにおいてバイオマス由来として扱われ、エネルギー部門の排出としては計上されない（炭素ストックの変化はLULUCF側で扱う）。この扱いの前提は、燃料が持続可能に生産され、土地利用変化による炭素ストックの喪失を伴わないことである。日本ではFIT/FIP制度のもとでバイオマス燃料の持続可能性確認とライフサイクルGHG排出量に関する要件が設けられており、適用対象や基準値は燃料種別・認定時期で区分されるため、自社が調達する電源の燃料がどの区分に当たるかは資源エネルギー庁の公表資料で個別に確認するのが実務的だ。輸入木質ペレットやPKS（パーム椰子殻）に依存する場合、栽培・加工・長距離輸送の排出がライフサイクル評価に乗る。

混焼燃料	燃焼段階の直接CO2	熱量比20%混焼時の直接CO2削減率（理論上限）	上限を押し下げる主因
アンモニア	ゼロ（炭素を含まない）	約20%	N2O生成、未燃分、ボイラ効率低下
木質ペレット	バイオマス由来として計上外	約20%	持続可能性要件の不充足、水分による効率低下
PKS	バイオマス由来として計上外	約20%	同上、輸送・加工の上流排出
水素（混焼）	ゼロ	熱量比に準じる	NOx対策・設備改造、供給制約

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は本文。理論上限は効率低下・未燃分・N2Oをゼロと置いた場合の値）

燃焼段階だけを見れば熱量比がほぼそのまま削減率になり、物理的インパクトは素直である。問題はこの先の二段で起きる。

第2の減衰 — 上流排出：損益分岐点はどこか

アンモニアの製造経路は需要家の実質削減を決定的に左右する。天然ガス改質によるグレーアンモニアは合成過程でCO2を排出し、その量はプロセス由来のみを数えるか燃料燃焼分を含めるか、原料が天然ガスか石炭かで大きく変わる。IEAのアンモニア技術ロードマップは、石炭原料の経路が天然ガス改質より明確に大きい排出原単位になることを示している。精度の必要な判断では、経路と算定範囲を特定した原単位を発電事業者から取り寄せる以外に方法がない。

重要なのは水準の議論ではなく損益分岐点である。アンモニア1kgの低位発熱量18.6 MJを一般炭で置き換えた場合に回避できるCO2は、一般炭の排出係数が0.09 t-CO2/GJ級であることから約1.7 kg-CO2、すなわちアンモニア1トンあたり約1.7 t-CO2にあたる（CTJPN試算）。したがって製造から輸送までの上流排出が約1.7 t-CO2/t-NH3を超えるアンモニアで石炭を置き換えると、ライフサイクルで見た大気中CO2は増える。CO2回収を伴わない天然ガス改質のグレーアンモニアは、この閾値の近傍か上方に位置する水準にあり、石炭ガス化由来であれば超過する。混焼が実質削減になるかどうかは、この1.7という数字との比較で決まる。

さらに日本の調達は長距離輸入を前提とする。中東・北米・豪州から液化アンモニアを海上輸送し、受入ターミナルで貯蔵する過程で、液化動力、航海中の燃料、ボイルオフガスの処理が加算される。アンモニアを水素キャリアとして用いる場合はクラッキング（分解）工程が入るが、混焼では直接燃料として使うためクラッキングは不要で、この点では水素輸送より上流排出は小さい。それでも輸送区間の排出がライフサイクル値に上乗せされる構造は変わらず、閾値1.7への距離をさらに詰める方向に働く。

ここで需要家にとって最も重い制度上の論点が現れる。電気事業者別排出係数は、温対法に基づく算定・報告・公表制度の枠組みで、電気事業者の発電に伴う燃料燃焼由来の排出量を販売電力量で除して算出される。燃料そのものの製造・輸送に伴う上流排出は、この係数に含まれない。グレーアンモニアを混焼しても、需要家のScope 2の算定上は排出係数が下がる。一方で実質の大気中CO2は上流で発生しており、減っていない。

GHGプロトコルのScope 3カテゴリー3（燃料・エネルギー関連活動）は、購入電力の上流排出を算定対象としている。上流排出を真面目に追う企業は、Scope 2で減った分がScope 3カテゴリー3で増えるという逆転を経験しうる。報告上は下がるが実質は下がらない、あるいは全社合計では相殺される。このギャップの扱いを先に決めておかないと、SBTiの目標進捗説明やCDPの採点で説明が破綻する。

製造経路	上流排出と閾値1.7 t-CO2/t-NH3の関係	事業者別排出係数への反映	需要家のScope 2	Scope 3カテゴリー3
グレー（天然ガス改質・回収なし）	閾値近傍または超過	反映されない	低下する	増加する
グレー（石炭ガス化）	超過する	反映されない	低下する	大きく増加
ブルー（改質＋CCS）	回収率に依存し閾値を下回りうる	反映されない	低下する	小幅増加
グリーン（再エネ電解）	閾値を大きく下回る	反映されない	低下する	ほぼ中立
国内製造（系統電力による電解）	系統排出係数に比例し超過しうる	反映されない	低下する	増加する

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は本文。閾値1.7 t-CO2/t-NH3はアンモニア低位発熱量18.6 MJ/kgと一般炭の排出係数0.09 t-CO2/GJ級から逆算）

この表が示すのは、現行の報告ルールでは製造経路の違いが需要家のScope 2に一切現れないという事実だ。グレーでもグリーンでも、需要家が受け取る排出係数は同じになる。実質削減を主張したい需要家には、契約交渉の段階で製造経路の開示とライフサイクルGHG値の提示を発電事業者に求める以外の手段がない。報告制度が自動的に区別してくれることを期待すると、数年後に説明責任の問題として跳ね返る。

第3の減衰 — 実排出係数・調整後排出係数、反映ラグ、そして希釈

三段目に入る前に、どの係数の話をしているのかを確定させておく。電気事業者別排出係数は実排出係数と調整後排出係数の二本立てで公表される。混焼による燃料構成の変化が現れるのは実排出係数であり、非化石証書の調達による環境価値の反映は調整後排出係数の側で効く。温対法の定期報告やScope 2マーケット基準の算定でどちらの数字を使うかは制度・枠組みごとに規定が異なるため、混焼の効果を論じるときは実排出係数の動きとして議論し、証書による上乗せとは分けて扱うのが正確だ。以下の試算はすべて実排出係数ベースである。

次に時間軸の問題だ。電気事業者別排出係数は、当該年度の発電実績と販売電力量を集計し、事業者からの報告と確認を経て、環境省および経済産業省が公表する。温対法の定期報告期限は年度明け後の年央に設定されており、その報告をもとに係数が確定・公表される順序になるため、ある年度の実績に対応する係数が使えるようになるのは翌年度の後半以降になる。つまり発電事業者が混焼の商用運転を開始した年度と、需要家がその効果を反映した係数で報告できる年度には、実務上おおむね2年度分のずれが生じる。該当年度の公表時期は毎年変動するので、報告スケジュールを組むときは環境省の公表資料で実際の公表月を確認するのが確実だ。

時点	出来事	需要家の報告への影響
X年度	発電所で混焼運転を開始・プレスリリース	当年度の報告値は変わらない（過年度の係数を使用）
X+1年度	X年度実績の集計・定期報告・確認	暫定的な議論は可能だが報告値は動かない
X+1年度後半〜X+2年度	X年度の事業者別排出係数が公表	ここで初めて混焼の効果が報告値に反映される
X+2年度以降	統合報告書・CDP回答に反映	混焼開始から実質2年程度の遅れ

出典：Climate tech news（CTJPN）整理（温対法算定・報告・公表制度の報告期限と係数公表の順序にもとづく）

このラグ自体は制度の性質上避けられない。より効くのはその先の希釈である。事業者別排出係数は特定の発電所単位ではなく、当該電気事業者が販売した全電力量に対する加重平均として算出される。混焼が1基の石炭火力で行われても、効果は事業者の全販売電力量に薄く広がる。

数値で確認する。ある事業者の販売電力量のうち混焼対象発電所が供給する比率を10%、その発電所の実排出係数を0.85 kg-CO2/kWh、熱量比20%混焼で発電所単体の係数が0.68 kg-CO2/kWhに低下すると仮定する。事業者全体の平均係数が0.45 kg-CO2/kWhだったとすれば、混焼後の全体係数は0.45 −（0.10 × 0.17）= 0.433 kg-CO2/kWh となり、低下幅は約3.8%である。熱量比20%という数字から需要家が想像する20%とは一桁違う。

前提条件	ケースA（混焼1基）	ケースB（混焼拡大）	ケースC（全石炭20%混焼）
混焼発電所の販売電力量シェア	10%	25%	40%
混焼前の当該発電所係数（kg-CO2/kWh）	0.85	0.85	0.85
熱量比混焼率	20%	20%	20%
混焼後の当該発電所係数（kg-CO2/kWh）	0.68	0.68	0.68
事業者全体の混焼前係数（kg-CO2/kWh）	0.45	0.45	0.45
事業者全体の混焼後係数（kg-CO2/kWh）	0.433	0.408	0.382
需要家が報告できる削減率（上限）	約3.8%	約9.4%	約15.1%
年間1億kWh購入時の削減量（t-CO2、上限）	1,700	4,250	6,800

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は本文）

表の前提のうち、混焼前の発電所係数0.85 kg-CO2/kWhは微粉炭火力の一般的な水準、事業者全体の0.45 kg-CO2/kWhは火力と非化石を併せ持つ大手小売の公表係数のレンジを念頭に置いた仮定値であり、実在の特定事業者の数値ではない。販売電力量シェア10/25/40%も記事独自の仮定である。実際の判断では、契約先の公表している実排出係数と混焼対象発電所の供給比率に置き換えて再計算するのが正しい手順になる。加えて、混焼後の発電所係数0.68は0.85×0.8、つまり効率低下ゼロ・未燃分ゼロ・N2Oゼロを置いた理論上限であり、第1の減衰で挙げた目減り要因が働く実機ではこれを下回る。削減率3.8%は上限であって期待値ではない。

分母の整理も必要だ。3.8%は購入電力に由来するScope 2内の比率で、全社の総排出量に対する比率ではない。年間1億kWhを0.45 kg-CO2/kWhで購入する企業のScope 2は約4.5万t-CO2、そのうち1,700tが減る計算になる。Scope 1や自社のScope 3を含む総排出量に対して1,700tが占める比率は、業種によってさらに小さい。

国内のアンモニア混焼は大型石炭火力での実証を軸に進んでおり、商用規模での20%混焼を事業者の販売電力量の数割に広げる段階には達していない。資源エネルギー庁の水素・アンモニア政策関連資料が示す導入目標の時間軸は2030年前後を商用化の節目に置いており、2026年度から2027年度にかけて需要家が報告できる混焼由来の削減は、現実には表のケースAの上限値、すなわち購入電力量1億kWhあたり年間1,700トン、Scope 2の約3.8%を超えない。対象発電所の混焼が商用運転に至っていなければ、今年度の報告で書ける削減はゼロである。

有利・不利の判断は明確だ。混焼電力への期待で調達判断を動かすのは、ケースC相当の規模が見通せる段階まで待つのが合理的である。それ以前の段階では、同じ予算を再エネ電力の直接調達や自家消費太陽光に振り向けたほうが、報告値と実質の双方で確実に効く。最大のリスクは、ケースAの数%を社内で「20%削減」と誤って共有してしまうことにあり、これは係数公表時に説明不能な差分として表面化する。

課題・反論・代替視点

この分析に対する最も強い反論は、混焼の価値を需要家の当年度報告値で測るのが筋違いだという指摘である。アンモニア混焼は既設石炭火力の資産を活かしながら専焼へ移行する技術的な踏み台であり、評価すべきは20%混焼時点の削減量ではなく、50%混焼・専焼へのスケールパスだという立場には合理性がある。燃焼技術、サプライチェーン、受入インフラのいずれも20%の実績なしには次段階へ進めない。この観点では、需要家が初期段階のオフテイク契約に関与する意味は、報告値の改善ではなく将来の選択肢の確保にある。

上流排出を問題視するなら系統電力そのものの上流排出も同様だ、という反論も成立する。石炭やLNGの採掘・液化・輸送に伴う排出も事業者別排出係数には含まれておらず、アンモニアだけを厳しく見るのは一貫性を欠く。この指摘は正しい。ただし石炭の上流排出は燃焼時排出に比べて小規模である一方、燃焼時にCO2を出さないアンモニアでは上流が排出のほぼ全量を占める。比率の構造が違うため、同じ扱いで済ませられない。閾値1.7 t-CO2/t-NH3という損益分岐点が意味を持つのは、まさにこの非対称性のためである。

事業者別排出係数の希釈を回避する手段は存在するという反論もある。特定の発電所からの電力を特定した契約や、環境価値を分離して取引する仕組みを使えば、加重平均を通さずに混焼の効果を需要家に帰属させる設計は理論上可能だ。ただしGHGプロトコルのScope 2マーケット基準が要求する契約証書の要件、とくに排出属性の唯一性と二重計上の防止を満たす設計が前提になる。国内の非化石価値取引市場は非化石電源を対象とする制度であり、火力発電所の混焼による排出低減分を切り出して取引する枠組みは現行制度の対象外だ。制度が整うまでは、契約上の表明と保証で補うしかない。なお、GHGプロトコルは各基準の改定作業を進めており、Scope 2の要件自体が動く可能性がある。契約条項に算定ルール改定時の見直しを織り込む実務的な理由がここにある。

バイオマスについては、燃焼時CO2を計上外とする扱いそのものへの批判が国際的に続いている。伐採から再成長までのタイムラグを考慮すれば、短期的には石炭と同等以上の大気中CO2増加を招くという議論だ。制度上の算定ルールと物理的な大気影響が乖離するという点では、アンモニアの上流排出問題と同じ構造の課題である。混焼電力の環境価値を社外に説明する局面では、どちらの燃料でも「制度上の計上」と「大気への実質」を分けて語れる準備がないと持たない。

日本市場・日本企業への示唆

欧州の需要家が参照する枠組みをそのまま日本に持ち込めない理由は、電力の環境価値を取引する制度設計の違いにある。EUでは原産地証明（GO）が電源属性を細分化して取引する基盤として機能してきたが、日本の非化石証書やグリーン電力証書は再エネ・非化石という区分での取引が中心で、火力発電所の混焼による排出低減分を切り出して取引する制度は存在しない。日本の需要家は、混焼の効果を事業者別排出係数という加重平均の形でしか受け取れない。この構造的制約が、ここで示した希釈を避けられないものにしている。

実務では三つの順序で詰めるのが現実的だ。まず電力メニューや長期契約の交渉で、混焼率ではなく「契約期間中の各年度における実排出係数の見通しと、実績が見通しを下回った場合の取り扱い」を書面で確認する。混焼率は技術指標であり、需要家の報告値を保証しない。次にアンモニアの製造経路とライフサイクルGHG値の開示を要求する。現行の報告制度は製造経路を区別しないため、Scope 3カテゴリー3を自社で算定して整合を取る企業にとっては、開示なしでは数字が組めない。そして社内の削減ロードマップでは、混焼由来の削減を上限値のケースA相当、Scope 2の数%として保守的に置く。

もうひとつ日本固有の論点がある。GXリーグおよびGX-ETSの枠組みで排出量取引に関わる企業にとって、混焼電力の位置づけは制度の対象排出範囲によって意味が変わる。義務の対象が直接排出中心であれば、混焼による係数低下は発電事業者側の義務履行に効き、電力を買う需要家側の義務履行には直接効かない。需要家にとっての便益は温対法報告やScope 2算定、投資家向け開示の側に現れる。対象範囲と間接排出の扱いは制度設計資料で明示されているため、自社が制度上どちらの側に立つかを確認してから混焼電力の価値を見積もるのが、算定の前提を誤らない唯一の方法だ。混焼電力の長期契約を設備投資判断の前提に置く場合、算定ルールが将来上流排出を取り込む方向へ改定されれば報告上の優位が縮む点も、契約の見直し条項に反映させておくのが実務的である。

まとめ

アンモニア・バイオマス混焼が需要家の報告値に与える効果は、熱量比という物理的な天井、上流排出というライフサイクル上の目減り、そして事業者別排出係数の反映ラグと加重平均による希釈という三段の減衰を通る。熱量比20%混焼という技術的な達成が需要家の購入電力の排出係数に現れる段階では、上限で約3.8%の低下にとどまる。年間1億kWhを購入する企業のScope 2約4.5万t-CO2に対して1,700トン、しかも効率低下と未燃分を考慮すればこれを下回る。対象発電所が商用の混焼運転に入っていなければ、今年度の報告に書ける削減はゼロだ。この数字を正確に社内に伝えることが、調達・環境部門の最初の仕事になる。

同時に、上流排出の側に目を向ければ判断はもう一段厳しくなる。アンモニア1トンあたり約1.7 t-CO2という損益分岐点を超える製造経路のアンモニアで石炭を置き換えれば、報告値は下がるのに大気中のCO2は増える。グレーアンモニアはこの閾値の近傍か上方にあり、製造経路の開示がないまま混焼電力を「削減」として社外に説明する企業は、数年後に説明責任の問題を抱える。混焼を無価値と切り捨てるのも判断を誤るが、その価値は当年度の報告値ではなく、2030年代に高混焼率または専焼の電力を調達できる選択肢を確保することにある。評価の時間軸を報告年度から設備更新サイクルに合わせ替えれば、オフテイク契約への関与は投資として位置づけられる。

分水嶺は二つある。ひとつは混焼率が50%を超える水準に到達し、かつ対象発電所が事業者の販売電力量の相応の比率を占めるようになる時点で、ここを越えて初めて需要家の報告値に意味のある変化が現れる。もうひとつは、電気事業者別排出係数または環境価値の取引制度が燃料の上流排出を算定に取り込む方向へ改定されるかどうかだ。2027年度から2030年度にかけて、この二つのどちらが先に動くかが、混焼電力を調達戦略に組み込む企業の損益を分ける。制度が先に動けば、グレーアンモニアに依存した混焼電力の報告上の優位は消える。長期契約を検討する企業は、製造経路のライフサイクルGHG開示と、算定ルール改定時の契約条件見直し条項を、いま交渉のテーブルに乗せておくのが賢明である。

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主要出典

• 環境省・経済産業省「電気事業者別排出係数（特定排出者の温室効果ガス排出量算定用）」各年度公表資料 — 環境省 https://www.env.go.jp/ ／ 経済産業省 https://www.meti.go.jp/
• 環境省「温室効果ガス排出量算定・報告・公表制度」算定方法・排出係数一覧および定期報告関連資料 https://www.env.go.jp/
• 資源エネルギー庁 水素・アンモニア政策関連資料（水素基本戦略、水素・アンモニアの導入に関する審議会配布資料） https://www.enecho.meti.go.jp/
• 資源エネルギー庁 FIT/FIP制度におけるバイオマス燃料の持続可能性確認に関する公表資料 https://www.enecho.meti.go.jp/
• GHG Protocol「Scope 2 Guidance」および「Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard」（Category 3: Fuel- and energy-related activities） https://ghgprotocol.org/
• IEA「Ammonia Technology Roadmap」（アンモニア製造経路別の排出原単位） https://www.iea.org/
• IPCC 第6次評価報告書 第1作業部会報告書（N2OのGWP100＝273） https://www.ipcc.ch/
• GXリーグ「GX-ETS 制度設計関連資料」（対象排出範囲・参加要件） https://gx-league.go.jp/
• Science Based Targets initiative（SBTi）目標設定・進捗報告に関するガイダンス https://sciencebasedtargets.org/
• CDP 気候変動質問書および採点方法に関する公表資料 https://www.cdp.net/