還元鉄（HBI）を海外でつくって運ぶ — 中東・豪州で製造して日本へ運ぶ案の費用と、削減量の帰属

（本稿の情報は2026年11月時点）

単位の宣言 — 数値基準をそろえないと比較が壊れる

低炭素還元鉄のコスト比較では、粗鋼1トン、DRI 1トン、HBI 1トンの三つの基準が混在しやすい。基準が違う数値を同じ表に並べると、固体で運ぶ方が安いという主張そのものが検証できなくなる。以下では原則としてすべて HBI 1トン基準で示し、粗鋼に換算する場合は、HBI を主鉄源とする電炉で HBI 1.05〜1.10 トンから粗鋼1トンを得る（溶解歩留まりと配合ロスを含む）という前提を明示して併記する。スクラップを配合すれば粗鋼1トンあたりの HBI 必要量はこれより小さくなる。

調達の形は三つに整理できる。日本国内に水素を持ち込んで還元する道、海外で還元された HBI・DRI を輸入して国内の電炉で溶解する道、半製品（スラブ・ビレット）や粗鋼そのものを輸入する道である。三つは「どこまで国外に出すか」の程度差であり、出す範囲が広がるほど日本側の投資負担は軽くなり、同時に価格と環境価値の統制が弱まる。

調達形態	日本に残る工程	価格が決まる場所	削減量が国別インベントリ上で発生する国	日本側の設備投資
①国内で水素還元	還元・溶解・圧延	国内水素調達価格＋国内電力	日本（自社 Scope 1）	最大（DRI プラント＋電炉）
②海外 HBI を輸入	溶解・圧延	製造国のガス／電力市場＋ペレット価格	製造国（日本側は Scope 3 上流）	中（電炉）
③半製品・粗鋼を輸入	圧延のみ（または無し）	製造国の製鋼コスト＋国際鋼材価格	製造国	小

②は輸送費の表に載せると「水素を運ぶより安い」という結論になりやすい。だが同じ表の裏側で、価格フォーミュラの基準指標が国内の電力・水素価格から相手国のガス価格や PPA 単価へ移り、削減量の計上先も日本のインベントリから相手国のインベントリへ移る。輸送手段の比較ではなく、価格が決まる場所と排出が立つ場所を国外へ動かす決定である。

到着コストの分解 — HBI 1トンの CIF を五つの変数に割る

HBI の到着コストは、DR グレード鉄鉱石、還元エネルギー、設備の資本回収、熱間成型と海上運賃・保険、荷役・保管の五つに分解できる。このうち立地で大きく動くのは還元エネルギー価格であり、次に鉄鉱石の選鉱・ペレタイズと内陸輸送のコストである。

構成要素	HBI 1トンあたりの目安（試算）	立地依存度	主な変動要因
DR グレード鉄鉱石（1.4〜1.5 t/t-HBI）	110〜180 USD	中	ペレットプレミアム、Fe 品位、選鉱コスト
還元エネルギー（天然ガス 9〜10 GJ/t または水素 50〜60 kg/t）	ガス 26〜66 USD／水素 100〜240 USD	高	ガス価格、再エネ PPA 単価、電解装置稼働率
設備資本回収（DRI＋熱間成型）	83〜124 USD	低〜中	建設費原単位、労務費、金利、稼働率
熱間成型の用役・海上運賃・保険（中東発）	25〜40 USD	低〜中	バルク運賃、航路距離
荷役・保管（再酸化・固結対策込み）	5〜15 USD	低	港湾設備、保管期間

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は本文）

前提を開示する。HBI 1トンあたり DR グレード鉄鉱石 1.4〜1.5トン、天然ガス DRI で還元・加熱用ガス 9〜10 GJ/t（Midrex・Energiron 級の実機原単位として技術供給者が公表している水準の幅）、水素 DRI で水素 50〜60 kg/t、稼働率 85%、資本費は建設費原単位 600〜900 USD/年産トンを 20年・加重平均資本コスト 10% で均等償却したものである。ガス価格は 3〜7 USD/MMBtu としたが、下限の 3 USD/MMBtu は中東産ガス国の国内規制価格（輸出価格ではない）を前提とした値であり、市場価格に連動する立地では成立しない。単位換算は 1 GJ ＝ 約0.95 MMBtu とし、下限は 9 GJ/t × 3 USD/MMBtu、上限は 10 GJ/t × 7 USD/MMBtu で計算して 26〜66 USD/t とした。水素は 2〜4 USD/kg（製造国の工場渡し）とし、50 kg × 2 USD と 60 kg × 4 USD で 100〜240 USD/t とした。このうち 2 USD/kg は 2026年時点の実績ではなく、各国の水素戦略が 2030年代に掲げる目標水準である。資本回収は 20年・WACC 10% の資本回収係数 約0.117 を建設費原単位に掛け、稼働率 85% で割って HBI 1トンあたりに直したもので、600 USD/年産トンなら約83 USD/t、900 USD/年産トンなら約124 USD/t になる。WACC を 10% としたのは、新興国・遠隔地プロジェクトのリスクを織り込むためで、8% に下げれば資本回収は建設費原単位の下限で約11 USD/t、上限で約17 USD/t 下がる。なお本表の資本回収行は DRI プラントと熱間成型設備の建設費のみを対象としており、固定運転費・保守費・労務費、還元用ガス以外の電力・用役（熱間成型の用役を除く）、ロイヤルティや販売費は含めていない。これらを含めれば到着コストはそれぞれの行より上振れする。

この分解から読むべき点は二つある。還元エネルギーをガスにするか水素にするかで、表の値のまま比べれば HBI 1トンあたりの差は最小 34 USD（ガス上限 66 対 水素下限 100）から最大 214 USD（ガス下限 26 対 水素上限 240）まで開く。幅が広いのは、ガス価格と水素価格のどちらの前提を置くかで順位すら動くからで、立地の優劣より前にエネルギー種と価格前提の選択が効く。

もうひとつは、鉄鉱石の寄与が還元エネルギーと同等以上に大きいという事実である。DR グレードペレットには Fe 67% 以上、SiO2＋Al2O3 が低いという厳しい仕様が求められ、世界の鉄鉱石供給のうちこの規格を満たす量は限られる。2020年代前半にはペレットプレミアムが大きく振れ、DR グレード供給の制約がコスト上限を規定する局面が繰り返された。鉄鉱石を「どこでも調達できる変数」として固定値で置いた試算は、プレミアムが動いた時点で崩れる。

還元価値あたりの輸送費 — 比較基準をそろえて計算する

水素輸送との比較は、「水素1kg あたりの輸送費」ではなく「粗鋼1トンを還元するのに要する還元剤を日本に届ける費用」でそろえる。

水素還元で粗鋼1トンを得る場合、水素は 50〜60 kg が必要になる。水素キャリアの輸送関連コスト（転換・海上輸送・再変換のロスとエネルギー投入を含む）を水素 1kg あたり 1〜3 USD と置けば、粗鋼1トンあたり 50〜180 USD の上乗せになる。この 1〜3 USD/kg という幅はキャリアで大きく異なり、液化水素は液化動力が、アンモニアは分解工程が、メチルシクロヘキサンは脱水素の熱量が効く。再変換を含む MCH では上限を超える試算も公表されており、キャリア別に見れば幅はさらに広い。

HBI 側は、粗鋼1トンに HBI 1.05〜1.10 トンを要するという前提で換算する。中東発のバルク運賃を HBI 1トンあたり 25〜40 USD（熱間成型の用役を含む表の行から運賃分を抜き出せば概ね 20〜35 USD）とすると、粗鋼1トンあたりの海上輸送費は 21〜39 USD になる。西豪州発は中東発より航海距離が短く、同程度かやや低い水準に収まる一方、HBI は IMSBC Code 上の特殊貨物として積載・換気要件が課されるため、一般鉄鉱石のバルク運賃より割高になりうる。

比較項目	水素キャリアで還元剤を運ぶ	HBI として運ぶ
粗鋼1トンあたり必要量	水素 50〜60 kg	HBI 1.05〜1.10 t
輸送関連コスト単価	1〜3 USD/kg-H2（キャリア別に幅大）	20〜35 USD/t-HBI（中東発）
粗鋼1トンあたり輸送関連費	50〜180 USD	21〜39 USD
倍率（水素÷HBI）	—	約1.3〜8.6倍の差

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は本文）

同じ還元価値を届ける費用として比べれば、固体で運ぶ側が有利である。ただし倍率は前提次第で 1.3倍から 8.6倍まで振れ、「一桁違う」とは言えない。最も不利なケース（アンモニア等の低コストキャリアが成立し、かつ HBI が特殊貨物プレミアムを負う）では差が数十 USD に縮む。確実に言えるのは、水素キャリアの輸送費が HBI 運賃を下回る前提は現時点で見当たらないという非対称性であり、そこに HBI 輸入構想の根拠がある。そしてこの有利さは輸送区間に限られる。還元そのもののコストは製造国のエネルギー価格に依存したままだ。

中東と豪州 — 安い理由が違えば契約の書き方も違う

比較で重要なのは、どちらが安いかではなく、安さの源泉が違うことで価格の変動要因が入れ替わる点である。中東も一括りにはできない。UAE は天然ガス DRI と HBI の輸出実績を持つ既存基盤があり、オマーンは港湾と産業用ガス供給を軸に DRI 投資が進む。サウジアラビアは国内製鋼需要と鉄鉱石の輸入距離が条件を変える。

項目	中東型（UAE・オマーン：既存 DRI/HBI 基盤あり）	中東型（サウジ等：国内需要主導）	豪州型（西豪州・ピルバラ）
一次エネルギー	国内規制価格の天然ガス（将来は水素混合）	同（国内需要との配分が論点）	大規模な太陽光・風力ポテンシャル
鉄鉱石	輸入（ブラジル・豪州等のペレット）	輸入（内陸輸送距離が加算）	域内に鉱山。主力ヘマタイト微粉は DR 不適
既存インフラ	天然ガス DRI・HBI 輸出実績と港湾	製鋼設備はあるが HBI 輸出は限定的	鉱山・鉄道・積出港はあるが DRI 実績は限定的
建設・労務コスト	相対的に低い	相対的に低い	高い（遠隔地労務費・系統接続）
価格フォーミュラの連動先	ガス価格＋CO2 の扱い（CCS／炭素価格）	ガス配分政策＋国内鋼材需要	再エネ PPA 単価＋選鉱・ペレタイズコスト
買い手が負う主リスク	ガス価格と炭素規制の変更	輸出余力の政策変更	建設費超過と電力稼働率（間欠性）

※本表は公表情報に基づく定性比較であり、数値試算ではない。

既存 DRI 基盤を持つ中東型は、天然ガス DRI に CCS を組み合わせ、炭素価格が上がるにつれて水素比率を上げる段階的設計が合理的だ。HBI の価格は実質的に「ガス価格と CO2 の扱い」で決まり、買い手はガス価格の変動と炭素規制変更という二つのリスクを抱える。

豪州型は、鉱山に近いことと再エネポテンシャルが売りだが、ピルバラの主力であるヘマタイト微粉は DR グレード仕様を満たさない。磁鉄鉱系資源の開発と選鉱・ペレタイズ設備が前提になり、その資本費と加工費が価格に乗る。遠隔地の建設コストと労務費、系統接続も効き、再エネ主体で電解装置を回す場合は稼働率の低さが水素単価を押し上げる。価格は「再エネ PPA 単価＋選鉱・ペレタイズコスト」で決まる構造になる。

同じ CIF 価格を提示されても、中東はガスと炭素規制に、豪州は電力と建設コストに連動する。鋼材価格がエネルギー価格と相関する局面ではガス連動のヘッジが効きやすく、炭素規制の強化局面では建設コスト固定・PPA 固定の豪州型の方が価格が読める。立地選択を電力単価の優劣で片づけると、この違いが契約条項に落ちない。

削減量をどちらの国が数えるか — 三層に分けて評価する

価格交渉が止まる最大の原因は、技術でもコストでもなく削減量の帰属である。評価は三層に分けると整理できる。

国別インベントリの層では、IPCC ガイドラインに沿った生産ベースの計上が原則であり、還元工程の排出は製造国に立つ。日本で水素還元すれば日本の排出として立ち、中東や豪州で還元すれば相手国の排出になる。つまり HBI 輸入は、日本の国別インベントリ上は鉄鋼部門の排出を機械的に減らす。日本単独で見ればこれはカーボンリーケージであり、削減努力ではない。

グローバル総量の層では評価が変わる。安いガスや安い再エネで還元した方が同じ鉄1トンあたりの排出が小さくなるなら、生産地を移すこと自体が地球全体の排出を下げる。逆に製造国の電力系統が石炭中心で、CCS も水素混合もないまま天然ガス DRI を増設するだけなら、総量は下がらないか悪化する。HBI 輸入が削減かリーケージかは、製造プロジェクト個別の排出強度で決まる。したがって契約で保証すべき対象は「低炭素である」という定性的な表明ではなく、製品1トンあたりの CO2 強度という数値である。

企業会計の層では GHG プロトコルが適用され、輸入 HBI の製造時排出は買い手の Scope 3 カテゴリ1（購入した製品・サービス）に入る。従来の高炉工程より低炭素な HBI を調達すれば日本側の Scope 3 は実際に減る。一方で売り手は自社 Scope 1 の低炭素化として同じ削減を語る。企業別のバウンダリ設計上、形式的な二重計上ではない。だが「この削減は誰のものか」への答えが二つ並び、両者がそれぞれ環境価値の対価を主張する構造が生じる。

国際移転を伴う場合はさらに層が増える。パリ協定第6条2項の協力的アプローチで削減量を移転するなら、製造国が相当調整（corresponding adjustment）を行い自国の達成分から差し引く手続きが要る。資源国が自国 NDC に還元工程の低炭素化を算入したい場合、相当調整には応じない。ここで注意すべきは制度の適用範囲である。日本の二国間クレジット制度（JCM）は主に途上国をパートナー国とする枠組みであり、先進国である豪州は対象外だ。豪州案件で国際移転を扱うなら、JCM ではなく第6条2項に基づく二国間協定を別途組む必要がある。中東各国の JCM パートナー国該当状況は環境省の公表一覧で案件ごとに確認するのが前提になる。

実務上は、オフテイク契約で書き分ける項目が決まっている。製品単位の排出強度の保証値と検証方法、保証を外れた場合の価格調整または是正義務、環境属性の所有権が買い手に移るのか売り手に残るのか、国際移転に伴う相当調整の義務と費用負担、製造国または日本側の炭素規制が変更された場合の価格再交渉条件である。これらを未確定のまま CIF 価格だけを交渉すると、低炭素プレミアム相当分が何に対する対価なのか契約上定義されない。後から規制が動いたとき、払ったプレミアムを自社の削減実績として使えない事態が起きる。

課題・反論・代替視点

最も強い反論は、「海外 HBI 依存は国内製鉄業の空洞化を招き、低炭素化の名を借りた産業移転にすぎない」というものである。この指摘は的を射ている。還元工程を国外に出せば、設備投資・雇用・技術の蓄積も国外に移る。日本に残るのは電炉での溶解と圧延であり、付加価値の比率は下がる。還元鉄の輸入を主軸に据える戦略は、鉄鋼業の立地政策そのものの変更を意味する。輸送費が安いという理由だけで選ぶ話ではない。

HBI の物性リスクもコスト比較で軽視されやすい。ただし分類の区別が要る。HBI は IMSBC Code 上の DRI(A)（熱間成型品）に該当し、密度を高めて再酸化を抑えた形態であるため、DRI(B)（塊・ペレット・微粉）に比べれば発熱・水素発生のリスクは小さい。湿潤による発熱や自然発火の懸念がより強く当てはまるのは DRI(B) 側である。それでも DRI(A) には積載前の不活性化や換気、水濡れ防止といった要件が課され、長期保管では固結と再酸化による金属鉄歩留まりの低下が品質問題として残る。表では荷役・保管を 5〜15 USD/t と置いたが、港湾条件によってはこれを上回る。既存の高炉・転炉設備を持つ製鉄所で HBI を大量に受け入れるには、ヤード設計からの見直しが伴う。

価格面でも、HBI が「安く買える」前提は保証されない。低炭素 HBI の供給能力が立ち上がる初期には、日本・韓国・中東の電炉需要と欧州の需要が同じ供給源を取り合う。欧州側の支払許容額の構造については、EU-ETS 価格が域内電炉の排出コストに直接効く点は確かだが、HBI 自体が CBAM の賦課対象品目に含まれるかは欧州委員会の対象品目リスト（CN コード）で確認すべき論点であり、鋼材の輸入に課される賦課と、域内電炉が域外から鉄源を買う場合の扱いは別に整理する必要がある。いずれにせよ売り手市場では、CIF 価格は製造コストではなく代替手段（国内水素還元や低炭素スクラップ）の価格で決まる。製造コストが安い立地を選んでも、その安さが買い手に渡る保証はない。長期オフテイクでコストプラス方式を取るか指標連動方式を取るかで、この余剰の取り分が変わる。

代替視点として、日本の電炉転換の制約は還元鉄ではなくスクラップと電力である、という見方も成立する。国内に蓄積した鉄鋼スクラップを高度に選別・利用し、不足する清浄鉄源の一部を HBI で補う位置づけなら、必要な輸入量は大幅に小さくなり、長期オフテイクのリスクも縮む。HBI を主原料とする構想とスクラップ補完材とする構想では、契約量と価格リスクの規模が一桁違う。

日本市場・日本企業への示唆

海外事例をそのまま持ち込めない理由は三つある。

国内の炭素価格の構造が違う。GX-ETS は 2026年度から、直接排出が年10万トン以上の事業者を対象とする法的拘束力のある排出量取引として運用段階に入っている（制度の根拠はGX推進法、所管は経済産業省）。ただし排出枠の有償割当（オークション）は 2033年度以降に段階的に導入される設計であり、化石燃料賦課金の導入は 2028年度からとされている。つまり 2026年時点では、炭素コストが EU-ETS のような明示的な市場価格として調達判断に効く段階には至っていない。欧州の電炉事業者が低炭素鉄源に高いプレミアムを払えるのは、EU-ETS 価格が自社の排出コストとして日々効くからだ。制度前提が違うまま欧州の支払許容額を参照すると、過大な価格で長期契約を結ぶことになる。

電力と支援制度の条件も違う。海外 HBI の優位性は、国内で水素還元を行う代替案のコストとの差でしか測れず、その代替案のコストは国内の再エネ電力単価と水素価格で決まる。水素・アンモニアの価格差支援（GX経済移行債を財源とし、資源エネルギー庁が所管する制度で、支援期間は最長15年とされる枠組み）は水素・アンモニア自体を対象としており、海外で製造された HBI や、その製造に用いられる海外の水素が対象になるかは制度上自明ではない。対象外である前提で試算すれば海外 HBI の相対優位は上がり、対象になる前提なら国内水素還元の優位が上がる。支援を織り込んだ試算と支援終了後の試算を分けて持つことが合理的だ。

案件の情報基盤そのものが薄いという制約もある。日本の鉄鋼各社・商社による中東・豪州での還元鉄関連の取り組みは、MOU や事前調査（FS）の段階にあるものが多く、企業名・プロジェクト名・投資額まで特定できる形で公表されている案件は 2026年11月時点でも限定的である。各社の統合報告書やカーボンニュートラル移行計画に方針として記載される一方、オフテイク条件や排出強度の保証値は非公表のまま進む。したがって他社事例のベンチマークから価格水準を推定する手法は、この分野では機能しにくい。自社で前提を置いて感度分析を組む以外の方法が乏しい。

もう一点、相当調整の扱いが案件ごとの交渉になる。中東・豪州の相手国はいずれも自国の NDC と水素・低炭素産業政策を持ち、還元工程の低炭素化を自国の産業育成と削減実績の双方に使いたい動機を持つ。日本側が削減量の国際移転まで取りに行くなら、相手国が失う NDC 達成分を補う対価が必要になり、CIF 価格の上乗せとして戻ってくる。しかも豪州については JCM の枠組みが使えないため、第6条2項の協定整備という別の時間軸が加わる。環境価値を取りに行くか価格の安さを取りに行くかは、同時には成立しにくい。「Scope 3 の改善として使えれば足りる」と社内で割り切れるなら、相当調整を求めず価格を抑える交渉が選べる。そこを決めずに案件を進めると、投資委員会での価格根拠が定まらない。

案件初期の基本合意（HOA）段階で「排出強度の保証値」「環境属性の所有者」「相当調整の有無」の三点を書き込み、それを前提に価格フォーミュラを設計するのが実務的に現実的だ。感度分析は、ガス価格・PPA 単価・ペレットプレミアム・海上運賃・炭素価格の五変数で組むと扱いやすい。

まとめ

HBI として鉄を運ぶ構想の優位性は、還元価値を届ける輸送費の非対称性に支えられている。粗鋼1トン分の還元剤を届ける費用として比べれば、水素キャリアが 50〜180 USD の上乗せを伴うのに対し、HBI は 21〜39 USD にとどまる。倍率は前提次第で 1.3倍から 8.6倍まで振れるため「桁違い」と言い切ることはできないが、水素キャリアの輸送費が HBI 運賃を下回る前提は現時点で見当たらない。この非対称性が構想の根拠である。ただし輸送が安いことと調達が安いことは別だ。到着コストを支配するのは設備の資本回収、還元エネルギー価格、DR グレードペレットのプレミアムであり、立地選択の実質は「どの価格指標にリスクを預けるか」の選択になる。既存 DRI 基盤を持つ中東はガスと炭素規制に、豪州は電力と建設コストに賭ける契約になる。

削減量の帰属は、価格の後に片づける論点ではなく価格の前提条件である。国別インベントリ上は、HBI 輸入は日本の排出を機械的に減らすだけのリーケージに見える。だがグローバル総量で削減になるかは、製造プロジェクトの排出強度という個別の数値で決まる。企業会計では売り手の Scope 1 削減と買い手の Scope 3 削減が同じ物理的削減を根拠に並び立ち、どちらが環境価値の対価を受け取るのかは契約が決めるしかない。国際移転と相当調整を求めれば価格は上がり、求めなければ価格は抑えられるが日本の国家削減実績にはならない。この二択を投資判断の前に決めている案件は、公表ベースで見るかぎり多くない。

今後2〜3年に向けては、低炭素 HBI の供給能力が立ち上がる局面で、排出強度の保証と環境属性の帰属を長期オフテイクに書き込めた買い手と、CIF 価格だけを交渉した買い手の間で、調達した鉄源の実質的な価値が分かれる。GX-ETS の有償割当が 2033年度以降、化石燃料賦課金が 2028年度という時間軸のなかで、国内の炭素コストとグリーン鋼材に対する需要側の支払意思がどの水準で固まるかが、海外 HBI を主原料に据えるか補完材に留めるかの分水嶺になる。

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主要出典

• 経済産業省（GX推進法に基づく排出量取引制度 GX-ETS の制度設計、対象要件・有償割当の導入時期、鉄鋼業の構造転換に関する審議会資料） https://www.meti.go.jp/
• GXリーグ（GX-ETS の運用ルール、参画事業者向け制度資料） https://gx-league.go.jp/
• 資源エネルギー庁（水素・アンモニアのサプライチェーン構築、価格差支援制度の対象範囲と支援期間に関する公表資料） https://www.enecho.meti.go.jp/
• 環境省（二国間クレジット制度 JCM のパートナー国一覧および方法論、パリ協定第6条の実施に関する資料） https://www.env.go.jp/
• IEA, Global Hydrogen Review（水素キャリア別の輸送・転換コスト分析の年次更新版） https://www.iea.org/
• GHG Protocol, Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard（カテゴリ1：購入した製品・サービス） https://ghgprotocol.org/
• IPCC, 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 3: Industrial Processes and Product Use（2019 Refinement を含む。鉄鋼生産プロセスの算定）
• 欧州委員会（炭素国境調整メカニズム CBAM の対象品目リストおよび EU-ETS に関する公表資料） https://commission.europa.eu/
• 国際海事機関（IMO）, International Maritime Solid Bulk Cargoes (IMSBC) Code — 個別スケジュール DRI(A)（熱間成型ブリケット）および DRI(B)（塊・ペレット・微粉）の積載・運送要件