ネットゼロ：計画的な産業破壊（第4部）

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2025年は、1960年代以来、英国北海の石油産業にとって最も厳しい年だと評されました。
1960年以来初めて、英国海域で探鉱井が1本も掘削されず、投資は歴史的な低水準に崩れ落ち、企業は必須の保守と廃止措置（ディコミッショニング）にのみ注力して、プロジェクトを凍結または中止しました。
一部の政府顧問や気候活動家は、英国は石油とガスを使い果たしたと主張しますが、これは事実ではありません。英国の石油・ガス産業に対する破壊のすべては、政府の規制と課税、そして「気候変動」活動家によるものです。
英国は、石炭・石油・ガスという豊富な炭化水素資源を持つわずか40カ国のうちの一つです。1980年代から2004年（ガス）および2013年（石油）まで石油・ガスの純輸出国だった英国は、純輸入国へと転じました。ノルウェーが北海資源で利益を上げる一方で、英国は代金を支払っています。

4月1日、新設のシンクタンクであるグレート・ブリティッシュ・ビジネス・カウンシル（“GBBC”）が『計画的な産業破壊：英国はいかにして自国の産業を破壊し、その逆転計画は何か』という論文を発表しました。

本論文は、経済学者キャサリン・マクブライド、退職したエンジニアでコンサルタントのデイビッド・ターヴァー、広報コンサルタントのブライアン・モンティスによって執筆されています。政府のネットゼロ政策が英国経済の土台を破壊していることを示し、ネットゼロを逆転させるための提言を示しています。

この論文は不都合な事実を明らかにするうえで重要ですので、より多くの方に全文、あるいは一部だけでも読んでいただけるよう、読みやすい分量に分けた連載記事として再掲載します。可読性向上のために一部軽微な編集を行いました。一気に論文全体を読みたい方は、こちらからお読みいただけます。

第2章：英国の豊かな天然資源

グレート・ブリティッシュ・ビジネス・カウンシル著、2026年4月1日

英国の炭化水素産業の経済学

英国は石炭・石油・ガスといった豊富な炭化水素資源を有する、世界でもわずか40か国のうちの一つです。炭化水素が全くない国は100か国以上、埋蔵量がごくわずかな国はさらに75か国あります。例えば日本は、G7諸国でありながら炭化水素資源がほとんどありません。最大の輸入品は原油、液化天然ガス（“LNG”）、石炭です。ドイツにはいくらかの炭化水素、主に低品位の石炭がありますが、原油、天然ガス、石油製品、石炭を輸入する必要があります。

収入

2024/25年度、英国政府は北海の石油・ガス部門からの税収として45億ポンドを得ました。内訳は、オフショア法人税が20億ポンド、石油収益税（PRT）の還付が4億ポンド、エネルギー利益付加税（いわゆるウィンドフォール税）が29億ポンドです。部門全体の税収は、2023年の61億ポンドから2024年には45億ポンドへと16億ポンド（27%）減少しました。

環状柵法人税（Ring Fence Corporation Tax）と補足課税（Supplementary Charge）で構成されるオフショア法人税収は、2023/24年の30億ポンドから10億ポンド（34%）減の20億ポンドとなり、エネルギー利益付加税の税収も2023/24年の36億ポンドから7億ポンド（20%）減の29億ポンドとなりました。

比較として、ノルウェーは2025年に石油・ガス税として3,731億ノルウェークローネ（約288億ポンド）を徴収する見込みです。さらに、ノルウェーの国家直接金融利害（SDFI）の収入、環境関連手数料、エクイノールの配当を含めると、2025年の政府石油・ガス純キャッシュフローは6,558億ノルウェークローネ（507億ポンド）でした。本章の後半で、ノルウェーのより有利な石油・ガス課税および規制アプローチについて議論します。

英国のオフショア石油・ガスには合計78%の税率が適用されます。内訳は、環状柵法人税30%（通常の法人税率25%とは別枠で設定）、補足課税10%、エネルギー利益付加税38%です。環状柵（Ring Fence）は、英国および英国大陸棚での石油・ガスの採掘から生じる課税所得が、他の活動による損失や過大な利払いによって相殺されることを防ぐ仕組みです。

付加価値額（GVA）

Offshore Energies UKによれば、同産業は年間で250億ポンドの付加価値を生み出しており、従業員関連の税収だけでも数億ポンドに上ると推計されています。英国沿岸の海域で追加資源を開発できれば、現在計画から見込まれる2,000億ポンドの経済価値に加えて、英国経済に1,500億ポンドの付加価値をもたらす可能性があります。英国のエネルギー消費に占める石油・ガスの割合は依然として4分の3超であり、代替エネルギーへの移行が加速する中でも業界の継続的な重要性を裏付けています。

雇用

Offshore Energies UKによると、2024年にはオフショア石油・ガス部門が206,000人の雇用を支えました。内訳は、石油・ガス部門自体の直接雇用が26,000人、サプライチェーン等による間接雇用が94,500人、消費誘発による雇用が85,100人で、全国に広がっています。これら20万人の雇用は年間で推定250億ポンドのGVAを生み出しています。給与が5万～8万ポンドの範囲とすると、源泉徴収（PAYE）および国民保険料（NIC）の拠出は年間10億ポンドを超える可能性が高いと見られます。

2025年第3四半期時点で、鉱業・エネルギー・水供給部門の就業者数は582,000人で、英国全体の就業者34,216,000人のうち1.7%を占めました。比率としては2%未満ですが、経済の中でも最も生産性の高い部門の一つであり、他産業が必要とする原材料も供給しています。

英国内の石油・ガス労働力は、探鉱・生産の縮小により2030年代前半までに57,000～71,000人へと急減する見通しです。歴史的には、この部門は英国全土で22万人の雇用（直接・間接・誘発を含む）を支えてきましたが、2014年のピーク以降、その数は着実に減少しています。石油・ガス採掘部門では、概ね2週間ごとに400人の雇用が失われていると推定されています。

地域別雇用

スコットランドは英国の石油・ガス雇用の大半を占め、特にアバディーンと北東部が中心です。2022年には、スコットランドで約93,600人の雇用が石油・ガス産業（直接およびサプライチェーンの職種を含む）によって支えられていました。直近の推計では、2024年に75,000人、減少が続けば2030年代前半には45,000～63,000人と見込まれます。

輸出入

英国は「グリーン」政策に注力しているものの、石油・ガスの使用は停止していません。統計庁（ONS）によれば、フラッキングのモラトリアムが課された2019年11月から2025年12月までの間に、英国はガス1,250億ポンド、原油1,360億ポンド、精製油1,320億ポンド相当を輸入しました。2025年、標準国際貿易分類（SITC）第3類の燃料において、英国は323億ポンドの貿易赤字でした。2003年以前、英国の燃料貿易は黒字でした。

SITC第3類「燃料」は、英国の財輸出で第4位の品目です。しかし、インフレ影響を除くONSの連鎖ボリューム指数（CVM）で見ると、2019年以降、燃料輸出は23%減少し、英国の貿易赤字は拡大を続けています。燃料の貿易赤字は現在323億ポンドに達しており、2019年の94億ポンドから大幅に拡大しました。この燃料赤字は、多くの論評が主張する「ブレグジット」が原因ではなく、歴代英国政府の石油・ガス政策に起因するものです。

かつては石油・ガスの純輸出国だった英国は、現在では両方の純輸入国となっています。一次石油の純輸入は2024年に12%増の2,000万トン、天然ガスの純輸入も国内生産の減少により4.9%増の335TWhとなりました。英国エネルギー統計要覧（DUKES）によれば、2024年の英国の燃料輸入依存度は2023年の40.3%から43.8%へ上昇しました。（DUKESは7月31日公表）

廃止措置（ディコミッショニング）

2025年7月、North Sea Transition Authorityは、2023年以降における英国上流石油・ガス関連インフラの全廃止措置にかかる業界全体の総費用を、2021年価格で410億ポンドと見積もりました。歳入関税庁（HMRC）は、同廃止措置支出に関連して税還付を現在価値で58億ポンド行う見込みであると、年次報告書・会計で示しています。さらに、オフショア法人税収の機会損失を59億ポンドと見積もっています。これは、廃止措置支出が企業利益を圧縮し、総税収を押し下げるためです。これらを合算すると、歳出面での財務省（エクスチェッカー）に対する総コストは現在価値で117億ポンドと見積もられます。

また、掘削技術、貯留層管理、生産最適化など、石油・ガス資源の探鉱・生産における重要な技術的専門知識が失われつつあります。この専門性の喪失は英国に不利に働き、将来、北海の再活性化を一層困難かつ高コストにします。さらに、掘削リグや探鉱機材は、業界により好意的な姿勢を示す国々へと移転しています。

エネルギー利益付加税（ウィンドフォール税）の導入により、多くの企業が英国での投資を停止し、英国での人員を移転・削減しています。独立系生産者であるハーバー・エナジーは、2025年12月、2023年以降に削減した600人に加え、英国の人員をさらに100人削減する見込みだと発表しました。

World Energy Statistical Reviewによれば、英国の2022年の原油生産は日量77.8万バレルで、2021年から約11%減少しました。この減少の主因は、規制・課税や新規油田開発に伴うその他の財務コストにより、北海での探鉱・開発が縮小したことにあります。

英国の石油・ガス市場は、シェル、BP、トタルエナジーズ、シェブロン、Cadent Gasなどの大手多国籍企業が支配しています。これらの企業には、物理的・規制面の負担が相対的に小さい他地域の油ガス田という選択肢があります。新たな英国の石油・ガス開発に対するもう一つの障壁として、本レビューは、英国の再生可能エネルギー産業との投資資金の競合を挙げています。

2024年には、事業者による廃止措置支出が過去最高の24億ポンドに達し、2023年から2032年までの総支出は270億ポンドと見込まれています。BDOは、構造的な優先順位の変化を反映し、2029年までに廃止措置支出が設備投資を上回る見通しであると報告しています。

沖合の石油生産

英国の北海における確認・推定可採埋蔵量は、2024年末時点で石油換算29億バレル（boe）と推定されました。この数字は原油とガスの合計で、おおよそ原油70％、ガス30％の内訳です。発見済みだが未開発の石油資源は62億boeに上り、投資によって開発され得ます。

稼働中の石油・ガスサイトには以下が含まれます

• アビゲイル油田：スコットランド東岸沖に位置し、2022年1月に英国政府の石油・ガス庁（OGA）の承認を受けました。推定埋蔵量は550万boeで、原油とガスはおおむね半々です。UpliftやFriends of the Earth Scotlandからの異議にもかかわらず生産中で、2022年には年間1,517万m3を生産し、原油は年間26万～110万バレルを生産しました。

• ブレント油田：シェトランド堆の東、ラーウィックの北東約186kmに位置します。1971年に発見、1976年に生産開始。シェルが操業し、英国北海で最大級の炭化水素集積の一つでした。これまでに約40億boeを生産。多くのプラットフォームはすでに廃止措置（ディコミッショニング）されています。

• クレア：英国大陸棚で最大の油田で、推定油量は80億バレル。シェトランド西方75kmに位置し、段階的に操業しています。2018年に生産を開始したクレア・リッジ開発を含みます。

• フォーティーズ油田：英国で2番目に大きい北海油田で、アバディーン沖約110マイル。1970年に発見、1975年に生産開始。総資源量は推定50億バレル、確認済み可採埋蔵量は約1億7,500万バレル。2025年時点の生産は日量約1万boeでした。

• マグナス油田：シェトランド諸島の北東160kmに位置し、英国で最北かつ稼働が活発な油田の一つ。エンクエストが運営し、2025年4月には日量16,800バレルを生産。追加のインフィル井が順次稼働予定。1974年に発見、1983年に生産開始。総計15.4億バレル、そのうち8.69億バレルが可採と見積もられています。

• クラーケン：北海では珍しい重質のサワー原油を産出する油田。エンクエストが運営。2017年に生産開始。推定埋蔵量は1億3,700万バレルの重質油で、ピーク時には日量5万バレルの見込み。クラーケン原油はAPI比重14～16度と非常に重く、高粘度・高硫黄。英国の製油所はライト・スイートなブレント原油（API 38～40度）向けに構成されているため、クラーケン原油は欧州、アジア、米国メキシコ湾岸へ輸出して精製する必要があります。

• ネルソン油田：中央北海、アバディーンの東北東200kmに位置。シェルが操業し、ライト・スイート原油を生産。現在も生産中だが、一部トップサイド機器の廃止措置を進めています。

• ニニアン油田：シェトランド諸島の北東約100マイルに位置。カナディアン・ナチュラル・リソーシズが操業し、原油とガスの両方を生産。2019年の生産は日量約390万立方フィートのガス。もともとは主要な原油生産油田でした。

• シーハリオン・エリア（シーハリオン、ロイヤル、アリギン）：シェトランド西方175kmに位置。このエリアは再開発され、浮体式生産・貯蔵・積出し船（FPSO）「グレン・ライオン」で操業・処理されています。

石油・ガス埋蔵量

一部の政府顧問や気候活動家は、英国の石油・ガスは枯渇したと主張しているが、これは事実ではない。北海移行庁（NSTA）は、英国には発見済みだが未開発の資源が62億boe、開発済み資源が31億boe、マッピング済みのリードにある見込み資源がおよそ46億boe、さらにマッピングされていない見込み資源が112億boeあると推定している。しかし、石油会社は、歴代英国政府の法外な税率と新規油ガス開発に対する非合理的な姿勢により、新たなサイトの探鉱に二の足を踏んでいる。英国の司法制度も阻害要因であり、活動家グループは、政府承認後であっても生産を遅らせることができている。カンボ、ローズバンク、ジャクドーの案件がその例である。

予算責任局（OBR）の悲観的な予測に対し、Mordor Intelligence の報告書は、英国の石油・ガス市場を2025年に3,238.3億米ドル、2030年には3,462.9億米ドルに達すると見積もっており、予測期間（2025〜2030年）の年平均成長率（CAGR）は1.35%としている。

報告書は、埋蔵量は減少したものの、依然として継続的な探鉱・生産を要する相当規模の資源基盤であると指摘する。洋上の探鉱・生産に関するプラットフォーム、パイプライン、貯蔵設備などの高度に整備されたインフラは、上流企業に競争優位性をもたらし、石油・ガス資源の効率的な採掘と輸送を可能にしている。

残念ながら、労働党政権がエネルギー超過利得税（EPL）を2030年まで延長した際、2024年11月以降に発生する適格支出に適用される主力の投資控除（29%）を含め、EPLから投資控除を撤廃した。これにより、油ガス案件への再投資インセンティブは低下した。その結果、英国北海の事業者は新規開発ではなくM&Aに傾斜している。経済団体は、EPLが投資と成長の障害となり、雇用喪失を加速させ、資本を萎縮させていると警鐘を鳴らした。

近年の財政的混乱のため、エネルギー・コンサルタントのウッド・マッケンジーによれば、2025年は1960年以来初めて、英国海域で1本の探掘井も掘削されない年となった。2025年は1960年代以来、英国北海にとって最も厳しい年と評され、投資は歴史的低水準に崩落した。各社はプロジェクトを凍結または中止し、必須の保守と廃止措置にのみ注力した。延命投資が残された投資の中心となった。オフショア・エナジーズUKは、政府が2030年までEPLを据え置く決定をしたことで、実質的に500億ポンドの潜在投資を断ったのと同義だと警告した。

一方、予測では、予測期間中に設備投資が26%減少し、生産は年6〜9%のペースで落ち込む見通しである。財政の予見可能性の欠如と高い税負担により、企業は北海の対岸にあるノルウェーなど、より有利な法域へ投資を振り向けている。ノルウェーは引き続き探鉱資本を呼び込んでいるのに対し、英国では廃止措置費用が急増している。

英国の主要な石油・ガス埋蔵

未発見だが回収可能な英国の資源は推定46億boeであり、将来の探鉱の可能性を示している。確認済みの石油埋蔵量だけでも約1億9,200万トン（約14億バレル）である。しかし、いくつかのプロジェクトは承認が撤回される前、着手の準備が整っていた。

・ローズバンク：現在、英国で最大の未開発油田。シェトランド西方80マイルに位置し、推定3億〜5億バレルの原油を含む。2004年に発見されたが、開発承認が下りたのは2023年9月で、その承認は2025年1月にスコットランド民事裁判所によって違法と判断された。政府が、採取した石油・ガスの燃焼に伴う下流（スコープ3）排出の気候影響を考慮していなかったためである。

計画どおりにローズバンク油ガス田が始動していれば、ピーク時で英国の雇用は約1,200人、平均で約450人の継続雇用を生み出すはずだった。ローズバンクの英国経済への付加価値（GVA）寄与は240億ポンド超と見込まれ、生産は英国の石油生産の8%を占め、天然ガスは平均で1日あたり2,100万標準立方フィートと予想されていた。

・カンボ：シェトランド北西、ローズバンク南西20マイルに位置する大規模油田。推定1億5,000万バレル超の原油を含む。シェルは2021年に撤退したが、依然として有望な資源である。鉱区は2022年に失効したが、2024年まで2年延長され、その後さらに2026年まで延長。現在はイシカ（Ithica）が100%保有。

・ジャクドー：アバディーン沖150マイル、水深わずか78メートルに位置し、シェルのシアウォータープラットフォームの南東にあり、同プラットフォームへタイバックされる。ガス・コンデンセート田で、推定380億立方メートルを有し、日量約570万立方メートルのガス生産能力がある。2005年に発見され、2022年夏に承認、2025年の生産開始が見込まれていたが、新規油ガス開発はスコープ3排出を考慮しなければならないとするフィンチ判決により開発が遅延している。

ジャクドーは英国の国内ガス供給に大きく貢献し得る。英国が自前でガスを掘ろうがノルウェーから輸入しようが、世界全体のスコープ3排出は同じであり、国内生産の代わりにLNGを輸入すれば排出ははるかに増える。しかし、英国の雇用と税収は大幅に減る。

上記3件の停滞案件は広く知られているが、OEUKによれば、英国海域には他にも新規の油ガス田が51件存在し、現在の政府の課税制度と新規ライセンス禁止のために、採算が合わず生産に至っていない。また、既存油田の延長案件も60件あり、現行の税制により足止めされている。

英国産天然ガスを使うことのエネルギー上の利点

北海産天然ガスを使うことの明白な金銭的利点（税収増、地域雇用の拡大、国際収支の改善）に加え、エネルギー面でのボーナスもある。

最も高いエネルギー収支（ERoEI：Energy Return on Energy Invested）は在来型ガス田で達成される。ERoEIは20:1〜28:1であり、ガスの採取に投入するエネルギーの20倍超を得られることを意味する。

しかし、輸入LNGのERoEIは劇的に低い。液化工程でガスエネルギーの約10%を消費し、輸送燃料と再ガス化でさらに目減りする。輸入LNGのERoEIは10:1未満である。米国からのLNG輸入が経済的に成り立つのは、米国のシェール開発によりガス価格が大幅に低下し、LNG化と大西洋輸送のコストを差し引いてもなお金銭的な利得があるためだ。

石油業界は、北海の英国側を「使い尽くした資源」とは見なしていない。その証拠に、北海移行庁（NSTA）は2024年の第33回油ガス鉱区入札の最新フェーズで、さらに31件のライセンスを提供した。これらのライセンスには76社から115件の入札が集まった。このラウンドで提供されたライセンスは、2060年までに推定6億mmboe、または2050年までに5億4,500mmboeの追加に寄与すると見込まれていた。[1]

第1陣は2023年10月に27件、第2陣は2024年1月に24件を提供。最終陣の31件は、新規ライセンス29件と統合2件で構成される。新規29件のうち、23件は初期期間フェーズAまたはB、2件は初期期間フェーズC（確定井）、残る4件は直接第2期間に進み、理論上はより早い生産入りが可能となる。

フェーズAは地質工学的研究および地球物理データの再処理の期間、フェーズBは地震探査およびその他の地球物理データ取得の期間、フェーズCは掘削の期間である。

今回のラウンドにおける授与件数は、直近の前回ラウンドとおおむね同程度である。第32回オフショア・ライセンシング・ラウンドでは、65社に対し260区画または区画の一部にわたり113件のライセンスが提供された。フロンティア地域に重点を置いた第31回では、30社に対し141区画または区画の一部にわたり37のエリアが提供された。第30回では、61社に対し229区画または区画の一部にわたり123件のライセンスが提供された。

ノルウェーが同じ海域で探鉱を続けて新しい油田・ガス田を発見していることから、英領北海にはさらに多くの石油・ガス資源が存在する可能性が高い。2025年、ノルウェーの探鉱活動は2024年よりやや活発で、合計49本の探鉱井が掘削完了し、ノルウェー大陸棚で21件の発見があった。これらの発見の回収可能な石油等量は、暫定合計で標準立方メートル換算6700万m3と見積もられている。

2025年、Aker BPはノルウェー大陸棚で最大級の商業油田を発見した。2025年12月には、エクイノールが北海のノルウェー・スレイプネル周辺でガスとコンデンセートを2件新たに発見した。これらは同社にとって2025年最大の発見で、既存インフラを活用して開発可能だ。暫定評価では、貯留層には回収可能な石油等量で標準立方メートル換算500万〜1800万m3（3000万〜1億1000万バレル）相当が含まれる可能性がある。境界線の英側での探鉱でも、大規模な新発見が見込めない理由はなく、英領域内のグルフクス西方の鉱区も含め同様だ。ノルウェー側では、ノルウェーの主要油ガス田であるグルフクスのすぐ内側で、さらに大きな油ガス田が見つかっている。

新規鉱区の探鉱・開発を続ける企業が少ない英国とは対照的に、北海のノルウェー側では探鉱が継続している。2026年にはこれまでに2件の新発見が公表された。ノルウェー政府が多数を保有するエネルギー企業エクイノールは、パートナーのペトロロ、コノコフィリップス・スカンジナビア、ヴォール・エネルギーとともに新発見を発表し、回収可能な石油等量で標準立方メートル換算0.15〜200万m3（95万〜1260万バレル）という暫定見積もりを示した。

2026年1月20日、ノルウェー石油・エネルギー総局（NOD）は、エクイノールとそのパートナーであるオルレンが、2021年の事前定義区域ライセンス付与の一環として2022年に与えられた生産免許1137号のシッセル探鉱対象で、ガスとコンデンセートを発見したと公表した。発見規模の暫定見積もりは、回収可能な石油等量で標準立方メートル換算100万〜450万m3（630万〜2830万バレル）である。ノルウェー石油・エネルギー総局によれば、権益保有者は当該発見を地域の既存インフラへのタイバックとして開発する可能性を検討する。年内には、オルレン・アップストリーム・ノルウェーが同地域の別鉱区エイリンの開発を開始する計画で、ジーナ・クログおよびスレイプネルのインフラを利用する予定だ。オルレン経営委員会会長イレネウシュ・ファファラ氏は「約10億立方メートルのガスを得られると見込むシッセルの発見は、ノルウェーにおける当社の資産ポートフォリオを強化し、オルレン・グループの戦略目標達成に向けたもう一つの一歩です。ノルウェー産ガスは、顧客への安定供給を確保する上で極めて重要な役割を果たします」と述べた。

ノルウェーは石油・ガス探鉱に安定的で予見可能な姿勢を示している

ノルウェーと英国の石油・ガス企業はいずれも限界税率が合計78%に達し、ノルウェーでは新規開発が環境影響評価の一環としてスコープ3排出も評価しなければならないものの、企業がノルウェーから撤退していない主因は、ノルウェーの石油・ガス生産に対する姿勢が英国とは正反対に安定しているためである。ノルウェーの法人税は22%で、56%の特別石油税は法人税控除後に適用される。両税とも探鉱、操業、廃止、資金調達などの関連コストをすべて損金算入できる。欠損金は無期限に繰越可能で、その税額相当は翌年に現金で還付される。何よりも、ノルウェーの税制と産業に対する政治的姿勢は安定的かつ予見可能だとみなされている。これは、巨額投資を要し数十年に及ぶプロジェクトに取り組む企業にとって極めて重要である。

ノルウェーは、石油・ガスが自国経済にもたらす重要な貢献を認識し、予見可能な投資環境を整えている。投資に対しては即時の損金算入や還付で報いる。上流での炭素排出を減らすため、洋上プラットフォームの電化にも投資している。ノルウェー政府はエクイノールの67%を保有し、同社は英国を含む国際的に操業し、ノルウェー大陸棚で最大のオペレーターである。予想どおり、英国とは異なり、ノルウェーは1989年以降、燃料貿易で大幅な黒字を維持している。燃料はノルウェー輸出の3分の2を占め、最大の輸出先は英国で、ノルウェーの燃料輸出の4分の1を購入している。

ノルウェーでは新規鉱区の迅速承認がある。

ノルウェーは新規鉱区を既存のパイプラインやプラットフォーム網に接続することを認め、政府も洋上エネルギーに積極投資している。石油・ガスは国内の全固定資本形成の5分の1を占める。企業は探鉱、研究開発、資金調達、操業、廃止まで、投資コストを100%即時に損金算入できる。鉱区間で収益・投資・損失を通算でき、課税所得のない企業は欠損金の税額相当を現金還付として受け取れるため、新規・中小の事業者の参入が容易だ。何より重要なのは、ノルウェーが新規ライセンスを継続的に発給し掘削を奨励している点で、2024年には42本の探鉱井が掘削完了し、16件の新発見が生まれた。

英国陸上の石油・ガス資源がもたらす富と繁栄の可能性

北海の石油・ガスに加えて、英国には陸上でも石油・ガス資源があり、リンカンシャー直下で発見された巨大ガス田は、英国の需要を10年間まかなえる可能性があり、輸入依存を減らし数万人規模の雇用を生み出すとされる。この発見の背後にあるエネルギー企業エグドン・リソーシズは、ゲインズバラの市場町を中心とする当該鉱区が英国経済全体に恩恵をもたらし、雇用増、税収増、エネルギー価格低下を通じて成長を後押しするほど大きいと考えている。

デロイトの推計では、ゲインズバラ・トラフ鉱区の開発により、GDPに最大1400億ドル（1120億ポンド）を上乗せし、直接税収で340億ドルを生み、数万人の雇用を創出し得るという。国内産ガスの利用は、輸入LNGと比べて英国のCO2排出を2億1800万トン削減する効果も見込まれる。同地域には既に小規模な陸上油井が20基ほどあるが、エグドンは深さ約2kmの古期泥岩という別層準に掘り進みガスを発見した。当該鉱区には少なくとも回収可能ガス4800億立方メートルが存在し、これは英国の現在の年間消費量の約7倍に相当する。ただし英国のガス需要は将来減少が見込まれるため、埋蔵量は約10年分と考えられる。これは、回収可能量が380億立方メートルと推定されるシェルの北海ジャックドー開発よりも、ゲインズバラ鉱区が大幅に大きい可能性を示唆するが、その開発はスコープ3排出に関する規制や追加承認により遅れている。

水圧破砕（フラッキング）と群衆の狂気

英国にはガスのフラッキングの潜在力もある。英地質調査所（BGS）の初期評価では、英国のシェール層には現在の英国需要の最大50年分に相当するガスが含まれる可能性が示された。一方、ノッティンガム大学の別研究では、現実的に回収可能な資源量は現在需要の10年分にとどまると推定している。BGSは、英国の主要なシェール堆積盆を4つ特定している。最大のボウランド–ホッダー盆地（イングランド北西部・ミッドランズ）、ミッドランド・バレー（スコットランド）、ウィールド盆地（南部イングランド）、ウェセックス盆地（南部イングランド）である。

英国には既知のシェールガス鉱区があり、ランカシャーのクアドリラ・リソーシズのサイトが含まれる。2019年、INEOSはノッティンガムシャー州ティンカー・レーンでのボウランド・シェールの最近の試験で良好な結果を発表した。パートナーのiGasとともに、INEOSは非常に高いガス濃度を確認し、いくつかの試験ではテキサスのバーネット・シェールの平均値を上回った。試験では平均60.7標準立方フィート（scf）/トンのガス濃度が見つかった。比較のため、バーネット・シェールの平均は39 scf/トンである。

フラッキングは「反グリーン」とみなされるべきではない。天然ガスは石炭よりはるかにクリーンな燃料だ。米国やカタールから凍結LNGを何千キロも輸送して輸入する一方で、国内のシェールガスを地中に眠らせたままにする、あるいは中国やインドで石炭を使って生産された製品を輸入するというのは、環境理念と整合しない。

また、英国でのフラッキング試験が、局地マグニチュード（ML）で0.5〜2.9の軽微な地震を引き起こしたため停止された一方で、コーンウォールのユナイテッド・ダウンズ深部地熱プロジェクトでは、花崗岩深部から高温水を取り出して発電するのにフラッキング技術が用いられている点も指摘に値する。このプロジェクトではこれまでに232件の誘発地震が発生し、そのうち2件は1.5 MLを超えた。しかし、地熱プロジェクトを止めようとする動きはない。温水を得るためのフラッキングによる微小地震は問題視されないのに、ガスを得るためのフラッキングによる地震は、同程度のエネルギーを生み得るにもかかわらず、問題視される。

米国経済におけるフラッキングの成功

米国ヘンリーハブの天然ガス価格は、2010年代のフラッキング・ブーム以降、シェールガス開発による国内供給の大幅増を受けて大きく下落した。それ以前、米国の天然ガス価格はMMBtu（百万英熱量）あたり6〜8ドルだったが、現在はその約半分だ。フラッキング・ブーム直前の2008年1月には7.68ドル/MMBtuだった米国ガス価格は、2012年3月には2.27ドル/MMBtuへ低下し、生産は36%増加した。2007年から2012年にかけて、米国の天然ガス生産者物価指数は56.8%下落した。

米国のシェール・ブーム以前は、英国の天然ガスはヘンリーハブ価格より安かった。しかし2010年以降は状況が逆転した。米国の生産増と価格下落の一方で、英国では沖合の新規井開発を制限し、陸上のフラッキングを禁じ、石油・ガス企業に巨額の追加課税を課したためだ。

ガス価格の低下は、米国の家計と製造業のコストを下げ、経済成長を後押しした。安価なガスは2014年までに72万5000人の雇用を生み、2015年までに米国GDPを0.7%押し上げたとされる。電力価格も低下し、石炭からガスへの燃料転換を促し、関連するCO2排出を半減させた。フラッキングはまた、米国の貿易収支改善にも寄与した。米国はカナダやカタールからガスを輸入する純輸入国から、2023年には世界最大の輸出国となり、輸出量9120万トンでロシア、カタール、オーストラリアを上回った。これは2007年に米国が4600億立方フィート、標準メタン密度で約8860万トンのガスを輸入していた状況と鮮明な対照をなす。

中国もフラッキングを実施

中国は近年、新疆で大規模な新規シェールガス発見を行い、四川の埋蔵量に加えて、主に四川盆地で水圧破砕（フラッキング）を拡大している。もっとも、これらの新発見は重要ではあるが、ガス需要の伸びが国内供給の伸びを上回っているため、中国の輸入依存を大きく低下させることはないだろう。

中国は世界最大のLNG輸入国であり、パイプライン経由の天然ガス輸入国でもある。中国の天然ガス消費は年間4000億m3超で、このうち2300〜2400億m3が国内生産、1600〜1800億m3が輸入だ。輸入天然ガスの半分超はトルクメニスタン、ロシア、カザフスタン、ミャンマーからのパイプラインで、40〜45%はオーストラリア、カタール、米国、マレーシアからのLNGとして輸入される。

中国のシェールガス埋蔵は米国より深部にあり、フラッキング費用はより高くなると見込まれている。さらに、埋蔵地は山岳地帯で中国の主要人口集中地域から遠く、需要地までガスを運ぶパイプライン建設が必要だ。加えて、中国はLNG供給者と長期契約を締結しているが、米国による対中関税引き上げへの報復として、事実上、米国産LNGの輸入を停止した時期もある。

石油・ガスの国際価格

原油価格は品種と産地によって異なります。製油所は通常、特定の品種の原油の精製を得意としています。北海ブレントのような軽質・低硫黄原油は、重質・高硫黄原油よりも精製が容易でコストも低いため、一般に高値になります。概して原油価格は並行して動きますが、中東で問題が起きた場合（現在のホルムズ海峡を通過するタンカーに対するイランの封鎖など）、中東産の原油価格は、北米・中米の同種の高硫黄原油よりも大きく上昇します。原油をタンカーで輸送する方が、ガスを精製・液化してLNG船で運ぶより安価ですが、どちらも保険料と運賃が必要で、輸入される石油・ガスの価格を押し上げます。

天然ガスの化学組成と発熱量は貯留層によって異なります。メタン含有率は65%から95%以上まで幅がありますが、天然ガスには天然ガス液（NGL、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン）と呼ばれる高級炭化水素が種々の割合で含まれるほか、窒素、ヘリウム、硫化水素といった他のガスもさまざまな量で含まれます。ただし、ガス価格は、需要地点にガスを届けるパイプラインがあるか、あるいはガスを液化（LNG）して専用設計のタンカーで海上輸送する施設がある場合を除き、供給地点での需要に応じて変動します。

ガスをLNGに変換するには、不純物を除去し、体積を約600分の1に減らしつつマイナス162℃まで冷却し、極低温で貯蔵します。ガスの冷却は非常にエネルギー集約的で、LNG1トンを生産するのに約280kWhを消費します。LNGプラントに送られたガスのうち約7%〜15%は、圧縮機と冷凍プロセスを稼働させるために使用されます。ガスをLNGに変換するコストは、米国メキシコ湾岸の大規模設備で実施することを前提に、価格に約3.50米ドル/MMBtu上乗せされます。LNGを英国へ輸送するコストは2米ドル、英国の受入基地での再ガス化には0.8米ドルがかかります。

石炭の生産、埋蔵量、潜在力

世界の石炭消費量は45,850TWhで、依然としてガス消費量の41,278TWhを上回っています。毎年、約14億トンの石炭が国際的に輸出されています。将来的に石炭が国際的に段階的廃止となる場合、英国産石炭を地下に残すことは、英国の天然資源が持つ輸出収益の可能性を活かし損ねることを意味します。

英国では石炭採掘がほぼ完全に廃止されていますが、ウェールズではアバーパーグウム鉱山（ポートタルボット近郊）がなお操業中です。ウェールズの別の鉱山、マーザー・ティッドフィルのFfos-y-franは最近閉鎖されました。ただし、英国には採掘して利益を上げられる証明済み可採埋蔵量がおよそ7,700万トン残っています。さらに、既知の原料炭の鉱床が40億トンありますが、そのすべてが現時点で経済的に採掘可能というわけではありません。

英国は2024年に210万トン（石油換算で250万トン）の石炭を消費しました。これは、セメント、ガラス、セラミック製造など、1,400℃を超える温度を要する工業プロセスに用いられます。

英国における石炭生産に適用される法令

英国では、炭鉱が石炭庁（Coal Authority）からのライセンス、都市計画上の許可、環境許認可を取得し、厳格な労働安全衛生規則に適合している場合、石炭採掘は合法です。2014年鉱山規則は、鉱山設計とリスク評価、換気と粉じん対策、電気安全、爆発物の取扱い、緊急時対応計画、避難経路の整備を求めています。1994年石炭採掘法は石炭庁を創設し、同庁は石炭採掘ライセンスの発給、石炭資源の管理、安全および環境面の責務の監督を行います。開発許可（プランニング・パーミッション）の取得には、土地利用の変更承認、土地へのアクセスおよび地表権、環境影響評価、地域社会への影響評価、水管理計画の承認が必要です。環境許認可は、水質汚濁、坑内水の排出、鉱滓（鉱山廃棄物）の管理、排出ガス管理を対象とします。新設の鉱山はすべて、現在ではスコープ3排出量の評価が義務付けられています。

本章でこれらすべてを挙げるのは、英国の石炭採掘が場当たり的な活動ではないことを強調するためです。高度に規制されており、産業として奨励されるべきです。英国の石炭採掘は、英国へ工業用熱を供給する多くの鉱山や、英国がアジアから輸入する製品の原材料・エネルギーを供給する鉱山よりも厳しく規制されています。

英国における石炭の種類

石炭は電力生産以外にも大きな用途を持つ高密度のエネルギー源です。石炭は最大で華氏3,500度（摂氏1,900度）まで燃焼し、ガラス、セラミック、セメント、その他の化学製品の製造に必要な産業用熱を供給します。無煙炭（アンスラサイト）は炭素を約90%含み、1,100〜1,400℃で燃焼し、通常30〜33 MJ/kgを発生します。無煙炭は最も効率的な石炭で、炭素含有量が最も高く、水分が最も少なく、他の石炭より長く、熱く、そしてクリーンに燃えます。英国で最も一般的な瀝青炭は炭素が45〜85%で、900〜1,300℃で燃焼し、一般に発電用に用いられ、24〜30 MJ/kgを生みます。冶金用（コークス用）石炭は、灰分・硫黄・水分が低く、炭素が高い瀝青炭の一種で、嫌気条件（酸素なし）で加熱すると液化・再固化してコークスになる性質を持ちます。燃焼温度は900〜1,300℃ですが、コークス化するとさらに高温に達し、コークスは1,500〜2,000℃で燃焼します。発熱量は通常24〜30 MJ/kgです。

褐炭（ブラウンコール）は炭素が25〜35%にとどまり、600〜800℃で燃焼して10〜20 MJ/kgを発生します。最も効率が低く、CO2排出量が最大で、粒子状物質、二酸化硫黄、窒素酸化物、灰の排出も多い石炭です。ドイツは現在、発電に褐炭を使用しています。英国の瀝青炭鉱を再開し、その石炭をドイツの発電所へ輸出すれば、貴重なウェールズの産業を復活させ、雇用を創出し、EUとの貿易収支を改善し、世界のCO2排出量を低減できるでしょう。石炭は英国のセメント生産にも不可欠で、この重要なインフラ製品の製造に使われるエネルギーの約80%を供給しています。石炭の英国経済への貢献は、アンモニア肥料や土壌改良材を通じて農業にも及びます。

英国の石炭にはまだ未来がある

材料科学、重要鉱物、レアアース

石炭はもはや単なる燃料ではありません。クリティカルミネラルやレアアース、グラフェンやカーボンファイバーといった先端材料、次の産業時代の基盤素材の供給源になりつつあります。米国エネルギー省、中国、エクセター大学やノッティンガム大学、英国地質調査所を含むいくつかの欧州の研究グループは、採掘残滓（テーリング）からの抽出技術を積極的に開発しています。新規鉱山の開発より安価でクリーンだからです。英国には数億トン規模のボタ山（選炭廃石堆積）や、酸性坑廃水（AMD）サイトが多数あります。これはサウスウェールズやダラム州にとって新たな成長産業になり得ます。

石炭およびその副産物—特に石炭灰、石炭廃石、酸性坑廃水の沈殿物—には、計測可能な濃度のレアアース（REE：ネオジム、ジスプロシウム、イットリウム、ランタン）、クリティカルミネラル、コバルト、リチウム、ゲルマニウム、ガリウム、スカンジウム、バナジウムが含まれています。これらの元素は、電気自動車（EV）用モーター、風力タービン用磁石、半導体、光ファイバーシステム、電池、航空宇宙用合金に不可欠です。

英国の石炭由来の廃棄物流は膨大で、既に採掘済みであり、多くは自然過程によって濃集されています。例えば、酸性坑廃水はレアアースに富む沈殿物を形成し、石炭灰には低品位の在来鉱石に匹敵するREE濃度が含まれる場合があります。石炭層自体がゲルマニウムやガリウムなどの高付加価値元素に富むこともあります。

無煙炭は工業グレードのグラフェンへと転換でき、エネルギー貯蔵、複合材、コーティング、センサーに用いられます。カーボンファイバーはコークス製造の副産物で、航空宇宙、風力タービンのブレード、スポーツ用品、軽量車両に使われます。石炭はまた、リチウムイオン電池やナトリウムイオン電池向けの合成黒鉛やハードカーボンの製造にも利用できます。英国はこの資源の活用を後押しすべきです。

アバーパグウム（Aberpergwm）—無煙炭

アバーパグウムは、水処理用ろ過材、工業用カーボン製品、高温プロセスに用いられる高品位の無煙炭を生産しています。同鉱山は、18年間で最大4,000万トンの採掘を可能とする長期ライセンスを保有しています。産出する無煙炭の多くは輸出されています。アバーパグウムはエナジービルド社（Energybuild）が所有する坑内（深部）炭鉱で、100〜130人を雇用しています。ポートタルボットに位置しているにもかかわらず、近隣の高炉に必要なコークス用炭は供給していませんでした。必要とされる冶金用石炭は、主にオーストラリアと米国から、時には（2022年のウクライナ侵攻以前には）カナダやロシアから輸入されていました。

フォス＝イ＝フラン（Ffos-y-fran）—一般炭（発熱用）

ポートタルボットから約25マイル離れたフォス＝イ＝フラン鉱山は、露天掘りの一般炭（サーマルコール）生産者で、ポートタルボット製鉄所に蒸気・熱用の石炭を供給していました。約180人を雇用していましたが、ライセンスが2022年に失効し、現在は事実上閉鎖されています。一般炭は主に、セメント工場、産業用加熱、保存鉄道（ヘリテージ鉄道）での熱供給に用いられます。

ホワイトヘイヴン—冶金用石炭

カンブリア州ホワイトヘイヴンには、ウッドハウス・コリアリー（Woodhouse Colliery）という新たな冶金用石炭鉱山の開設計画もありました。この鉱山は2022年に政府の承認を得ており、2049年まで年間278万トンの石炭を生産すると見込まれていました。これは製鉄業の高炉で使用される予定でした。残念ながら、2024年9月に高等法院がその開発許可を取り消し、計画は進められなくなりました。

新規の沖合油・ガス田に対する反対と同様に、開発許可の撤回は最高裁のフィンチ判決に続くもので、環境影響評価においてスコープ3の下流排出を考慮することを求めています。労働党政権も同計画への支持を撤回しました。これは地方自治担当相であったアンジェラ・レイナーにより2024年7月に行われました。提案されたカンブリアの鉱山は、直接雇用で約500人、間接のサプライチェーンでさらに100人の雇用を生み出すはずでした。これらは高度技能で高賃金の職であり、高生産性の雇用を必要とする地域にとって有益でした。カンブリアの最大の雇用源は観光業で、一般に技能水準・賃金水準が低い傾向にあります。ワーキントンやホワイトヘイヴン周辺はかつて主要な炭鉱地域で、最初の坑は1552年に設立され、ホワイトヘイヴン最後の坑は1986年に閉鎖されました。したがって、新たな炭鉱の開設は地域の性格に反するものではありませんでした。

製鉄と産業用熱向けの英国の石炭輸入

英国政府は昨年、中国の製鉄会社・敬業集団（Jingye）が所有するスクンソープの英国最後の2基の高炉の閉鎖を阻止する一方で、カンブリアの新たな冶金用炭鉱の開設を妨げました。英国は現在、製鉄の重要原料である冶金用石炭を、遠くオーストラリアなどから輸入しています。

石炭火力発電と二酸化炭素回収・貯留（“CCS”）

2024年10月にノッティンガムシャーのラトクリフ・オン・ソアにある英国最後の石炭火力発電所が閉鎖され、英国の電力生成における石炭への142年にわたる依存は終わりました。同発電所は最もクリーンな部類で、CO2排出を除くすべての汚染物質を除去していました。しかし、それでも運転を継続するにはコストが高すぎました。石炭はエネルギー密度が高く、最も安価で信頼性の高い発電手段です。石炭価格は原油価格ほど変動せず、さらに重要なことに、英国には豊富な一般炭（火力用石炭）の埋蔵量があります。

他国では、CO2排出だけでなく他のすべての微粒子も回収する石炭火力発電所が開発されています。カナダ（バウンダリーダム3、2014年）、米国（テキサス州ペトラ・ノヴァ）、中国（正寧発電所）は、CO2排出も回収する石炭火力発電所を建設しました。中国の正寧発電所は2025年9月に稼働を開始し、年間150万トンのCO2を回収する見込みです。これは、英国のCO2排出量を削減するうえで、すべての石炭火力を閉鎖するより望ましい解決策だったはずです。技術は高効率・低排出（HELE）プラントを生み出しており、CO2を最大40%削減します。二酸化炭素回収・貯留（“CCS”）は90%以上の削減を可能にし、中国のプロジェクトでは99.9%を目標にしています。

中国は2025年に新たな石炭火力設備を78GW追加し、その中には約1GWを発電する大型石炭ユニットが50基以上含まれていました。これは2025年に世界で追加された新規石炭火力容量の87%に当たります。しかし、中国の新しい石炭火力発電所にはCCSが一つも導入されていません。

国際エネルギー機関（“IEA”）の試算では、CCSは石炭火力の均等化発電原価（LCOE）を70〜100%押し上げ、発電所の出力の20%以上を消費します。石炭火力の低コストは、その主な利点の一つです。皮肉にも、中国は再生可能電力のバックアップとして新たな石炭火力を建設しています。中国の再エネは、同国の石炭火力による年間40億トンのCO2排出を踏まえると、見せかけの取り組みに見えてしまいます。

新規の石炭火力発電所を建設しているのは中国だけではありません。2023年の世界の新設石炭火力の3分の2を中国が占めたものの、インドネシア、インド、ベトナム、日本、バングラデシュ、パキスタン、韓国も新たな石炭火力を建設しました。開発途上国や工業競争力の高い国々は、石炭が安価であるため好む傾向があります。中国とインドはいずれも、（英国と同様に）豊富な石炭埋蔵量を背景に、今後も石炭火力の建設を続ける計画です。インドの電力の80%は石炭由来です。

ドイツはノルドストリーム・パイプライン破壊後に石炭火力発電所を再稼働させることができました。これはドイツのエネルギー安全保障にとって幸いでした。残念ながら、英国では保守党のエネルギー相であるアロック・シャルマ氏が、廃止済みの石炭火力発電所の爆破解体を喜々として進めたため、英国にはこの種のエネルギー安全保障の拠り所がなく、増え続ける風力タービンのバックアップさえ確保できません。

バックアップ用の調整力電源として新たな石炭火力を建設すれば、石炭はガスより安価であるため英国の電力コストは下がり、英国の石炭産業も維持できます。ただし、そのためには英国がカーボン・サポート・プライス（炭素価格支援税）を廃止する必要があります。

新たな石炭火力発電所に賛成する理由

石炭鉱山再開の是非を考える際には、わたしたちの発電システムの現状がその根拠をより強めます。ガス火力は老朽化が進み、そしてもちろん最後の石炭火力は2024年に停止しました。ガス火力の典型的な運転寿命は25〜30年です。丁寧な保守により最大40年まで延ばせる可能性はありますが、断続的な運転は部品寿命を縮めることもあります。英国エネルギー統計年鑑（“DUKES”）のプラントデータを用い、ガス火力の寿命を35年と仮定すると、下の図14に示すとおり、確保電源（ファームキャパシティ）は2028年に減少を始め、2035年にはわずか25.5GW（ヒンクリー・ポイントCがその時点で稼働していれば28.8GW）まで低下します。

送電系統運用者・国家エネルギーシステムオペレーター（“NESO”）は、2030年以降にかけて総電力需要とピーク需要の双方が増加すると見込んでいます。わたしたちは断続的な再生可能エネルギーへの依存を強めており、冬の暗く寒く静かな夕方には、風力と太陽光の出力がほぼゼロに落ち込むことがあります。つまり、その不足を補うために、確保電源が必要になります。

図14が示すように、英国では確保電源が今後ますます不足し、そのため新たな確保電源を迅速に構築することが極めて重要です。一つの解は新たなガス火力を建設することかもしれません。しかし、新設ガス火力には8年のリードタイムが必要で、仮に今日建設を始めても、新たな容量がオンラインになるのは2034年です。これに対し、石炭火力は建設期間を短縮できる可能性があり、中国では最短20カ月という事例もあるため、実行可能な選択肢として残ります。

石炭火力発電のその他の利点は次のとおりです。

・炭素価格を排出量取引制度やカーボンプライス・サポート（CPS）でのコストから除外すれば、石炭火力は安価で、ガスや不安定な再生可能エネルギーよりも安い。

・石炭火力は、特に国内燃料を用いる場合、供給の安全性が高い。中東の最近の出来事が思い起こさせるように、LNG供給の安全性は中東情勢の気まぐれに左右される。さらに、不安定な再生可能エネルギーの供給の安全性は天候の気まぐれに左右される。

・石炭火力は信頼性が高く柔軟である。もちろん、石炭火力発電所は天候の不確実性に左右されないため、石炭の多くは定常的なベースロード電源として用いられている。ただし、新しいプラントは最低負荷を低く抑えて運転でき、需要や不安定な再生可能エネルギーの出力の変化に応じて出力を上下させることができる。

・貯蔵が安価で容易である。不安定な再生可能エネルギーの問題の一つは、需要より多く発電する時もあれば、少なくなる時もあることだ。この問題は蓄電池を追加することで部分的に解決できるが、そのような貯蔵は非常に高価である。対照的に、石炭は発電所近くに低コストで備蓄できる。

新設の石炭火力発電所への主な異議は排出物に関するものだ。米国で温室効果ガスの危険性認定が撤回されてCO2排出が割引かれるなら、対応すべきは微粒子、硫黄酸化物（SOx）、窒素酸化物（NOx）といった実質的な汚染物質となる。幸いなことに、中国の最新の超臨界（SC）および超々臨界（USC）プラントは、これらの汚染物質の除去に非常に効果的であることが実証されている。

まず、SCおよびUSCプラントは従来型より高い熱効率で運転し、石炭使用量と、発電1MWh当たりの一次汚染物質排出を低減する。

研究によれば、中国の最新の超低排出プラントは、全ての粒子状物質の99.9％超、PM2.5の99.8％超を除去している。別の研究では、中国の高効率・低排出（HELE）発電所で二酸化硫黄の除去率が97.8～99.7％であることが示されている。NOxの除去効率も90％に達し得る。

石炭火力発電所の利点は明白であり、石炭の欠点は技術的改良により大部分が解消されてきた。石炭を支持する論拠は、ますます無視しがたくなっている。

グレート・ブリティッシュ・ビジネス・カウンシルについて

グレート・ブリティッシュ・ビジネス・カウンシル（“GBBC”）は、活気あるビジネスコミュニティが地域の安全、生活水準、ウェルビーイングにもたらす利点について、公共および政治の理解を高めるために設立されました。英国内の企業や中小企業を支援することを目的に、起業とイノベーションを促進する、よく練られた実践的かつエビデンスに基づく政策改革を推進します。特定の政党から独立しており、提案する率直で実務的な政策提言を、あらゆる政党に採用検討してもらえることを期待しています。

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掲載画像：GBBCの報告書『計画的産業破壊：英国はいかに自国の産業を破壊し、これを逆転させる計画』の表紙