Japan Beyond Coal｜ファクトシート

二酸化炭素回収貯留（CCS） ─その甚大なリスク
C（陸域）
貯留サイト

CS（Carbon dioxide Capture and Storage: 二酸化炭素回収 · 貯留）は、化石燃料を燃やし排分離・回収排出源

船舶輸送

出される二酸化炭素を回収して地中や海底下に圧入 · 貯留する技術です。政府は、今後の“ 脱炭圧入井CCSのプロセスにかかる現状コスト

（海域）
貯留サイト

パイプライン搬送

分離・回収・昇圧

約5,300〜7,900円／tCO2
化学吸収法（90%回収）の価格

輸送

約800円／tCO2
パイプライン輸送を想定（海域までの運搬はさらに高くなるとされる）

素社会 ”に向けて、2030年に CCS 実用化を目指すとして、将来的にも石炭火力を使い続け、CCS関連プロジェクトに巨費をかけようとしています。

CO2貯留

シール層（液体や気体をほとんど）通さない泥岩層

CO2貯留層（液体を含んだ砂岩層）

1.5℃目標と CCS
気温上昇を産業革命前に比べて1.5℃未満に抑えるには、既存の技術のみでは困難で、CCS などの技術革新が必要だとされています。しかし、IPCC 第6次評価報告書第三作業

CO2排出源：製油所、発電所、化学プラント、CO2分離回収：化学吸収法（90%回収を想定）、完全回収はできない。
CO2パイプライン搬送：圧入井まで搬送し、貯留層へ圧入。
CO2海上輸送：パイプラインがない場合、船舶などでCO2を運搬。
CO2貯留：日本にEORの適地はなく、海域にポテンシャルがあるとされる。

部会のレポートでは、「地中貯留が可能であれば、CCS は選択肢の一つ」としながらも、電力分野、セメントや化学製品の製造分野では、CCS は成熟していないとしています。
まず、CO2を分離回収することが技術的に困難で、大量圧入・モニタリング

約2,300円／tCO2
貯留層への貯槽合計

約8,400〜11,000円／tCO2

石炭火力

出典：総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第35回）資料1より作成＋約7〜9円／kWh（CCS付石炭火力の発電コストは16円〜18円／kWh）

引用：総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第35回）資料1より

図表1 CCSの流れとコスト

世界の CCS 〜コスト課題で多数が脱落〜

日本の CCS 〜実用化にほど遠い現状〜のエネルギーを必要とし、100% 回収はできません。さらに、

現在、操業中の CCS 付石炭火力は、EOR 方式が採用さ日本では、CCS の機能を兼ね備えた火力発電所は、建設運搬やパイプラインを通して地下数百メートルから数 km のれたカナダの石炭火力発電所1か所しかありません。アメリ中案件を含め存在しません。CO2貯留は、長岡と苫小牧の2貯留層を探し、圧入井を掘削し、CO2を圧入していくというカの石炭火力発電所でもCCS プロジェクトが実施されていまか所で実証試験が行われ、長岡では2003年から2005年にすべてのプロセスでエネルギーを必要とします。また、十分したが、経済的事情から2020年停止されました。

約1万トンの CO2が地中に、苫小牧では2016年から2019年なリスク評価や検証が必要なほか、圧入後のモニタリングは数千年に渡って行われる必要があります。
現在、海外で稼働している CCS 施設の大半は、原油を押し出して回収量を増やす EOR（石油増進回収）方式で行われており、石油増産の上に成り立っています。

世界の CCS プロジェクト中止案件は32 件で、そのうちまで約30万トンの CO2が海底に圧入されています。福島県沖

62% が経済性の問題が理由とされています。欧州では、再では候補地として調査が行われていましたが、その近くを震生可能エネルギーに対してのコストも見合わないことから、源地とする東日本大震災が発生し、その後中止となりました。

火力発電での CCS は進んでいません。

活断層に囲まれ地震の影響を受けやすい日本はそれだけでリスクが高く、次の候補地もまだ見つかっていません。

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二酸化炭素回収貯留（CCS） ─その甚大なリスク
非現実的なポテンシャルの想定
毎年1.2億〜2.4億トンの CO2貯留計画
経済産業省の CCS 長期ロードマップ検討会では、2050年時点で想定される CCS 貯留量を「年間約1.2億トン〜2.4億トン」が目安だとし、2030年から2050年までの20年間で、50万トンの圧入井を毎年12本〜24本ずつ増やしていく必要が生じるとしています。また、日本の周辺海域などに11地点約160億トンの貯留可能量があるとも推定しています。これまで実証試験で3年かけて30万トンの圧入をしただけで、次の候補地すら見つかっていない現状からはあまりにかけ離れた非現実的な想定です。このような仮定のもとに、CCS な

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図表3 2030年における排出削減対策と削減費用別の削減ポテンシャル
風力発電
太陽光発電
バイオマス発電
水力発電
地熱発電
原子力発電
CCS
BECCS
石炭採掘のメタン削減
石油・ガス田等のメタン削減＜0（US$／t-CO2eq）0-20（US$／t-CO2eq）20-50（US$／t-CO2eq）50-100（US$／t-CO2eq）100-200（US$／t-CO2eq）
0削減対策

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図表2 CO2貯留賦存量マップ
堆積層厚＞2,000m
水深＜200m
堆積層厚 1,000m〜2,000m
水深＜200m
堆積層厚＞2,000m
水深＜200m
堆積層厚 1,000m〜2,000m
水深＜200m

出典：CCS 長期ロードマップ検討会中間とりまとめより作成

7

2030年における削減貢献ポテンシャル（GtCO2-eq／年）

しの火力発電所を長期にわたって動かし続けることは、気候変動をさらに悪化させることにつながります。

6

出典 :IPCC AR6 WG3 SPM Fig7

再エネに比べ圧倒的に高コスト

CCS は気候危機を回避できず、無駄な投資にIPCC の報告によれば、2030年における削減ポテンシャル

そもそも気候危機を乗り越えるためには、2030年までのは、風力発電や太陽光発電が圧倒的に高く。またコストも0取り組みを加速化することが重要で、2030年に CCS の実ドル／トンからと低いのに対し、CCS の削減ポテンシャルは用化を目指すという時点で、対策の先送りにほかなりません。

わずかで、コストは50〜200ドル／トン CO2と高額です。日また CCS を実現したとしても、100% 回収は不可能で、エ本の場合、EOR 方式で CO2貯留をできる地域はなく、海底ネルギー収支からみてもゼロエミッションにはなりません。

での圧入になることや地震リスクもあるため、コストはより高くなる可能性が高まります。

現在、政府は、CCS 推進のためには「法的整備と建設段階や操業段階における補助金など手厚い政府支援の仕組

また、かつて政府は2020年までにコストを2000円／トンみが必要だ」とする事業者側の主張を受けて、その検討ににする目標をたてていましたが、現状では8400円〜11000入っています。経済産業省の「CCUS 研究開発 · 実証関連

円と目標にほど遠い状況です。再エネが確実に価格を下げ事業」の予算だけみても、2021年60.3億円、2022年82.3ている現在、CCS 火力は将来にわたって競争力を持たない億円、2023年度概算要求で108.3億円と膨れ上がっていまでしょう。発電部門で CCS を用いる方向は、社会的コストす。しかし、莫大なコストがかかる CCS を推進することは結や電力料金の高騰につながります。

局、既存の石炭火力を延命するばかりか、無駄な投資に終わることが強く懸念されます。
2022年9月作成