【産業競争力懇談会 ２０１３年度 プロジェクト 最終報告】【炭酸ガスマネジメント技術の開発】－炭酸ガス分離技術を利用する資源の確保と有効活用－

２０１４年３月３日

【エグゼクティブサマリ】
本プロジェクトの基本的考え方
日本の電力供給の安定性を確保するためには多様なエネルギー源の確保によるベストミックスが課題であり、その中でも火力発電に用いる天然ガス・石油・石炭等の化石資源のより廉価で安定的な確保とその高効率利用が極めて重要である。そこで、化石資源の獲得やその総合的利用に資する技術開発に関する提言を行う。
想定される獲得すべき化石燃料に、炭酸ガス濃度が高いため開発の遅れている天然ガス（下図）がある。炭酸ガスの効率的な分離技術及び回収した炭酸ガスの貯留技術等の開発により、これらの炭酸ガス濃度の高い天然ガスを利用することが可能になる。さらに、分離した CO2 をシェールガスの炭酸ガ
スフラクチャリング法や CO2-EOR（石油採掘での炭酸ガス圧入による増進回収法）へ活用することにより、天然ガス、石油等の高効率回収が可能となる。また、天然ガスや LPG 等からの改質による水素生成において炭酸ガスを効率的に分離することは、燃料電池自動車や水素インフラなどの実現に向けた、水素エネルギーの安定かつ安価な供給に資する。さらに、石炭・石油残渣をガス化し炭酸ガスを効率的に分離すれば、IGCC（ガス化複合発電）の発電効率向上と、炭酸ガスの大気放出抑制を達成できるとともに、環境負荷のない水素エネルギーとして利用することが可能になる。

いずれも、化石資源の利用に伴い必要となる大気中の炭酸ガス濃度を維持制御するための手段であり、総合的なシステムとしても考えるべき重要な課題であり、本プロジェクトではこれらを、「炭酸ガスマネ
ジメント技術」と総称することとし表題に用いた。国際的な競争力を有する炭酸ガスマネジメント技術を完成させることにより、天然ガスの国際権益獲得の交渉カードとして利用することが可能となる。また、
LPG や天然ガスを原料とする安定かつ安価な水素エネルギーの供給や、石炭・石油残渣由来ガスを環i

境負荷の少ない水素エネルギーとして利用可能になる。これらの技術は日本のエネルギーセキュリティーを向上させ、日本全体の産業競争力向上に資する。このように炭酸ガスマネジメント技術が日本の資源戦略にとって必要であり、その実現が期待される。

検討の視点と範囲
本プロジェクトでは、炭酸ガスを多く含むガスに対して、未利用資源の利用可能化、及び既存資源のさらなる高効率利用化を、エネルギー負荷が低く、かつ経済性に適う炭酸ガス分離・回収プロセスによって実現するために、期待される技術候補とその技術確立に必要な課題を整理して、開発促進を提言することを主要な目的とする。
まず炭酸ガスマネジメント要素技術としての、炭酸ガスの分離、回収、輸送、利用、貯留などについて
課題を整理するとともに、特に重要な課題を持つ技術として分離に着目した（下図）。その上で、炭酸ガス濃度の高い天然ガス及び石炭・石油残渣由来ガスの大量処理プロセスにおける炭酸ガス分離技術について、既存技術、開発中の技術の適用可能性を比較検討し、膜分離技術の有望性を示すとともに、最新のゼオライト膜及び新規高分子膜について特徴及び課題を明らかにする。さらに、最新の分離膜のガ
ス資源への適用可能性を検討し、制約条件や今後の開発課題を整理する。
天然ガスの精製工程及び炭酸ガスマネジメントの要素技術

天然ガス・
軽質油（LPG等）

石炭・石油残渣

水蒸気改質

ガス化 ＋
（脱窒・脱硫）＋水性ガスシフト

炭酸ガス分離高度精製

・湿式化学吸収法
・湿式物理吸収法
・吸着分離法

高純度水素（FCV、化学原料）

IGCCガス
タービン燃料（CO2フリー水素）・膜分離法（CO2/H2分離）

酸素・水蒸気
炭酸ガス

炭酸ガス

昇圧・輸送

利用・貯留

化石資源の確保・有効利用に向けた課題と解決の方向性
炭酸ガスを高濃度に含む天然ガスは液化可能なレベル（CO2 100ppm 以下等）またはパイプライン輸
送可能なレベル（CO2 2％以下等）に精製する必要がある。実際、埋蔵量が大きいとされている炭酸ガス
濃度が高い東南アジアのガス田の開発は、品質面及び分離コスト面が課題であり、進んでいない。特に、ii

中小規模かつ炭酸ガス濃度が数 10％以上と高いガス田では、そうした課題が顕著であり、それら天然ガスを活用できるのであれば意義は大きい。
ガス混合物からの炭酸ガス分離では湿式化学吸収、湿式物理吸収、吸着（PSA、TSA 等）、膜分離、深冷分離など多様な技術が 20 世紀に開発され、使用条件の制約を受けながらも多くの採用例がある。
しかしこうした既存技術には様々な課題がある。炭酸ガスを多く含むガス混合物の大量処理が必要なケースにおいて、例えば湿式化学吸収では吸収時の炭酸ガスとの化学反応熱発生、炭酸ガス放出時のエ
ネルギー負荷が濃度に比例して増大し、エネルギーコストが著しく悪化する。また近年増加傾向にある
海底天然ガス用の浮体プラントでは振動・揺動に弱い湿式吸収法の採用は実質的に困難である。また、既存の高分子分離膜は炭酸ガスの透過速度、選択率ともに不十分で、酢酸セルロース膜の実用レベルでの実績では炭酸ガス濃度が 10％の天然ガスで約 3％までしか濃度を低減できず、単独では天然ガスのスペックを満足しない。
近年、炭酸ガスを高効率で分離できる分離膜が国内で相次いで見出された。ゼオライト膜は、天然ガスを想定したメタン／炭酸ガス系において炭酸ガスの透過速度が従来の高分子膜の 10 倍以上と格段に大きく、併せて非常に高い選択率で炭酸ガスを分離できる。試算結果では炭酸ガス濃度が仮に 50％の天然ガスであってもパイプライン規格（CO2 2％以下）まで、一段階の分離膜処理で精製できると見込まれる。他の不純物への対応は必要であろうが、ゼオライト膜は天然ガスからの炭酸ガス分離性能が高
く、分離・精製プロセスの合理化が期待できる。既存研究成果によれば、高性能ゼオライト膜を化学吸収法と組み合わせた場合には、化学吸収法単体と比較して消費エネルギーが 62％減、化学吸収法と既存高分子膜の組み合わせと比較して同 43％減となる。これは、ランニングコストの大幅な低下をもたらすことを意味している。
天然ガスから CO2 の分離にかかるエネルギー量の比較

運転時の消費エネルギー（相対値）

高酸性度天然ガス
CO2 : 40 mol%

膜分離
システム

化学
吸収法

CO2

CO2

処理後の天然ガス
CO2 : 50ppm

100%

67%
（100%）
38%
（57%）

化学吸収法

既存高分子膜
＋化学吸収法

高性能ゼオライト分離膜＋化学吸収法

出典：JOGMEC 資料より作成

一方、化石燃料をより効率的に利用する方策として水素利用が提案され、産官学が一体となった取組が進められている。これまでの成果として、燃料電池自動車（ＦＣＶ）のエネルギー効率における優位性が報告されるとともに、水素供給インフラの開発に向けた実証事業等が実施されiiiている。水素社会実現に向けた取組として、水素を低コストで安定的に供給できる効率的製造技術の開発が課題の一つになっているが、課題を解決するための方策として、高圧の水素製造装置
においては、膜分離技術の活用が期待されている。また、石炭、石油残渣をガス化し IGCC のガス
タービン燃料として有効利用する技術開発が官民一体となって進められているが、システムとしての低コスト化が課題の一つである。石炭、石油残渣のガス化においては、環境負荷低減と燃焼効率の向上のために燃焼前に炭酸ガスを除去する必要があり、より高効率な炭酸ガス除去技術が望まれている。
炭酸ガスの分離から貯留までを含めた炭酸ガスマネジメント要素技術の中では、分離コストが約半分を占めているという試算がある（下図）。すなわち、分離プロセスのコスト低減は大きな課題であると言え、
技術的ブレークスルーの要請が大きい。
石炭火力発電所煙道ガス CCS コスト分析（現状技術）

例えば、高効率の新規高分子膜では、IGCC 燃料を想定した水素／炭酸ガス系において炭酸ガスを高い透過速度、選択率で分離できる。試算結果では炭酸ガス 50％のガスから 98％以上の純度の水素を一段階で得ることができるとされている。
高性能ゼオライト膜や新規高分子膜はいずれも国内で開発された技術であり、これらによる炭酸ガス
分離は、高圧で産出または供給される天然ガス及び石炭・石油残渣由来ガスの処理において圧力を分離のドライビングフォースに使うことができ、かつ後工程に必要な昇圧工程が節減できるため、炭酸ガスの分離コストの大幅な低減が可能となる。

産業競争力強化のための提言
以上のように、日本で芽を出した新たな分離膜は世界でも最高レベルの性能を示しており、新たな化
石資源の確保、並びに化石資源の高効率利用において、膜分離を活用した分離技術への期待が高まっている。膜分離技術については、これまで各分野においてラボスケールでの技術開発が実施されているが、今後は、実用化に向けた実証試験等の実施が望まれる状況にある。新たな化石資源の確保、並びに化石資源の高効率利用の分野において、実証規模の試験、評価事業等を実施す
るに際し、産官学の連携による強力な推進が必要である。特に、化石資源の確保および有効利用に資する以下の技術開発の推進に対して、国による財政支援等を期待したい。
化石資源確保の観点からは、高酸性度天然ガス1)から高効率かつ安価に炭酸ガスを分離する技術
として、本邦企業が開発した新規ゼオライト分離膜が世界をリードする技術水準にあり、実用化

1)

本報告書では、高濃度（およそ 10％以上）の炭酸ガスを含む天然ガスを高酸性度天然ガスと呼ぶ。天然ガスは、炭酸
ガスと硫化水素等の酸性の不純物とが併存するケースがほとんどであるので、炭酸ガスを含めて酸性ガスと総称し、炭酸ガスを含む酸性ガス濃度の高い天然ガスを高酸性度天然ガスとする。

iv

に最も近い位置にあると言える。今後とも、ゼオライトをはじめとする分離膜の部材開発や透過分離のメカニズムを扱う基礎研究の促進、また、基礎研究の充実と並行して、先行して開発が進められている分離膜の適用性・実用性・耐久性、さらには経済的な優位性を示し、開発のスピー
ドアップを図るべく実証プラントを設置しての試験（実証試験）を行うことも必須である。
なお、高酸性度天然ガスの開発においては、炭酸ガスの分離に加えて、随伴する硫化水素ガスの効率的な除去も大きな課題である。硫化水素を水素と硫黄に分解し膜分離により水素を製造・精製するとともに単体硫黄を回収するといった、資源の確保に貢献するための技術開発を進める
基礎研究や実証試験も合わせて行っていくべきである。
さらに、高酸性度ガスに関する高性能新規分離膜の実証試験や事業化を進めるにあたり、分離した炭酸ガスの近傍油田での CO2-EOR 等による貯留の実施可能性について検討すべく、十分留
意して進めるべきである。

化石資源確保に資する膜分離技術利用の取り組み提案

課題

解決方向性
・
日本の
ｱﾄﾞﾊﾞﾝﾃｰｼﾞ

今後の
取り組み
（提案）

高酸性度天然ガスの生産コスト低減
高効率・安価な炭酸ガス分離技術（＋硫化水素の分解分離 ）高性能新規分離膜の適用：従来法（化学吸収）で必要な加熱・加圧が不要
エネルギー消費の大幅削減可能＝ランニングコスト低減
 例えば、新規ゼオライト分離膜技術は日本の産官学で開発され世界をリード 技術の学術の創成から社会実装による産業化にいたるまでの、我が国における包括的な取り組み実績あり【基盤研究】
高性能新規分離膜の部材開発や透過分離のメカニズムを扱う基礎研究の促進
オールジャパン研究開発体制構築による対海外優位性確保【実証試験】
先行開発されている高性能新規分離膜の実証試験（適用性・実用性・耐久性）
中小規模での国内実証試験⇒商業規模での海外実証試験⇒実用化（国内実証試験で 10 億円程度、海外実証試験で 20～30 億円程度を見込む）

化石資源の高効率利用方策に向けた水素利用実現に向けては、水素供給ポテンシャルの高い製
油所水素製造装置を対象に膜分離技術を活用した水素の分離、精製技術の開発が行われている。
今後は、分離膜を集積した大型モジュール開発、商用のプロセス設計に向けたスケールアップ技術の開発として、実証規模での耐久性評価、信頼性検証に関する試験検討が必要である。同時に、実用化に向けた技術開発として、実証試験で得られたデータを、分離膜によるガス透過機構やその劣化メカニズムの解明にフィードバックすること等により要素技術の確立が必要であり、そのための基礎研究の推進が必要である。
また、各種プロセスにおける炭酸ガス分離工程の省エネへの貢献の観点から、化学プラント等においても、新規高分子分離膜などの活用を図るべく国による財政的支援等による推進を期待しv

たい。同時に、分離膜の新規開発、分離膜の作用機構解明、耐久性向上等において産学連携による基盤研究の推進を図ることが必要である。

化石資源有効利用に資する膜分離技術利用の取り組み提案

課題

水素の低コスト・安定供給
製油所水素製造装置の高効率化（水素社会に向けての技術開発）
化学プラント・リファイナリーの省エネ

解決方向性

高性能新規分離膜の適用（加熱・加圧不要）によるランニングコスト低減

・
日本のｱﾄﾞﾊﾞﾝﾃｰｼﾞ

今後の
取り組み
（提案）

 水素社会のインフラ構築を含めた産官学一体での取り組み
 製油所における高純度水素分離精製と炭酸ガス分離が可能な技術開発実績
 本邦企業による、透過性、分離選択性の高い新規高分子膜開発実績【基礎研究】
分離メカニズム解明や、新規分離膜部材の探索・開発などの促進【実証試験等】
製油所水素製造における実証規模での耐久性試験、実用化試験
化学プラント等における新規高分子分離膜などの実証試験取組体制としては、学術（分離膜研究）－産業（分離膜事業）－産業（分離膜ユーザー～化石資源の確保／有効活用）による取組が想定され、本プロジェクトに当てはめると以下のような例が考えられる。
＜ 学術（分離膜研究）＞ 早稲田大学、産業技術総合研究所、地球環境産業技術研究機構＜ 産業（分離膜事業）＞ 三菱化学、住友商事、住友商事ケミカル＜ 産業（分離膜ユーザー～化石資源の確保／有効活用）＞
ＪＸ日鉱日石エネルギー、国際石油開発帝石、千代田化工建設
なお、海外での実証試験や事業展開においては、日本の資源戦略や展開する相手国のカントリーリスクチェックの観点から、国の関与・指導を受けながらの取り進めが望ましい。

vi

【目

次】

1． プロジェクトの目的 ..................................................................................................................... 5
2． 資源確保・有効利用に資する炭酸ガスマネジメント技術 ............................................................... 62.1

本報告書の構成 ................................................................................................................ 6

2.2

炭酸ガスマネジメントの要素技術 ........................................................................................ 7

2.3

炭酸ガス分離が必要な資源 ............................................................................................... 9

3． 主要な酸性ガス分離法とその比較 ............................................................................................ 113.1

酸性ガスの分離技術の概要 ............................................................................................. 11

3.2

膜分離法 ......................................................................................................................... 123.3

湿式吸収法 ..................................................................................................................... 17

3.4

吸着分離法 ..................................................................................................................... 19

3.5

深冷分離法 ..................................................................................................................... 21

3.6

分離法のまとめ ............................................................................................................... 22

4． 炭酸ガスマネジメント技術の可能性と課題 ................................................................................. 25
4.1

高酸性度天然ガスへの応用 ............................................................................................. 25

4.1.1

世界の天然ガス需給 ................................................................................................ 25

4.1.2

日本の天然ガス需給 ................................................................................................ 30

4.1.3

高酸性度天然ガスの確認埋蔵量と生産の動向 .......................................................... 32

4.1.4

高酸性度天然ガスの利用におけるコストと価格水準 ................................................... 36

4.1.5

高酸性度天然ガスの開発における課題と解決の方向性 ............................................. 40

4.2

EOR 及びシェールガスフラクチャリングへの応用 .............................................................. 41

4.2.1

CO2-EOR ................................................................................................................ 41

4.2.2

シェールガスの CO2 フラクチャリング ......................................................................... 51

4.2.3

課題と解決の方向性 ................................................................................................. 53

4.3

化石燃料由来の水素エネルギーへの応用 ........................................................................ 54

4.3.1

水素エネルギーの需給 ............................................................................................. 54

4.3.2

水素エネルギー利用分野の拡大 ............................................................................... 55

4.3.3

水素エネルギー活用に関する最新の政策動向 .......................................................... 61

4.3.4

化石燃料由来の水素エネルギーへの応用に関する課題と解決の方向性 .................... 62

4.4

化石燃料ガス化への応用 ................................................................................................ 634.4.1

石炭および石油残渣の利用動向 ............................................................................... 63

4.4.2

ガス化複合発電技術の開発動向............................................................................... 66

4.4.3

ガス化複合発電技術の利用動向............................................................................... 67

4.4.4

CO2 回収型 IGCC .................................................................................................... 69

4.4.5

CO2 回収・貯留（CCS）の動向 ................................................................................... 70

4.4.6

化石燃料ガス化への応用に関する課題と解決に向けた方向性................................... 73

5． まとめと提言 ............................................................................................................................ 74

1

5.1

まとめ .............................................................................................................................. 74

5.2

提言 ................................................................................................................................ 765.2.1

化石資源の確保に関する提言 .................................................................................. 765.2.2

化石資源の高効率利用に関する提言 ........................................................................ 78

5.2.3

取り組み体制案 ........................................................................................................ 802

【はじめに】日本の電力供給の安定性確保のためには、多様なエネルギー源の確保によるベストミックスが課題であり、その中で火力発電に用いる天然ガス・石炭・石油等の化石燃料の高効率活用や資源の確保が極めて重要である。
その手段として、高酸性度天然ガス（今後開発が期待される炭酸ガスを多く含む天然ガス）の活用、シェールガスの活用、および EOR（石油採掘での圧入による増進回収法）の活用、また、天然
ガス、LPG 等の改質、あるいは石炭・石油残渣のガス化による水素製造などが挙げられるが、各々には、幾つかの技術課題がある。高酸性度天然ガス活用においては、炭酸ガスの効率的な除去・精製技術及び回収した炭酸ガスの貯留技術（CCS）の開発が必要とされる。シェールガス活用では
炭酸ガスフラクチャリングによる採掘技術が検討されているが、随伴する炭酸ガスの効率的な除去・精製技術及びリサイクル使用技術の開発が必要とされる。EOR 活用では使用する炭酸ガスの効率的な除去・精製技術の開発及びリサイクル使用技術の開発が望まれている。また、石炭・石油
残渣由来ガスからの水素製造では、効率的水素/炭酸ガス分離技術及び回収した炭酸ガスの貯留技術が必要とされる。
いずれも、化石燃料の高効率利用に伴い必要となる大気中の炭酸ガス濃度を維持制御するための手段であり、総合的なシステムとしても考えるべき重要な課題であり、本プロジェクトではこれらを、「炭酸ガスマネジメント技術」と総称することとし表題に用いた。これらの課題を整理し深耕すると共に、課題解決のために中核となる要素技術を明確にして、その優先的な開発推進策を提言する。これにより、炭酸ガスマネジメントをシステマチックに実施する技術環境を整備することで、国際的な競争力を有する資源開発・利用技術の実現が期待される。
この炭酸ガスマネジメント技術を完成させることにより、天然ガスの国際権益獲得の交渉カードとして利用できるとともに、化石燃料を環境負荷の小さい水素エネルギーとして利用することが可能になり、日本のエネルギーセキュリティー向上、日本全体の産業競争力向上に資するものと期待される。

産業競争力懇談会
会長（代表幹事）西田 厚聰

3

【プロジェクトメンバー】
メンバー

氏 名

三菱化学株式会社 経営戦略部門

八島 英彦

PJ リーダー

学校法人早稲田大学 理工学術院 教授

松方 正彦

WG1 主査千代田化工建設株式会社 プロジェクト開発事業本部

志村 光則

WG2 主査株式会社三菱総合研究所 環境・エネルギー研究本部

鈴木 敦士

WG３主査

独立行政法人産業技術総合研究所 環境化学技術研究部門

遠藤 明

公益財団法人地球環境産業技術研究機構 化学研究グループ

池田 健一

国際石油開発帝石株式会社 技術本部

堀江 忠司

ＪＸ日鉱日石エネルギー株式会社 研究開発企画部

古宮 耕二

ＪＸ日鉱日石エネルギー株式会社 中央技術研究所

池田 雅一

千代田化工建設株式会社

細野 恭生

千代田化工建設株式会社 技術開発ユニット

蛙石 健一

千代田化工建設株式会社 技術開発ユニット

安井 誠

住友商事株式会社 環境インフラプロジェクト事業本部

小川 新人

住友商事ケミカル株式会社 合成樹脂カンパニー

小林 等

住友商事ケミカル株式会社 合成樹脂カンパニー

竹田 真之介株式会社住友商事総合研究所 新技術企画部

薄井 徹太郎

株式会社三菱総合研究所 科学・安全政策研究本部

古屋 俊輔

株式会社三菱総合研究所 環境・エネルギー研究本部

ダニエル ウォルター

株式会社三菱総合研究所 科学・安全政策研究本部

鈴木 智之

株式会社三菱総合研究所 科学・安全政策研究本部

高橋 信吾

三菱化学エンジニアリング株式会社 技術本部

那須 正康

三菱化学株式会社 経営戦略部門 ＲＤ戦略室

上野 信彦

三菱化学株式会社 機能化学本部

飯泉 康弘

株式会社三菱化学テクノリサーチ 調査コンサルティング部門

佐々木 康之株式会社三菱化学テクノリサーチ 調査コンサルティング１部

後藤 志朗

株式会社三菱化学テクノリサーチ 調査コンサルティング１部

大竹 正之

株式会社三菱化学テクノリサーチ 調査コンサルティング１部

志摩 賢二

三菱化学株式会社 経営戦略部門 ＲＤ戦略室

末村 耕二

オブザーバー

氏 名

経済産業省 製造産業局 機能化学品室西村 秀隆

三菱重工業株式会社 技術統括本部

大石 善啓

三菱重工業株式会社 技術統括本部今井 哲也

トヨタ自動車株式会社 ＩＴ・ＩＴＳ企画部 調査渉外室

北村 伸彦

株式会社三菱ケミカルホールディングス グループ基盤強化室

田中 克二

産業競争力懇談会（COCN）

中塚 隆雄

4

事務局

1． プロジェクトの目的
日本の電力供給の安定性を確保するためには、多様なエネルギー源の確保によるベストミックスが課題であり、その中でも火力発電に用いる天然ガス、石油、石炭等の化石燃料のより廉価で安定的な確保と高効率利用技術が極めて重要である。そこで、日本で見いだされた炭酸ガスの高性能膜分離技術に基づいてエネルギー、特に天然ガス資源獲得に資する技術開発、及び天然ガス、LPG 等化石燃料の有効利用として、水素の高効率製造技術開発等に関する提言を行う。
新たな化石燃料として、高酸性度天然ガス（今後開発が期待される炭酸ガスを多く含む天然ガス）がある。さらに、シェールガス採掘で水質汚染の懸念を回避する炭酸ガスフラクチャリングが採用された場
合や、CO2 法 EOR（石油採掘での圧入による増進回収法）が普及した場合も含めて、炭酸ガスの効率的な除去技術及び回収した炭酸ガスの貯留技術または再使用技術の開発が必要とされる。また、化石燃料の有効利用として、天然ガス、LPG、石炭・石油残渣由来ガス等からの水素製造技術の開発が必要とされている。
いずれも、化石燃料の高効率利用に伴い必要となる大気中の炭酸ガス濃度を維持制御するための手段であり、総合的なシステムとしても考えるべき重要な課題であり、本プロジェクトではこれらを、「炭酸ガスマネジメント技術」と総称することとし表題に用いた。こうした技術の開発は化石燃料に対する日本の戦略上必要であり、その実現が期待される。特に国際競争力を有する炭酸ガスマネジメント技術を高度化することにより、天然ガスの国際権益獲得の交渉カードとして利用し、また、天然ガス、LPG、石炭・石油残渣等を環境負荷のない水素エネルギーとして利用することが可能になり、日本のエネルギーセキュリティー向上に資する。また、製造・メンテの関連業界の需要喚起により新規雇用の創出にもつながり、
日本の電力安定供給確保を通じて日本全体の産業競争力向上に資するものと期待される。
本プロジェクトでは、低エネルギー負荷でかつ経済性に適う炭酸ガス分離・回収プロセスによって、炭酸ガスを多く含む天然ガス及び石炭・石油残渣由来ガス等からのクリーンなエネルギー源の獲得及び利用を推進するために、期待される技術候補とその技術確立に必要な課題を整理して開発促進を提言す
ることを目的とする。

高濃度の炭酸ガスを高効率で分離する膜に関して、日本の民間企業や公的研究機関、大学で研究が進められ、世界でも先進的な成果が見出されている。これらの新規な高効率分離膜は、低品位の化
石燃料からエネルギーとして利用可能な天然ガスや水素を低コストで製造する技術として実用化が期待できる。本プロジェクトでは、開発初期段階にあるこれらの有望な炭酸ガスの膜分離技術の開発促進を提言したい。

5

2． 資源確保・有効利用に資する炭酸ガスマネジメント技術
2.1

本報告書の構成

安価かつ安定的なエネルギー源の確保という目標に対して、高酸性度天然ガス2)への炭酸ガスマネ
ジメント技術を適用し、高酸性度天然ガスを有効な利用可能資源として確保する方策が考えられる。すなわち炭酸ガスマネジメントでは、高濃度の炭酸ガスが含まれているが故に開発が遅れている高酸性度天然ガスから、低コストで CO2 を分離することにより、クリーンな天然ガスの生産を可能とする。また、分離回収される CO2 を、近隣油田において EOR の圧入ガスとして用いることで石油資源の増産にもつなげることが可能となる。さらに、高酸性度天然ガスの埋蔵地域との地理的関係によっては、シェールガ
ス生産時にフラクチャリング流体として回収 CO2 を用いることも考えられる。
化石燃料を有効利用する見地からは、新たな二次エネルギーとして水素エネルギーの活用が検討されており、水素をエネルギー源とする燃料電池については、エネルギー効率の向上、環境負荷低減等の観点から導入促進が図られている。ＣＯ2 およびＨ2 を含むガスから水素を効率よく分離、回収する炭酸ガスマネジメント技術は、水素エネルギーの活用による化石燃料有効利用に資するものとして期待される。また、石炭・石油残渣ガス化技術によりＩＧＣＣの本格的導入も期待されている。

本報告書では、上記の炭酸ガスマネジメント技術が資源確保・有効利用に資する適用分野について、
現状や将来見通しを踏まえた上で、現状の課題と解決に向けた方向性を示していく。
次章（第 3 章）においては、炭酸ガスマネジメント技術の主要な要素技術である炭酸ガス分離について、その技術の概要を解説した上で、特に新規の高効率分離膜技術の性能動向を取りまとめた。
第 4 章の構成は図表 2-1 に示すとおりである。4.1 節で高酸性度天然ガスへの炭酸ガスマネジメント
技術の応用という観点から、世界および日本の天然ガス需給動向、高酸性度天然ガスの埋蔵量や開発・生産動向をまとめた。4.2 節では、さらなる資源確保への適用として、EOR とシェールガスフラクチャ
リングを取り上げ、その現状を調査した。化石燃料の有効利用に資する炭酸ガスマネジメント技術の応用としては、4.3 節で化石燃料由来の水素エネルギーを取り上げ、需給の現状などを調査した。その上で、利用分野の拡大可能性とその際の課題について指摘した。4.4 節は、その他化石燃料の有効利用として石炭・石油残渣ガス化の開発・利用動向を調査報告となっており、より効率的な炭酸ガス分離が課題の一つとなっていることを指摘した。

2)

本報告書では、高濃度（およそ 10％以上）の炭酸ガスを含む天然ガスを高酸性度天然ガスと呼ぶ。天然ガスは、炭酸
ガスと硫化水素等の酸性の不純物とが併存するケースがほとんどであるので、炭酸ガスを含めて酸性ガスと総称し、炭酸ガスを含む酸性ガス濃度の高い天然ガスを高酸性度天然ガスとする。

6

図表 2-1 本報告書（第 4 章）の構成と各節の位置づけ＜メタン/CO2 分離技術の応用による資源確保＞
天然ガスの確保4.1

高酸性度天然ガス
への応用

分離・回収
したCO2

天然ガス
（LNG、パイプラインガス）
4.2

シェールガスフラク
チャリングへの応用

4.2

EORへの応用

石油の確保
石油＜水素/CO2 分離技術の応用による資源有効活用＞
天然ガス

精製

4.3

化石燃料由来の水素エネルギーへの応用

水素社会（ 燃料電池自動車等）

4.4

化石燃料ガス化への応用

高効率発電（ 水素利用）

軽質油（LPG、ナフサ等）

石油
重質油（石油残渣、アスファルト等）

石炭
分離・回収
したCO2

2.2

炭酸ガス利用・貯留等

炭酸ガスマネジメントの要素技術

本報告書の第 3 章では、炭酸ガスマネジメントの主要な要素技術のうち炭酸ガス分離技術を中心に調査報告がなされている。ここでは、炭酸ガスマネジメント技術とその要素技術について整理する。
全ての天然ガスはガス井から高温高圧で自噴した段階で水、高沸炭化水素（コンデンセート）や、炭酸
ガス、硫化水素や他の硫黄化合物を含んでおり、多段階の分離、精製工程を経て、パイプライン輸送ま
たは LNG として市場に供給される。天然ガスは一般的には、図表 2-2 に示すようなプロセスで処理され、炭酸ガスを含む不純物を除去し、クリーンなエネルギーとして製品化される。石炭・石油残渣由来ガスも高濃度の CO2 を含むため、類似の分離プロセスが必要である。
炭酸ガスマネジメントの観点から見ると、これらの工程のうち、炭酸ガス分離工程、炭酸ガス移送・輸送工程、炭酸ガス貯留工程が主要な要素技術である。

7

図表 2-2 燃料ガスの精製工程及び炭酸ガスマネジメントの要素技術

天然ガス・
軽質油（LPG等）

石炭・石油残渣

水蒸気改質

ガス化 ＋
（脱窒・脱硫）＋水性ガスシフト

炭酸ガス分離高度精製

・湿式化学吸収法
・湿式物理吸収法
・吸着分離法
・膜分離法

高純度水素（FCV、化学原料）

IGCCガス
タービン燃料（CO2フリー水素）（CO2/H2分離）
酸素・水蒸気
炭酸ガス

炭酸ガス

昇圧・輸送

利用・貯留

炭酸ガス輸送は、パイプラインまたは専用容器等により実施されるが、炭酸ガスの使用形態に応じて状態調節することが容易であり、対応する輸送方法が確立されているため、技術的に大きな課題は無い。
配管、設備等の腐食対策で、酸性ガスの分離品質が課題となる。
炭酸ガス貯留の主要な手法として、海外では米国やカナダを中心に EOR や枯渇油・ガス層貯留が実用化されている。また、帯水層貯留についてもノルウェーやアルジェリアで大規模な実績が少なくとも 3
件ある。日本でも苫小牧において大規模実証試験が実施されているとともに、安全性評価技術等の開発が進められている。
上述のように、炭酸ガスマネジメントのプロセスは炭酸ガスの分離・回収、昇圧、貯留地までの輸送と貯留の工程で構成される。地球環境産業技術研究機構（RITE）は、石炭火力発電の煙道ガスからのCO2 回収・貯留（CCS, Carbon Capture & Storage）のモデルで、これらの工程別コストを分析している。
天然ガス系の経済性評価は実施されていないが、類似技術として参考になるので例として図表 2-3 に示す。石炭火力発電所の煙道ガスを対象とした CCS の場合、既存技術では CO2 分離・回収コストが全体

8

の 40～50％を占めている。海外では輸送コスト、貯留コストとも半分程度と解析されており、CO2 の分離コストの比率が一層高いと推定される。天然ガス開発は海外で実施されることから CO2 の分離コストの低減が特に重要となり、CO2 の分離技術高効率化の必要性が指摘されてきた。
図表 2-3 現状技術での日本における石炭火力発電所煙道ガス CCS コスト分析

新プラント
分離
昇圧
輸送
貯留
既存プラント

0

20

40

60

80

100

コス ト比率 (%)

注）回収：1Mt-CO2/y、輸送距離：20km、圧力：7MPa、地下注入方法：ERD（大偏距掘削）、地下注入量：0.1Mt-CO2/y/well
出典：http://gcep.stanford.edu/pdfs/bTzhgdNEg5xnCbry-3SZEw/ShingoKazama_web.pdf
RITE（風間伸吾氏）発表、既存プラントは設備改造費を含む。

2.3

炭酸ガス分離が必要な資源

炭酸ガス等の酸性ガスを分離しクリーン燃料化する対象として第一に、開発の遅れている酸性ガス濃度の高い天然ガス資源がある。世界の天然ガスの確認埋蔵量の約 40％は高酸性度ガス（2,576 Tcf ≒72 Tcm）であるとの報告3) がある。図表 2-4 に示すように東南アジア地域には CO2 濃度が 10％以上の天然ガス資源が多く分布している。炭酸ガス濃度が低いガス田の開発は進んでいるが、その濃度が高くなると、分離・精製によりパイプラインで供給可能な品質規格（CO2 2％以下、H2S 4ppm 以下）4) を達成するのが技術的にも経済的にも困難となるため、開発されていないケースも少なくない。
これ以外に CO2 による EOR、CO2 フラクチャリングによるシェールガスが対象として想定される。

3)
4)

JOGMEC 「ショートする天然ガス供給－急務となっているサワーガス開発の現状－」(2009)
Interstate Natural Gas-Quality Specifications & Interchangeability, CEE, Univ. Texas, Austin,
http://www.beg.utexas.edu

9図表 2-4 世界の高酸性度天然ガス埋蔵量分布（1 Tcf ≒ 0.028 Tcm）

石炭、石油残渣、ペトロコークスなどのガス化で得られる IGCC（ガス化複合発電）用燃料ガスは CO2
濃度が高く、ガスタービンでの燃焼効率の低下要因となる。さらに、CO を多く含むため燃焼で多量のCO2 を発生する。したがって、水性ガスシフト反応（WGS, Water gas shift reaction））で CO を H2 と CO2に転換し、CO2 を燃焼前に水素と分離するのが望ましい。図表 2-5 に典型的な合成ガス及び WGS 後のガスの組成を示した。CO2 濃度は WGS 反応後で 30～40％であり、その効率的除去には技術的ブレー
クスルーが求められる。
図表 2-5 石炭資源等から得られる合成ガス及び水性ガスシフト後のガス組成例（vol％）Gas
Syngas

ガス化原料
天然ガス

H2
61.1

CO
35.0

CH4
0.3

Ar + N2
1.0

減圧残渣油

45.0

46.5

0.3

1.2

CO2
H2S + COS 備考
2.6
0.0
7.1

1.0

33.0
55.0
0.0
0.6
11.0
0.3
石炭
天然ガス
71.4
0.0
0.0
0.7
27.9
0.0 計算値
減圧残渣油
65.4
0.0
0.0
0.8
33.8
0.0 計算値
石炭
60.8
0.0
0.0
0.4
38.7
0.0 計算値
注）WGS：水性ガスシフト、NH3, CH3NH2, ピリジン等の窒素化合物も副生し、前処理段階で硫酸吸収により除去する。
出典）加藤順、小林博行、村田義男編、C1 化学工業技術集成、サイエンスフォーラム（1981）など
WGS 後

10

3． 主要な酸性ガス分離法とその比較
3.1

酸性ガスの分離技術の概要

酸性ガス成分である炭酸ガスや硫化水素などの硫黄化合物の分離技術は、20 世紀に基礎が確立されている。アンモニア合成（Haber-Bosch 法）プロセスが開発され、当初電解法水素で開始されたアンモニア合成も急速に石炭原料法水素に転換された。メタノール合成、炭化水素合成工業が本格化した 20
世紀前半には一応技術的に完成したが、硫黄被毒を受け易い銅系触媒によるメタノール合成（ICI 低圧法）が稼働開始できたのはさらに高度の脱硫技術が確立できた 1960 年代である。また合成ガスからの炭化水素合成（Fischer-Tropsch 反応）において鉄系触媒から高活性で低圧合成が可能なコバルト系触媒に転換されたのは合成ガスの高度脱硫精製技術が確立された 1990 年代に入ってからであった。
こうした化学産業ガスの中で、炭酸ガス、硫化水素などの酸性ガスの除去には、当初から炭酸カリウ
ム水溶液による吸収法（Benfield 法など）が採用されたが、処理するガス量の規模拡大に対応して、吸収速度、再生速度、除去効率の向上やエネルギー原単位の削減などが求められるようになった。アルカ
ノールアミン系が開発され、特に硫化水素の除去効率を高めるのに成功した。石油系燃料油の深度、超深度脱硫が要請され、これに伴い、水素化脱硫触媒の性能向上とともに、硫化水素の分解技術（Claus法など）が高度化、環境排出削減技術が 1980 年代以降、進展した。低温、高圧で行われる湿式物理吸収法はクリーンな合成ガスの製造と分離コストの低減に寄与した。一方地球環境保全を目的とする炭酸ガス回収・貯留（CCS）技術の一環で、煙道ガスからの大規模な CO2 分離が試みられるようになり、アルカノールアミン水溶液を用いた湿式化学吸収法を中心に試験が開始されてきた。しかし数十万 kW レベ
ルの大型石炭火力発電などに適用するには、設備コスト、エネルギー原単位と分離コストが無視できな
い規模となり、経済性が CCS 実現の大きな課題となることが明らかになってきた。酸素燃焼法などを含め、新しい高効率の炭酸ガス分離技術開発が進められているが、理想的には燃料のカーボンフリー化
や、燃料の高濃度 CO2 を燃焼前に分離する方法が有効である。
天然ガス、水素ガスから酸性ガスを分離する方法としては、これまで図表 3-1 に示すような技術が開発され、それぞれの特徴を見極めて採用されている。多種類のプロセスを事業化している UOP（Honeywell）のこれまでのライセンス件数を併記したが、歴史のある Benfield 法（湿式化学吸収）の受注件数が多いことがわかる。これらの技術を以下に説明するとともに、高酸性ガス濃度の天然ガス分野、
水素ガス分野での現状と課題を検討する。

11

図表 3-1 天然ガス、水素ガスからの酸性ガス分離に使用される既存の技術
酸性ガス
分離法
原 理

膜分離法

湿式吸収法

吸着分離法

・化学反応または溶解度 ・平衡吸着容量または吸(CO2 >> CH4, H2）
着速度（CO2 >> H2)
・吸収成分を低圧フラッシ
ュや加熱
・圧力や温度のスイングで吸脱着採用実績 ・天然ガスでは CO2 の分離 ・天然ガス、石炭・石油残 ・天然ガスの酸性ガス分
離では Molecular Gate
渣由来ガスでは化学吸濃縮向け法（Engelhard/Guild）
収法、物理吸収法が普（粗分離に止まる）
・合成ガスからの酸性ガ
及している・石炭・石油残渣由来ガス
・天然ガスではパイプライ ス分離で PSA 法が普向けで実証段階
及、一段で高純度水素
ン規格達成可能（粗分離に止まる）
製造可
吸着剤
・湿式化学吸収法
具体例
・高分子膜
・ゼオライト（13X、4A な・天然ガス向け：酢酸セルロ Benfield 法、aMDEAース（Separex、Cynara)、 法、BASF OASE 法など ど）・活性炭、分子篩炭・湿式物理吸収法
ポリイミド（MEDAL）など
Selexol 法、Purisol 法、・CO2/H2 分離
Rectisol 法など（特殊ポリマーと推定）
・無機膜、ゼオライト膜が開発段階
ライセンス UOP-Separex 130 件以 UOP Benfield 700 件 UOP-PSA、Polybed
system 540 件以上
上以上
実績数
UOP Selexol
100 件
以上
（UOP）
・膜内透過係数（CO2＞CH4）（CO2＞H2)・圧力を利用して膜透過分
離

深冷分離法
・沸点差（N2, CH4, CO2）
・分別凝縮及び凝縮成分の蒸留分離

・天然ガスの酸性ガス分離で実証試験
（ExxonMobil CFZ)
・NGL、LPG 分離では一
般的・石炭・石油残渣由来ガス
では限定的
・天然ガス向けで
Ryan-Holmes 法など
・IGCC ガスからの CO2
分離検討例あり（SINTEF Energy
Research, 2011)

・LNG プラント建設実績
多数、但し酸性ガス分離
法は湿式化学吸収法+ Merox + Mol Sieve 脱水であり、深冷分離ではない

注：対象となる水素ガスは、石炭・石油残渣由来ガスの水性ガスシフトで得られる高濃度 CO2 を含む水素である

3.2

膜分離法

(1) 既存型の高分子膜
既存型の高分子膜を用いた膜分離法は天然ガス中の CO2 分離手段として大規模に使用されている。
Separex、Cynara、W R Grace などが技術を開発し、事業を拡大してきており、現在までに 100 万
Nm3/h 前後の大型設備を建設した実績がある。従来の高分子膜はいずれも酢酸セルロース製のスパイ
ラ ル ま た は 中 空 糸 膜 で あ る 。 そ の 後 、 ポ リ イ ミ ド 膜 （ Air Liquide, Medal ） 、 フ ッ 素 樹 脂 系 複 合 膜（ABB/MTR）が上市されている。図表 3-2 に天然ガス精製で従来使用されている高分子分離膜と性能
実績を整理した。
代表的な天然ガス用 CO2 分離膜（酢酸セルロース膜）の天然ガス処理実績は、CO2 濃度 5％の天然ガスを処理することにより製品の CO2 濃度は 2.5％に低減している。CO2 濃度 10％では 3％、CO2 濃度
50％では処理後でも 30％であった。その後に開発されたポリイミド膜では CO2 濃度 18％の天然ガスの処理で 3％、フッ素樹脂系分離膜では CO2 濃度 60％から 8％までの低減実績を発表しており、高分子
膜の性能は改善されてきているが、いずれもパイプライン規格（CO2 2％以下）には到達していない。既存の高分子膜分離技術の限界を示している。酢酸セルロース膜では、供給ガス中の CO2 濃度が高くな
ると、CO2/CH4 選択率も大幅に低下するという報告もあり、既存の高分子膜技術は高 CO2 濃度の天然ガスには適用しにくいといえる。
12

海洋ガス田開発用の浮体プラント（FPSO、FLNG）では湿式吸収法が採用できないので、UOP は既存の高分子分離膜を CO2 分離に採用 5) 、普及しており、その重要性は高まっている。CO2 透過率、
CO2/CH4 選択率のより高い分離膜の開発が望まれている。
図表 3-2 天然ガスの精製に使用される高分子分離膜と性能実績
UOP SeparexTM
事業
分離膜

設備能力
分離性能
分離例

歴史

Cynara Membranes-Dow Chemical

天然ガス向けで 130 件以上採用実績
Cellulose acetate 非対称複合膜,
スパイラル巻型（Separex 開発の分離膜）

陸上、海洋天然ガスで採用実績多数
Cellulose triacetate 非対称膜,
中空糸膜
16 inch, 30 inch 直径×1.7 m 長（Dow
Chemical が製造担当）（CO2, 炭化水素への耐性が大、液体
HC も可）
最大 980 MMscfd（115 万 Nm3/h) (2009） 最大 700 MMscfd（82.5 万 Nm3/h）
不明
CO2/CH4 透過速度比 50
・CO2 高濃度で CO2/CH4 選択率低下
・CO2 高濃度で CO2/CH4 選択率低下
・CO2 5％ to 2.5％ (Spain, 2009)
・CO2 50％ to 30％ (10 万 Nm3/h,
H2S 50ppm to 10.4ppm （Scavenger 処 3MPa, 21℃）
理後)
透過ガス CO2 90％（EOR 向け）、
製品ガス CO2 30％、湿式化学吸収に供給
・CO2 8％ to 2％ (Texas, 41MPa、1998？)
CH4 Loss 7％（一段）透過ガス水分 3Lb/MMscf
・CO2 10％ to 3％ (Texas, 45MPa, 1998?)
CH4 Loss 0.5％（二段）
1998 年に UOP は Amine GuardTM、1983 年に Cynara Membrane Systems
SelexolTM を買収、天然ガス精製事業強化 （NATCO Group）が第一号機納入
1994 年に Hoechst Celanese Corｐから膜事業買収, 2009 年に W R Grace & Co から膜事業買収
2009 年 Separex FPSO を開発
2011 年に蘭 Twister BV と天然ガス技術で提携
2012 年に Thomas Russell Co と業務提携

Air Liquide, ABB/MTR
MEDALTM
Polyimide,
中空糸膜

Perfluoro polymers silicone
rubber, 多孔質基盤上に非多孔質分離層（0.2-2.0μm）形成、ス
パイラル巻複合膜

20m2、50m2 スキッドあり
CO2 分離用 CO2, N2, C3+HC 分離用
・CO2 18％ Z-TopTM CO2/CH4 分離用
to 3％・60％ CO2 to 8％、＞90％CO2
ガスを分離、焼却または再注入(13 万
Nm3/h、豪)P-TopTM H2S/CH4 分離用
・H2S 3,400ppm to 40ppm
NitroSepTM N2/CH4 分離用・MTR: Membrane Technology
and Research Inc 膜及びシステ
ム開発
・ABB-Randall Gas Technologiesと MTR が提携

膜による分離法は、微細細孔を通過する分子の拡散速度の差を利用する膜、分子が膜に溶解・拡散するための親和性や拡散速度差を利用する膜、分子篩効果を利用する膜などに大別される。高分子系の他、無機系、両者を含むハイブリッド系など、多くの分離膜が検討されてきた。
多様な既存高分子分離膜の CO2 分離性能を図表 3-3 に示した。この図は Robeson プロット（膜厚 10μm を仮定）と呼ばれるもので、透過率を x 軸、二成分の透過速度比（理想的分離選択性に相当）を y
軸で分離膜性能を表示している。これまでに報告された種々の既存高分子分離膜が図中で小点として示され、またその最高レベルを結んだ直線が既存高分子分離膜の到達限界（Upper bound）を示している。分離膜性能としては、右上ほど透過率、選択率が高く、優れている。UOP の実用化膜（SeparexTM）の性能を図表 3-3 上にプロットした。選択率は 30 であるが、炭酸ガスが高濃度域では 20 以下に低下する。この膜でも、炭酸ガス濃度の高い天然ガスを処理するケースでは透過率、選択率とも必ずしも充分
ではない。
5)

Joy LeePree, Chemical Engineering, 2012/02, p1713

図表 3-3 既存高分子分離膜と高性能ゼオライト分離膜の CO2/CH4 分離性能

GPU：1×10-6(STP)cm3/cm2･s･cmHg, 10-7mol/(m2sPa) = 299 GPU■：天然ガス用実用化高分子膜●：高性能新規ゼオライト膜、50℃ （特開 2012-66242）
出典：三菱化学テクノリサーチ

なお、天然ガスを想定した CO2/CH4 系の混合ガスの膜分離を行った場合の、CO2/CH4 分離の選択性（α）をパラメータとして、原料（Retentate）メタン純度と製品(Permeate)メタン純度の関係を試算した結果を図表 3-4 に示した。分離性能は原料側、製品側の圧力比（Pr）に大きく依存するが、原料側のCO2/CH4 = 50/50（CH4 モル分率 = 0.5）の場合でも α が 100 以上であれば 98％以上の高純度 CH4を得ることができることを示している。図表 3-3 ではこの目標ラインも示した。

14

図表 3-4 CO2/CH4 膜分離性能と原料、製品純度の関係
1.00

1.00
0.90

0.98

Permeate CH4 mol fraction

Permeate CH4 mol fraction

0.80
0.70
0.60
0.50
0.40
Pr 0.200
0.30

Alpha 3.5
Alpha 100.20

Alpha 35

0.10

0.96

0.94
Pr 0.200
Alpha 3.5
Alpha 100.92

Alpha 35

Alpha 100

Alpha 100

Alpha 350

Alpha 350
Alpha 1000

Alpha 1000

0.00

0.90
0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

Retentate CH4 mol fraction

0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00

Retentate CH4 mol fraction

出典： 三菱化学テクノリサーチ(2) 新規分離膜
最近見いだされた高性能ゼオライト膜の、CO2/CH4 系における CO2 分離性能を図表 3-3 上にプロット
すると、SAPO-34、DDR、MSM-1 等のゼオライト膜は種々の既存高分子膜のいずれよりも桁違いに優れている。特に国内化学企業が開発中の MSM-1 膜は、CO2 の透過速度が従来の高分子膜の 10 倍以上と格段に大きく、併せて CH4 から高い選択率で CO2 を分離できる。膜性能の目標として、CO2 濃度
50％という非常に高濃度のガス混合物からでも一段処理で 2％以下に下げ得る選択性としておよそ 100
以上、CO2 透過性は、米国の分離膜専門会社 MTR（Membrane Technology Research Inc.）が目標としている 1,000 GPU を超えることと設定すると、開発初期段階にある MSM-1 はこれを凌駕している。
ゼオライト膜の製造は難度が高く、多くは実験室規模の研究に止まっている。その中で MSM-1 ゼオラ
イト膜は開発初期段階に至っており、この分野で注目される。CO2/H2 系の分離にも応用し得る見込みである。
国内ベンチャー企業の新規高分子膜は、CO2/H2 系において既存の高分子膜に比較して CO2 透過率、
CO2/H2 選択率がかなり高い。膜分離性能を図表 3-5 の CO2/H2 系の Robeson プロットに示す。新規高分子膜は CO2/CH4 系の分離にも有効とされるが、CO2/H2 系を優先して研究中であり、平成 20 年度から 24 年度まで新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）の委託事業として開発されている。また
米国では複数の企業、研究機関が IGCC 用燃料ガスからの CO2 膜分離を検討しており、MTR などが高分子スパイラル複合膜モジュールを発表し、すでに商業規模での利用が可能な体制を整えている。
MTR の膜分離性能を図表 3-5 にプロットしたが、透過率は大きいものの選択率が必ずしも高くない。

15

図表 3-5 既存高分子分離膜と新規高分子膜の CO2/H2 分離性能
1000

新規高分子膜100

IGCC用実証膜
101

GPU：1×10-6(STP)cm3/cm2･s･cmHg,-72
10 mol/(m sPa) = 299 GPU
0.1●：新規高分子膜、160℃（WO2009/093666）■: IGCC 用実証膜、(US 2013/05840)

0.01

10000

1000

100

10

1

0.1

0.01

0.001

0.00010.00001

0.000001

0.0000001

CO2 permeability (GPU)

出典： 三菱化学テクノリサーチ

天然ガスを想定した CO2/CH4 の系において、ゼオライト膜と既存の高分子膜との CO2/CH4 分離性能を比較すると、図表 3-6 のように整理できる。即ちゼオライト膜は既存の高分子膜よりも CO2 透過性が非常に高く、また CO2/CH4 分離の選択性も充分に高い。DDR、SAPO、MSM-1 の 3 種類のゼオライトの比較では、MSM-1 の性能が秀でている。

16

図表 3-6 既存の高分子膜と比較したゼオライト膜の優位性
Large membrane
area is required

Insufficient
Separation

Low
Stability
Zeolite Membrane

Polymer
Membrane

DDR

CO2 Permeability－

CO2/CH4 Separation
Selectivity
Stability

SAPO *2

MSM-1

○

○

◎

－

◎

○

◎

Thermal

－

○

○

○

Water

－

○

－

○

Chemical

－

○

－

○

*1 DDR: Deca-Dodecasil 3R*1◎: Excellent○: Good

Small Membrane
area

Improved
Separation
Good
Stability－: Fair*2 SAPO: Silico-Alumino-Phosphate

出典：JOGMEC

図表 3-7 には、ゼオライト分離膜のポテンシャルと課題を示した。炭酸ガス分離性能の高いゼオライト膜が見出されたといえども、実用化までには解決すべき課題がまだ残されている。
図表 3-7 炭酸ガスマネジメントの視点でのゼオライト分離膜の得失比較
利 点、ポテンシャル
CO2 透過性が高分子膜より高い
高温での安定性が高く、苛酷な環境条件にも耐性がある
高い圧力差に耐える
膜汚染後も洗浄が容易である
課
題
大量生産技術は今後の課題である
温度勾配による割れなど、脆弱性がある
モジュール容積に対する有効分離面積の比が小さい

3.3

湿式吸収法

合成ガス、天然ガス分野で湿式吸収法が多数採用されている。多段トレーのガス吸収塔で吸収溶媒、酸性ガスを向流接触し、化学吸収法ではアルカリ、アミンとの中和反応で、また物理吸収法では溶媒への溶解度差を利用して酸性ガス成分を液中に捕捉する方法である。吸収液は加熱法、減圧フラッシュ法などで酸性成分を除去し、再生する。アミン再生促進剤の使用（aMDEA、New Benfield など）でエネル
ギー効率が高まった。技術的完成度は高い。
化学吸収法、物理吸収法を比較して図表 3-8 に示す。

17

図表 3-8 化学吸収法、物理吸収法の比較
項 目
アルカノールアミン

化学吸収
無機炭酸塩

MEA, DEA, DGA, MDEA, DIPA
吸収剤
CO2 吸収機構 化学反応
RNH2 + CO2 + H2O → RNH3+ +HCO3操作圧力条件 操作圧力依存性はない
煙道ガス等低圧ガスにも適用可能
操作温度範囲 37 - 204℃
吸収剤再生法 加熱ストリッピング

物理吸収

K2CO3, K2CO3-MEA, K2CO3-DEA
化学反応
K2CO3 + CO2 + H2O → 2 KHCO3

Selexol, Rectisol, Purisol
物理的溶解

1.3 MPa 以上

1.3～6 MPa

93 - 121℃
ストリッピング

室温付近
フラッシュ、リボイラ、蒸気ス
トリッピング
圧力が基本
H2S がやや選択的に分離

変動因子
温度が基本
温度、圧力の双方、圧力が主
CO2/H2S 選択 MDEA は H2S 選択性あり、H2S がやや選択的に分離性
他のアミンにはない
CO2 規格達成 可能
可能
可能
用役コスト
高い
中間的
低い～中間的出典：Natural Gas Purification Technologies- Major Advances for CO2 Separation and Future Directions

化学吸収法、物理吸収法の例と特徴を図表 3-9 に示す。
図表 3-9 代表的な湿式吸収プロセスの例
種類
吸収剤（水溶液）
プロセス名
吸収ガス
吸収反応

備考

種類
吸収剤（水溶液）
プロセス名
吸収ガス
吸収反応

備考

Natural gas, H2
アミン（MDEA） + 促進剤（Piperazine)
BASF OASEaMDEA 溶媒と推定、促進剤 Piperazine を使用
CO2, H2S, COS, R-SH
化学吸収
R2MeN + H2O + CO2 → R2MeNHHCO3
R2MeN + H2S → R2MeNHHS
R : -CH2CH2OH、MDEA: methyl diethanolamine
3- 30bar、30～70℃、天然ガスなど、高濃度 H2S（～50％、H2S > CO2）の除去性能に優れる
BASF
US8476475 (2013/07/02)、US7749309 (2010/07/06)、US7481988 (2009/01/27)
US7004997 (2006/02/28)、US4336233 (1982/06/22)
高温ガスに対してはより熱安定性の高いアミン、安定剤の使用などを提案している。
OASE、aMDEA プロセスは世界で 300 件以上稼働または建設中、1971 年に BASF プラントで採用、1982 年からライセンス開始。BASF/TOYO が共同開発（1984 年）、現在は日揮と提携、国内で10 件以上稼働。合成ガス、煙道ガス（CO2）にも対応。
Natural gas, H2
30％K2CO3 + 2～6％アミン(MDEA, DEA, Piperazine)
Benfield
New Benfield
CO2, H2S
化学吸収
K2CO3 + CO2 + H2O → 2 KHCO3
K2CO3 + H2S → KHCO3 + KHS
Union Carbide Co、Abu Dhabi LNG の天然ガス精製で Benfield HiPure プロセスなど、工業実績
大、低腐食性。aMDEA 法と直列につなぐ二段階法も採用されている。
・CO2, H2S をともに高度吸収
Activator の効果は、Adv Mech Eng Appl(AMEA) Vol 3, No 2 (2013) p299-303 に紹介あり。有機
アミン系と同様、ピペラジン化合物が有効、溶媒再生を促進、天然ガス精製で有効。

18

種類
吸収剤（水溶液）

プロセス名

吸収ガス
吸収反応

備考

Natural gas, H2
ポリエチレングルコールジメチルエーテル（CH3O(CH2OCH2)nOCH3, n = 2～9)
DEPG: Dimethyl Ether of Polyethylne Glycol
Selexol
Coastal AGR
Genosorb
CO2, H2S, R-SH
物理吸収、幅広い温度で使用可能
・H2S 除去性能に特に優れる。CO2 高度除去は二段階で対応 (Bulk acid gas removal)
・ストリッピング、フラッシュ法などで放出、溶媒再生
Applied Chemical Corp が技術開発（1960 年代）、現在のライセンサーは UOP/Dow Chemical
Co, Dow Oil & Gas、Coastal Chemical Co、Clariant GmbH1965 年に最初のプラント（NH3）、これまでに 100 プラント以上、石炭ガスで 3、多くが天然ガス、合成ガスに適用。

湿式化学吸収法の得失を膜分離法と比較して、図表 3-10 に示す。
図表 3-10 湿式化学吸収法と膜分離法（既存高分子膜）の比較
比較項目
分離特性

炭化水素回収率
CO2 スペック
H2S スペック

運転操作性

運転操作性
操作習熟性

設備能力
高酸性度
の影響

その他特性

設備関連事項3.4

エネルギー負荷
運転コスト
維持コスト
環境負荷
製品の脱水
建設期間
オンサイト工事期間
前処理コスト
循環圧縮
耐久性

湿式化学吸収法（アミン吸収法）
回収率は高く、ロスは少ない
水素、天然ガスとも容易（2％以下）
合成ガス、天然ガスとも容易（4ppm
以下）
完成度が高い高度な技術になる
天然ガス 75 万 Nm3/h が稼働
吸収、アミン再生のエネルギー負荷が増大、エネルギー効率低下
効率低下はしても分離自体に支障はない
中間的～高負荷
中間的
低コスト～中間的
中間的
製品は水飽和、脱水が必要
大型設備では建設期間が長くなる
長期
低い
不要
長期運転実績あり

膜分離法（既存高分子膜）
回収率は原料、操作条件などに依存
困難（2％以下にする技術はなお開発段階）
通常達成は困難
自動化が進んでいる
ほぼメンテナンスフリーの運転が可能
天然ガスでは 115 万 Nm3/h が稼働
天然ガスでは高酸性度で分離膜選択率が低下する
高酸性度でも分離性能低下が小さい分離膜が開発されているが、性能自体は低い
低負荷～中間的
低コスト～中間的
再圧縮不要の場合は低コスト
低負荷
製品は乾燥しているモジュール化が進み、建設期間が短い
スキッドマウント化で短期低コスト～中間的条件により必要となる
長期運転実績あり

吸着分離法

吸着分離法は吸着しやすい極性分子を高比表面積の多孔質固体中に選択的に物理吸着し、除去する技術であり、気体中の除湿などでは汎用性の高い技術である。天然ガスや水素中の CO2 を選択的に除去するには、分子径（Kinetic Diameter、図表 3-11）の相違を利用し、分子篩効果のあるゼオライトを
吸 着 剤 に 使 用 し て 除 去 対 象 成 分 の み を 吸 着 固 定 す る 方 法 が 採 用 さ れ る 。 例 え ば CO2 （ Kinetic
Diameter 2.8A）と CH4（同 4.0A）の混合物は、その中間の細孔径を持つ K-A 型ゼオライト（細孔直径が3.0A）等で CO2 を選択的に吸着できる。一方、H2（Kinetic Diameter 2.4A）との分離では、適切な細孔径を有する分子篩が見いだされていないが、分子径の小さい H2 は殆ど全ての吸着剤に吸着されないの19

で、被分離成分を全て吸着できる分子篩を用いることにより精製できる。減圧、加温などで被吸着物質を脱着し、再生する。
図表 3-11 吸着特性、膜分離特性を支配する関連する分子の Kinetic Diameter
Kinetic
Diameter (A)

H2

CO

CO2

N2

H2O

H2S

CH4

C2H6

2.4

2.8

2.8

3.0

3.2

3.6

4.0

4.4

天然ガスの主成分である CH4 と CO2 の吸着分離に限ると、吸着法を実用化した例は Engelbard/
Guild の Molecular Gate 法のみであり限定的である。Carbon Molecular Sieve（CMS）を吸着剤に使用して、通常採用される平衡吸着容量の差でなく吸着速度の差を利用する分離方式が、米国で CH4 50～
65%/CO2 35～50%/ N2 trace の組成の天然ガスの処理で採用（90％CH4 回収、製品純度 87～89％）
されている。しかしこの方法では天然ガスのパイプライン品質（CO2 2％以下）を達成できない。一方合成
ガスからの酸性ガス分離では水素自体は非吸着種であり、PSA 法が主要な脱離技術となる。吸着分離
プロセスは、物理吸収法と同様、高圧ほど吸着量、吸着速度が増大するため有利となる。ただし、CO2の放出後は常圧となり、再度昇圧する必要がある。
吸 着 剤 の 再 生 は TSA （ Thermal Swing Adsorption ） 、 PSA （ Pressure Swing Adsorption ） 、
Displacement Desorption などが採用される。それらの利点、欠点を図表 3-12 に比較した。水素精製では、PSA 吸着分離法が多数採用されており、現存で最大のシステムは 25 万 Nm3/h 程度である。吸着剤を充填した複数（通常 4～10 塔）の塔を多数のバルブの自動切り替えで吸着、脱着を分単位でくりか
えし、操作する。高圧のガスほど吸着速度の面で有利であり、エネルギー負荷も小さい。高速切り替え方式が開発され、処理能力が向上している。
吸着分離法を膜分離法と比較すると、図表 3-13 のようになる。
図表 3-12 吸着分離法における脱離法とその得失比較
吸着分離法
TSA
（Thermal Swing）
PSA（Pressure Swing）
Displacement Swing

利点
・強吸着性成分の分離が小さな温度差で可能
・気相、液相で使用可能
・脱離成分が高純度で回収される・弱吸着種の分離に有効・高純度で吸着種が回収される
・高速サイクル操作が可能、吸着剤有効利用
・強吸着種の脱離に有効
・脱離時の熱分解等を抑制・吸着剤の熱劣化を抑制

20

欠点・吸着剤の熱劣化
・熱負荷でエネルギー損失がある
・吸着剤性能を 100％使用しない
・脱離成分の純度はやや低い
・熱負荷よりも動力負荷に注意
・吸着剤性能を 100％使用しない・生成物の分離・回収に負荷（脱離剤の選択が重要）

図表 3-13 吸着分離法と膜分離法（既存高分子膜）の比較
比較項目
分離特性

吸着分離法
膜分離法（既存高分子膜）
・CO2/H2 混合ガスからの中の水素分離特性は良 ・天然ガス中の CO2 分離が普及、ただし高度
好、99.99％以上の高純度が達成される
分離はできていない
・天然ガスのような多成分系では適用は限定的
・水素中の CO2 の膜分離例はない

運転操作性

・ポリベッド、完全自動化されている・PSA、TSA、Displacement 再生などの手法がある
・H2/CO2 系で 25 万 Nm3/h の実績
・合成ガス中の水素分離回収は良好

設備能力
製品回収率
高酸性度の影響CO2 スペック
エネルギー負荷
耐久性

3.5

・ほぼメンテナンスフリーの運転が可能

・天然ガス、高分子膜で 115 万 Nm3/h の実績
・現行の天然ガス処理では CO2 側へのロスがある
・吸着容量の関係で PSA 能力が低下
・分離膜による CO2 透過量が一定、低濃度までの除去が困難となる・スペックはないが、製品水素の純度は極めて高 ・天然ガス中の CO2 分離では、CO2 スペック達い成は困難
低負荷～中間的
低負荷～中間的
長期運転実績あり
長期運転実績あり

深冷分離法

深冷分離法は空気分離以外では、天然ガス中のヘリウム、合成ガス中の CO、化学プロセス水素中の不純物の分離などで実用化されている。CO2 の深冷分離は気体混合物を低温（加圧、－20～－40℃程度）で CO2 を液化し蒸留分離する方法であるが、実用化技術はない。天然ガスへの適用は、エタンな
ど NGL 成分の分離が中心である。従来、CO2 は NGL 成分の分離のための冷却過程で固化するため、事前に除去しておく必要があった。ExxonMobil は温度・圧力の厳密な制御により、CO2 を選択的に液化し分離する技術を実証試験で開発中である。高酸性度天然ガスの処理法として、選択肢となり得る。一方分離される液化 CO2 の純度は高く、パイプライン輸送や直接貯留が可能となる。
深冷分離法は冷却に多くのエネルギーを消費するが、NGL 成分の分離のための必須工程であり、
CO2 分離手段としては可能性がある。深冷分離法と膜分離法の特徴を比較して図表 3-14 に示した。
図表 3-14 深冷分離法と膜分離法（既存高分子膜）の比較
比較項目
分離特性

製品回収率

深冷分離法
・天然ガスで、深冷分離による CO2 分離の実証試験例がある（ExxonMobil, CFZTM, 2011-12）・合成ガス中の CO2、CO を深冷分離するプロセスが稼働しているが、一般的ではない
・圧縮、蒸留など、習熟度が必要
・低温熱源の存在、LNG プラントの隣接などで有利となる・高純度、高収率が達成可能

高酸性度の影響・対応は可能であるがエネルギー負荷が増大

CO2 スペック・CO2 スペックは達成可能エネルギー負荷
耐久性

・大負荷
長期運転実績あり

運転操作性
設備能力

21

膜分離法（既存高分子膜）
・天然ガス中の CO2 分離が普及、ただし高度分
離はできていない
・水素中の CO2 の膜分離例はない
・ほぼメンテナンスフリーの運転が可能
・天然ガス、高分子膜で 115 万 Nm3/h の実績
・現行の天然ガス処理では CO2 側へのロスがある
・膜分離による CO2 透過量が一定、低濃度までの除去が困難となる
・天然ガス中の CO2 分離では、CO2 スペック達成は困難
低負荷～中間的
長期運転実績あり

3.6

分離法のまとめ(1) 既存型の分離法
CO2、H2S などの酸性ガスを含む天然ガスや化学原料用合成ガスの処理では Benfield 法などの湿式吸収法に始まり、分離効率、エネルギー効率、コスト競争力の向上を目指して多くの技術が開発され、またそれぞれが改良されてきた。工業レベルで採用されてきた分離・精製技術は、主不純物が CO2 である
か H2S であるかにもよるが、湿式の化学吸収法、物理吸収法が主流となっている（図表 3-1）。前処理工程で酸性ガスをどの程度除去するのか、そのプロセス、効率とともに、天然ガスの圧力条件が分離手段の選択にとって重要である。さらに設備投資が大きく、大規模なガス田でのみ有利になる技術、逆に中小規模のガス田に適した技術、海洋ガス田で浮体プラント（FPSO、FLNG）に適した技術など、設備特性
上の適性も存在する。
図表 3-15 に天然ガスを対象とした場合の既存の各種 CO2 分離法を比較した。湿式吸収法のうち物理吸収法は高い圧力ほど有利であり、天然ガス等への適用例も多いが、CO2 は常圧で放出・回収されるため、後工程（精製・輸送・貯留）のため昇圧が必要であり、CO2 濃度が高い場合はこれがコストアップ
要因となる。天然ガス中の CO2 分離では湿式吸収法とともに、既存の高分子膜法が採用されている。後者では 100 万 Nm3/h 超の処理能力を持つ大型設備も稼働している。既存の高分子膜では高濃度のCO2 をパイプライン規格（CO2 2%以下）にまで分離・除去することはできないが、この程度の分離性能でも膜分離を前段工程に採用することで次工程の湿式吸収法などの負荷を大幅に低減できるため、普及している。吸着分離では Molecular Gate 法（Engelhard/Guild）が知られており、2010 年には小規模
LNG 設備に採用されたが、CO2 濃度が高い場合、効率が低下する。深冷分離法は実証試験が実施されたが、低温操作が必要であるとともに、精密な運転条件制御が求められ実用化には至っていない。
図表 3-15 既存の天然ガスからの炭酸ガス分離法とその得失
分離法
湿式吸収

特徴
○採用実績が多い○CO2 をほぼ 100％分離可能○高圧力で有利（物理吸収法）

既存分離法

吸着分離
深冷分離

天然ガスへの適用は限定的○建設費は湿式吸収以下○CO2 が液体で得られるので
EOR、CCS に有利●低温操作が必要
膜分離○採用実績が多い（既存の高分子膜） ○設備サイズ・重量とも小さい○設備がシンプルで汎用的○運転経費が低い

新規分離法

膜分離
(ゼオライト膜MSM-1）○同上（採用実績を除く）○分離性能が優れ、1 段で CO2 を分離できる○原料ガスの圧力を利用でき、高圧のガスほど有利

炭酸ガス濃度の高い天然ガスへの適用可能性
エネルギー負荷が大きい（化学吸収法）
設備投資が大きい（化学吸収法）
CO2 を放出後再昇圧する必要がある（物理吸収法）
吸着剤の効率が低下する
CO2 をほぼ 100％分離可能（ExxonMobil、実証試験)

評価
コストアップコストアップ
LNG 化で有効

CO2/CH4 選択率が 30 と低く、不十分（UOP
Separex 膜）
CO2 透過率が小さい(100 GPU)

分離効率
低下
分離性能
不足

CO2/CH4 選択率が 300 以上で充分大きい
CO2 透過率が充分大きい(> 1,000 GPU)
CO2 の昇圧のためのエネルギーを節減可能

期待できる

図表 3-16 に石炭・石油残渣由来ガスを対象とした場合の既存の各種 CO2 分離法を比較した。現状では、IGCC 燃料用に CO2 分離膜が使用されている実績は無いが、2009 年に MTR が CO2 選択性の高い高分子膜モジュール（PolarisTM）を発表、IGCC 向けに実証試験が計画されている。
22

図表 3-16 既存の石炭・石油残渣由来ガスからの炭酸ガス分離法とその得失
分離法
湿式吸収

吸着分離
既存分離法

深冷分離

特徴
○旧式装置での採用実績が多い

炭酸ガス濃度の高い合成ガスへの適用可能性 評価
エネルギー負荷が大きい（化学吸収法）
コストアップ○CO2 をほぼ 100％分離可能

設備投資が大きい（化学吸収法）○高圧力で有利（物理吸収法）

CO2 を再昇圧する必要がある（物理吸収法）○合成ガスからの水素製造で普及 CO2 をほぼ 100％分離可能○一段で高純度水素が得られる○高速 PSA 法で処理能力が向上

高濃度では吸着剤負荷が増大、効率低下
CO2 を再昇圧する必要がある○応用例は限定的○CO2 が液体で得られるので
EOR、CCS に有利●低温熱源が必要

CO2 をほぼ 100％分離可能（Air Liquide)

能率低下

ASU(空気
分離）
併設で有
効

新規分離法

膜分離
IGCC 向け膜分離モジュールが開TM（既存の高分子膜） 発されている（MTR Polaris 膜：実証段階）。

CO2/H2 選択率が 10 で不充分
CO2 透過率が 600GPU レベルでほぼ充分

分離性能
が不足

膜分離
(新規高分子膜（RER)）

CO2/H2 選択率が 500 以上で充分大きい
CO2 透過率が大きい
CO2 の昇圧のためのエネルギーを節減可能

期待できる○設備サイズ・重量とも小さい○設備がシンプルで汎用的○運転経費が低い○分離性能が優れ、1 段で CO2 を分離できる○原料ガスの圧力を利用でき、高圧のガスほど有利(2) 新規分離膜
最近、国内で CO2 を高効率で分離する分離膜が見出された。
国内化学企業が開発した新規ゼオライト膜（MSM-1）は、天然ガスを想定した CO2/CH4 分離においてCO2 の透過速度、選択率とも従来の高分子膜の分離性能をはるかに凌駕している（図表 3-17）。この分
離性能で実用化できれば、試算結果では CO2 濃度を容易にパイプライン規格（CO2 2％以下）まで下げることができる（図表 3-4）と期待され、合理化された精製プロセスによる LNG の日本への輸入も視野に入ってくる。ゼオライト膜は、既存型膜分離法で示した特徴を引き継いでいるとともに、高圧での分離操作が可能であり、圧力を分離速度上昇に利用でき、かつ後工程に必要な昇圧のためのエネルギーの大幅な節減も期待できる。新規ゼオライト膜は、現段階では、まだ CO2 を含む天然ガスでの試験実績はな
いが、天然ガス中の炭酸ガスを分離する方法として有望であり、開発が期待される。
国内ベンチャー企業により、CO2 透過性、CO2/H2 分離選択性の高い新規高分子膜が開発された。新規高分子膜は、CO2/H2 分離で IGCC 向けに開発された MTR PolarisTR 膜よりも高い選択率を示している（図表 3-18）。新規高分子膜も石炭・石油残渣由来ガスによる実ガス試験実績はなく、まだ開発中の段階であるが、IGCC 向けの CO2 分離法として有望である。石炭・石油残渣由来ガスからの CO2 分離により、環境負荷のない水素を高効率に製造することが求められている状況において、新型高分子膜を含め、高性能分離膜の開発が期待される。
日本で芽を出した高効率 CO2 分離膜は、国際的にも画期的に高性能といえるものであり、実用化できれば日本のエネルギーセキュリティー及び産業競争力向上に資する利用価値の非常に大きな技術である。ただし、これらの技術は大きな可能性を有するものの、まだ開発初期段階にあり、実用化に向けて
実ガス試験、大型化、コストダウン等の課題解決が必要である。炭酸ガス高効率分離膜及び分離技術
23

の開発のために、産官学の連携による強力な推進が必要である。
図表 3-17 開発初期段階にある天然ガス用高性能分離膜の CO2 分離性能
1000

新規ゼオライト膜DDR (2010)
CO2＜2%達成性能

高性能化

CO2/CH4 Selectivity

100

SAPO-34 (2006)
天然ガス用
実用高分子膜SAPO-34(2008)

10

1
0.1
1
10
出典:三菱化学テクノリサーチ

100

1000

10000

CO2 Permeability (GPU)

図表 3-18 開発初期段階にある石炭・石油残渣由来ガス用高分子分離膜の CO2 分離性能
1000

新規高分子膜高性能化

CO2/H2 Selectivity

100

10

IGCC用実証膜

既存の高分子膜
（研究中）
1
0.1

1

10

100

CO2 Permeability (GPU)

出典:三菱化学テクノリサーチ

24

1000

10000

4． 炭酸ガスマネジメント技術の可能性と課題
4.1

高酸性度天然ガスへの応用

我が国および世界主要国・地域において将来的に天然ガス需要増が見込まれる中、日本においては天然ガス調達先を現状のアジア・中東のみならず、アフリカやロシアなど広範に求めていくことは重要な課題である。そのためには様々な性状の天然ガス採掘および LNG 化に対応する技術が必要となる。高酸性度天然ガスへ炭酸ガスマネジメント技術を応用していくことは、資源確保の観点から重要な解決策として位置づけられる。

4.1.1

世界の天然ガス需給(1) 世界の天然ガス需要推移と見通し
世界の天然ガス消費量は、図表 4-1 のように 1,436 Bcm6)（1980 年）から 3,176 Bcm（2010 年）へと、
約 30 年間で 2 倍以上に増加してきた。今後も増加は続き、2030 年には 5,000 Bcm を超えるとの見通しである。
地域別には、かつては北米や欧州が消費のほとんどを占めていたが、近年は新興国を中心に消費が増加しており、アジアや中東で大きな増加が見られる。その結果、北米、欧州・ユーラシアの消費シェア
はそれぞれ 1980 年の 44.4%、44.3%から、2012 年の 26.8%、35.6%まで減少した。2010 年のアジア
太平洋、中東の消費シェアは 17.6%、11.9%となっている。
アジア太平洋主要国にフォーカスすると、日本は 24.1 Bcm（1980 年）から 94.5 Bcm（2010 年）と約 4倍に増加しており、伸び率としては地域平均を下回るものの、2008 年までは域内最大の消費量を維持していた。また、中国は 14.3 Bcm（1980 年）から 106.9 Bcm（2010 年）と約 7.5 倍に増加し、2009 年には日本の消費量を上回っている。
図表 4-1 世界各地域の天然ガス消費量の推移（左：世界、右：アジア太平洋主要国）（なお、2020 年以降の韓国は、その他に含まれる）
出典：BP 統計、WEO2013 より三菱総合研究所作成

将来の世界における天然ガス需要見通しとして IEA（(International Energy Agency：国際エネルギー

6)

Bcm：Billion Cubic Meter（10 億立方メートル）25機関）が示したものが図表 4-2 である。天然ガス需要は IEA が想定する 3 つのシナリオ7)のいずれにおいても 2035 年まで伸長していくと考えられており、石油や石炭と比較して需要増加率は大きいと見通される。この背景には、比較的豊富な供給により天然ガスが価格競争力を持ち続けること、低炭素燃料であり環境制約の影響を受けにくいことがある。
図表 4-2IEA による世界の天然ガス需要見通し

出典：IEA World Energy Outlook 2012(2) 天然ガスの確認埋蔵量
世界の天然ガスの確認埋蔵量（proved reserves）は、BP 統計によれば 2012 年時点で約 184 Tcm8)であり、ここ 30 年間で 3 倍近くに増加している。
図表 4-3 は 2012 年までの確認埋蔵量の地域別・主要国別の推移である。地域別にみると、中東の確認埋蔵量が 25 Tcm（1980 年）から 80 Tcm（2012 年）まで約 30 年間で 3 倍以上に増加し、割合も世界の半分近くを占めるようになった。国別にみると、2012 年時点で 5 Tcm 以上の確認埋蔵量を持つ国
は、イラン、ロシア9)、カタールなどの 8 ヶ国である。それ以外は 5 Tcm 以下の国々であるが、小規模ながらも世界的に広く分布することが知られている。
確認埋蔵量が経年的に増加しているのは採掘・生産技術の進化によるものであり、例えばシェールガ
ス開発を可能にした水圧破砕・水平掘削技術は北米の確認埋蔵量増加の要因として重要である。こうした技術開発により、確認埋蔵量は今後も増加すると見込まれている10)。

7)

New Policies : 低炭素社会構築に向けての各国政府が掲げている新たな政策（現在未実施の政策も含む）が、将来に全て実施されることを想定したシナリオ
Current Policies: 現行の政策で実施されているもの以外、低炭素政策を新たに追加しないシナリオ
450 Scenario: 大気中の CO2 相当濃度 450ppm（2030 年）に抑える低炭素シナリオ
8)
Tcm：Trillion Cubic Meter（1 兆立方メートル）9)
ロシア及びトルクメニスタンは 1996 年以前のデータなし
10)
日本ガス協会、http://www.gas.or.jp/user/market/deposits/index.html など
26

図表 4-3 世界各地域の天然ガス確認埋蔵量の推移（左：地域別、右：主要国別）

出典：BP 統計より三菱総合研究所作成(3) 天然ガスの生産量
図表 4-4 に示すように、天然ガスの生産は 2000 年頃までは北米および欧州・ユーラシアを中心に行われており、国別には米国・ロシア11)の二国合計で世界全体の生産量の半分近くを占めていた。近年は、中国、インドネシアなどのアジアやイラン、カタールなど中東の増加率が目覚ましい。
図表 4-4 世界各国の天然ガス生産量の推移

出典：BP 統計、WEO2013 より三菱総合研究所作成

2015 年以降の推計値は、IEA の想定する New Policies Scenario による見通しである。北米および東欧・ユーラシアの生産量も順調に増加し、依然として世界最大の生産地域であるとされる。国別にみると、米国は 649 Bcm （2011 年）から 837 Bcm （2035 年）へと増加すると考えられている。この増分のほとんどはシェールガスであると見込まれている。その結果、米国は 2015～2025 年にかけて、ロシアの生産量を上回る。なお、シェールガス以外の在来型ガスやコールベッドメタンの生産量は 2035 年も現在

11)

ロシアは 1984 年以前のデータなし
27

の水準と変わらない想定である。
また、ロシアは、673 Bcm （2011 年）から 808 Bcm （2035 年）に増える。これは従来の開発地域であった西シベリアから、中国への輸出も見越した東シベリア、または未開拓の北極圏などに開発地域を広げることから予想されるものである。この地域にはロシア以外にも、トルクメニスタンやアゼルバイジャ
ンのように、生産量が数倍に増加する国・地域が複数存在すると考えられている。
中東は、近い将来は 525Bcm（2011 年）から 610 Bcm（2020 年）とあまり増加が見込まれないが、2035 年には 809 Bcm と生産の伸びが持ち直すとされる。現在の天然ガス生産地は今後経済的・技術的制約から生産が伸び悩むが、今後開発予定の天然ガス生産地における生産が顕在化し始めるとき生産量が伸びる、という見通しを反映したものである。
アジアにおいては、中国およびインドネシアにおける生産量の増加が見込まれている。特に、中国の非在来型ガスの伸びが影響すると見られる。中国政府は 2012 年 9 月の第 12 次五ヶ年計画で非在来型ガス、特にコールベッドメタンとシェールガスの増産に力を入れる方針を示した。その結果、中国の非在来型ガスの生産量は 12 Bcm（2011 年）から 230 Bcm（2035 年）に増え、2020 年代以降の在来型ガスの生産落ち込みを補うのみならず天然ガス生産全体を増加させる。中国に次ぐ生産量が見込まれるのはインドネシアである。86 Bcm（2010 年）から 140 Bcm（2035 年）に増加すると考えられている。後述
するようにインドネシアなど東南アジアには酸性度の高い天然ガス生産地が多く、そうした天然ガスの掘削が可能となれば、日本にとってより長期にわたり重要な供給源としてあり続ける可能性も考えられる。
なお、中国におけるシェールガス開発の目標は、2012 年に中国政府が公表した「シェールガス発展計画」に盛り込まれており、2015 年に 6.5 Bcm の生産を目指し、その後 2020 年には 60～100 Bcm/yに拡大するとしている。しかしながら現状では、技術者不足、複雑な地質による採掘コスト高等によって生産は進んでおらず、2015 年の目標達成は厳しいという見方がある12)。EIA の想定では、2020 年でおよそ 8.5Bcm となっており、中国政府の目標を大幅に下回る見通しである。今後の動向によっては、さらに生産見通しが下ぶれする可能性も考えられる。
なお、IEA の見通し13)には複数のシナリオがあり、それぞれ生産量の見通し水準が異なる（図表 4-5）。
2011 年の生産量の世界合計は 3,384 Bcm であったが、2035 年にはシナリオにより約 4,000～5,300
Bcm の開きが見られる。いずれのシナリオも、OECD 諸国に比べ非 OECD 諸国での伸びが生産量全体に大きく貢献することがわかる。また、非在来型ガスが天然ガス生産全体に占める割合も図中に折れ線で示しているが、いずれのシナリオも 2020 年には 20%に達し、2035 年には 25%を超えるとされる。

12)

例えば、2013 年 7 月 3 日付 英フィナンシャル・タイムズ
IEA “World Energy Outlook 2013”

13)

28

図表 4-5

IEA によるシナリオごとの天然ガス生産量見通し

出典：IEA World Energy Outlook 2013 より三菱総合研究所作成(4) 天然ガス貿易の推移と見通し
図表 4-6 は、2010 年における世界の天然ガスの地域間移動（貿易）の状況である。現状では主要な天然ガス輸入国・地域はＥＵおよび日本となっている。中国は現状では必ずしも輸入量が大きくないが、Ｉ
ＥＡなど主要機関では今後 2030 年に向けて大幅に輸入量を増加させるものと見通していることから、将来においてはＥＵ、日本に加えて中国も主要な輸入国として重要な位置づけになると考えられる。
図表 4-6 天然ガスの地域間移動概要（2010 年）

出典：各種資料より三菱総合研究所作成

29

EU、中国、日本および韓国14)について、調達元別の天然ガス輸入見通しを図表 4-7 にまとめた。中国では、天然ガス輸入におけるロシア依存の傾向が強くなる見通しである。また EU では、輸入量は増加するが、調達元別の割合は変化させずに量を増していく方針が読み取れる。
東アジア（日本および韓国）の天然ガス輸入は、豪州、ロシア、アフリカ産のウェイトが増える見通しとなっており、現状で輸入の半分程度を占めているアジア産のボリュームは 2035 年に向けて小さくなっている。これは、アジアの天然ガス産出国自身の天然ガス需要が増加することも背景にある。中東からの天然ガス輸入の割合も減少傾向と見通されているが、2035 年においても一定のボリュームは存在している。中東の資源を日本が輸入する際は、地政学的にリスクが大きいとされるホルムズ海峡を通過することになる15)が、その割合を減少させるべく調達先を多様化することも重要である。
図表 4-7 ＥＵ・中国・日本の天然ガス輸入量見通し（調達元別内訳）

500

250

ＥＵ

200

400

アフリカ

アフリカ

350

南米
北米

250

ロシア
豪州

200

南米

150

北米

bcm

300
bcm

東アジア

中国

450

ロシア
豪州

100

中東

中東

150

アジア

アジア

50

100
50

0

0
2010

2020

2035

2010

2020

2035

出典：World Energy outlook 2012 より三菱総合研究所作成

4.1.2

日本の天然ガス需給(1) 日本の天然ガス需要の推移と見通し
日本の天然ガス需要見通しについて IEA の New Policies シナリオで想定されている内容を見ると、2010 年から 2035 年までの日本の需要は、104 Bcm（2010 年）から 123 Bcm（2035 年）まで、年率平均 0.7%で増加すると考えられている（図表 4-8）。IEA では 2035 年に日本の原子力発電量を 2010 年の 6 割程度と仮定しており、その減少分を主として天然ガス火力の増分でカバーする想定であること、また、産業部門等における他の化石燃料から天然ガスへの転換が背景として考慮されている。

14)

日本および韓国は東アジアとして一括でまとめられている。
東日本大震災後、ホルムズ海峡経由 LNG 輸入量は大幅に増加した。2010 年には日本の全輸入量の 18％程度であったが、2011 年には 24％となっている（IEA, “Natural Gas Information 2012”）15)30

図表 4-8

IEA による日本の天然ガス需要見通し（左）およびエネルギー種別需要見通し（右）注：単位 Mtoe（石油換算百万トン）は天然ガス約 1.22Bcm に相当
出典：IEA World Energy Outlook 2012、2013

需要を用途別にみると、日本における天然ガスは図表 4-9 に見られるように、電力用が 7 割、都市ガ
ス用が 3 割を占める。発電分野では石油危機以降の石油代替電源としてのみならず、温暖化ガス排出削減の点でも注目され、多く利用されてきた背景がある。
都市ガス分野への天然ガス導入は、1970 年代まで都市ガス原料の中心だった石炭ガスからの転換により進んだ。2000 年代前半以降には都市ガス原料の 9 割以上が天然ガスとなっている。
図表 4-9 日本の天然ガスの用途※天然ガス 1 百万トン＝1.36 Bcm
出典：資源エネルギー庁「エネルギー白書 2013」(2) 日本への天然ガス供給の推移
日本への天然ガス供給は 1969 年米国アラスカからの LNG 輸入に始まり、そのほとんどを輸入に頼ってきた。その後石油代替エネルギーとしての可能性が注目されてからは、アジア太平洋や中東からの31

輸入が開始され、石油代替エネルギーとして天然ガスを大規模に利用する時代に入った。天然ガスが一次エネルギー総供給に占める割合は、2012 年度には約 17.4％にまで増加した16)。国内天然ガス資源の開発利用も進められたが、その生産量は国内消費量の 4%程度（2010 年）に留まり、使用する天然ガスの大部分を LNG の形で海外から輸入している（図表 4-10）。
輸入元の直近 10 年の推移をみると、2001 年には 22.7 Bcm と最も多く輸入していたインドネシアからの輸入量が急速に減少し、2012 年には 8.4 Bcm に落ち込み、5 位になっている。一方、オーストラリア
からの輸入量は 10.1 Bcm（2001 年）から 21.6 Bcm（2012 年）に、カタールは 8.3 Bcm（2001 年）から
21.3 Bcm（2012 年）へと大きく増加している。マレーシアは伸び率としては大きくはないが、安定的に輸入量が大きい。
天然ガスは石油と比較して輸入における中東依存度が低く、アジア太平洋地域にも分散している。一次エネルギー供給源の分散化が可能な資源としてもその意義は大きくなっている。
図表 4-10 日本の LNG 輸入相手国の推移（Bcm）

出典：BP 統計より三菱総合研究所作成

4.1.3

高酸性度天然ガスの確認埋蔵量と生産の動向(1) 高酸性度天然ガスの確認埋蔵量
2.2 節に述べたように、世界の天然ガスの確認埋蔵量 187 Tcm（≒6,600Tcf）のうち 4 割は、H2S や
CO2 を 10％以上含む天然ガス（高酸性度天然ガス）であるとの報告がある。図表 4-11 は、H2S、CO2
または両者の合計が 10%以上を占める天然ガスの確認埋蔵量を地域別に示した図である。このような天然ガスは、中東、ロシア地域、および東南アジアに多く分布しており、それら地域は将来の日本にとって調達先として重要となる地域である。

16)

資源エネルギー庁「エネルギーバランス表」より算出
32

図表 4-11 世界の高酸性度天然ガスの確認埋蔵量

出典：Foster Wheeler Energy Ltd., “New Challenges & Solutions in Designing Large Sour Gas Projects”

CO2 を 10％以上含む天然ガス、または CO2 と H2S 併せて 10%以上含む天然ガスの確認埋蔵量と、それが天然ガス全体に占める割合を地域別にまとめると、図表 4-12 のとおりとなる。
これらの天然ガスが多く含まれる地域としては中東（53％）と東南アジア（49％）、旧ソ連（30%）が挙げられる。同地域は日本との関係も深く、図表 4-10 のように LNG の主要輸入元の多くが含まれる。日
本向け LNG 規格では、CO2 は 100ppm 以下に、H2S は 4ppm 以下に抑える必要があるが、今後 CO2の分離・除去が低コストで行えるようになれば、これらの地域において経済的に利用可能な天然ガスの対象が広がり、日本にとってもメリットになると考えられる。その際、特に中東に埋蔵される高酸性度天
然ガスには H2S も多く含有しており、その分離を高効率で実施可能とすることも必要となる。
図表 4-12 地域別の高酸性度天然ガス確認埋蔵量の推計量と割合

単位：Bcm
確認埋蔵量
H2S+CO2 10%以上
合計
CO2 10%以上
中東
72,82738,700
旧ソ連
58,24017,200
欧州
5,775
1,000
アフリカ
14,063900
東南アジア
14,207
6,900
南米
7,099
1,300
地域

出典：BP 統計（2005）および図表 4-11 より MRI 作成

33

%
53%
30%
17%
6%
49%
18%

(2) 高酸性度天然ガスの生産動向
高酸性度天然ガスは、その掘削に追加的コストがかかることから、未開発のままとなっているものが多い。例えば、インドネシアにおける天然ガス井について、その天然ガスに含まれる CO2 濃度と開発状
況の関係を図表 4-13 に示した（CO2 濃度 2%未満のガス井は省略）。現在生産中（または生産終了）のガス井は CO2 濃度が 20%未満のものに限られているが、それ以上の CO2 濃度を有する天然ガス井については開発を進めているものもあり、高酸性度天然ガスの生産に向けた動きが見られる。確認埋蔵量が非常に多い Natuna 地域の D Alpha 鉱区では CO2 濃度 71％の高酸性度天然ガスの開発が試みられている。
また、豪州 Greater Gorgon 区域で産出される天然ガスでは 13%程度の二酸化炭素が含まれており、二酸化炭素を回収して地下の深層含塩層（deep saline formations）に貯留する対策を試みている。
このような、近年まで未開発のままであった高酸性度天然ガスの開発・生産は、我が国の化石燃料資源確保にも資するものと考えられる。

＜高酸性度天然ガス生産の事例＞① D-Alpha 鉱区（インドネシア）
インドネシア最大のガス鉱区はカリマンタン島とマレー半島の間にあるナツナ（Natuna）諸島沖に位置する。1973 年に発見された同鉱区は、CO2 含有率が 71%と極めて高いにもかかわらず、確認埋蔵量が1.3Tcm とアジア最大のため、520 億ドルにおよぶ事業費を投じて開発が行われてきた。しかし、輸出プ
ラントから遠い立地、採掘作業の失敗、政府と開発事業者の契約決裂等のため、開発が遅れている。
2010 年に国営プルタミナ（35%）と米エクソンモービル（35%）、仏トタル（15%）、マレーシアのペトロナス（15%）の４社が共同で開発する契約となった。2020 年には生産開始の計画である。
② Arun LNG 基地（インドネシア）
1978 年以降、日本への LNG 輸出プラントとなっており、CO2 濃度 13.8％の高酸性度天然ガスを生産している。合弁会社の PT Arun NGL Co（プルタミナ 55%、エクソンモービル 30%、Japan Indonesia
LNG 15%）がオペレータを務める。Arun ガス鉱区は、生産当初 0.4Tcm の確認埋蔵量を持つインドネシ
ア最大のガス鉱区といわれていたが、近年の枯渇による生産減退が著しく、2014 年にはガスプラントも輸出を停止すると発表されている。
③ Gorgon LNG プロジェクト（豪州）西オーストラリア州北西沿岸から 130km 離れた Gorgon 地域の天然ガス田は、オーストラリアの天然
ガス埋蔵量の 25%の天然ガスが埋蔵されている一方、約 13%の CO2 を含む。LNG 生産量が年間1,500 万トンに及ぶ同地域では、Barrow 島に建設された CO2 除去設備により除去された年間 500 万ト
ンの CO2 を、同島地底 2,000m の深層地層に圧入処理している（CCS）。同処理のため、Gorgon では
16 の貯留層につき、その近接性、地層の上端の深度、CO2 を貯留できる構造の有無、安全性、環境への影響などを比較検討し、サイトの選定を行った。

34

図表 4-13 インドネシア・天然ガス井の生産状況と H2S および CO2 濃度
ガス井
Cikarang
Bojongraong
Pamanukan
Sukatani
Haurgeulis
D Alpha ※1
Rembang
Cilamaya Timur
Gantar
NE Betara
PamaguanNSO A
NSO J1
Kedung Tuban
Libo SE
Wir
Beruk
Field in Sunda Basin
Minas
Duri
Arun ※2
Libo
Wiriagar Deep
Belanak
W Betara
Ramba
Suci
BD
Suban
Nilam
Mogoi deep
Kangean
Walio
Batumandi
Ar Juna
Nubi
Maleo raja
Sukamaju
HIU
Badak
N Betara
Udang
Cemera Selatan
Tajang Jimar
N Belut
Donggi

地域

生産状況

Java
Java
Java
Java
Java
Natuna

開発中

Java
Java
Java
South Sumatra

開発中

Kalimantan
North Sumatra
North Sumatra
Java

開発中
開発中
開発中

Central Sumatra
Papua
Central Sumatra

開発中
生産実績ありJava
Central Sumatra
Central Sumatra
North Sumatra

生産実績あり生産実績あり生産実績ありCentral Sumatra
Papua
NatunaSouth SumatraSouth Sumatra

開発中
生産実績あり生産実績あり生産実績ありJavaJavaSouth Sumatra

開発中
生産実績ありKalimantan
Papua
Java

生産実績あり生産実績ありPapua
North Sumatra
Java
Kalimantan
Sulawesi

生産実績あり生産実績あり生産実績ありSulawesi
Natuna

生産実績ありKalimantan
South Sumatra
NatunaJava
South Sumatra
NatunaSulawesi

生産実績あり生産実績あり生産実績あり生産実績あり開発中

H2 S(% )C O2 (% )
0
92.4
0
92.24
0
89.8
0
80.8
0
73.9
0
71
N/A
65
0
63.6
0
61.3
0
54.6
N/A
46.34
1.5
31.1
1.5
28.3
N/A
24.9
0
22
↑
N/A
20
CO2濃度20％以上
0
19.8
N/A
19.5
0
15.7
0
15.5
微量
13.8
0
8.15～2205.26～13.42↑08～10CO2濃度10％以上
0
8.8
0
6.76
0
6.52
0.45
6.52
0
5.24
0
5～9
0
4.97～7.54
0
4.33
1.33
4.31
N/A
4.2
0
3.7
0
3.17～4.75
0.08
3.05
N/A
3.01
0
2.98
0
2.94
0
2.9
0
2.77
0
2.63
0
2.6
0
2.45
0
2.22
（CO2濃度2％未満のデータは省略）※1：事例①、※2：事例②CO2 濃度の高い順に整理、生産中（または生産終了）のガス井は網掛けで示した。
出典： “Regional gas geochemistry of Indonesia”, Proc. Indonesian Petroleum Association 31st Annual convention andExhibition, May 2007、等より作成

35

4.1.4

高酸性度天然ガスの利用におけるコストと価格水準(1) 天然ガス利用の流れと成分規格
天然ガス生産地から採掘された天然ガスを、精製・液化して船で運搬し、消費先で再びガスに戻す
一連の流れを LNG チェーンと呼ぶ（図表 4-14）。
図表 4-14

LNG チェーンの概要

都市ガス

発電所

出典：千代田化工建設ウェブサイト

地下より採掘された天然ガスは、必要な前処理を経て液化プラントに送られ LNG として生産・出荷される。高酸性度ガスの場合には、二酸化炭素（CO2）や硫化水素（H2S）の分離回収工程が前処理に含まれることとなる。原料天然ガスに含まれる CO2 や H2S はメタンより沸点が高く（メタン：-161.5℃に対し、
CO2：-57℃、H2S：-60℃）、液化工程に入ると凍結し、装置に損傷を与えてしまう。また、これら酸性ガス
は、配管や熱交換器などの装置を腐食させる可能性がある。CO2 環境では高流速下で局部腐食が発生しやすいのに対し、H2S 環境では高流速および滞留環境の双方で局部腐食が発生するとされる。そのため、液化工程の前に両者を除去する処理が必要である。
日本国内では LNG 流通において満たすべき成分の規格があり、各成分の制限値は図表 4-15 のよ
うに定められている。
図表 4-15 LNG の規格（日本）項目
二酸化炭素（CO2）
硫化水素（H2S）
総硫黄量
水分
水銀
芳香族
炭化水素（HC）
水素（H2）

組成100ppm4ppm
30mg/m3
0.1 ppm
0.01 micro gram/ m3
1 ppm
0.1%
1%

出典：高圧ガス保安協会 LNG 受入基地設備保安検査基準

出荷された LNG はタンカーにて輸送され、消費先で再ガス化を経て都市ガスや発電用燃料ガスとして使用される。都市ガスとして提供されるガスについては、液化石油ガスの混合による熱量調整や腐臭36が行われた上でパイプラインを通じて需要家まで届けられる。図表 4-16 は我が国において代表的な都
市ガスである 13A のガス組成であるが、CO2 などの不純物はほとんど含まれない仕様となっている。なお、こうしたガス品質については各国で仕様が異なる。例えば米国の主要な天然ガスパイプラインでのガス品質仕様においては、CO2 は 2～3%、H2S が 5.75～23mg/m3 の範囲と定められている。
図表 4-16 都市ガス（13A）のガス組成例
項目
メタン
エタン
プロパン
ブタン
ベンタン
二酸化炭素（CO2）
硫化水素（H2S）
総硫黄量
窒素

組成
89.60%
5.62
3.43
1.35
-

出典：東京ガス HP(2) LNG 供給のコストと日本向け LNG 価格の動向
天然ガス利用における工程別のおおよそのコストを図表 4-17 に整理した。天然ガスの採掘コストは地域によって異なるが、EIA のレポート17)によれば 2009 年におけるコストは世界平均で約 1.8 ドル/MMBTU18)にある。アジア周辺地域では 1.4 ドル/MMBTU と低水準となっている。
また、米国からの LNG 輸出におけるコスト分析に関する研究結果19)によると、液化コストは、約 2.9 ド
ル/MMBTU とされる。ただし、報道事例等ではより安価な液化コストの例も見られる。同研究結果では、採掘～液化施設への輸送を含む原料ガス価格を 3.8～5.3 ドル/MMBTU と見積もっており、上記の採掘コスト（1.4～1.8 ドル/MMBTU）と比較すると液化施設への輸送コストは 2～3.5 ドルと見積もられる。また、LNG 輸送コストについては、欧州（UK）向けが 1.1 ドル/MMBTU、日本向けが 2.1 ドル/MMBTU と試算されている。原料ガス価格（3.8～5.3 ドル/MMBTU）を加えると、UK および日本着価格はそれぞれ
8～9 ドル/MMBTU（UK）、9～10 ドル/MMBTU（日本）との水準と推定される。

17)

EIA, “Performance Profiles of Major Energy Producers 2009.”
MMBTU は百万 British Thermal Unit の略。天然ガス 1,000cf(cubic feet)が概ね百万 BTU に相当。
19)
Kenneth B. Medlock (Rice University), “US LNG Exports : Truth and Consequence”
18)37図表 4-17

LNG 流通の各工程におけるコスト

工程

コスト

備考

採掘

世界平均：1.8 ドル/MMBTU
アジア：1.4 ドル/MMBTU

掘削コスト（探鉱コストは含まず）
パイプライン供給する際には、炭酸ガス等の分離コストが含まれる場合がある。

液化施設へ
の輸送

2～3.5 ドル/MMBTU

生産地から液化施設までのパイプラインによる
輸送コスト

液化

1～3 ドル/MMBTU

炭酸ガス分離など前処理工程のコストを含む。

輸送

米国から UK：約 1.1 ドル/MMBTU
米国から日本：約 2.1 ドル/MMBTU
アジアから日本：約 1 ドル/MMBTU

タンカー輸送コスト

出典：各種資料より三菱総合研究所作成

CO2 の分離回収コストは、ＬＮＧとして供給する場合には液化コストに、パイプラインで供給する場合には採掘コストに含まれる。そのコスト水準は以下のように試算される。
純粋な天然ガス 1m3 あたり熱量を 0.04MMBTU とすれば、CO2 含有量が 10％（ほか 90％が純粋な
天然ガス）であれば 1m3 あたり 0.036MMBTU、CO2 含有量が 50％（ほか 50％が純粋な天然ガス）であれば 1m3 あたり 0.02MMBTU となる。一方で、CO2 ガス 1m3 あたりの質量は約 0.002 トンであるから、
CO2 分離回収コストを 50USD/トンとすれば、採掘される天然ガスの熱量当たりに換算すると、CO2 含有
量 10％、50％のガス田では、それぞれ、（50USD/トン × 0.002 トン/m3 ×0.1 m3）／0.036MMBTU ＝約 0.28USD／MMBTU（50USD/トン × 0.002 トン/m3 ×0.5 m3）／0.02MMBTU＝約 2.5 USD／MMBTUとなる。下図は、天然ガス中の CO2 濃度とその分離回収コストの関係を試算した一例である（CO2 分離
回収コストを 50USD/トンと仮定）。CO2 濃度が 60％を超えると単位熱量当たりのコスト上昇は大きくなり、
仮に回収コストを 50USD/トンとすれば、60％で約 4 ドル/MMBTU、70％で約 6 ドル/MMBTU と試算される。下図に示した破線は、CO2 分離回収のランニングコストが約 6 割減となる技術の適用が実現した場合を仮定した試算結果である（ランニングコストが 8 割、資本コストを 2 割と置いた）。CO2 濃度が 60～70%でもその分離回収コストは 2 ドル/MMBTU となっており、大幅なコスト削減となる可能性が示され
ている。

38

図表 4-18 天然ガス中の CO2 濃度と CO2 分離回収コストの関係（試算）MMBTUあたりＣＯ２分離回収コストは、
ＣＯ２濃度（C％）として、
Ｃ／（１００－Ｃ）に比例

10

ドル/MMBTU

8
6

CO2分離回収コストの低減は課題の一つ

CO2

天然ガス

Ｃ%

（100－Ｃ）%

4
2
分離回収費用 ＝ α Ｃ USD
天然ガス熱量＝ (100-C)β MMBTU

0
0%

20%

40%

60%

80%

天然ガス 中のCO2濃度

MMBTUあたり回収費用＝α／β × Ｃ／（100－Ｃ） [USD/MMBTU]

天然ガス取引価格（日本の場合は全量が LNG としての輸入）の観点から考察すると、将来の日本向
けの LNG 価格は、IEA によれば 15 ドル/MMBTU 程度（New Policies および Current Policies シナリオ）から 12 ドル/MMBTU 程度（450 シナリオ）と見通されている（図表 4-19）。米国では、液化を経ずに天然ガスが取引されるためコスト面でも LNG より安価となっているほか、シェールガス等の増産の影響などもあり近年は天然ガス価格が安く推移している。欧州ではロシアからパイプラインで輸入する天然ガ
スと北アフリカ等より LNG で輸入する天然ガスが競合することなどを背景に、価格高騰が抑えられるメカ
ニズムがあると言える。それに対して、日本（および北東アジア）では現状 LNG しか輸入手段がなく、長期契約においては原油価格リンク方式で価格決定するケースが多いことなどから、欧米と比較して高水準の取引価格になると見通されている。
天然ガスを採掘して LNG として日本に輸入するコストは、採掘地域やガス田の規模にも依存するが概ね 7～10 ドル/MMBTU 程度と考えられる（図表 4-17）。上記のような我が国の LNG 輸入価格レベルを前提とすると、高酸性度天然ガスから CO2 等を分離するのにかかる追加的コストの水準としては 2～3
ドル/MMBTU 程度以下とすることが求められる。

39

図表 4-19 WEO2012 における天然ガス価格見通し

出典：World Energy Outlook 2012 より三菱総合研究所作成

4.1.5

高酸性度天然ガスの開発における課題と解決の方向性

高酸性度天然ガスの開発を通じた資源確保においては、炭酸ガス濃度が高くなると生産される天然ガス熱量当たりの CO2 分離回収コストのウェイトが大きくなることが課題の一つである。CO2 分離回収コ
ストを少しでも安価に抑えることができれば、より多くの高酸性度天然ガス井において開発可能性が高まると考えられる。
そうした課題への対応策として、例えば、膜分離法を用いることによるコスト低減が考えられる。CO2 分
離にかかる消費エネルギーを化学吸収法（AGR：Acid Gas Removal）よりも大幅に抑えることができればランニングコストの低減が見込まれ、さらに、熱源等が不要となることでイニシャルコストの低減も可能性がある。既往研究事例によれば、高性能ゼオライト膜を化学吸収法と組み合わせた場合には、化学吸収法単体と比較して消費エネルギーが 62％減、化学吸収法と既存高分子膜の組み合わせと比較して同 43％減となる（図表 4-20）。 設備コストについては、当該技術が現状では開発中であるため、利用可能な情報源レベルで評価することは難しいが、既存膜モジュールでは商用化されている実績があり（前章図表 3-15）、それらより更に高性能の分離膜であれば、膜モジュールのコスト・耐久性を既存の膜モジュールと遜色ないものとして開発することにより、吸収法などの既往の分離プロセスに対して優位に立つことが期待出来る。こうした技術の適用を実証しつつ、より広範に高酸性度天然ガスの開発を推進することが望まれる。

40

図表 4-20

AGR と膜分離法の CO2 除去にかかるエネルギー比

運転時の消費エネルギー（相対値）

高酸性度天然ガス
CO2 : 40 mol%

膜分離
システム

化学
吸収法

CO2

CO2

処理後の天然ガス
CO2 : 50ppm

100%

67%
（100%）
38%
（57%）

化学吸収法

既存高分子膜
＋化学吸収法

高性能ゼオライト分離膜＋化学吸収法

出典：JOGMEC 資料より三菱総合研究所作成

4.2

EOR 及びシェールガスフラクチャリングへの応用

炭酸ガスマネジメント技術の高酸性度天然ガスへの応用などによって抽出される CO2 の活用方法として、CO2 を利用した EOR（以下、CO2-EOR）、およびシェールガスの CO2 フラクチャリングなどが考えられる。こうした技術開発は、さらなる化石燃料資源の確保につながることが期待される。

4.2.1

CO2-EOR(1) EOR の概要
EOR（Enhanced Oil Recovery：石油増進回収法）は、自噴しなくなった油田や、油層の含水率が上がった油田に残存した原油を回収する技術である。
EOR 技術は図表 4-21 に示すように、熱攻法（Thermal Recovery）、ガス圧入法（Gas injection）、ケ
ミカル圧入法（Chemical injection）に大きく分類される。技術の狙いとして、粘性を低くする、溶媒から原油を分離する、油層の表面張力を変え原油の浸透を促進する、といったものがある。

41

図表 4-21

EOR 技術の分類

EOR 技術熱攻法（Thermal Recovery）

概要
蒸気の圧入など熱の導入を伴う方法。粘性の高い重質原油をの粘度を下げ、その油層中の流動性を改善する方法。そのため、重質・高粘度の油層に適する。Alberta（カナダ）を筆頭に、ベネズエラ、カリフォルニア、インドネシ
ア、旧ソビエト、オマーンで適用している。米国では EOR による石油生産量の 40%以上に適用されているほか、世界的にも EOR による石油生産量の 6割以上を占める。

ガス圧入法

生産井へと石油をさらに押し出すために油層に拡散する天然ガス、窒素や（Gas injection）

CO2 ガス、または石油に溶け込んでその粘性を低下させ流動率を向上させる
その他のガスを利用する方法。軽質油層に適用可能である。米国内で実施される EOR の 60%近くで利用される。

ケミカル圧入法

水圧入の効果を高めるためポリマーと称される長鎖の分子、または油層中に（Chemical injection）

おける石油の液滴の移動を妨げる表面張力を低下させる洗剤のような界面活性剤を利用する方法。米国内で実施される EOR の約 1%程度で利用される。

出典：各種資料より三菱総合研究所作成

EOR 全般の特徴として、既存の油田に適用するため探鉱リスクが無いことが挙げられる。また、物質の圧入に多大なコストが必要な資本・資源集約型技術である一方、近年は原油価格高騰によって経済性を確保し易い状況にある。
元々1970 年代に米国で開発が進んだ EOR 技術は、後述のように従来の回収方法よりも原油生産コストが高いという難点はあった。しかし 1980 年代の原油価格上昇に伴い EOR への関心は高まり、EORのプロジェクト数と投資額は 1986 年にピークを迎えた。その後、1990 年代、2000 年代前半は原油価格下落に伴って関心が薄れたが、2000 年代後半からの原油価格上昇や油田の成熟化により再度注目を集めている。2013 年には世界における EOR 技術市場は、約 300 万 bbl/d に達する見込みである20)。
これは、米国の原油生産量合計（約 900 万 bbl/d、2012 年）の 3 割程度を占める。
EOR による石油生産コストは、既に開発した油田を対象とするにも拘らず、大規模な設備費用がかかることから、在来型と比較してやや高くなっている（図表 4-22）。ただし、石炭・天然ガス等の液化、オイ
ルサンドなど非在来型資源と比較すれば安価であり、原油価格が 100USD/bbl 程度で推移する見通しがある現状では採算性が充分ある。そのため EOR の導入は今後も増加するものと考えられる。
特に、ガス圧入法のうち CO2 を用いる方法（CO2-EOR）は、石油生産コストが比較的低いことに加え、石油回収率も高い。更には、CO2 貯留も可能という利点を持つことから、注目度が高くなっている。
米国エネルギー省によると、米国内で技術的に採掘可能な石油量は 1,370 億 bbl、経済性を考慮する
20)

Visiongain “The Enhanced Oil Recovery (EOR) Market 2013-2023”
42

と 670 億 bbl が回収可能であり、同時に貯留可能な CO2 は 450 億トンであると見通されている。
図表 4-22 石油生産コストと採取可能量

出典：International Energy Agency
地域や生産手段ごとにかかる石油生産コスト（USD/bbl）と、それにより採取可能な埋蔵量を示している。

(2) CO2-EOR のコストとその構成
CO2-EOR のコストは、油井建設費や関連設備費などの資本的支出のほか、運用・整備費や、注入する CO2 の調達コストにより構成される21)。更に採算性を検討するにあたっては、回収した石油を販売できるという特徴から、石油の回収可能量や原油価格が大きく関わってくる。
図表 4-23 は、米国の代表的な CO2-EOR プロジェクトの資本的支出、運用・整備費を示したものであ
22)

る 。

21)

NETL http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/EP/CO2_EOR_Primer.pdf
Global CCS Institutehttp://www.globalccsinstitute.com/publications/global-technology-roadmap-ccs-industry-sectoral-assessment-co2-enhanced-oil-recovery-11
22)43

図表 4-23 米国の代表的な CO2-EOR プロジェクトの資本的支出と内訳
各費用は原則 Million USD

新しい油井の採掘
油
油井の改装
井
坑外設備建設建
施栓
設小計
費
USD/bbl
CO2再利用プラント建設
関
ガス導管建設連
パイプライン敷設
設
その他資本的支出
備
小計費
USD/bbl
運用整備費
USD/bbl
合計
USD/bblEast Texas Reservoir California Reservoir Oklahoma Reservoir
64.20
80.31
654.96
2.11
13.55
91.79
14.15
10.51
79.55
1.35
19.23
17.25
81.81
123.59843.54
2.12
2.33
23.76
45.90
66.94
43.35
3.15
3.15
3.15
54.30
54.30
54.30
41.88
61.98
284.81145.22
186.37385.61
3.76
3.52
10.86
108.05264.14380.56
2.80
4.98
10.72
3 3 5.08
5 74 .10
1,6 09 .7 1
8.68
10 .8345 .3 4

出典：Global CCS Institute 資料を元に三菱総合研究所作成

また、図表 4-24 は、各プロジェクトでの石油生産量と、それに必要とする CO2 の注入量である。
CO2 の調達コストを、市場価格のほか輸送費用も考慮した 45USD/MMton と想定した場合、各プロジ
ェクトの資本的支出、運用整備費に CO2 調達コスト約 10USD/bbl を加えた額が、バレルあたりの費用総額となる。その結果、East Texas Reservoir や California Reservoir のプロジェクトでは、原油価格が20USD/bbl を上回れば採算が取れるし、比較的高コストな Oklahoma Reservoir であっても現状の原油価格水準でも採算性が確保されることが示唆される。
なお、油層の密度や粘度によっては圧入した CO2 が貯留されずに石油随伴ガスや天然ガスとして流出する場合がある。CO2 再利用プラントによってこれらを再度分離・回収し用いることで、資源確保につながる CO2 のさらなる有効利用が期待できる。
図表 4-24

CO2-EOR 各プロジェクトでの石油生産量と CO2 注入量

石油生産量（Million bbls）
CO2注入量(Million Tonnes）
CO2注入量(Tonnes/bbl）

East Texas Reservoir California Reservoir Oklahoma Reservoir
38.59
53.04
35.50
9.26
14.85
8.17
0.24
0.28
0.23

出典：Global CCS Institute 資料を元に三菱総合研究所作成(3) CO2-EOR の適用事例と研究開発
1）CO2-EOR の適用状況の概観
CO2-EOR は、1972 年にテキサス州スカリー郡で最初に試みられた後、テキサス州西部のパーミアン
盆地やニューメキシコ州東部で導入されており、その後、カンザス州、ミシシッピ州、ワイオミング州、オク
ラホマ州、コロラド州、ユタ州、モンタナ州、アラスカ州、ペンシルバニア州の限られた範囲内で利用が進44

められている。
2013 年 7 月現在23)、米国内の CO2-EOR プロジェクト数は 120 に及び、約 35 万 bbl/d を生産している（EOR による生産量約 300 万 bbl/d の 1 割強を占める）。1986 年からの累計では、現在までに 15 億
bbl が CO2-EOR を用いて回収されてきた。また、DOE によると、現在遂行中の CO2-EOR で回収可能
な確認埋蔵量はおよそ 10 億 bbl と見込まれている。さらに、今後オクラホマ州など大陸中部において
CO2-EOR により 106 億 bbl の回収が可能になると考えられている。
図表 4-25

CO2-EOR による地域別原油生産量の推移

出典： “SPECIAL REPORT: EOR/Heavy Oil Survey: 2010 worldwide EOR survey,” Oil and Gas Journal, April 19,
20102）CO2-EOR の適用事例① Quintana South Heart Project
IGCC で分離した CO2 を EOR に利用している事例である。Dakota Gasification Company の建設費
22 億ドルの IGCC より、3,000～5,000t/d の CO2 が輸送され、Weyburn フィールド（Williston 堆積盆に位置する）の EOR に利用される。このプロジェクトでは、注入した CO2 のほぼ全量を永久貯留することを目的としている24)。
Weyburn フィールドには、180km2 の範囲におよそ 2.22 億 m3（13.96 億 bbl）の原油確認埋蔵量がある。CO2-EOR プロジェクトの継続期間中（20-25 年）、現在の経済状態と石油増産回収技術に基づき、約 20Mt CO2 がフィールドに貯留されると予定されている。
CO2 注入が 2000 年後半に始まって以来、EOR プロジェクトは計画通りの規模で実施されてきており、油田から約 1,600m3（10,063bbl）/d の石油増分が産出されている。
石油生産とともに生じる CO2 は全て回収され、生産ゾーンに再注入するために再圧縮される（1 日約1,000t の CO2 が再注入される）。2000 年代中旬の報告によれば、CO2 漏洩の兆候は地表及び地表近くの環境には現れていない（White, 2005;Strutt et al., 2003）。
23)

Business Wire July 1, 2013
二酸化炭素回収・貯留に関する IPCC 特別報告書

24)

45

図表 4-26 は、Weuburn における一日あたり生産量と、採取方法の内訳の推移を示したものである。
図表 4-26

Weyburn プロジェクトの進行プロセス

出典：Ramgen Power Systems② Permian Basin
Permian Basin（パーミアン盆地）では大小合わせて 56 の CO2-EOR プロジェクトが行われている。一日あたり合計約 200,000bbl が生産されており、徐々に増加しているが、上位 5 箇所の生産地が生産量の過半を占めている。
図表 4-27

パーミアン盆地の主な生産地における生産量と内訳

出典：Oil and Gas Journal 2010

これらの生産地における CO2-EOR による採掘の割合は 85%におよび、採掘にあたり CO2 の利用は欠かせないといえる。しかし、近年は CO2 の不足が懸念されている。

46

たとえば、Kinder Morgan は Cortez Pipeline により 10,580t/d の CO2 輸送能力向上を図るほか、SW
Colorado CO2 fields で CO2 生産を 10,580t/d 増加させた。Oxy Permian もパイプラインへ投資を行い、2010 年から 2015 年にかけて石油 500bbl/d の増産を目指している。また、西テキサスの Summit’s
Texas Clean Technology は、IGCC プロジェクトで回収した CO2 を近隣の CO2-EOR 事業者に売却する計画である。
③ North Burbank CO2-EOR Projectオクラホマ市にある原油・天然ガス採掘事業者の Chaparral Energy 社は 2013 年 6 月 6 日から、EOR における CO2 の圧入を開始した。このプロジェクトには、カンザス州の Coffeyville の肥料工場でのCO2 収集装置の導入、直径 8 インチ・長さ 68 マイルの CO2 パイプラインの敷設、North Burbank Unit
(NBU)での CO2 圧入装置の建設が含まれる。Chaparral Energy 社は CO2-EOR プロジェクト数では米
国内で 3 番目の地位を占める。
3）CO2-EOR の研究開発
CO2-EOR は石油増産のみならず CO2 貯留の役割も果たすことから、有効性が高い技術として米国を中心にさらなる技術開発が進められている。米国 DOE（Department of Energy）が運営する NETL
（National Energy Technology Laboratory）は、国の経済やエネルギー安全保障に資するエネルギー・
環境分野の研究開発を促進するため、企業、大学、NPO 等と契約し、資金供与を行い支援してきた経緯を持つ。各プロジェクトは特定の地域や技術につき、複数の企業・組織が共同で取り組むものが多い。
2013 年現在、NETL が携わってきた CO2-EOR 研究開発プロジェクトには以下のものがある（
図表 4-28）。主に、圧入する CO2 の流動性を制御する方法、石油回収率を高める方法、シミュレーシ
ョン技術の開発などが検討されている。高い石油回収率と CO2 貯留率を満たす効率的運用と、シミュレーションによる広範囲な油層群への今後の適用性拡大を目指す取組みであるといえる。
図表 4-28 NETL による CO2-EOR プロジェクト
プロジェクト時期
2012 年 10 月
～2015 年 9 月
2011 年 1 月～2013 年 9 月
2011 年 2 月～2014 年 1 月

2010 年 10 月
～2014 年 1 月
2010 年 10 月
～2014 年 1 月
2011 年 1 月

研究主体
University ofPittsburgh
NITEC LLC
White River
Technologies、
University of British
Columbia
New Mexico Instituteof Mining andTechnology
Impact Technologies
LLC
The University of

概要
CO2 の流動性制御のための分子結合型濃縮装置の開発と評価。低コスト装置実現を目指す。
CO2 圧入および剥離を容易かつ迅速に操作できるソ
フトウェアの開発。
CO2 圧入の作業状況がリアルタイムで把握できるデータ取得システムの開発。

石油回収率を高める安定化ナノ粒子 CO2 発泡体の開発と評価。
光硬化ポリマージェルを用いた CO2 の流動性制御の改善方法の研究開発。
発泡体等による流動性制御技術を踏まえ、多孔体

47

～2013 年 12 月

Texas at Austin

2011 年 1 月～2013 年 12 月

The University ofTexas at Austin

2011 年 1 月～2013 年 12 月
2010 年 10 月
～2014 年 3 月

The University ofTexas at Austin
The University ofTexas of the Permian
Basin
University of Alabama
at Birmingham
The University ofTexas of the Permian
Basin
University of Kansas
Center for Research,Inc.

2010 年 10 月
～2014 年 3 月
2012 年 5 月～2014 年 9 月
2011 年 2 月～2014 年 3 月のような浸透性が高い油層を想定したときの CO2 のフローをシミュレーションする。
石油回収率を高める安定化ナノ粒子 CO2 発泡体の開発と評価。
石油回収率を高める新しい発泡体の開発と圧入手法の検討。
CO2-EOR の技術水準と経済性の最適化ポイントを検討し、開発事業者に伝達する。
南 ア ラ バ マ の Citronelle Oil Field に お け る
CO2-EOR による共同開発案件。
中小規模開発事業者が Permian Basin 内の原油が残存する油層の探索を行う際に有効な、探索・開発
技術の検討。
Arbuckle formation で CO2-EOR を行った際に増える採取可能量の推計。

出典：NETL ウェブサイトより三菱総合研究所作成(4) CO2 供給動向
以上に見たように CO2-EOR には経済性を含め複数のメリットがあるため、今後も適用と研究開発が進むと考えられる。しかし CO2-EOR の今後の更なる利用には、パーミアン盆地の事例にも見るように、CO2 の供給源の確保が求められている。
現状、EOR に使われる CO2 のうちの多くは McElmo Dome（ニューメキシコ州）、Jackson Dome（ミシシッピ州）といった油層から自然発生するものである。その他にもガスプラントから発生した人工的なCO2 が存在する。CO2 発生地に近接していない限り、いずれの場合もパイプラインによる CO2 輸送が必
要になる。

48

図表 4-29

CO2-EOR による生産拠点と CO2 の供給

出典：Advanced Resources International, Inc., based on Oil and Gas Journal, 2010

CO2-EOR の適用地域と CO2 の供給経路を図表 4-29 で示した。CO2 の供給源は自然発生の二箇所のほかは、人工的な排出源によるものである。CO2-EOR による原油生産拠点は基本的に供給源と近接しているが、自然発生的な CO2 が入手不可能な場所については人工的 CO2 が供給を増やしつつある。
現在、人工的 CO2 供給量は 1,200 万 t/y に達している（図表 4-30）。これは、100 万 kW の天然ガス火力発電が排出する CO2 の 2 年分に相当する（設備利用率 70％、原単位を約 0.4kg/kWh と想定）。その中で最も大規模なのは、ワイオミング州西部の La Barge field にある Exxon Mobil の Shute Creek ガ
スプラントから得られる 600 万トン/年規模のものである。
なお、CO2 パイプラインのうち図中で建設中となっているものがあるが、Denbury の Green Pipeline（512km）は 2010 年 12 月に建設完了後、運転開始している。Encore Pipeline（360km）も、2013 年 1
月 1 日に運転を開始している。

49

図表 4-30

各地域で利用される CO2 の種別

出典：Advanced Resources International, 2010

人工的 CO2 の中では、近年においては IGCC や化学プラント（肥料やエタノール）から得られる CO2を用いる例も見られている。North Dakota の事例では、Dakota Gasification Company の IGCC プラ
ントで CO2 を生産し、それをパイプラインを通じて 204 マイル離れた油田（カナダ・サスカチュワン州のWeyburn 油田）に供給している。油田の運営者である Encana 社は、油田の生産寿命を向こう 25 年間延長するために CO2 を圧入し、それがなければ放棄されるであろう 1 億 3,000 万 bbl の石油生産を見込んでいる25)。また、注入した CO2 のほぼ全量を永久貯留することを目的としている26)。
DOE が、今後の次世代 CO2-EOR 技術による石油回収、および、それに伴う CO2 需要をシミュレーシ
ョンした結果が図表 4-31 である。技術的な可能量とは、価格やコストを考慮せず採掘可能な量のことであり、米国の原油確認埋蔵量約 350 億 bbl に対して 1,370 億 bbl が追加的に EOR で回収される可能性があるとしている。また、その際に必要となる CO2（すなわち、貯留可能な CO2）の量は 450 億 t であり、日本の CO2 排出量の約 40 年分、米国の約 8 年分に相当する。一方で、経済的な可能量とは原油価格（85USD/bbl）や CO2 市場価格（40USD/Mt）を考慮したうえでの石油回収量や CO2 需要量であり、それ
ぞれ 670 億 bbl、200 億 t と試算されている。このとき、200 億 t の CO2 需要のうち、176 億 t は自然発
生的な CO2 であると想定され、残り 23 億 t は人工的 CO2（IGCC 等からの回収）であるとの想定となっ
ている。

25)

NEDO 海外レポート No.1078, 2011.10.18
二酸化炭素回収・貯留に関する IPCC 特別報告書

26)

50

図表 4-31

石油回収および CO2 需要のポテンシャル

出典：Advanced Resources International 2011

4.2.2

シェールガスの CO2 フラクチャリング(1) シェールガスの確認埋蔵量と生産動向
シェールガスの生産は、水平坑井掘削、水圧破砕、マイクロサイズミックなどの技術が確立され、2000 年代後半から急速に量を増やしている。EIA によればその分布は北米、南米、中国など世界中に分布する。推定されるシェールガスおよびシェールオイルの所在を図表 4-32 に示す。
図表 4-32

シェールガスおよびシェールオイルの推定分布（2013 年 5 月時点）

出典：U.S. basins from U.S. Energy Information Administration and United States Geological
Survey; other basins from Advanced Resources International (ARI) based on data from various
published studies.

51

米国では、2005 年夏のハリケーン・カトリーナとリタによる天然ガス生産施設の被害により冬場の暖房用天然ガス需要期を前に天然ガス価格が原油価格以上に高騰、これによってシェールガスの生産・開発が加速された。2012 年には日量 22.2Bcf （≒0.62 Bcm）のシェールガスが生産されたと推定されている。
図表 4-33

米国におけるシェールガス生産量の推移

出典：JOGMEC シェールガス革命は世界天然ガス市場に何をもたらしたのか、その一考察（2013）(2) CO2 フラクチャリングの概要
シェールガス開発では一般的に水圧破砕技術が用いられる。しかしながら一部の地域では、圧入したフラクチャリング流体の浸透による地層への影響に対する懸念から、水以外でのフラクチャリング方法が開発されている。CO2 フラクチャリングは、プロペント（破砕による亀裂を保持する砂状の物質）を混合した液化炭酸ガスを破砕に用いる手法である。地層へのダメージを避けられるほか、残留化学物質がな
い、水の影響による粘土層の膨張がない、といった利点を有する。
技術的には、1980 年代にカナダで初めて導入され、数百のガス井で生産が行われた。しかしながら、CO2 フラクチャリングを実施するためには液化炭酸ガスとプロペントを加圧した状態で混合する特殊な装置が必要であることなどから、技術の適用例は限定的となっている。なお、この装置は搭載できるプロペントの量によってフラクチャリングの能力が制限される。

(3) 事例：Montney シェール（カナダ）
カナダの Montney では、三畳紀に相当する東の浅海部から西の沖合の泥まで、広範囲にシェールガ
スが分布する。シェール層は最大で 300m と厚く、原始埋蔵量は 2,300～19,800Bcm と推定されている。

2005 年の生産開始からの約 5 年間で、水平抗井数は 234 へと生産量を拡大している。Montney シェー
ルではシェールガス開発の方法の一つに CO2 によるフラクチャリングを取り入れており、100 トンの CO2を用いて 2km に及ぶ水平部分に 7～12 段階のフラクチャリングを実施した例も報告されている。

52

図表 4-34

Montney シェールの広がりと地質起源

出典：modified from Ross Smith Energy Group, 2008

図表 4-35Montney シェールの水平坑井数とシェールガス生産量

出典：National Energy Board/NEB Energy Briefing Note; A Primer for Understanding Canadian Shale Gas, 2009

4.2.3

課題と解決の方向性

資源確保の観点から、EOR による枯渇油田の再生、CO2 フラクチャリングによる水利用に関する地層への影響などの懸念が大きい地域でのシェールガス採掘は重要な技術である。しかしながら、随伴ガスなどの形で自然発生する CO2 は場所や量が限定される課題がある。
炭酸ガスマネジメント技術の高酸性度天然ガスへの応用などによって、資源としての CO2 抽出がなされれば、これをさらなる化石燃料確保に活用できる可能性がある。また、CO2 を用いて採掘した石油の随伴ガスや天然ガスから CO2 を分離すれば、CO2 を繰り返し利用して資源確保を行うことが可能と考え
られる。

53

4.3

化石燃料由来の水素エネルギーへの応用

天然ガスおよび石油精製における LPG、ナフサ等の化石燃料は、水素の製造原料としても利用されている。近年、化石燃料などから高純度に製造された水素は、燃料電池自動車などへの利用が拡大されつつある。炭素と水素から成る化石燃料から効率的に CO2 を分離、精製して、低炭素で高純度な水素を製造し、新たな二次エネルギー源として燃料電池自動車などへの利用の促進を図っていくことは、
炭酸ガスマネジメント技術の有効な活用先の一つであり、化石資源の有効利用の観点から重要な取り組みと位置付けられる。

4.3.1

水素エネルギーの需給

水素は、炭素と水素から成る化石燃料と各種エネルギーにより生産されている（図表 4-36）。具体的な方法としては、天然ガスや LPG など軽質炭化水素を触媒によって高温下で水蒸気と反応させることで分解し取り出す方法、石油残渣や石炭を部分酸化反応によってガス化させ抽出する方法がある。化石
燃料以外にも、電気を用いて水を電気分解する方法などによって水素を得ることができる。
図表 4-36 水素の製造方法

出典：各種資料より三菱総合研究所作成

図表 4-37 に示すように現在の世界における水素製造は安価かつ大量に製造できることから原料を天然ガスとする方法が主流となっており、天然ガスからの改質が 2008 年度時点で世界の生産量の約半分を占めている。また、需要としては化学原料としての利用が主であり、約 6 割がアンモニア製造、約 3
割がリファイナリーである。
図表 4-37 水素の推定生産／需要量（2008 年度）

出典：The United Nations Industrial Development Organization（UNID） CCS Roadmap for Industry: High-purity
CO2 sources Sectoral Assessment – Final Draft Report54

国内の水素需給バランスの業界内訳に関する試算例を図表 4-38 に示す。国内においては、石油精製が水素供給の大半を占めている。
図表 4-38 国内の水素供給のポテンシャルと需要

出典：「水素社会における水素供給者のビジネスモデルと石油産業の位置付けに関する調査」石油産業活性化セン
ター、2003 年

4.3.2

水素エネルギー利用分野の拡大

現在、水素エネルギーの利用は、主として石油精製過程における水素化脱硫、および各種工業プロ
セスにおける産業ガスとしての利用が中心であるが、図表 4-39 に示すように、新たな二次エネルギー
源として燃料電池自動車（FCV、以下同様）や定置用燃料電池などへの利用が実用化されつつある。
図表 4-39

水素エネルギー利活用の可能性

出典：総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 第 8 回会合 資料 2-2

55

(1) FCV の導入状況
主要な自動車メーカー各社は FCV の試験導入を進めており、数十～数百台の FCV を実証実験、リース販売で市場投入している。現在、いわゆる低公害車の主流としてハイブリッド自動車、プラグイン・ハ
イブリッド自動車が市場投入されているが、FCV はさらなる高効率ををもたらす次世代自動車として開発が進められている。次世代自動車としては電気自動車の開発も進められており、自宅で充電可能である
こと、CO2 排出量の点で優れることなどメリットがある一方で、航続距離の制約や充電時間の長さなど課
題もあることから、使用条件によって FCV と棲み分けがなされるものと考えられる。
(2) FCV のエネルギー効率
FCV による水素エネルギー活用の効率性については、水素・燃料電池実証プロジェクト（JHFC）においてガソリン車やハイブリッド車などの各種車両の Well to Wheel 総合効率を比較する検討がなされ、FCV は CO2 排出量削減のポテンシャルが高く、また原油、天然ガス、再生可能エネルギーなど、エネル
ギー源の多様化にも対応しやすいことが確認されている。
1）水素・燃料電池実証プロジェクト（JHFC）
ＪＨＦＣは、経済産業省が実施する燃料電池システム等実証試験研究補助事業に含まれる「燃料電池
自動車等実証研究」と「水素インフラ等実証研究」から構成されるプロジェクトであり、その一環として、燃料電池自動車の本格的量産と普及の道筋を整えるため、各種原料からの水素製造方法、現実の使用条件下での FCV の性能、環境特性、エネルギー総合効率や安全性などに関する基礎データを収集し、そのデータの共有化を進めるための研究・活動が実施された。
2002～2005 年度に行われた第 1 期では FCV や水素ステーションの実証データを用いて Well to
Wheel 総合効率を明らかにし、FCV の自動車としてのエネルギー効率の高さが明らかにされた。2006～2010 年度の第 2 期では、燃料電池自動車等および水素製造設備・供給設備におけるより実使用に近い条件化における課題が明確化されたほか、規格・法規・基準作成のためのデータ取得、普及促進のための広報・教育戦略の策定、省エネルギー効果（燃費）および環境負荷低減効果の確認、技術、政策動向の把握といった成果が得られた。
2）Well to Wheel 総合効率に関する JHFC 成果の概要
JHFC において行われた検討では、慶応義塾大学石谷久教授が主査となり、国公立大学、独立行政法人、業界団体、自動車メーカー、電力事業者、石油事業者、ガス事業者、プラント事業者など多くのメンバーが参画し、経済産業省などがオブザーバーとして関わる形で行われた。
「JHFC 総合効率検討結果」（JHFC 総合効率検討特別委員会・財団法人日本自動車研究所、2006
年 3 月）において公表された、文献および JHFC プロジェクトで取得された実証データなどを利用した計算結果を
図表 4-40 に示す。FCV は現行車に対し大きな効率改善のポテンシャルを有し、ガソリン HV、ディー
ゼル HV よりもエネルギー投入量が小さい。また高いエネルギー消費効率により、CO2 排出量も削減さ
れている。

56

図表 4-40 Well to Wheel エネルギー投入量・CO2 排出量算出結果27)（2005 年度）

出典：「JHFC 総合効率検討結果」（JHFC 総合効率検討特別委員会・財団法人日本自動車研究所、2006 年 3 月）

2010 年度には、その後の条件変化および車両性能の向上を踏まえた見直しが行われ、「総合効率とGHG 排出の分析」（総合効率検討作業部会・財団法人日本自動車研究所、2011 年 3 月）として公表された。具体的には、Well to Wheel のエネルギーパスとして CCS と有機ハイドライド輸送が加わったほか、電源構成変化による CO2 排出量の増加、評価対象車のエネルギー消費率改善などが反映されている。
Well to Wheel 総合効率の見直し結果について、2009 年時点の日本の平均的な電源構成を前提とした計算結果を図表 4-41 に示す。FCV のエネルギー投入量は、ナフサ／灯油／LPG／都市ガスの改質
で水素製造しサービスステーション（@SS）で圧縮水素ガス（CHG）充填を行う場合、およびナフサ／天然ガス（NG）を大規模な中央プラント（@CP）で水素製造し CHG 充填を行う場合が 1.2MJ/km と最も小さい。これは、ガソリン車（ICEV）の約 2/3 であり、HEV および PHEV と同程度の水準である。
CO2 排出量についても、天然ガス（NG）を大規模な中央プラント（@CP）で水素製造し CHG 充填を行う場合で 70g-CO2/km、都市ガスの改質で水素製造しサービスステーション（@SS）で圧縮水素ガス（CHG）充填を行う場合で 71g-CO2/km であり、ガソリン給油の HEV よりも低い水準と計算されている。

27)

10・15 モードとは、市街地および郊外を想定した燃費測定のための所定の走行パターンのこと。また、略称は次の通り：FCV（燃料電池自動車）、HV（ハイブリッド自動車）、CNG（圧縮天然ガス自動車）、
BEV（電気自動車）。
57

図表 4-41

Well to Wheel エネルギー投入量（2010 年度）28)

出典：「総合効率と GHG 排出の分析」（総合効率検討作業部会・財団法人日本自動車研究所、2011 年 3 月）

(3) 水素供給インフラの開発動向
FCV を中心とした水素利用社会の実現に向けて、水素供給インフラの整備面において、官民一体となった積極的な取組みが行われている。
1）燃料電池実用化推進協議会（FCCJ）
燃料電池実用化推進協議会は、燃料電池の実用化と普及に向けた課題解決のための政策提言を目28)

10・15 モードでの計算結果。また、略称は次の通り：ICEV（内燃機関自動車）、HEV・HV（ハイブリッ
ド自動車）、PHEV（プラグインハイブリッド自動車）、DICEV（ディーゼル内燃機関自動車）、CNGV（圧縮天然ガス自動車）、BEV（電気自動車）、SS（サービスステーション）、CP（大規模な中央プラント）。
58

的とする協議会として 2001 年に設立された。同協議会では、2015 年をマイルストーンとして FCV の一般ユーザー普及開始時期と位置つけ、主要な国内外自動車メーカー、国内エネルギー企業の同意として「2011 年からは従来からの技術実証に加えて社会実証を開始し、2015 年から一般ユーザーへの燃料電
池自動車の普及開始を目指すと共に、以後ユーザーの利便性確保のための水素供給インフラを FCV普及に先立って構築する」とのシナリオを 2008 年 7 月に発表した。
その後、CO2 排出削減に貢献できる FCV の大規模な普及を目標にとして 2025 年を FCV・水素ステー
ションの自立拡大開始の年と位置づけた 2 つめのマイルストーンを加え、2010 年にシナリオを更新した。
また、関連する会員企業 13 社がこのシナリオの実現に向けて取り組むことを共同声明として公表した。
同協議会の示す FCV と水素ステーションの普及に向けたシナリオを図表 4-42 に示す。
図表 4-42 FCV と水素ステーションの普及に向けたシナリオ

出典：FCV と水素ステーションの普及に向けたシナリオ （燃料電池実用化推進協議会（FCCJ） ）2）水素供給・利用技術研究組合（HySUT）
2008 年、COCN「燃料電池自動車・水素供給インフラ整備普及プロジェクト」において、燃料電池自動車の普及および水素供給インフラ整備の実現に向けて、これまでのデモンストレーションを超えた取組の推進と現実的な普及施策・制度に関する国レベルの検討の推進が提言されている。提言の実行に向け、2009 年 7 月には「水素供給・利用技術研究組合（HySUT）」が設立された。
HｙSUT では水素供給事業者と燃料電池自動車普及を目指す企業が一体となって、2015 年の燃料電池自動車普及開始に向け、水素社会システム構築実証事業、北九州水素タウンを活用した実証研究、
水素利用技術研究開発事業、水素ステーションの設置・運用等に係る規制緩和のための研究開発、
地域水素供給インフラ技術・社会実証、が事業として取り組まれてきている。

59

①

水素社会システム構築実証事業
2009～2010 年に行われた水素社会システム構築実証事業では、水素ハイウェイプロジェクト、水素

タウンプロジェクトの 2 つの実証事業が行われた。同プロジェクトでは、水素を安全・簡便に製造、輸送、貯蔵し、燃料電池自動車で利用する実証試験として、都心-成田空港、都心-羽田空港間において燃料電池自動車、燃料電池バスを使用した我が国初の高速道路経由の定期運行が実施された。また、それら燃料電池自動車に水素を供給する水素ステーションの建設と運営が行われた。また、水素タウンプロ
ジェクトでは北九州市に水素のパイプラインを敷設し、定置用燃料電池の面的実証が行われた。
②

地域水素供給インフラ技術・社会実証2011 年度からは NEDO と水素供給・利用技術研究組合（HySUT）のプロジェクトとして「地域水素供給インフラ技術・社会実証」が 5 ヶ年の計画で開始されている。2015 年の FCV の一般ユーザー普及開始に向けて、実使用に近い条件で FCV・水素供給インフラに関する技術実証を行うとともに、ユーザー利便性等の社会受容性を検証し、普及開始に向けての課題解決を行う。具体的には、70MPa 充填技術の実証、高頻度運転・高稼働運転の実証、低コスト化ステーション技術の実証、トータルシステム技術の実証などが取り組まれている。他の場所で製造した水素を輸送・貯蔵して使うオフサイト型、水素ステーションに燃料を貯蔵しステーション内で改質し水素を取り出して使うオンサイト型の地域水素供給イン
フラのイメージを図表 4-43 に示す。
図表 4-43 地域水素供給インフラのイメージ

出典：「地域水素供給インフラ技術・社会実証（1）技術・社会実証研究の概要」（HySUT）

60

4.3.3水素エネルギー活用に関する最新の政策動向(1) 我が国の水素関連政策動向2013 年に総合資源エネルギー調査会基本政策分科会にて取りまとめられた「エネルギー基本計画に対する意見」において、水素は、将来の二次エネルギーとして、電気、熱に加えて中心的な役割を担うことが期待され、水素社会の実現に向けた取組みの加速が指摘されている。
国内に資源が乏しくエネルギーの大部分を海外の化石燃料に依存している日本にとって、水素エネ
ルギー活用によるエネルギー供給源の多様化や環境負荷の低減の実現は重要な方策と考えられる。また非常時の電力供給も可能な燃料電池自動車や分散型エネルギーである定置用燃料電池は、レジリエンスの観点からも有益と考えられる。世界に先駆けての水素社会実現に向け、継続的な国家プロジェク
トなどを通じ、産学官連携のもと技術開発・実証・規制見直しを、4.3.2 節で述べたように一体で進める取組みが行われている。
将来的な水素社会の実現を加速する取組みの一環として、2013 年 12 月、経済産業省によって「水素・燃料電池戦略協議会」が設置された。同協議会では現在、水素の製造から貯蔵、輸送、利用までの各段階における産学官の役割分担、具体的方策等を盛り込んだ内容のロードマップの策定が行われている。

(2) 諸外国の水素関連政策動向
欧米等においても、水素エネルギー利活用の促進に向け、必要な技術開発や導入支援等の支援策が積極的に講じられている。近年の動向について図表 4-44 に示す。
図表 4-44

水素エネルギー利活用促進に関する諸外国の動向

出典：総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 第 8 回会合 資料 2-2

611）欧州連合（EU）29)の事例
28 ヶ国の加盟する欧州連合では、FCH JU（The Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking）は、2008 年から 2012 年までに 391 百万€を投資し、130 以上のプロジェクトを実施、欧州における燃料電
池および水素分野の研究開発に貢献してきた。
輸送部門におけるプロジェクト例においては、燃料電池車の日常的な運用に関する信頼性と市場性の評価事例や、オスロやコペンハーゲンなど北欧の厳しい環境下において 19 台の燃料電池自動車と水素ステーションを運用し、将来的により厳しい環境下でも運用できる可能性を示した事例がある。また、メーカーや自治体など 25 団体が参画し、欧州各国の 5 都市を輸送する 26 台の燃料電池バスと、各都市に 2 箇所設置される水素ステーションなどのインフラを 5 年間にわたり運用した CHIC プロジェクトでは、環境、経済、社会への影響に着目して技術のアセスメントを行い、一般市民や自治体に対し次段階の技術開発に関する普及活動を行っている。
2）米国の事例
H2USA は水素燃料を利用した燃料電池自動車等のインフラ普及を目指す取組みとして、DOE により2013 年 5 月に設立された。背景には輸入石油から代替エネルギーや国産エネルギーへのシフトを目指すオバマ大統領の政策があり、製造・貯蔵コストが高い一方で環境負荷の小さい水素燃料の供給方法の課題解決に、官民が協力して当たるものである。
米政府の関係省庁、自動車メーカー、エネルギー会社などが参画し、米国内での水素ステーションの設立対策や設備の規格、水素燃料電池製作費の削減対策などについて研究する。近年、アメリカでは膨大なシェールガスが生産されるようになった。これにより、電力や輸送に要する燃料コストの削減だけ
でなく、水素の生産や水素燃料電池の駆動に関する実証試験、実証走行にも安価に取り組めるようになっている。H2USA では、官民連携により、燃料電池自動車の早期普及のための技術・市場分析や、インフラ普及による規模の経済効果等の評価を行う。具体的には、天然ガスやバイオガスから熱や電力を作り出すプロセスを活用した安価な水素製造などがあげられている。

4.3.4

化石燃料由来の水素エネルギーへの応用に関する課題と解決の方向性

水素社会の実現に向け、国内では産学官が連携し、2015 年からの一般ユーザーへの燃料電池自動車の普及開始、2025 年を燃料電池自動車および水素ステーションの自立拡大開始の年とすることをマイルストーンとして、技術開発や実証試験が進められている。そのような将来の水素社会到来に備え、インフラとして低コストかつ安定的に水素エネルギーを供給できる、効率的製造技術の開発が課題となっている。
水素エネルギーの製造方法には、炭素と水素から成る化石燃料を改質し、CO2 などを分離し、精製す
る方法、および電気を用いて水を電気分解する方法などがある。将来の水素社会における安定的な水
素安定的な水素供給体制を備えるには、現在、世界的には水素生産量の多くを占める天然ガス、また、
29)

ベルギー、ブルガリア、チェコ、デンマーク、ドイツ、エストニア、アイルランド、ギリシャ、スペイン、フランス、クロアチア、イタリア、キプロス、ラトビア、リトアニア、ルクセンブルク、ハンガリー、マルタ、オラン
ダ、オーストリア、ポーランド、ポルトガル、ルーマニア、スロベニア、スロバキア、フィンランド、スウェーデ
ン、英国62国内においては、水素供給ポテンシャルの高い石油精製における LPG 等からの水素製造において、製造効率の向上によるエネルギー効率を向上、環境負荷の低減および低コスト化に貢献する技術開発が求められている。
こうした課題を解決するための方向性として、分離に必要な加熱や加圧の工程を改善し、必要エネル
ギーを削減することが考えられる。現状の化学吸収法では、CO2 を化学的にアルカリ液等に吸収させた
後、分離のための加熱工程が必要となるのに対して、膜分離技術では膜の両側にかかる圧力差を利用して分離を行う技術であり、天然ガスや LPG 等からの改質では原料ガスがもともと高温かつ高圧の状態であることから、分離のための加圧や加熱の工程が不要となる。膜分離技術の活用により、分離に必要な投入エネルギー量をが小さくすることができ、ランニングコストの面から優位性をもつことがと期待される。また、透過性の高い膜分離素材の活用により水素の回収率が向上し、それによる原料費および用役費の低減できることからも、ランニングコスト面での優位性が期待される。
なお、設備コストについては、当該技術が現状で未確立であるため利用可能な情報源レベルで評価することは難しいが、今後の開発によりコスト・耐久性を既存の膜モジュールと遜色ないものとすることが求められる。

こうした課題を解決するための方向性として、分離に必要な加熱や加圧の工程を改善し、必要エネ
ルギーを削減することが考えられる。現状の化学吸収法では、CO2 を化学的にアルカリ液等に吸収させた後、分離のための加熱工程が必要となるのに対して、膜分離技術では膜の両側にかかる圧力差を利用して分離を行う技術であり、天然ガスや LPG 等からの改質では原料ガスがもともと高温かつ高圧の状態であることから、分離のための加圧や加熱の工程が不要となる。膜分離技術の活用により、分離に必要な投入エネルギー量をが小さくすることができ、ランニングコストの面から優位性をもつことがと期待さ
れる。

4.4

化石燃料ガス化への応用

石炭資源の利用や石油残渣の有効活用に対するニーズが高まる中、これらの燃料をよりクリーンかつ効率的に利用できる技術として、IGCC への期待が高まっている。また、IGCC 高効率化のためにはガス化した化石燃料から高濃度の水素を分離することが必要となる。分離された水素は、これを抽出して発電以外の用途に活用していくことも、将来の可能性として考えられる。

4.4.1

石炭および石油残渣の利用動向(1) 石炭資源の特徴
世界の石炭可採埋蔵量は 8609 億トンである。上位 3 位はアメリカ、ロシア、中国であり、石油や天然ガスに比べて賦存地域に偏りが少ない特徴を有する。またエネルギー白書 2013（資源エネルギー庁）によれば、その可採年数も原油が 54 年、天然ガスが 64 年であるのに対し、石炭は 112 年と長い。

63

図表 4-45 世界の石炭可採埋蔵量

出典：資源エネルギー庁、エネルギー白書 2013

石炭の価格と他の化石エネルギーの価格を同一の発熱量（1,000kcal）当たりの CIF 価格30)を図表

4-46 に示す。石炭は原油や LNG に対して安く、また価格変動も安定している資源といえる。
図表 4-46 化石エネルギーの単位熱量当たり CIF 価格

出典：資源エネルギー庁、エネルギー白書 2013

一方で、図表 4-47 に示すように電源別の二酸化炭素排出量を比較すると、石炭火力が他の化石エ
ネルギーに比べて大きい。そのため、より CO2 排出量の小さい、IGCC などのクリーンコールテクノロジーの開発が進められている。

30)

Cost, Insurance and Freight の略。積荷である石炭の積出し地での価格に、運賃や船荷保険料を加
えた価格。
64

図表 4-47 電源別の LC-CO2 排出量※中規模ダム水路式、発電出力 1 万 kW
出典：電力中央研究所、電中研ニュース No.468（2010）(2) 石油残渣の利用動向
石油製品の燃料は、輸送用等の燃料である白油の需要が堅調に推移しているのに対し、かつて発電用などに用いられてきた重油など黒油の需要が環境問題などを背景に減少する、いわゆる白油化が進んでいる。
このため、石油精製過程で生じる重油・アスファルトなどの残渣を有効に利用する技術開発の必要性が高まっており、石油残渣をクリーンかつ効率的に利用できる技術として IGCC が有望視されている。
図表 4-48 燃料油の油種別販売量の内訳

出典：資源エネルギー庁、エネルギー白書 201365

4.4.2ガス化複合発電技術の開発動向(1) ガス化複合発電技術の概要
IGCC とは石炭資源等から得られる合成ガスを用いた発電技術のことである。石炭、石油残渣をガス化原料とする燃焼ガスでガスタービンを回し、ガスタービンの排熱を利用し蒸気タービンを駆動する。

IGCC では、ガス化炉を用いて石炭をガス化することで、一酸化炭素と水素を主成分とし、CO2 などの諸成分を含む石炭ガス化ガスを発生させる。この合成ガスを燃焼することでガスタービンを回し、さらには高温の排ガスを用いてボイラで蒸気を発生させることで蒸気タービンを回す構成となっている。
図表 4-49 石炭ガス化複合発電技術の機器構成

出典：クリーンコールパワー研究所 HP(2) 技術開発ロードマップ「Cool Earth-エネルギー革新技術計画」にもとづく高効率石炭火力発電の技術開発ロードマップを図
表 4-50 に示す。発電効率の目標としては、技術開発の進展に伴い、2015 年頃には 48％、2025 年頃には 50％まで向上することが目標とされている。長期的には、ガスタービンの排熱をガス化炉に回収し、水蒸気改質を行うことでガス化効率をさらに向上させる次世代 IGCC による 57%の発電効率を、2030
年以降に達成するとしている。また、燃料電池における排熱を回収し、水蒸気改質によるガス化に活用することで発電効率を高める次世代の IGFC(A-IGFC)の実用化が期待されている。
図表 4-50 石炭火力発電の効率向上のロードマップ

出典：総合科学技術会議評価専門調査会「石炭ガス化燃料電池複合発電実証事業費補助金」評価検討会（第１回）資料66

IGCC を含むクリーンコールテクノロジーは、ロードマップ等にもとづき、官民連携による積極的な技術開発が行われている。2012 年より研究開発事業の始まった大崎クールジェンでは、第一段階として酸素吹き IGCC 実証、第二段階として CO2 分離・回収型 IGCC 実証、第三段階として燃料電池を組み込んだ IGFC システムの実証を行う計画になっている。
4.4.3

ガス化複合発電技術の利用動向

石炭ガス化複合発電技術を中心に、世界中で IGCC プラントの建設・計画が進められている。また、
IGCC の CO2 排出をさらに抑制することを目指した CO2 回収型の IGCC についても技術開発および建設・計画が行われている。

(1) ガス化複合発電プラントの導入規模
DOE（The U.S. Department of Energy）の NETL（National Energy Technology Laboratory）が発表した Worldwide Gasification Database 2010 によれば、2010 年時点で世界では 144 のプラントが稼動し、その設備容量は合計 40,153MWe である。建設中のプラントは 11 あり、さらに 37 のプラント建設が計画中されている。2016 年に、その設備容量は合計 63,564MWe となる見通しである。
2010 年時点でガス化複合発電のガス化原料は石炭が全体の 51％を占める。さらに建設中の 11 プラ
ントが全て石炭をガス化原料とするものであり、計画中のプラントでもその 70%以上が石炭ガス化複合発電とされている。
図表 4-51 世界のガス化複合発電設備容量（ガス化原料別）

出典：NETL、2010 Worldwide Gasification Database2013 年 10 月時点で、建設が計画されている IGCC（NETL、Gasification Plant Databases に登録されているもの）は 19 プロジェクトあり、米国が 10 プロジェクトと過半数を占める。

67

図表 4-52 世界の IGCC 建設プロジェクト
プロジェクト

予定地

出力

費用

Cash Creek Generation

米国

720 MW

US $1.97 billion

Edwardsport IGCC

米国

618 MW

US $3.3 billion

HECA: Hydrogen Energy California Project

米国

300 MW

US $3.9 billion

Hyperion Energy Center aka "Gorilla Project"

米国507 MW

US $10 billion

Kemper County IGCC Project (Plant Ratcliffe)

米国

582 MW

US $2.88 billion

Lima Energy Project

米国

516 MW

US $2 billion

South Heart Coal Gasification Project

米国

175 MW

US $1 billion

Southern California Edison Utah IGCC

米国

500 MW未定

Sweeny Refinery Gasification Project

米国

400 MW

US $2 billion

Texas Clean Energy Project "NowGen"

米国

400 MW

US $2.5 billion

Captain: The Clean Energy Project

英国

－

未定

CoolGen IGCC Demonstration

日本

168 MW

Jamnagar Gasification Projectインド－

US $4 billion

ｻｳｼﾞｱﾗﾋﾞｱ

2700 MW未定

JV Bharat Heavy Electricals Ltd. (BHEL) and NTPC

インド

100 MW

US$128 million

Kochi Refinery Expansion Project

インド

500 MW

US $980 million

Taen IGCC Power Plant

韓国

300 MW未定

Mmambula Energy Project

ボツワナ

1200 MW中国

250 MW

Jazan IGCC plant

Tianjin IGCC Project

900 億円

C $100 million 以上
未定

出典：NETL、Gasification Plant Databases(2) 運用事例
稼働中もしくは過去に稼動した主な IGCC を図表 4-53 に示す。 Buggenum は 1994 年から 4 年間の実証実験を経て、1998 年から商業運転に入り 2013 年 3 月に閉鎖された。Wabash River は 1991
年に DOE の実証実験プロジェクトとして採択され、1995 年に運転開始、2000 年から商業運転を行っている。2003 年度の稼働率は 70%を超えた。Tampa は 1996 年に運転を開始し、2002 年から商業運転に入った。プロジェクトは部分的に DOE の補助を受けている。実証実験では 70～80%の稼働率を達成
し、2005 年の稼働率は約 60%であった。Puertollano は欧州委員会のプロジェクトとして採択され、1992 年に稼働開始し、1998 年から商用運転を開始している。国内ではクリーンコールパワー研究所が2001 年に設立され、福島県勿来に実証機を建設、2007 年から実証試験に入った。2013 年 4 月からは商業運転が開始され、同研究所も常磐共同火力に吸収合併された。

68

図表 4-53 主な IGCC 概要
名称

BuggenumWabash River

Tampa

Puertollano

勿来

地点

オランダ

アメリカ

アメリカ

スペイン

日本

事業者

NUON

Cinergy/
Conoco Philips

Tampa
Electric

ELCOGAS

ガス化炉

Shell 炉Dow(E-Gas)炉

GE(Texaxo)炉PRENFLO 炉

電中研/三菱炉

石炭供給方式ﾄﾞﾗｲﾌｨｰﾄﾞ

ｽﾗﾘｰﾌｨｰﾄﾞ

ｽﾗﾘｰﾌｨｰﾄﾞ

ﾄﾞﾗｲﾌｨｰﾄﾞ

ﾄﾞﾗｲﾌｨｰﾄﾞ

ガス化剤

酸素

酸素

酸素

酸素

空気

ｸﾘｰﾝｺｰﾙﾊﾟﾜｰ研究所（当時）

出力 [MW]

253

262

250

300

250

送電端効率
(HHV)

41.4%

39.7%

37.5%

41.5%

40.6%

ﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄ費用

510 億円

499 億円

738 億円

884 億円

896 億円

出典：IGCC State-of-the-art report（University of Stavanger Norway, 2010）総合、科学技術会議評価専門調査会資料（第 90 回）より三菱総研作成

4.4.4

CO2 回収型 IGCC

IGCC の CO2 排出をさらに抑制することを目指し、石炭ガス化ガス中の一酸化炭素（CO）を CO シフト
反応器にて水蒸気（H2O）とのシフト反応により、CO2 と水素に転換し CO2 を回収する「CO2 回収型
IGCC」の開発が進められている。CO2 回収プロセスでは CO2 回収時・圧縮時の動力等でエネルギー消費が加わるため、IGCC としての発電効率は一般に低下する。そのため、CO2 回収型 IGCC ではプロセスにおける高効率化も含めた全体最適が求められている。
CO2 回収型 IGCC プロジェクトとしては FutureGen、Magnum、GreenGen などが存在する。こうしたプロジェクトでは、回収した CO2 を CCS で貯留することを前提としたシステム設計となっている。
図表 4-54 主な CO2 回収型 IGCC 建設プロジェクト
プロジェクトFutureGen 2.0

予定地

出力

運転開始予定米国

168MW2017 年

Magnumオランダ

1200MW

2020 年GreenGen

中国

400MW

2018 年

出典：The Carbon Capture and Sequestration Technologies Program at MIT

FutureGen 2.0 は、ニア・ゼロエミッションの石炭火力発電所では初となるプラントである。米国イリノイ州に予定されている候補地のサイト特性調査が完了し、2014 年の夏から建設を開始し、2017 年秋に商業利用を開始する予定とされている。稼動開始後は、年間 1.1 百万トンの CO2 を 20 年以上にわたり貯留する計画となっている。その総量は 22 百万トンとされている。CO2 は IGCC で回収後に地下のパイプラインを 48km 輸送され、地下約 1,200m の砂岩層に貯留される。
FutureGen2.0 は、FutureGen Industrial Alliance という NPO 団体（501(c)(3)）が DOE とパートナー
シップを組む形で推進される。営利よりも技術開発によりフォーカスし、営利企業よりもより大きなリスクを取ることができるとしている。総工費は約 16.5 億ドルであり、うち 10 億ドルを DOE が支援する。

69

4.4.5

CO2 回収・貯留（CCS）の動向

CO2 を回収し貯留する、CCS（Carbon dioxide Capture and Storage）の建設・計画プロジェクトも世界中で進められている。また関連する法規制も各国で強化の動きがあり、技術導入が推進されている。

(1) 技術戦略マップ
CCS は、IPCC（気候変動に関する政府間パネル）第 4 次評価報告書において、温暖化緩和策で期待されるキーテクノロジーの 1 つとして取り上げられている。「Cool Earth-エネルギー革新技術計画」（2008 年）においても、2050 年までに世界全体の温室効果ガス排出量を半減するに求められる革新的技術の 1 つとして CCS が位置づけられており、経済産業省では図表 4-55 に示す技術戦略マップを策定し、官民連携のもとで施策を推進している。
図表 4-55 CO2 固定化・有効利用分野の技術戦略マップ（抜粋）

出典：技術戦略マップ 2009（経済産業省）

CO2 の分離・回収コストについても示されており、化学吸収法では 4200 円/t-CO2 から 2015 年頃には2000 円/t-CO2 へ、膜分離法では分離膜の高圧ガス適用で 1500 円/t-CO2、2020 年代には 1000 円/t-CO2 を目標に設定されている。
(2) CCS の導入規模
The Global Status of CCS Update: 2013（Global CCS Institute）によれば、2013 年時点で世界に72 件の大規模統合プロジェクトが存在する。その多くは石油増進回収法（EOR）によるものである。産業
革命以前から世界平均気温の上昇を 2 度以内に抑制する IEA Energy Technology Perspectives（ETP）
2012 年版の 2DS シナリオを前提とすると、2050 年には 42Gt の CO2 排出量削減が必要であり、そのう
ち 7Gt 分を CCS によって貯留する必要があるとされる。
2012 年時点で稼働中又は建設中のプロジェクトは 16 件であるが、目標のためには操業プロジェクト70

数を 2020 年までに 130 件に増やす必要がある。しかしながら、2020 年までに操業予定のプロジェクト
は 51 件と少なく、Global CCS Institute は気候変動法制にかかる遅延がもたらす悪影響について、各国政府に強い警告を発している。
図表 4-56 現在および計画中の CCS プロジェクトの動向

出典：The Global Status of CCS: 2012（Global CCS Institute）(3) CCS コストのシミュレーション事例
DOE の試算（図表 4-57）によると、IGCC の発電コストに占める CO2 回収・貯留コストはシフト反応設
備や CO2 回収率に応じて 9.0～34.4mills/kWh31)（1 ドル 100 円換算で 0.9～3.5 円/kWh）である。以下のシミュレーションでは、CO2 回収に物理吸収（Selexol 法）を用い、運転期間を 30 年とし、2007 年 6 月
時点のドル換算で示した場合の金額を示している。なお、回収した CO2 はパイプラインで 80km 輸送され、地下 1,239m の含塩層に貯留し、80 年間の監視を行うものと設定されている。

31)

mills は 1 セントの 10 分の 1
71

図表 4-57 CO2 回収・貯留コストのシミュレーション

出典：DOE, Cost and Performance of PC and IGCC Plants for a Range of Carbon Dioxide Capture, 2013

このとき、1 トンあたりの CO2 回収・貯留に必要なコストは、41.7～48.7$/t（1 ドル 100 円換算で 4,170～4,870 円/t）と試算されている（図表 4-58）。
図表 4-58 CO2 回収・貯留コスト

出典：DOE, Cost and Performance of PC and IGCC Plants for a Range of Carbon Dioxide Capture, 2013

また、CO2 回収型 IGCC において CCS まで実施した場合の試算結果（図表 4-59）によれば、約 6 円弱の発電コストに対し、分離回収・昇圧コストが約 2 円、輸送・貯留まで含めると約 4～6 円になるとの試算もある。なお、この試算のもととなる CO2 分離回収・昇圧コストは 26.2$/t、貯留コストは日本で 2370 円/t、豪州は陸域が 5.1$/t、海域が 30.2$/t、中東で 4.0 円/t とされている。

72

図表 4-59 CCS を実施した場合の発電コスト

出典：石炭火力発電の将来像を考える研究会

4.4.6

化石燃料ガス化への応用に関する課題と解決に向けた方向性

化石燃料ガス化においては、IGCC の発電効率向上のための技術開発が、ロードマップなどに基づき官民連携のもとで進められている。また環境負荷低減をさらに推し進める方策として、一酸化炭素を水
蒸気とのシフト反応により CO2 と水素に転換し CO2 を回収する方式の開発等が行われている。IGCC の効率向上や IGFC などの技術開発に関連して CO2 の分離・回収およびそれによる環境負荷低減を目指すにあたっては、CO2 と水素をより効率的に分離することを課題として位置づけることができる。炭酸ガ
スマネジメント技術による分離性能の向上、経済合理性の確保、設備の長寿命化などは、これらの課題に対する解決の方向性として考えられる。

73

5． まとめと提言
5.1

まとめ

前章（第 4 章）においては、上記の炭酸ガスマネジメント技術が資源確保・有効利用に資する適用分野について、現状や将来見通しを踏まえた上で、現状の課題と解決に向けた方向性を示した。それに先だって第 3 章では、炭酸ガスマネジメント技術の主要な要素技術である炭酸ガス分離について、特に新規の高効率分離膜技術の性能動向を取りまとめた。各章の概要と主たる結論は以下のとおりである。
■主要な酸性ガス分離法とその比較（第 3 章）


天然ガス、水素ガスから酸性ガスを分離する方法として、これまでに湿式吸収法、吸着分離法、深冷分離法、膜分離法が開発され、それぞれの特徴を見極めて採用されている。中でも既存型の高分子膜を膜分離法は、天然ガス中の CO2 分離手段として大規模に使用されており、大型設備にも用いられた実績がある。しかしながら、既存の高分子膜では分離効率・分離性能の点ではやや不十分であった。



そうした中、天然ガスを想定した CO2/CH4 分離において CO2 の透過速度、選択率とも従来の高分子膜の分離性能をはるかに上回るゼオライト膜、および、CO2/H2 分離において透過性・選択性の高い新規高分子膜が開発された。



ゼオライト膜は、現段階では、まだ CO2 を含む天然ガスでの試験実績はないが、天然ガス中の炭酸ガスを分離する方法として有望であり、開発が期待されるものである。



新規高分子膜は、実ガス試験実績はなく開発段階であるが、環境負荷のない水素を高効率に製造することが求められている状況において、今後の開発推進が期待されるものである。

■炭酸ガスマネジメント技術の可能性と課題（第 4 章）
4.1～4.4 において、それぞれ、高酸性度天然ガス、EOR・シェールガスフラクチャリング、化石燃料由来の水素エネルギー、石炭・石油残渣ガス化、の各分野における現況や見通しをまとめた上で、課題と解決に向けた方向性を以下のように整理した。

4.1 高酸性度天然ガス＜現状・見通し＞

我が国および世界主要国においては将来的に天然ガス需要増が見込まれる。



我が国にとって重要な天然ガス調達元であるアジアや中東では、埋蔵量に占める高酸性度ガスの割合が大きく、その開発は資源確保に資するものとして期待される。



炭酸ガス濃度が高くなると天然ガス熱量あたりの炭酸ガス分離コストも上昇する。CO2 分離コストを50 ドル/t とすると、CO2 濃度 20％程度であれば CO2 分離コストは 1 ドル/MMBTU 未満であるが、CO2 濃度が 60％を超えると CO2 分離コストは 4 ドル/MMBTU 程度と試算される。



我が国の天然ガス輸入価格見通し（12～15 ドル／MMBTU）とＬＮＧ輸入コスト水準（7～10 ドル／
MMBTU）から、炭酸ガス濃度が 60％を超えるようなガス田においても炭酸ガス分離コストとして 2～3 ドル／MMBTU 程度が許容上限と見積もられた。

74

＜課題＞


炭酸ガス濃度が高くなると生産される天然ガス熱量当たりの CO2 分離回収コストのウェイトが大きくなる。CO2 分離回収コストを少しでも安価に抑えることができれば、より多くの高酸性度天然ガス井において開発可能性が高まる。



中東など一部ガス田に高濃度で含まれる硫化水素の除去法として効率的な技術が不足している。

＜解決の方向性＞


ランニングコストの点で優れる膜分離法の活用が考えられる。高性能ゼオライト膜を化学吸収法と組み合わせた場合には、化学吸収法単体と比較して消費エネルギーが 62％減、化学吸収法と既存高分子膜の組み合わせと比較して同 33％減となるといった既往研究事例がある。

4.2 EOR・シェールガスフラクチャリング＜現状・見通し＞

特に米国において多く実施されている EOR のうち、ガス圧入法が米国で 6 割を占める。ガス圧入法に CO2 を用いる CO2-EOR は、石油回収率を大幅に向上させることに加えて CO2 貯留も可能という利点を持つことから、特に注目度が高い。



カナダの Weyburn 油田では North Dakota の IGCC プラントで生産された CO2 を炭酸ガス源としてパイプライン供給し、CO2-EOR によって 1 億 3,000 万 bbl の追加的石油生産を見込んでいる。



一般的に水圧破砕技術が用いられるシェールガスフラクチャリングにおいて、地層の状況によってはダメージを抑えるなどの目的から CO2 をフラクチャリング流体として用いる事例があり、今後もCO2 フラクチャリングの利点を活かせるシェールガス田では適用実績が増える可能性もある。

＜課題＞


CO2-EOR や CO2 フラクチャリングは資源確保の点で重要な技術だが、随伴ガスなどの形で自然発生する CO2 は場所や量が限定されることから、炭酸ガス源不足という課題がある。

＜解決の方向性＞


炭酸ガスマネジメント技術の高酸性度天然ガスへの応用などによって、資源としての CO2 抽出がなされれば、これをさらなる化石燃料確保に活用できる可能性がある。また、CO2 を用いて採掘した石油の随伴ガスや天然ガスから CO2 を分離すれば、CO2 を繰り返し利用して資源確保を行うことが可能と考えられる。

4.3 化石燃料由来の水素エネルギー＜現状と見通し＞

天然ガスおよび石油精製における LPG、ナフサ等は、改質による水素製造にも利用される。改質
後の水素は CO2 などを分離し、精製される。近年、高純度に精製された水素は、二次エネルギーとして燃料電池自動車等への利用が拡大されつつある。



我が国では、水素・燃料電池実証プロジェクト（ＪＨＦＣ）の一環として、燃料電池自動車（FCV）の総合効率の優位性が示される一方で、また、水素供給インフラの開発についても実証事業等が実施されている。

75

＜課題＞


将来の水素社会到来に備え、インフラとして低コストかつ安定的に水素エネルギーを供給できる、効率的製造技術の開発が課題となっている。



世界的に水素生産量の多くを占める天然ガス、また、国内で水素供給ポテンシャルの高い石油精製における LPG 等からの水素製造において、製造効率の向上が求められている。

＜解決の方向性＞


膜分離技術を用いることで、分離に必要な加熱や加圧プロセスを改善あるいは排除し、必要エネル
ギーを削減し、効率向上を図ることが考えられる。

4.4 石炭・石油残渣ガス化＜現状と見通し＞

化石燃料ガス化においては、IGCC の発電効率向上のための技術開発が、ロードマップなどに基づき官民連携のもとで進められている。
環境負荷低減をさらに推し進める方策として、一酸化炭素を水蒸気とのシフト反応により CO2 と水

素に転換し CO2 を回収する方式の開発等が行われている。
IGCC 高効率化のためにはガス化した化石燃料から高濃度の水素を分離することが必要となる。



分離された水素は、これを抽出して発電以外の用途に活用していくことも、将来の可能性として考え
られる。
＜課題＞
IGCC の効率向上や IGFC などの技術開発に関連して CO2 の分離・回収およびそれによる環境負荷低減を目指すにあたっては、CO2 と水素をより効率的に分離することが課題の一つである。
＜解決の方向性＞


炭酸ガスマネジメント技術による分離性能の向上、経済合理性の確保、設備の長寿命化などは、これらの課題に対する解決の方向性として考えられる。

5.2

提言

新たな化石資源の確保、並びに化石資源の高効率利用において、膜分離を活用した分離技術の重要性が高まっている。膜分離技術については、これまで、我が国が世界に先駆けて先進的に開発を進めてきた特徴を活かし、一層の基盤研究での充実とともに、今後は、一部先行して開発された技術に関しては実用化に向けた実証試験等の実施が望まれる状況にある。新たな化石資源の確保、並びに化石資源の高効率利用の分野において、当該技術分野の基礎となる材料・部材開発から、社会実装するための実証規模の試験、評価事業等を実施するに際し、国による財政的支援等を期待したい。

5.2.1

化石資源の確保に関する提言(1) 高酸性度天然ガス資源の開発促進
安定かつ安価なエネルギー資源を確保することは、わが国にとって最も大きな課題の一つである。高濃度の酸性ガス（炭酸ガス）が含まれている天然ガスから高効率で安価に酸性ガスを分離できれば、新76

規ガス田からの天然ガス生産と確保にむけた開発が促進でき、わが国のエネルギーセキュリティの向上に資することになる。
分離膜を用いて炭酸ガスを分離する技術は、エネルギー消費が従来法に比して大幅に削減できるものである。例えば、本報告書に記載したゼオライト分離膜は、学術の創成から社会実装による産業化にいたるまで、産官学の密接な共同研究開発により我が国が世界を常にリードしてきたが、今後厳しい開発競争が予想される状況にある。したがって、今後は、現在の学術的・技術的アドバンテージを活かし、ゼオライト分離膜をはじめとする高性能新規分離膜の部材開発や透過分離のメカニズムを扱う基礎研究の促進によって、世界に対して先んじた研究開発体制をオールジャパンで構築し、世界をリードする位置を確たるものとすることが重要である。また、実用化へ向けては、基盤研究の充実と並行して、先行して開発が進められている高性能新規分離膜の適用性・実用性・耐久性、さらには経済的な優位性を示し、開発のスピードアップを図って実用化を推進することが不可欠である。そのため、実証プラントを設置しての試験（実証試験）を行うことも必須である。高性能新規分離膜技術の基盤研究促進から実用化まで、下記のスケジュールが想定される。

２０１４年度～： 高性能新規分離膜の基盤研究

２０１４～２０１５年度： 中小規模膜分離モジュール組込設備による国内での実証試験
２０１６～２０１７年度： 商業規模膜分離モジュール組込設備および実ガスを用いた海外実証試験
２０１８年度～： 商業規模設備による実用化

なお、高酸性度天然ガスの開発においては、炭酸ガスの分離に加えて、一部ガス田において炭酸ガスとともに随伴する硫化水素ガスの効率的な除去も大きな課題である。硫化水素は、一般的にはクラウス法等により処理され、吸収液等で吸収され濃縮後水素は水となり廃棄されている。また、ＰＳＡ等の吸着法により吸着処理され、吸着剤と共に廃棄されているが、コストの高い点が課題である。こうした課題に対応するため、硫化水素の分離にも膜分離技術を活用し高酸性度天然ガスから分離すること、さらには、
水素と硫黄に分解し膜分離により水素を製造・精製するとともに単体硫黄を回収することにより、エネル
ギー資源の確保に貢献することが期待できる。この技術の実用化を目指すためには、まずは経済性評
価・フイージブルスタディとともに、分離膜部材開発、透過分離機構の基礎研究、メンブレンリアクターの基盤研究開発を進め、実証化を進めていくべきである。
また、高酸性度ガスに関する高性能新規分離膜の実証試験や事業化を進めるにあたり、分離した炭酸ガスの近傍油田での CO2-EOR 等による貯留の実施可能性について検討すべく、十分留意して進めるべきである。

以上、本分野の高性能新規分離膜技術の基礎研究を充実させるとともに、先行して開発が進められている技術については速やかに実用化を図ることにより、世界的な優位性を確保することは、本邦の学術と産業のさらなる活性化、優位性の確保に大きく資するとともに、わが国のエネルギー資源の確保につながるものであり、オールジャパンの基礎研究の体制構築、実証試験の実施をはじめとする技術開発を推進すべく、国による財政的支援等を期待したい。

77

図表 5-1 化石資源確保に資する膜分離技術利用の取り組み提案
高酸性度天然ガスの生産コスト低減
高効率・安価な炭酸ガス分離技術（＋硫化水素の分解分離 ）課題

高性能新規分離膜の適用：従来法（化学吸収）で必要な加熱・加圧が不要

解決方向性

エネルギー消費の大幅削減可能＝ランニングコスト低減

・
日本のｱﾄﾞﾊﾞﾝﾃｰｼﾞ

今後の
取り組み
（提案）

5.2.2

 例えば、新規ゼオライト分離膜技術は日本の産官学で開発され世界をリード 技術の学術の創成から社会実装による産業化にいたるまでの、我が国における包括的な取り組み実績あり【基盤研究】
高性能新規分離膜の部材開発や透過分離のメカニズムを扱う基礎研究の促進
オールジャパン研究開発体制構築による対海外優位性確保【実証試験】
先行開発されている高性能新規分離膜の実証試験（適用性・実用性・耐久性）
中小規模での国内実証試験⇒商業規模での海外実証試験⇒実用化（国内実証試験で 10 億円程度、海外実証試験で 20～30 億円程度を見込む）

化石資源の高効率利用に関する提言(1) 製油所水素製造装置における水素の高効率製造技術の開発促進
水素社会の実現に向けた取組として、水素の供給インフラを整備するとともに、水素を低コストで安定的に供給できる効率的製造技術の開発が課題になっている。こうした課題を解決するための対策として、高圧下で運転される製油所水素製造装置においては、膜分離技術を活用した水素の分離、精製が有効である。製油所水素製造装置は供給ポテンシャルが高く、将来の水素社会における水素供給源としての役割が期待されていることから、実用化に向けた技術開発の推進が必要である。
製油所における水素製造装置への膜分離技術の活用に関しては、石油エネルギー技術センターにおいて、高純度水素の分離、精製と炭酸ガスの分離が可能な技術として、水素分離膜モジュールと炭酸ガ
ス分離膜モジュールを交互に組み合わせた「ハイブリット分離膜型水素精製装置」の技術開発が実施されている。今後は、分離膜を集積した大型モジュール開発、商用のプロセス設計に向けたスケールアップ技術の開発として、実証規模で不純物を含む実使用環境下での性能、耐久性、信頼性を評価するための試験検討等の実施が必要である。
また、実用化に向けた要素技術開発を確立するためには、実証試験で得られたデータを活用して、分離膜によるガス透過機構やその劣化メカニズムを解明することが必要であり、そのための分析技術やシ
ミュレーション技術等に関する基盤研究が必要である。さらに新規分離膜部材の探索・開発といった基盤研究も世界に対しての学術的・技術的優位性を確保する上で欠かせない。なお、概略のスケジュール
は、以下が考えられる。

78

２０１４～２０１８年度： 基盤研究（新規分離膜開発、膜透過・劣化メカニズム解明、分析・シミュレー
ション技術開発等）
２０１４～２０１５年度： 実証試験検討（実証規模での耐久性評価試験等）
２０１６～２０１８年度： 実用化検討（スケールアップ検討、コスト・信頼性検証等）

これらの技術開発を推進するためには、産業界による実証試験、実用化検討、および基盤となる学術研究を実施するための国による財政的支援、産官学の技術連携を推進するための施策が必要である。

(2) 高性能新規分離膜を活用する化学プラント等における省エネルギー技術の開発促進
分離膜を用いての炭酸ガスの分離は、原料ガスが持つ圧力を炭酸ガス分離の推進力とする特徴を有するため、既存の化学吸収法に比べて熱エネルギー消費の大幅な削減が可能となり、コスト削減も期待できる。各種プロセスにおける炭酸ガス分離工程の省エネへの貢献の観点から、化学プラント等においては例えば本報告書に記載した新規高分子分離膜などの活用を図るべきであり、国による財政的支援等による推進を期待したい。また、先行技術の実用化に向けては下記のスケジュールが想定できる一方、分離膜の新規開発、分離膜の作用機構解明、耐久性向上等において産学連携による基盤研究の推進を図ることが必要である。

２０１４～２０１８年 ： 化学プラント・リファイナリーでの炭酸ガス分離工程の省エネに向けての高性能新規分離膜モジュール開発と実プラント条件に見合う実証試験、及び化学プラント以外への応用に向けた開発検討
図表 5-2 化石資源有効利用に資する膜分離技術利用の取り組み提案

課題

水素の低コスト・安定供給
製油所水素製造装置の高効率化（水素社会に向けての技術開発）
化学プラント・リファイナリーの省エネ

解決方向性

高性能新規分離膜の適用（加熱・加圧不要）によるランニングコスト低減

・
日本のｱﾄﾞﾊﾞﾝﾃｰｼﾞ

今後の
取り組み
（提案）

 水素社会のインフラ構築を含めた産官学一体での取り組み
 製油所における高純度水素分離精製と炭酸ガス分離が可能な技術開発実績
 本邦企業による、透過性、分離選択性の高い新規高分子膜開発実績【基礎研究】
分離メカニズム解明や、新規分離膜部材の探索・開発などの促進【実証試験等】
製油所水素製造における実証規模での耐久性試験、実用化試験
化学プラント等における新規高分子分離膜などの実証試験

795.2.3

取り組み体制案

取り組み体制としては、学術（分離膜研究）－産業（分離膜事業）－産業（分離膜ユーザー～
化石資源の確保／有効活用）による取組が想定され、本プロジェクトに当てはめると以下のような例が考えられる。
＜ 学術（分離膜研究）＞ 早稲田大学、産業技術総合研究所、地球環境産業技術研究機構＜ 産業（分離膜事業）＞ 三菱化学、住友商事、住友商事ケミカル＜ 産業（分離膜ユーザー～化石資源の確保／有効活用）＞
ＪＸ日鉱日石エネルギー、国際石油開発帝石、千代田化工建設
なお、海外での実証試験や事業展開においては、日本の資源戦略や展開する相手国のカントリーリス
クチェックの観点から、国の関与・指導を受けながらの取り進めが望ましい。

以上

80

産業競争力懇談会（ＣＯＣＮ）
東京都千代田区丸の内一丁目 6 番 6 号〒100-8280

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Tel：03-4564-2382 Fax：03-4564-2159
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事務局長

中塚隆雄