CCS火力発電政策の隘路とリスク

2022年 4 月

謝辞
本提言の作成にあたり、多くのエネルギー専門家の方々にご協力いただきました。ここに感謝の意を記します。

作成担当者
大野 輝之

常務理事

大久保 ゆり

上級研究員

広瀬 朗子

リサーチスタッフ

自然エネルギー財団とは自然エネルギー財団は、東日本大震災および東京電力福島第一原子力発電所の事故を受けて、孫正
義ソフトバンクグループ代表を設立者・会長として 2011 年 8 月に設立されました。安心・安全
で豊かな社会の実現には、自然エネルギーの普及が不可欠であるという信念から、自然エネルギーを基盤とした 社会の構築を目的として活動しています。

免責事項

本レポートに記載した情報の正確性については万全を期しておりますが、自然エネルギー財団は本
レポートの情報の利用によって利用者等に何らかの損害が発生したとしても、かかる損害については一切の責任を負うものではありません。

目次
概要 ........................................................................................................................................................ 1
第 1 章：CCS に過剰に依存する日本のエネルギー戦略 ...................................................................... 3
第 2 章：CCS 火力発電政策の５つの隘路 ............................................................................................ 9
第 1 の隘路

導入が停滞する CCS 火力 ........................................................................................... 9

第 2 の隘路

不完全な CO2 回収 ..................................................................................................... 12

第 3 の隘路

日本には CCS 利用に適した地理的な条件がない ..................................................... 14

第 4 の隘路

CCS 火力は高コスト化 .............................................................................................. 19

第 5 の隘路

CO2 海外輸出のもたらすリスク ................................................................................ 24

第 3 章：世界における CCS と自然エネルギーの動向 ....................................................................... 27
終章：日本の脱炭素戦略はどうあるべきか ........................................................................................ 35

図表目次
図 1

CCS の類型 ....................................................................................................................................... 3

図 2

グリーン成長戦略が示すカーボンニュートラルへの転換シナリオ................................................. 5

図 3エネルギー基本計画策定時のシナリオの検討 ................................................................................. 6

図 4

IEA ネットゼロシナリオの CCS の想定とプロジェクト見込みの比較 ......................................... 11

図 5

バウンダリーダム発電所での CO2 回収量（予定と実績） ............................................................ 13

図 6

バウンダリーダム発電所の 2021 年の CO2 回収量の推移 ............................................................. 14

図 7

CO2 貯留層賦存量マップ ................................................................................................................ 16

図 8

CO2 輸送に必要な船舶数の想定 ..................................................................................................... 17

図 9

日本海南西部（評価対象海域）における評価対象の海域活断層と主な被害震源の震央 .............. 19

図 10

CCS コストの現状と将来目標（経済産業省） ............................................................................ 20

図 11

発電コスト検証ワーキンググループの CCS 火力発電コスト推計 .............................................. 21

図 12

米国 DOE の発電コスト試算例 .................................................................................................... 23

図 13

CCS 火力の発電コストの推計 ...................................................................................................... 23

図 14

資源・燃料分科会 石油・天然ガス小委員会（第 13 回）資料.................................................... 24

図 15

IPCC レポートと IEA シナリオにおける CCS による CO2 回収量の比較 .................................. 28

図 16

BEIS シナリオの電源別発電量の見込み....................................................................................... 30

図 17

米連邦政府の気候変動長期戦略による電源別設備容量の見通し ................................................ 31

図 18

中国の電源別発電量の見通し ....................................................................................................... 32

図 19

中国の一次エネルギー消費量の見通し ........................................................................................ 32

図 20

太陽光発電、風力発電と CCS 石炭火力発電のコスト比較 ......................................................... 33

図 212030 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（抜粋） ................................ 34

表 1

石炭火力 CCS 実証プロジェクトの成果と到達フェーズ ............................................................... 10

表 2

これまでに実現した商業規模の CCS プロジェクト....................................................................... 14

表 3

IEA

NET ゼロシナリオによる 2030 年、2050 年の電力コスト見通し（LCOE） ..................... 27

概要
CCS に過剰に依存する日本のエネルギー戦略
自然エネルギーの急速なコスト低下が進む中で、世界の国々で 2050 年に電力の 9 割程度を自然エネルギーで供給することが目指されるようになってきている。しかし日本では、エネルギー基本
計画の検討過程で 2050 年の自然エネルギー電力割合を５～6 割にとどめることが示され、現在、行われている広域的な送電網整備計画の検討でもこうしたシナリオが前提にされている。
その一方で政府は、CCS 火力、石炭火力にアンモニアを混焼する発電、水素発電を「ゼロエミッ
ション火力」と位置づけ、その開発を「脱炭素化の切り札」として力点を置いている。エネルギー
基本計画の検討過程では、2050 年に CCS 火力で 3 割程度、アンモニア発電と水素発電で 1 割を供給する案が示された。CCS 火力は CO2 排出量の 9 割を回収し削減することができるとされるが、これまでの世界の実例での実際の回収率は６～7 割にとどまっている。またアンモニア火力は、エ
ネルギー基本計画が示す石炭火力へ 20％混焼では、依然として天然ガス火力の 2 倍程度の CO2 を排出する。CCS 火力やアンモニア火力の導入は、現実には石炭火力の延命策になる恐れが大きい。

CCS 火力発電政策の５つの隘路■第 1 の隘路

導入が停滞する CCS 火力

現在、世界で稼働中の CCS 火力発電は、カナダの 11.5 万 kW の小型施設ひとつだけであり、他には 2017 年から３年間稼働したが 2020 年に経済的理由で停止した米国の発電所（24 万 kW 相当）がひとつあるだけである。かつて推進した EU も現在では、発電部門の削減対策から除外している。発電部門の削減対策を CCS に頼るのは、失敗した古い政策に固執する誤りである。
■第２の隘路不完全な CO2 回収

欧州の脱炭素戦略では、「CCS は現在のところ完全な脱炭素化を達成できていない」と指摘し、IPCC の第６次評価報告書では、CCS は発電部門では未成熟な技術だと評価している。これまでに稼働した 2 件の発電所の回収率は 6～7 割程度に留まっている。
■第３の隘路日本には CCS 利用に適した地理的な条件がない

世界でこれまで実現した商業規模の CCS プロジェクト 31 件のうち、28 件が陸域での貯留である。またこのうち 22 件は、枯渇した油田・ガス田などに回収した CO2 を圧入し、化石燃料を増産することにより採算をとるプロジェクト(EOR)である。日本は陸域に適地がなく、世界で殆ど例がない海域を想定するが、輸送と貯留に関する技術が未確立であり、具体的な貯留場所も見つかっていない。プロジェクトの経済性を担保する EOR を実施する条件もない。
■第４の隘路CCS 火力は高コスト化

経済産業省が目標として掲げる CCS の将来の発電コストは 13～15 円/kWh であるが、これは世界の中で割高な日本の現在の太陽光発電コストよりも高く、経済産業省自身の太陽光発電コスト目標（2025 年に 7 円）、風力発電コスト目標（2030 年に 8～９円）よりずっと高い。また、実際のCCS 火力の発電コストは経済産業省の目標を上回ると推計される。CCS 火力政策は高い電力の利用に帰結する。

1

■第５の隘路

CO2 海外輸出のもたらすリスク

大量の CCS 火力に加え、産業分野でも CCS 利用を目指すため、国内での全量貯留が計画できず、海外、特に東南アジアへの輸出が目指されている。政府の依頼に基づく試算では、毎年、海外に 2.3～2.8 億トンもの大量の CO2 を輸出するスキームになっていた。東南アジアには豊富で多彩な自然エネルギー資源がある。日本企業の技術は自然エネルギー電源開発、送電網の実現のために活用されるべきである。

世界における CCS と自然エネルギーの動向
IEA が 2021 年 5 月に発表した"Net Zero by 2050 "では、世界全体の 2050 年の電力の 88％が自然エネルギーで CCS 火力はわずか 3％を占めるにすぎない。欧州連合の 2050 年戦略では、2050
年には、競争力のある風力、太陽光などが十分な量利用できるため、発電における CCS の役割は非常に限定的である、と明記している。ドイツでは 2035 年に自然エネルギーで国内電力供給のほぼ 100％をまかなう方針が提起された。産業部門でも CCS の役割を限定的に位置付けている。英国では発電部門での CCS 利用の可能性も残しているが、その比重は大きいものではない。
米国は 2035 年に発電部門からの排出をゼロにし、2050 年にカーボンニュートラルを実現することを目標にしているが、電源構成は明らかにしていない。エネルギー省は税控除による CCS 援助
プログラムを有しているが、石炭火力 CCS 実証プログラムとして支援されたプロジェクトはことごとく成功していない。国連に提出した長期戦略では、2050 年への代表的なシナリオとして、新設電源の大半を太陽光発電と風力発電が占め、CCS 火力の位置づけが小さいことを示している。
中国政府の国家発展改革委員会傘下の能源研究所のシナリオでは、2050 年時点で既に自然エネ
ルギーが電力供給の約 9 割を占め、カーボンニュートラルをめざす 2060 年では石炭もガスも全く利用が想定されていない。
IPCC の第６次評価報告書が示す技術ごとの削減費用別の削減ポテンシャルでは、エネルギー分
野で風力発電、太陽光発電がコストも安く削減ポテンシャルも圧倒的に大きく、CCS 発電はコストが最も高くポテンシャルも小さい。産業分野でも CCS は最も高コストで最もポテンシャルが小さいと評価している。

日本の脱炭素戦略はどうあるべきか
CCS への過剰な依存を進めるエネルギー政策がもたらすのは、日本の脱炭素化の失敗である。この路線を突き進めば、日本は不完全な CCS の実施に多額のコストの支出を強いられ、更に回収・貯留できなかった CO2 排出権の対価の支払いを求められる。また化石燃料依存を続けることで、その購入のために国富が流出する事態を続けることになる。日本の脱炭素化を成功させるために、日本が世界の脱炭素化で果たすべき役割を果たせるように、政策転換を急がなければならない。

2

第 1 章：CCS に過剰に依存する日本のエネルギー戦略
気候変動対策の中での CCS の位置
2020 年 10 月、菅前総理の 2050 年カーボンニュートラル宣言以降、政府のエネルギー政策、気候変動対策の取組みには、それまでに比べて積極的な内容が含まれるようになっている。エネル
ギー基本計画への「自然エネルギー最優先の原則」の明記、洋上風力発電の開発促進、そして2030 年までの温室効果ガス 46％～50%削減目標の決定などはその事例である。
その一方で、脱炭素化を旗印に掲げながら化石燃料の利用継続を意図する政策も存在する。その代表が CCS（Carbon dioxide Capture and Storage）、特に CCS 付きの火力発電（以下、CCS 火力と表記）を大規模に活用しようとする政策である1。
CCS は CO2 の排出を削減する方策の一つとして、1970 年代から世界各地で導入が検討されてきたが2、50 年後、2020 年代に入った今日でも世界全体で稼働しているプロジェクトは 27 件しかない。合計回収量は 35～39 百万トンに留まる。稼働中の CCS の中で最も多いのは、天然ガス精製で発生する CO2 を回収するプロジェクトであり、火力発電用の CCS はわずか 1 件しかない。
また最近、議論が増えてきているのは、新たな化石燃料の利用によって排出される CO2 の回収ではなく、大気中にすでに存在する CO2 を回収することを目的とする CCS である。1.5℃目標の実現に向けた排出削減が遅れれば、既に放出されてしまった CO2 を回収しなければならない量が増加してしまう。バイオマス発電を活用する BECCS(Bioenergy with Carbon Capture and Storage) と大気中から直接回収する DAC(Direct Air Capture)がある。どちらもまだ本格的な利用段階には入っ
ていない。
図 1

CCS の類型（出典）自然エネルギー財団作成

政府の文書では、回収した CO2 を化学製品などの生産に利用する CCU も含め CCUS(Carbon dioxide Capture,
Utilization and Storage)という用語が使われている。しかし CCU は初期的な技術開発の段階にあり実用化されていない。2050 年時点でも、IEA の 2050 年ネットゼロ戦略(Net Zero by 2050)では、CCUS のうち 95％が CCS、5%が CCUとしているように、その利用は限定的である。このため、本レポートでは議論の対象を CCS に絞っている。
1

2

国際エネルギー機関（IEA） "About CCUS”（April 2021）https://www.iea.org/reports/about-ccus3

1.5 度目標の実現が目指される中で、ここ 1，2 年、海外での CCS 導入計画が増えているのは事実である。しかし、かつて CCS が対策の中心となると考えられていた鉄鋼生産でも、グリーン水
素と自然エネルギー電力の利用による方法がめざされるようになってきているなど3、産業用でのCCS 利用の必要性は小さくなってきている。
発電用での計画は更に少ない。発電部門では、急速にコスト低下が進み大量の供給が可能になった自然エネルギーという有力な脱炭素電力の供給手段がある。例えば国際エネルギー機関（以下、IEA と表記）の 2050 年ネットゼロ戦略4では自然エネルギーで電力の 88％を供給することを想定し、化石燃料 CCS 火力発電は 2％にすぎない。こうした傾向は、欧州、米国、中国の戦略でも共通している。全体としても、化石燃料の利用により排出される CO2 を削減する手段としての CCS の位置づけは低下している（この点は第 3 章に詳述する）。

CCS に依存する「ゼロエミッション火力」の導入
日本のエネルギー政策が特異なのは、「自然エネルギー最優先の原則」を掲げながら、2050 年に向けても、これらの機関、国々のように太陽光発電、風力発電を中心に自然エネルギーで 9 割程度に及ぶ最大限の導入をめざす方針は打ち出さず、CCS 火力に加え、石炭火力にアンモニアを混焼す
る発電、水素発電を「ゼロエミッション火力」と称し、その開発と大規模な利用を「脱炭素化の切り札」として、力点を置いていることである5。
先進諸国では 2030 年までの石炭火力フェーズアウトが求められ、多くの国が 2020 年代の早期に石炭火力の利用をやめることを決めているにもかかわらず、日本が進めているのは「非効率石炭
火力のフェードアウト」であり、実際には CO2 排出量がほとんど変わらない「高効率」と称する石炭火力を 2030 年以降も使い続ける方針を明確にしている。
政府はこうした政策を合理化するために、「水素、アンモニアや CCUS 等を活用して、それらのコストを、引き上げつつ、石炭火力を脱炭素型の火力に置き換える」としている6。しかし、本レ
ポートの第 2 章で見るように、CCS 火力は CO2 排出量の 9 割を回収し削減することができるとされるが、これまでの実例では実際の回収率は６～7 割にとどまっている。またアンモニア火力は、
エネルギー基本計画が示す石炭火力へ 20％混焼では、依然として天然ガス火力の 2 倍程度の CO2を排出する7。CCS 火力やアンモニア火力の導入は、現実には石炭火力の延命策になる恐れが大きい。

2030 年までに建設が予定される世界の低炭素製鉄プロジェクトは、全て電炉と水素直接還元炉であり、CCS 付きの高炉は一つもない。自然エネルギー財団「鉄鋼業の脱炭素化に向けて」（2021 年 12 月）
34

IEA "Net Zero by 2050 A Roadmap for the Global Energy Sector" （2021 年５月）

例えば萩生田経済産業大臣は、2022 年 1 月 10 日に開催された「アジア未来投資イニシアティブ」で「CCS は、アジアの脱炭素化の『切り札』であり、日 ASEAN で CCS を是非とも実現していきたいと考えている」と発言している。
5

62022 年 2 月 2 日衆議院予算委員会での岸田総理の発言

アンモニア発電を推進する JERA は、2024 年度までに 50%以上のアンモニア混焼が可能なバーナを新規開発し、2028
年度までに実機で 50%以上のアンモニア混焼を開始する計画である。国際的に石炭火力の利用が認められるのは CCS の目標回収率 90 程度が実現する場合なので、アンモニア混焼率も 90％程度が必要になる。またアンモニアを現在のように化石燃料から製造すれば、削減できる量とほぼ同量の CO2 が排出される。
74

更に、アンモニア発電も水素発電も、グリーン水素とグリーンアンモニアを燃料として用いれば、自然エネルギー発電の一部になるが、政府が実際に中心に置いているのは化石燃料からつくる
ブルー水素、ブルーアンモニアである。ここでもその製造過程から発生する CO2 削減のために
CCS の利用が必要になる。結局、政府のゼロエミッション火力戦略は、直接的、間接的に CCS の大規模利用を前提とした戦略になっている。

エネルギー基本計画における CCS の導入計画
2021 年 10 月、政府は第 6 次エネルギー基本計画を決定したが、その改正をめざす議論の中では、2050 年の自然エネルギー電力を 5～6 割にとどめ、CCS 火力などの大量の導入を見込むという案が示されていた。最終的にこの数値自体は削除されたが、その後の国のエネルギー政策の検討の中ではこれらの考え方が暗黙の前提になっているように見える。
経済産業省はエネルギー基本計画改定を検討する基本政策分科会で、2020 年 12 月に、2050 年の電源構成について、自然エネルギー電力を５～6 割、原子力と CCS 火力で約３～4 割、アンモニ
ア発電と水素発電で約 1 割とする「参考値」を示した。

図 2

グリーン成長戦略が示すカーボンニュートラルへの転換シナリオ（出典）経済産業省「2050 年カーボンニュートラル に伴うグリーン成長戦略」（2020 年 12 月 25 日）

5同月に策定した「2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成長戦略」でも、この「参考値」を踏襲し「原子力・CO₂回収前提の火力発電は 30～40％程度」とされた。既存の原子力発電所は廃炉が続き、新規立地はコスト面からも国民の合意からも現実的ではないため、2050 年代に必要な電力量の 1 割を供給することも極めて困難である8。結局 CCS 火力で約 3 割の供給を行うことになる。
経済産業省の依頼により、地球環境産業技術研究機構（以下、RITE と記す）が行った研究9では、基本シナリオ（参考値シナリオ）と他の 6 本のシナリオの分析結果が示されている。これによれば産業部門、発電部門などを合わせ、CCUS 活用ケースでは毎年５億 5500 万トン、それ以外では基本シナリオを含め毎年 3 億 2600 万トン CO2 の回収・貯留が必要という結果になっている。

図 3

エネルギー基本計画策定時のシナリオの検討（出典）資源エネルギー庁 石油・天然ガス課 「CCS の事業化に向けた今後の論点整理」（2022 年 1 月 28 日）第 1 回 CCS 長期ロードマップ検討会 事務局説明資料

原子力で 2050 年に 10％を供給するためには、①全ての既存原発が再稼働（廃炉決定以外）②全ての原発が例外のはずの 60 年運転を行う。③建設が中断、ほぼ未着工の新設原発 3 基が全て完成する。④過去の実績（2001～2010 年平均
67.8%)を大きく上回る 80％の高い設備利用率が実現、という４つの想定が必要である。こうした想定をしても、2050
年代には廃炉があいつぎ 2060 年には設備容量は 2050 年の４割まで減少する。無理な想定をやめれば、2050 年にせいぜい数％、2060 年には２～3％しか供給できない。2050 年以降に原発で 10％を供給するためには、100 万 kW の原子炉 10基の新設が必要になる。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 100P 参照
8

9

RITE「2050 年カーボンニュートラルのシナリオ分析（中間報告）」（2021 年 5 月）

6

2021 年 6 月 18 日に公表されたグリーン成長戦略の改定版に掲載の図表からは、電源割合の記載が削除されている。2050 年の電源構成については、「これらの 2050 年の電源の参考値を実現する
ためには、各電源が自然条件や社会制約、技術課題など様々なハードルを克服する必要があり、このレベルを実現することは容易なことではない」としており、日本において脱炭素化をどのようなエネルギーによって実現しようとするのか、公式には不明確な状態となっている。
しかし、その後の経済産業省などにおけるエネルギー政策の検討過程を見ると、自然エネルギー
電力の割合を低く抑え、他の「ゼロエミッション火力」の大規模な利用を進めるという戦略の基本
は、維持されていると考えられる。例えば、現在、電力広域的運営推進機関が進めている今後の広域的な送電網整備の検討では、2050 年の「再エネ５～６割シナリオ」を踏襲した基本シナリオが検討されている10。

2030 年までの CCS 火力導入をめざす経済産業省
経済産業省は 2022 年 1 月に「CCS 長期ロードマップ検討会」立ち上げたが、その目的は 2030
年までに CCS 火力を導入することである。第 1 回検討会において、経済産業省は「日本の CCS の想定年間貯留量の目安」として、2050 年時点で年間約 1.2～2.4 億トンという数値を示している11。
経済産業省がその根拠として示すのは、IEA の描く三つのエネルギーシナリオにおける世界全体のCO2 回収・貯留量に、現時点での世界全体に占める日本の CO2 排出割合(3.3%)を乗じたという説明である。
しかし各国が必要とする CCS の量は、各国の脱炭素戦略に基づいて算定されるべきである。第 3章に見るように自然エネルギー電力とグリーン水素を全面的に活用するドイツでは、CCS の利用を想定していない。2050 年の日本の CCS 必要量を世界の CCS 必要量の按分で求めるという方法
は、まったく合理的なものではない。
年間約 1.2～2.4 億トンは、RITE がエネルギー基本計画の検討過程で試算した 3 億トンから 5 億トンという水準の半分程度である。これをもっぱら CCS 火力からの排出削減に用いれば、上限値
では 2050 年の電力供給の 3 割程度に相当する規模になる12が、産業部門用の貯留量がなくなることになる。想定する貯留量を変更するなら、それに応じて電源割合の変更を含め脱炭素戦略全体の再検討が行われるべきだ。
しかし、経済産業省はこうした見直しを行わないまま、CCS 火力を「脱炭素化の切り札」として推進している。ロードマップ検討会での資料や議論では 2030 年の CCS 火力実現ありきで、通常の開発スケジュールを短縮する前のめりの姿勢が顕著である。こうした姿勢からは、技術的な可能性、コスト面、環境保全上の配慮など必要な検討が行われるのか、懸念を持たざるを得ない。

第 14 回広域連系系統のマスタープラン及び系統利用ルールの在り方等に関する検討委員会「マスタープラン策定に向けたシナリオの検討状況について」（2021 年 12 月 20 日）
10

資源エネルギー庁 石油・天然ガス課 「CCS の事業化に向けた今後の論点整理」（2022 年 1 月 28 日）第 1 回 CCS 長
期ロードマップ検討会 事務局説明資料
11

参考値ケースの 2050 年の発電量 1350TWh の 35％を CCS 火力（石炭火力と天然ガス火力で 50％づつ）で供給した場
合、CO2 回収率を 90％とすれば必要な貯留量は 2 億 4500 万トンになる。
127

IPCC は石炭火力フェーズアウトを求める
4 月 4 日に公表された気候変動に関する政府間パネル（以下、IPCC と記す）の第 6 次評価報告書第 3 作業部会報告書は、現在の政策のままでは世界の気温上昇が 3.2 度に達すると警告し、COP26 で合意された 1.5℃目標の達成には、遅くとも 2025 年までに温室効果ガスの排出をピークアウトさせ、2030 年までの 43％削減（2019 年比）が不可欠であることを明らかにした。
2030 年までの排出削減の鍵になるのは、石炭火力発電の利用をやめることである。IPCC の今回の報告書は、1.5℃目標を実現するネットゼロのエネルギーシステムは、今日よりも遥かに少ない
化石燃料を使用するとし、特に石炭の使用については、2030 年までに 2019 年よりも 75％削減
し、2050 年には 95％を削減する必要があるとしている。
今回の IPCC の報告書は、第 3 章で述べるとおり、CCS についてはエネルギー部門でも産業部門
でも、コストが高く削減ポテンシャルは小さいと評価している。第 6 次評価報告書によるエネル
ギーシナリオの分析について、英国のエネルギー政策シンクタンク Ember は、風力発電と太陽光発電のコスト低下により 1.5℃シナリオがより現実的なものになり、発電部門において CCS などの実証されていない、コストの高い技術に依存する必要がなくなった、と指摘している 13。Ember の分析によれば、第 6 次評価報告書が評価対象とした多くの 1.5℃シナリオでは、2040 年時点で
CCS 石炭火力が占める発電量の中での割合は、中央値 0.3%にすぎない。
政府は 2022 年 3 月 1 日、エネルギー供給構造高度化法を改正し、「火力発電であっても CCS を備えたもの（CCS 付き火力）を法律上に位置付け、その利用を促進」することを閣議決定した。同時に「水素・アンモニアを非化石エネルギー源として位置付け、それら脱炭素燃料の利用を促進」
することも決定している14。現時点では、この法案が狙う制度改正の内容は不明確だが、排出削減の実効性が実証されていない CCS 火力や、製造過程でＣＯ２を排出する水素・アンモニアの利用も促進するのであれば、日本のエネルギーシステムの脱炭素化を損なうものになる。
以下、本レポートでは、CCS 火力の抱える隘路を 5 つの点から明らかにし、また各国での自然エ
ネルギーと CCS の位置づけを紹介する。終章において、日本の脱炭素戦略のあるべき姿を提案する。

Ember “The science is clear, coal needs to go” （7 April 2022）
https://ember-climate.org/insights/commentary/the-science-is-clear-coal-needs-to-go/
13

経済産業省ニュースリリース（2022 年 3 月 1 日）
https://www.meti.go.jp/press/2021/03/20220301002/20220301002.html
148

第 2 章：CCS 火力発電政策の５つの隘路
第 1 の隘路

導入が停滞する CCS 火力■稼働している CCS 火力は世界に 1 件しかない
CCS 火力を大量に利用するという計画が非現実的であることを示す最も端的な証明は、1970 年
代からの開発の試みにもかかわらず、現在、世界で稼働しているのは、カナダの 11.5 万ｋW の小型発電所、バウンダリーダム(Boundary Dam)火力ひとつしかないという現実である。米国テキサ
ス州にはもう一つの CCS 火力発電所（24 万 kW 相当）、ペトラノバ(Petra Nova)火力15があったのだが、石油価格の下落にともない EOR を前提としたプロジェクトの採算性が低下し、2020 年 5 月に停止してしまった。

■欧州と米国の会計検査院が CCS 火力の問題点を指摘
欧州では火力発電の排出削減対策として、CCS の実用化に向けて積極的な取り組みが行われた時期もある。2008 年に欧州理事会は CCS 実証プロジェクトを支援する方針を定め、12 件の商業規
模プロジェクトを 2015 年までに実施することを目指した。2009 年からは 2 種類の資金支援プログ
ラムも始まったが、結果的に今日まで 1 件の小規模なパイロットプロジェクトを除き、1 つのプロ
ジェクトも実現されていない。
2018 年 10 月に欧州会計監査院(The European Court of Auditors)が公表した報告書16は、2008 年
から 2017 年にかけて欧州委員会が実施した CCS 支援プログラムは、ほとんど何の成果もあげられなかったと結論づけた。

発電所の正式名は W.A. Parish 発電所。最大出力約 600 MW の 8 号機（Unit 8）のうち 240 MW に相当する燃焼排ガスを CCS の対象としている。
15

European Court of Auditors “Special Report Demonstrating carbon capture and storage and innovative renewables atcommercial scale in the EU: intended progress not achieved in the past decade”（2018 年 10 月 23 日）
16

9同様の指摘は米国でも行われている。連邦政府の会計検査院（Government Accountability
Office：GAO）は「2020 年エネルギー法」に基づき、連邦議会へ評価と改善点を報告する役割を担っており、2021 年 12 月に公表されたレポートの中で、エネルギー省（DOE）による 2009 年以
降の様々な CCS 実証プロジェクトへの支援・案件形成についてレビューを行っている。DOE はこ
れまでに 11 件（石炭火力 8 件、産業部門 3 件）を採択し、出資総額は 11 億ドルに達する。このレ
ポートによれば、8 件の石炭火力 CCS プロジェクトのうち、操業まで到達した案件は 1 件のみである。操業した 1 件は前述した 2020 年に停止したテキサス州のペトラノバである。事業者が自ら辞退した案件は 8 件中 3 件、プロジェクトの進捗が数年単位で遅れたことなどにより DOE が出資を停止した案件は 4 件である17。
GAO は産業用 CCS に比べ石炭火力 CCS は成功していないと評価し、CCS 事業に関し「DOEに対する監視を強化し、いっそうの説明責任を求めるメカニズムの導入を検討すべき」ことを連邦議会に提言している。
表 1

石炭火力 CCS 実証プロジェクトの成果と到達フェーズ

出典）米国会計検査院（GAO）” CARBON CAPTURE AND STORAGE： Actions Needed to Improve DOE
Management of Demonstration Projects” （2021 年 12 月）を基に自然エネルギー財団作成

CCS のプロジェクト支援と管理は DOE 化石エネルギー・炭素管理局（Office of Fossil Energy and Carbon
Management）が管轄し、通常、競争的資金の手法が採用される。案件採択後、事業者（受益者）と DOE は共同契約（cooperative agreements）を締結し、技術開発のフェーズが設定される（一般的には①定義、②設計、③建設、④操業の 4 段階となっている）。DOE はフェーズ毎に出資要件を定め（合意書に記載）、事業者はそれをクリアできた場合のみ
次フェーズの継続申請を行い、都度資金提供を受ける。技術開発の進度・事業者側の資金調達などいずれかの規定を満たさない場合は DOE が出資を停止する（事業者が辞退することも可能）。石炭火力の 4 件について、停止の理由は以下のとおりである。
17⚫

⚫
⚫

FutureGen 2.0 projects（Power Plant, Pipeline and storage の 2 件）
プロジェクトが数年にわたり遅延したため（特に、発電所に関しては EPC 契約に必要な交渉、民間資金調達が進まなかった）
Summit Texas Clean Energy「定義」フェーズ以降の資金調達を事業者が確約できなかったため
Hydrogen Energy California「建設」フェーズに進むまでの大幅な予算超過とスケジュール遅延に加え、契約書に規定のマイルストーン未達成
が繰り返されたため

10

■今後の CCS 火力プロジェクトの見通し
現在、世界で建設・開発段階にある商業規模の CCS プロジェクトは 106 件だが、その中で発電部門は 26 件で 4 分の１程度にとどまっている。従来から多かった天然ガス精製に加えエタノール
や水素、その他化学品の製造過程で排出される CO2 の回収を目的とするプロジェクトが多い。
電力部門 26 件の内訳は、建設中 2 件、開発進捗 9 件、早期開発 15 件となっている18。欧州、米国の会計監査院レポートでもわかるように、CCS プロジェクトは計画、開発着手したものの稼働にいたらない案件が相当数存在する19。実際、開発進捗段階にあるとされる 9 件の中でも、例えば米国ニューメキシコ州の San Juan 石炭火力は必要な資金調達の目途がたたず、発電所の所有権移転の調整もつかないなど多くの課題に直面している20。
建設、開発段階の 26 件のうちいくつが実際に稼働を開始するか見通すことは困難だが、仮に全てが実現したとしても、合計回収量は 4600～6300 万トンに留まる。IEA は 2050 年ネットゼロシ
ナリオで描く CCS の拡大ペースと整合するためには、2030 年に発電部門で 4 億 3000 万トンの回収が必要としている。しかし IEA の見通しでも 2030 年の実際の回収量は 6000 万トンとみており、必要な規模は遠く及ばない21。
図 4

IEA ネットゼロシナリオの CCS の想定とプロジェクト見込みの比較

出典）IEA “CCUS in Power”（2021 年 11 月）を基に自然エネルギー財団作成

GCCSI “Global Status of CCS 2021"（2021 年 11 月 5 日）、GCCSI “CO2RE Facilities Database” （2022 年 3 月 29 日
最終アクセス）https://co2re.co/FacilityData ほか各種資料による。
18

RITE は、「2010 年時点で運用・建設・計画されていた CCS プロジェクトの CO2 回 収・貯留可能量は約 1 億 4,000
万トンである。しかし、2020 年時点における運用中の CCS プロジェクトの CO2 回収・貯留可能量は約 4,000 万トンと1/3 程度に留まっている。」との調査結果を示している。「令和２年度 地球温暖化・資源循環対策等に資する調査委託費（我が国における CCS 事業化に向けた制度設計や 事業環境整備に関する調査事業）調査報告書」（2021 年 3 月）
19

S&P Global “Coal-fired plant carbon capture projects face headwinds”（25 Jun, 2021）
https://www.spglobal.com/marketintelligence/en/news-insights/latest-news-headlines/coal-fired-plant-carbon-captureprojects-face-headwinds-65100551
20

21

IEA “CCUS in Power”（2021 年 11 月）

11第 2 の隘路

不完全な CO2 回収

CCS 火力発電政策の第 2 の隘路は、火力発電所の排ガスから CO2 を回収し、それを貯蔵するという技術が未だ不完全であり、信頼できる脱炭素技術になりえていないという点である。IPCC が2022 年 4 月に公表した第３作業部会の第６次評価報告書（政策決定者向け要約）の中では、CCS は天然ガス精製や EOR では成熟した技術だが、発電部門などでは未成熟だと指摘している22。
排出削減技術を評価した IEA の報告書23は、「現在の技術による回収率は 85～95％であり、CCS
石炭火力からは 100 gCO2/kWh から 140 gCO2/kWh が排出される」としている。85～95％回収されるとしても、5～15％の CO2 が排出される。また、欧州の脱炭素戦略 ”A Clean Planet for all”の中では、「90%を超える回収率を達成するのは困難で、非常にコストがかかる。つまり、化石燃料に用いられる CCS は、現在のところ完全な脱炭素化を達成できていないのである」と明確に指摘している24。天然ガス火力発電での CCS 回収率に関する研究では、99％の回収を行うと 90％回収の場合の約 2 倍のコストを要するという結果が示されている25。
しかし更に問題なのは、現実に稼働している CCS 火力発電所の回収実績が 90％というレベルには遠く及ばない低い水準に留まっていることである。前述のとおり、これまで世界で実現した CCS
火力は二つ、米国のペトラノバとカナダのバウンダリーダムである。この二つの実例を見ると、両方とも当初予定していたような 90％程度の CO2 回収を実現できず、6～７割程度の回収率にとどまっている。

ペトラノバ発電所
ペトラノバの 2017 年からの 3 年間の実績報告が、施設を運営した企業から 2020 年 3 月に米国
エネルギー省に提出されている26。この報告書では、その冒頭で CO2 回収装置が排出された CO2 の92.4％を回収し、目標の 90％以上を達成したと記している。これだけ見ると高い回収率を実現した
ように見えるが、これは装置が 100％稼働した日の場合である。稼働状況を説明した部分では、3年間で操業できなかった日が合計 367 日分（完全停止 265 日＋部分停止時間の全日換算 102 日）にも及んでいる。このうち計画的な停止期間は 52 日であり、あとは計画外の停止である。
この結果、計画では 420 万トンを回収するはずだったものが、実際には 348 万トンに留まっている。この 348 万トンが実際に排出された CO2 の何パーセントにあたるかの記載はないが、3 年間＝1095 日のうち 367 日稼働しなかったので、実際の回収率は 7 割程度に留まったものと推測できる。

22

IPCC「第 6 次評価報告書第 3 作業部会報告書（政策決定者向け要約）」第４章（2022 年 4 月）

23

IEA “Energy Technology Perspectives 2017”（2017 年 6 月）

European Commission “IN-DEPTH ANALYSIS IN SUPPORT OF THE COMMISSION COMMUNICATION COM(2018) 773 A Clean Planet for all A European long-term strategic vision for a prosperous, modern, competitive and climate
neutral economy”（2018 年 12 月 12 日）
24

25

Mai Bui 他“Delivering over 90% CO2 capture learnings from modelling and pilot plant studies” （August 2021）

PETRA NOVA PARISH HOLDINGS LLC “W.A. Parish Post-Combustion CO2 Capture and Sequestration
Demonstration Project Final Scientific/Technical Report” （2020 年 3 月 31 日）
26

12

バウンダリーダム発電所
今日、世界でただ一つ稼働している CCS 火力、カナダのバウンダリーダム発電所を運営する
SaskPower は、2021 年 3 月 31 日に、2014 年の稼働開始以来の合計で 400 万トンの CO2 を回収したことをこのプロジェクトの「マイルストーン」として発表し、「CCS のような技術的解決策を見つけることが、繁栄する低炭素の未来に移行するために決定的に重要だ」と述べている。
SaskPower は回収実績を誇らしげに公表したが、米国のエネルギー政策シンクタンク、The Institutefor Energy Economics and Financial Analysis(IEEFA)は、この期間の回収実績が本来目標にされてきた 90％、年間 100 万トンの回収に及んでいないことを指摘している27。図 5 に示すように最も回収量が多かったのは 2016 年の 79 万トンであり、6 年間の平均では 62 万トンにとどまる。
図 5

バウンダリーダム発電所での CO2 回収量（予定と実績）出典）IEEFA ”Boundary Dam 3 Coal Plant Achieves Goal of Capturing 4 Million Metric Tons of CO2 But Reaches theGoal Two Years Late” （2021 年 4 月）

IEEFA のレポートは、2021 年 3 月までの実績を分析したものだが、4 月以降の実績は更にこれを下回る。図 6 は、SaskPower が毎月公表している”status-update”が示す 2021 年各月の回収実績だが、これによれば、月平均の回収量は 36,844 トンであるから 1 年では 44 万トンに留まる。これは稼働開始翌年の 2015 年を除けば最低の記録である。SaskPower はこれについて、回収した CO2を圧縮する装置のトラブルによる「例外的な事象である。」とコメントしている28。しかし、稼働開始から約 7 年が経過した時点で、このようなトラブルに見舞われること自体、CCS 技術が未確立であることを示しているのではないか。以上の実績をもとにすれば、7 年間の CO2 排出量に対する実際の回収率は 6 割程度に留まっていると推測できる。

IEEFA” Boundary Dam 3 Coal Plant Achieves Goal of Capturing 4 Million Metric Tons of CO2 But Reaches the Goal
Two Years Late” （2021 年 4 月）
27

E&E NEWS “CCS ‘red flag?’ World’s sole coal project hits snag”（2022 年 1 月 10 日）
https://www.eenews.net/articles/ccs-red-flag-worlds-sole-coal-project-hits-snag/
28

13

ペトラノバやバウンダリーダムの事例を見ると、システム全体として CCS 火力発電が技術的に確立されたものとは言い難い。
図 6

バウンダリーダム発電所の 2021 年の CO2 回収量の推移出典）SaskPower “BD3 Status Update: December 2021”（January 14, 2022）https://www.saskpower.com/aboutus/our-company/blog/2022/bd3-status-update-december-2021 を基に自然エネルギー財団作成

第 3 の隘路

日本には CCS 利用に適した地理的な条件がない

CCS 火力発電政策の第３の隘路は、日本には CCS の利用に適した地理的な条件がないという問題である。世界でこれまで実現した商業規模の CCS プロジェクト 31 件のうち、28 件が陸域での貯留であり、このうち 22 件は、枯渇してきた油田で生産量を上げるため、回収した CO2 を注入す
る EOR（Enhanced Oil Recovery：原油増進回収）方式で行われているものである（表 2）。石油増産という経済的メリットがあって初めて成立する方式だ。
表 2

これまでに実現した商業規模の CCS プロジェクト

出典）GCCSI “Global Status of CCS 2021”（2021 年 11 月 5 日）、GCCSI “CO2RE Facilities Database” （2022 年 3月 29 日最終アクセス）https://co2re.co/FacilityData、公益財団法人 地球環境産業技術研究機構「令和 2 年度地球温暖化対策における国際機関等連携事業（CCS 国際連携事業（CCS 関連国際機関等との連携事業））調査報告書」（2021 年 3 月）を基に自然エネルギー財団作成

14

EOR 方式が使えず、最も高コストの海域での貯留をめざす日本
日本では陸域に CO2 貯留に適した場所がなく、またそもそも EOR に用いることのできる油田もない。このため、経済産業省が貯留場所を見つけようとしているのは、もっぱら海域である。コストが高く、輸送や貯留の技術が確立されていない。つまり、日本での CCS プロジェクトは貯留場
所を海域に依存せざるを得ず、EOR も使えないという意味で二重のハンディキャップを負っている。この弱点は経済産業省も率直に認めており、「日本では、EOR が現実的でなく、発電分野においては、比較的分離回収コストも高く、検討されるビジネスモデルは追加で CO2 を回収し、帯水層貯留を実施するパターンとなる29」と記載している。
CCS の開発促進を目的とする機関、グローバル CCS インスティテュートの報告書は30、貯留場
所によるコストの違いを分析している。既存の枯渇した油田・ガス田の場合は、既に探査が十分にされているため貯留サイトの特色が十分に把握されている、このために開発コストを節約できると指摘し、「最も高コストになるのは、洋上のサイトで既存の知見がない場合であり、CO2 貯蔵に再利用できる既存インフラがない場合である」と結論づけている。日本がやろうとしているのは、まさに最もコストの高いこのケースである。
経済産業省は、苫小牧で行った日本初の「CCS 大規模実証試験」で累計圧入量が目標の 30 万トンを達成したとその成果を報告し、「いよいよ実現も間近」としている31。しかし、この試験は排出源からパイプラインで近接する海底下に貯留するという、経済産業省自らが「理想的」とする 32
ケースで行われたものであり、日本で本格的な展開をするために必要な技術が確立されているとは言えない。貯留量も 2016 年 4 月から 2019 年 11 月までの 3 年半で 30 万トンを達成したということであり、年間 10 万トン弱になる。100 万 kW の石炭火力発電所から排出される CO2 は、「高効率」と称する超々臨界（USC）方式であっても年間約 500 万トン33であるから、苫小牧のプロジェ
クトは「大規模」といっても、実際に必要な規模からすれば 50 分の１程度に留まる。

具体的な貯留場所が一つも見つかっていない
経済産業省は 2021 年 1 月に開催された基本政策分科会の資料では「貯留適地調査事業における3D 探査解析結果では、国内総計約 80 億トンの貯留可能量が示されている」と主張してきた34が、2022 年 1 月に開催された CCS 長期ロードマップ検討会に提出した資料では、「10 地点で約 160 億トンの貯留可能量を推定」と 1 年間で倍増させた。

総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第 35 回会合）資料 1「2015 年カーボンニュートラルの実現に向けた検討」（2020 年 12 月 21 日）
29

30

GCCSI “TECHNOLOGY READINESS AND COSTS OF CCS”（2021 年 3 月）

資源エネルギー庁スペシャルコンテンツ「CO2 を回収して埋める「CCS」、実証試験を経て、いよいよ実現も間近に」（前編：2020 年 11 月 27 日）https://www.enecho.meti.go.jp/about/special/johoteikyo/ccs_tomakomai.html（後編：2020 年 12 月 25 日）https://www.enecho.meti.go.jp/about/special/johoteikyo/ccs_tomakomai_2.html
31

32

第 7 回 発電コスト検証ワーキンググループ議事録での事務局説明

33

設備利用率 70％、排出係数 0.82kg/kWh の場合。

総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会（第 36 回会合）資料 2「2050 年カーボンニュートラルの実現に向けた検討」（2021 年 1 月 27 日）
3415図 7 は、ロードマップ検討会で示された CO2 貯留賦存量マップだが、苫小牧での CCS 実証試験を担ってきた企業も指摘するように35、「調査井の掘削は行われておらず、社会実装規模の CCUSを実施可能な貯留適地が抽出されていない」のが現状である。
図 7

CO2 貯留層賦存量マップ出典）資源エネルギー庁 石油・天然ガス課 「CCS の事業化に向けた今後の論点整理」（2022 年 1 月 28 日）第 1 回
CCS 長期ロードマップ検討会 事務局説明資料 より抜粋

CO2 の船舶輸送技術が未確立
もう一つの問題は、CO2 の輸送である。図でも示されているとおり貯留可能性が高いとされる地域は日本海側に多く分布しているが、排出源は太平洋側に集中している。このため、ロードマップ
研究会の資料でも「CCS を実施する上では、大容量での長距離輸送が必要」であるが、「大容量で、液化 CO2 を輸送できる船舶輸送技術は確立しておらず、技術確立が課題」としている。
経済産業省の依頼を受けた前述の RITE の試算では、年間 3 億トンから 5 億トンの CO2 の貯留が必要とされ、経済産業省が IEA 試算から推定した日本の年間貯留量の目安では、約 1.2～2.4 億トンとされていた。第 5 の隘路で示すように、これらの試算には海外輸出を目論む量も含まれているが、いずれにしても貯留地までへの船舶での輸送が必要になる。基本政策分科会に同省が提出した資料（図８）では、低温・低圧の技術開発が進展した場合でも、「0.5 億トン/年の船舶輸送を実施するためには、2050 年に 500 隻が必要」としている。これをもとに単純計算をすれば、最低でも1200 隻、最大では 5000 隻の輸送船が必要ということになる。液化天然ガスの国際輸送のために、「現在、世界で 600 隻に近い数の大型 LNG 船が運航中36」ということである。CO2 運搬船は未だ存在しないため、LNG 船との比較をすることは困難だが、いずれにしても経済産業省の目標とす
る規模の CO2 船舶輸送に実現可能性があるのか、十分な検討が必要と思われる。
日本 CCS 調査株式会社「CCUS の社会実装を目指して」（2022 年 2 月 24 日）第 2 回 CCS 長期ロードマップ検討会資料835

株式会社商船三井 技術革新本部 技術部副部長 杉本義彦「LNG 海上輸送の技術革新」（石油・天然ガスレビュー
2021.1 Vol.55 No.1 ）
36

16

図 8

CO2 輸送に必要な船舶数の想定

出典）資源エネルギー庁「2050 年カーボンニュートラルの実現に向けた検討（2020 年 12 月 21 日）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 より抜粋

CO2 貯留による環境リスクの指摘
CO2 貯留に関しては、安全性への懸念や環境上のリスクが指摘されていることにも触れておく必要がある。先に引用した EU の脱炭素戦略では、この点について、「炭素貯留の長期的な挙動に関する不確実性と一般市民の受容性の問題（パブリックコンサルテーションの結果にも示されている）も、EU におけるこの技術（CCS）の適切な導入の妨げとなっており、一部の加盟国は自国内での炭素貯留を事実上禁止している。」と記述している37。たとえば 2018 年のドイツ連邦議会での報告によると、ドイツでは当初４件の CO２貯留事業が計画されていたが、地域の市民に加えて様々な社会的組織の反対によって、パイロット事業として実現したのは 1 件のみである38。ドイツ
連邦環境庁は、CCS の環境リスクについて以下のように指摘している39。

European Commission “IN-DEPTH ANALYSIS IN SUPPORT OF THE COMMISSION COMMUNICATION COM(2018) 773 A Clean Planet for all A European long-term strategic vision for a prosperous, modern, competitive and climate
neutral economy”（2018 年 12 月 12 日）
37

ドイツ連邦議会 Drucksache 19/6891: Unterrichtung durch die Bundesregierung, Evaluierungsbericht der
Bundesregierung über die Anwendung des KohlendioxidSpeicherungsgesetzes sowie die Erfahrungen zur CCSTechnologie （2018 年 12 月 21 日） https://dserver.bundestag.de/btd/19/068/1906891.pdf
38

ドイツ連邦環境庁ホームページ”Carbon Capture and Storage”（2021 年 1 月 15 日更新、2022 年 3 月 31 日アクセス）
https://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/gewaesser/grundwasser/nutzung-belastungen/carbon-capturestorage#grundlegende-informationen
39

17

CO2 貯留のリスク：

通常の運用では人体への悪影響はないが、事故や徐々に漏洩することで貯蔵施設から放出されることにより、健康被害が発生する可能性がある。



CO2 の漏出は地中の汚染物質や帯水層から塩分を含んだ地下水を放出させ、地下水、土壌、地表
水に被害（塩害）を与える可能性がある。



CO2 貯留や運搬のための地上設備は動植物や景観、生物多様性に悪影響を与える可能性がある。
影響を効率的にモニタリングできることが必須条件となる。



適切な貯蔵施設の容量が必要であるが、適性は何よりも自然条件に左右される。また経済的な理由から、貯蔵施設は分離装置の近くに設置することが求められる。

 数千年にわたる CO2 の永久貯蔵のために地下深くの大部分を使用することは、地熱など他の用途を制限することになる。

CO2 貯留のもたらす地震リスク評価の必要性
欧米では CO2 貯留に関連するリスクとして、CCS が地震を誘発する危険性、また自然地震が貯留の安全性に与える影響に関し、調査研究が行われている。これまでに、米国スタンフォード大学
や米国学術研究会議が CCS により地震が誘発される可能性があるとする研究結果を公表している
40。また米国エネルギー省は、2021 年に CCS の地震関連リスクを把握し軽減する方策を検討する

4 件のパイロットプロジェクトを開始している41。エネルギー省は、プロジェクトの説明の中で、「火山活動や地震などの自然の地震動の際に、キャップロックにより遮蔽された貯留に亀裂が生じ
CO2 が地層を通過して付近の地下水源へ漏出する恐れがある。」と説明している。
政府の CCS ロードマップ検討会では、これまで米国で行われているような CCS による誘発地震
や自然地震によるリスクに関する議論は行われていない。貯留可能性が高いとされる日本海側には、太平洋側の南海トラフのような 30 年以内の地震発生確率が高いことがわかっているエリアはない。しかし、貯留された CO2 は、30 年などという短期ではなく、はるかに長期間、安全に保たれなければならない。
2022 年 3 月には、国の地震調査研究推進本部から「日本海南西部の海域活断層の長期評価（第一版）」が公表され、鳥取県、島根県、山口県などの北方沖で多数の海域活断層帯の存在が確認されている42。また、この報告書では、これらの区域で発生しうる最大級の地震規模として、東部区域（鳥取県沖・島根県東部沖）では「M7.7 から M8.1 程度の地震が発生する可能性がある」、中部区域（島根県西部沖・山口県北方沖）では「M7.8－8.2 程度もしくはそれ以上の地震が発生する可能性もある、としている。

Stanford Report“Carbon capture and storage likely to cause earthquakes, say Stanford researchers”（June 19, 2012）https://news.stanford.edu/news/2012/june/carbon-capture-earthquakes-061912.html
Mark D. Zoback and Steven M. Gorelick “Earthquake triggering and large-scale geologic storage of carbon dioxide”（PNAS June 26, 2012, 109 (26) 10164-10168）
40

DOE “DOE Announces Nearly $4 Million To Enhance the Safety and Security of CO2 Storage”（2021 年 5 月 28 日）
https://www.energy.gov/articles/doe-announces-nearly-4-million-enhance-safety-and-security-co2-storage41

地震調査研究推進本部 地震調査委員会「日本海南西部の海域活断層の長期評価（第一版）―九州地域・中国地域北方沖―」（2021 年 3 月 25 日）
42

18

CCS の実証試験が行われた苫小牧の周辺では、2018 年 9 月 6 日に北海道胆振東部地震が発生している。この地震の影響を調査した調査報告書では、「今回の地震により CO2 の漏洩があったとは認められない」との結論が得られている。北海道胆振東部地震の規模は M6.7 であるから、日本海南西部で発生の可能性があるとされた最大級の地震の規模は胆振東部地震の 30～180 倍程度以上に大きいことになる。世界有数の地震国である日本で、本当に CCS 開発を進めるのであれば、その前提として地震に関連する懸念を解消できるようなしっかりした調査が必要なことは間違いない。
図 9

日本海南西部（評価対象海域）における評価対象の海域活断層と主な被害震源の震央

出典）地震調査研究推進本部 地震調査委員会「日本海南西部の海域活断層の長期評価（第一版）―九州地域・中国地域
北方沖―」（2022 年 3 月 25 日）

第 4 の隘路

CCS 火力は高コスト化

将来の発電コスト目標を実現しても割高な CCS 火力
電力の脱炭素を CCS 火力で実現しようとする政策の第４の隘路は、それが日本に将来的にも高コスト電力への依存をもたらすことにある。
CCS 火力の発電コストがいくらになるのか、これまで世界で 2 例しななく、日本ではひとつもないので、従来の火力発電に比してどのくらいのコストアップになるか明確に推計することは容易ではない。その中で、経済産業省は基本政策分科会に提出した資料において、現在の CCS コストを 1
トンあたり 8,400～11,000 円とし、これをもとに CCS 石炭火力の発電コストを 16～18 円/kWh、
LNG 火力では 16～17 円/kWh と推計している。更にこれを前提に、「将来」の発電コスト目標を13 円/kWh または 15 円/kWh とし、そのためには CCS コストを 1 トンあたり 2,000～4,000 円または 7,000 円にする必要があるとしている。
19

将来の目標とする 13 円、15 円の根拠は 2019 年の太陽光発電コストということだが、これをなぜ将来の CCS 火力のコスト目標にするのかの説明はなく、まったく合理的ではない。経済産業省
自身が掲げる太陽光発電のコスト目標は 2025 年時点で 7 円である。実際にも 2022 年 3 月の国の入札では、加重平均落札価格で 9.99 円、最低落札価格が 8.99 円まで低下してきている43。自然エ
ネルギー財団の推計44では、2030 年には 6.2 円まで低減する。風力発電に関する経済産業省の目標
は、2030 年に８～9 円であり、2021 年末に行われた洋上風力発電入札では、11.99 円という最安値が示された。
経済産業省がめざす将来の CCS 火力の発電コストが仮に実現できたとしても、割高と言われる
日本の自然エネルギー発電コストとくらべても、すでに 2030 年時点で 2 倍程度の高コスト電源になってしまう。
また IEA の推計によれば、第 3 章でも述べるように、2030 年時点で米国、欧州、中国、インドという世界の４大市場において、太陽光発電コストは２～3.5 セント、陸上風力発電は 3.5～4.5 セントとなっており、2050 年には更に低下すると推計されている。これに比べれば、経済産業省のCCS 火力の目標コストは 4～5 倍程度の高水準になる。経済産業省が 2050 年に電力供給の 1 割を見込む水素発電・アンモニア発電は CCS 火力より更に高コストである45。価格低下が進む自然エネ
ルギー電力の割合を低く見込み、CCS 火力などの「ゼロエミッション火力」の大量利用を想定する
戦略は、日本に高コスト電力の利用を余儀なくさせることになる。
図 10

CCS コストの現状と将来目標（経済産業省）

出典）資源エネルギー庁「2050 年カーボンニュートラルの実現に向けた検討（2020 年 12 月 21 日）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 より抜粋

43

一般社団法人低炭素投資促進機構「太陽光第 11 回入札（令和３年度第４回）の結果について」（2022 年 3 月）

44

木村啓二「日本の太陽光発電の現状と今後の見通し」（2022 年 2 月）

発電コスト検証ワーキンググループ「基本政策分科会に対する発電コスト検証に関する報告」（2021 年９月）では、2030 年における水素専焼発電のコストを 21.4 円/kWh、アンモニア混焼(20%)火力発電のコストを～22.6 円/kWh（SDS
シナリオ）としている。
45

20

発電コスト検証ワーキンググループの CCS コスト推計の妥当性
2021 年 9 月に発電コスト検証ワーキンググループが行った基本政策分科会への報告では、2030
年における CCS 石炭火力の発電コストを 14.0～14.6 円/kWh、LNG 火力では 11.7～11.8 円としている。石炭火力では経済産業省が掲げた将来発電コストの範囲に入り、LNG 火力はそれを下回る
推計になっている（ここで下限値となっているのは、IEA の「World Energy Outlook 2020」の公表政策シナリオ、上限値は持続可能開発シナリオを前提とした推計である。公表政策シナリオは２℃未満目標とは整合しないシナリオなので、コスト推計の前提とすることは妥当ではない。このため、以下では持続可能シナリオを前提とした試算について、その妥当性を検討する）。
図 11 は、ワーキンググループの報告から石炭火力と LNG 火力について CCS 付きと CCS がな
い場合の発電コスト推計の結果を対比して示したものである。
図 11

発電コスト検証ワーキンググループの CCS 火力発電コスト推計出典）発電コスト検証ワーキンググループ「基本政策分科会に対する発電コスト検証に関する報告」（2021 年 9 月）を基に自然エネルギー財団作成

この図で CO2 対策費用となっているのは、CCS がないケースでは CO2 排出量に見合った排出権を購入する費用であり、CCS 付きの場合は、CCS で回収された CO2 を輸送・貯留するコストと回収しきれなかった CO2 の排出権コストである。CO2 の分離・回収コストは資本費・運転維持費・燃料費に含まれている。CCS によって CO2 排出量が減るため、必要な排出権コストが低下し、CCS を付けた方が発電コストが低くなるという結果になっている。
公表されている資料だけでは、ここでの CCS コスト推計の根拠は明確ではないが、三つの点で過小な推計になっていると考えられる。

21

第 1 に、ワーキンググループの報告自体が明記しているように、推計に使われている輸送・貯留
コストは、苫小牧の実証プロジェクトのデータをもとにパイプラインで近接する海底下に貯留するという「理想的な」46ケースを想定したものだという点である。日本国内では、第 3 の隘路で説明したように貯留候補地の多くは日本海側の海底である。火力発電所の多くは太平洋側に設置されており、船舶による長距離輸送が主流になると見込まれている。
2022 年 2 月に開催された第 2 回 CCS 長期ロードマップ検討会では、電力中央研究所が海上輸送を前提とした発電コストの試算を行っている。これによれば、石炭火力の CO2 輸送貯留コストは5.3 円/kWh となっている。ワーキンググループの試算では、輸送貯留費と回収しきれない CO2 の排出権コストを合わせ 4.1 円となっているので、電中研の試算では排出権コストは含んでいないが、それでも 1.2 円の差がある（LNG 火力では 1.1 円の差）。
第 2 は、分離・回収コスト推計の妥当性である。ワーキンググループの試算では分離・回収によるコストアップ分は、資本費、運転維持費、燃料費の増分に含まれている。この三つの費用の合計
は石炭火力では CCS がないケースで 8 円、CCS 付きでは 10.4 円となっている。CO2 回収装置を付けたことにより、この部分のコストが 30％増加していることになる（資本費では 45％）
。同様に
LNG 火力では 22％の増加である（資本費では 46％）
。これらのコスト増加の根拠は説明されておらず妥当性の判断は難しいが、海外でのこれまでの研究と比べ増加幅がかなり小さい。2022 年 4月に公表された IPCC の第 6 次評価報告書第 3 作業部会報告書では、「CCS をつけた天然ガス火
力、石炭火力の資本費は、つけていないもののほぼ 2 倍になっている」と評価している47。
また CCS 発電コスト推計の先行例として、ワーキンググループが示した米国および英国の資料でも CCS を付けた場合のコスト増はワーキンググループの試算より大きい。

第 7 回 発電コスト検証ワーキンググループ議事録での事務局説明「事務局でよく精査をしてみると、これは苫小牧のデータしかないんです。苫小牧のところはどうなっているかというと、穴が結構いいところが近くにありまして、発電所からパイプラインでそのまま突っ込めると、地下の穴に、ということでいうとかなり理想的なんですけれども。おそらく日本で CCS をやろうと思うと、地面に突っ込めるところが、そうそうモデル的にあるところだというふうに言うのは難しいのかもしれないと。例えば船で持っていくとかいうのが、この②の輸送というところの基本的なやり方になる可能性もあるので、今回につきましては、かなり輸送のところは限定的にしか入っていないというのがより正しかろうと思っておりまして。」（出所：https://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/mitoshi/cost_wg/2021/data/07_06.pdf）
46

47

IPCC「第 6 次評価報告書第 3 作業部会報告書」第 6 章（2022 年 4 月）

22

図 12

米国 DOE の発電コスト試算例出典）発電コスト検証ワーキンググループ「基本政策分科会に対する発電コスト検証に関する報告」（2021 年 9 月）より抜粋

図 12 は、このうち米国の発電コスト試算例を示したものだが、例えば石炭（超臨界）でみるとCCS 付きでは資本費が 1.9 倍、運転維持費が 1.6 倍、燃料費が 1.3 倍であり、合計では 1.6 倍になっている。また英国のコスト試算では資本費の比較のみだが、石炭火力で 1.7 倍、LNG 火力で2.3 倍になっている。分離回収装置は、輸送・貯留にかかわる費用と異なり、地理的な条件による違いが大きいとは考えにくい。ワーキンググループの試算の増加幅が米英の試算と比べ石炭火力では半分程度、LNG 火力では更に大きく異なるのはなぜかの説明はない。
第 3 のコスト増加要因は、回収しきれなかった CO2 排出権コストにかかわるものである。ワー
キンググループが試算に用いた排出権コストは 87 ドル/CO2 トンであるが､IEA の「World Energy
Outlook 2021」では、2030 年時点で 130 ドルとなっている。
以上を踏まえ、輸送貯留では海上輸送を前提とし、分離回収コストは米国の増加率を、排出権コ
ストは最新の水準を見込んだ場合、CCS 発電コストは石炭火力では 18.6 円/kWh 程度、LNG 火力
では 15.1 円/kWh 程度になると見込まれ、ワーキンググループの試算より 3 割程度高くなる（図
13）。
図 13

CCS 火力の発電コストの推計

出典）自然エネルギー財団作成

23

第 5 の隘路CO2 海外輸出のもたらすリスク

安価な貯留先を東南アジアに求める
経済産業省の CCS 火力発電政策の有する問題点の中で、日本の気候変動対策に対する国際的な評価という観点から、特に問題が大きいのは、日本で排出される大量の CO2 を海外、特に東南アジ
アに輸出するという計画である。経済産業省は、2021 年 6 月に「アジア CCUS ネットワーク」を立ち上げ、① CCUS に関する知識・経験の共有やポテンシャル調査の実施 、②共通のルール作り
やプロジェクト形成、 ③アジア全域での貯留ネットワークの実現をめざすとしている。この場で発表されている文書では明記するのが避けられているが、このプロジェクトでは日本で排出したCO2 の東南アジアへの輸出も目標に含まれている。
2021 年 2 月 15 日に開催された資源・燃料分科会 石油・天然ガス小委員会（第 13 回）に事務局が提出した資料には、図 14 のように、日本での LNG 発電、水素製造から排出される CO2 を産ガス国に輸出し、そこで CCS によって処理するという計画が明確に示されている。

図 14

資源・燃料分科会 石油・天然ガス小委員会（第 13 回）資料

出典）資源エネルギー庁 資源・燃料部「2030 年/2050 年を見据えた石油・天然ガス政策の方向性（案）」（2021 年
2 月 15 日）資源・燃料分科会 石油・天然ガス小委員会（第 13 回）資料 3 P.27, 33 より抜粋

24

資源エネルギー庁の担当課長は、日本での CCS 適地確保に関し、経済性、社会的受容性などの課題があるとの認識を示した後、「海外、特に東南アジア等、近隣国ではポテンシャルが高く、安く貯留できる適地が存在する」「LNG を日本に輸入してきて、日本で普通に火力発電所で燃やして出てくる CO2 を国内、もしくは海外に埋めに行くというパターンであります。」「既存の LNG 船を使える、既存の火力発電所を使えるという意味では非常にコストは安くなるということで、これ１
つの、さっきの 2050 年 30％から 40％と申し上げた火力プラス CCS、もちろん原子力もあります
が、その中の有力な候補だというふうに考えてございます」と明け透けにコストの観点から CO2 の
海外輸出の狙いを語っている48。

年間 2.3 億トンから 2.8 億トンの CO2 を海外に輸出計画する CO2 海外輸出の規模が初めて示されたのは、第 1 章でもふれた RITE が経済産業省の依頼を受けて実施した 2050 年シナリオ分析の報告である。RITE は、国内での貯留可能量について、「掘削リグの台数に制約がある等、その急拡大には困難が伴うことを鑑み、CO2 貯留の拡大率に制約を想定」とし、海外輸出を行う量を 2.3 億トンから 2.8 億トンと推計している。2020 年度の
日本の CO2 排出量は 10 億 4400 万トン49であるから、これはその 22～27％にあたる巨大な量である。
長期ロードマップ検討会に経済産業省が提出した資料では、「日本の CCS の規模は、2050 年時
点で国内外あわせて年間 1.2 億～ 2.4 億 t が目安」と記載されており、どの程度の量になるかは不明確であるが、海外への CO2 輸出が想定されていることに変わりがない。
途上国も含めて世界全体が CO2 の実質排出ゼロを求められる時代に、先進国の日本が自国で処理できないから途上国に CO2 を輸出して処理してもらう、などという提案に、世界の理解が得られるとは、到底思えない。経済産業省がこのような大規模な CO2 輸出を計画していることは、国際的にはほとんど知られていない。この計画を推進すれば、これまで石炭火力の利用継続を主張して国際的に厳しい評価にさらされてきた日本が、更なる批判を浴びることは避けられないだろう 50。

資源・燃料分科会 石油・天然ガス小委員会（第 13 回）議事録（2021 年 2 月 15 日）
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/shigen_nenryo/sekiyu_gas/pdf/013_gijiroku.pdf
48

49

環境省・国立環境研究所「2020 年度（令和２年度）の温室効果ガス排出量（速報値）について」（2021 年 12 月 9 日）

国境を越えた CO2 貯留計画としては、ノルウェー政府が進める Longship プロジェクトがある。これは 2024 年の操業開始をめざして進められているものだが、日本での計画とは重要な点でいくつかの違いがある。まず第１に本質的に違うのは、このプロジェクトはノルウェーが自国の排出した CO2 を他国に輸出しようとするものではなく、欧州全体の脱炭素化を実現するために、他国からの受け入れを想定したものだということである。第２に対象となる排出源はセメントや鉄鋼生産の過程から出る CO2 であり、発電部門からの排出は想定されていない。第 3 章で見るように欧州では CCSCCS
火力の利用は殆ど計画されていない。ちなみにノルウェー自身も今日既に電力の 95％は水力発電で供給されている。第３に規模の違いである。Longship プロジェクトで貯留を予定しているのは年間 500 万トンである。ノルウェーの CO2 排
出量は 3 億 1700 万トン（2020 年）であるから、これと比べても 1.6%程度にとどまる。
50

25

CO2 海外輸出計画のもう一つのリスクとして指摘しておく必要があるのは、この計画が日本のエネルギー利用における海外依存を更に高めてしまうという問題である。これまで化石燃料利用が支配的な時代において、エネルギー供給の大半を輸入に頼らざるを得なかったことは、日本経済の脆弱性であり弱点だった。大量の CO2 の処理を輸出に頼れば、入り口だけでなく出口でも海外に依存する、いわば二重の脆弱性を抱え込むことになる。

東南アジアの自然エネルギーの未来を支援する
2021 年 11 月、就任早々に岸田総理は COP26 に参加し、日本の気候変動対策についての演説を行い、その中で「日本は、アジアを中心に、再エネを最大限導入しながら、クリーンエネルギーへの移行を推進し、脱炭素社会を創り上げます。アジアにおける再エネ導入は、太陽光が主体となることが多く、周波数の安定管理のため、既存の火力発電をゼロエミッション化し、活用することも必要です。日本は、『アジア・エネルギー・トランジション・イニシアティブ』を通じ、化石火力を、アンモニア、水素などのゼロエミ火力に転換するため、１億ドル規模の先導的な事業を展開します。」と述べた51。
このスピーチは、2050 年カーボンニュートラルを打ち出し、更に 2030 年までの 46％削減目標を決定した日本が、気候変動に対する積極的な姿勢を世界に示すべき重要な演説だったが、残念ながら多くの参加者には、石炭火力発電を含む化石燃料の利用継続を意図するものと受け取られ、国際 NGO から化石賞を受賞することになった。
岸田総理のスピーチを用意した国の省庁の認識には、重要な点で思い違いがあったように見える。一つは成長に伴い急増するアジア（主に東南アジア）の電力需要を満たすためには、化石燃料による火力発電を使い続けながら排出削減を行う方策が必要だという認識である。しかし東南アジ
アには豊富な自然エネルギーのポテンシャルがあり、IEA のシナリオでも 2030 年に 43%、2050 年には 86％の供給が可能とされている52。
もうひとつは「アジアでは太陽光が再エネの主体になるから、周波数の安定のためにゼロエミッ
ション火力が必要」という認識だ。これについても IEA のシナリオ53では、東南アジアにおいて2040 年時点で自然エネルギーの中で最大の電源は水力の 33％であり、太陽光は 26％で第 2 位だが風力が 20％と続き、更に地熱が 13％、バイオが 8％の電力を供給する。つまり東南アジアには、多様な自然エネルギー電源が豊富に存在しているのである。国や地域で偏在する電源もあるが、東南アジア全体を結ぶ国際送電網整備の計画も進んでいる54。
日本が行うべきは、こうした豊富な東南アジアの自然エネルギーポテンシャルを最大限に生かした電源開発、送電網の実現に協力することであり、日本企業の技術を活かすことである。この地域の未来を化石燃料にしばりつけるような開発を促進することでは決してない。

51

首相官邸「COP26 世界リーダーズ・サミット 岸田総理スピーチ」2021.11.2

52

IEA “World Energy Outlook 2021” （2021.10）

53

IEA “World Energy Outlook 2020” （2020.10）

自然エネルギー財団「東南アジアにおけるエネルギー転換」（2019 年 12 月）、「アジアで進む脱石炭火力の動き」（2020 年 4 月）、「石炭火力輸出の中止と自然エネルギー支援への転換が必要な４つの理由」（2020 年 6 月）を参照
54

26

第 3 章：世界における CCS と自然エネルギーの動向
ここまで主に日本での CCS 火力政策に焦点をあて、経済産業省の政策の問題点を指摘してきた。CCS 火力の乏しい実績や高コスト化などの状況を反映して、国際機関や各国が策定している
2050 年への脱炭素戦略における CCS 火力の位置づけは、経済産業省が目指す方向とは異なり、極めて小さい。また産業用途など他の部門での CCS 利用も限定的に位置づけられるようになってきた。本章では、こうした世界の動向を改めて示す。

IEA：自然エネルギー電力で 88％、CCS 火力は 3％
IEA が 2021 年 5 月に発表した"Net Zero by 2050 A Roadmap for the Global Energy Sector"では、世界全体の 2050 年の電力の 88％が自然エネルギーで、8％が原子力で供給されると想定し、CCS
火力はわずか 3％を占めるにすぎない55。
自然エネルギー電力が 9 割近くを占めることになる要因の大きなものは、その発電コストの低下である。IEA は 2030 年、2050 年の米国、欧州、中国の発電源別の LCOE コストを示している。
2050 年の太陽光発電コストは、1.5～2.5 セント/kWh となっており、洋上風力発電も 2.5～4.5 セントまで低下している。原子力発電コストを大幅に下回っている。2050 年時点の石炭火力、ガス
火力は表示されていないが、CCS のない石炭火力は表示のある最終年 2020 年時点で 6.5～22 セン
ト、ガス火力は 2030 年時点で 6～15 セントとなっている。
表 3

IEA

NET ゼロシナリオによる 2030 年、2050 年の電力コスト見通し（LCOE）

出典）IEA ”Net Zero by 2050 A Roadmap for the Global Energy Sector”（2021 年 5 月）を基に自然エネルギー財団作成

この戦略では電力以外の部門も含めた全体においては、2050 年で年間 76 億トンの CCUS が活用されるとしている。回収した CO2 を製品生産などに活用する CCU は５％で、95％は地下などに貯留される CCS である。IEA のシナリオで注目すべきことは、76 億トンの 3 割強にあたる 24 億トンは、化石燃料の使用から発生する CO2 ではなく、BECCS と DAC という大気中から回収した
CO2 の貯留が想定されているということである。また産業部門では、現時点では他に削減方法がな
いと考えられているセメント製造を中心とする産業部門が 26 億トンを占めている。化石燃料を用いる火力発電に起因するのは、8.6 億トンで 11％にとどまっている。その内訳は途上国・新興国での CCS 石炭火力が 3 分の２，先進国での CCS ガス火力が 3 分の１となっている。先進国でのCCS 石炭火力は想定されていない。

CCS 火力の中では、BECCS が約４割で残りが天然ガス火力と石炭火力である。IEA “Net Zero by 2050”（2021 年 5月）198ｐ
55

27

図 15

IPCC レポートと IEA シナリオにおける CCS による CO2 回収量の比較

出典）IEA ”Net Zero by 2050 A Roadmap for the Global Energy Sector”（2021 年 5 月）

また IEA は今回のシナリオを、IPCC が 2018 年に発表した 1.5 度特別報告書の中で検討した 90
本の 1.5 度シナリオと比較した結果を紹介している。これによれば、CCS を活用する 1.5 度シナリ
オは 18 本だが、今回の IEA シナリオでの CCS 必要量は下から 2 番目に少ない。これは本レポー
トで述べてきたように、電力部門でも産業部門でも、より効率的な脱炭素化手段が開発され、CCSの必要性が低下してきたことの証左の一つといえる。

欧州連合：発電における CCS の役割は非常に限定的
欧州連合の 2050 年戦略”A Clean Planet for all”はいくつかのエネルギーシナリオを提示しているが、EU の発電量に占める自然エネルギーの割合は 81～85％であり、原子力が 12～15％であるのに対し、火力発電は２～６％にすぎない。EU のこの戦略は、「2050 年には、競争力のある風力、
太陽光、バイオガス、水素、バッテリー、バイオマスが電力システムのバランスをとるために十分な量利用できるため、すべてのシナリオにおいて、発電における CCS の役割は非常に限定的である」と明記している56。
唯一、CCS が比較的大きな役割（全ネット発電量の 5％）は果たすのは、1.5TECH シナリオだが、そのほとんどがバイオマス発電との組み合わせ（BECCS）である。つまり化石燃料発電に対する CO2 削減対策としてではなく、大気中から CO2 を回収するために導入されるとの位置づけである。

56

European Commission “IN-DEPTH ANALYSIS IN SUPPORT OF THE COMMISSION

COMMUNICATION COM(2018) 773 A Clean Planet for all A European long-term strategic vision for a prosperous,
modern, competitive and climate neutral economy”（2018 年 12 月 12 日）

28ドイツ：カーボンニュートラルを達成するために CCS は不要
先進国の中で日本と並ぶ工業国であるドイツでは、2021 年 12 月に発足した連立政権が、2030
年までの自然エネルギー電力目標をそれまでの 65％から 80％に引き上げた。更に 2022 年 3 月に発表された「再生可能エネルギー法（EEG2023）」改正案では、2035 年には自然エネルギーで国内電力供給のほぼ 100％をまかなう方針が提起された。改正案では、「再生可能エネルギー設備の建
設と運営は、『最優先の公益であり、公共の安全に資する』」と位置付けている57。
発電部門での CCS の利用は全く想定されていないだけでなく、産業部門でも CCS の役割を限定的に位置付けている。例えば連邦環境庁は「省エネと代替エネルギーが技術的に可能であるのであれば、CCS はすべての分野で考慮されるべきではない。これは、産業、建築、運輸におけるセクターでも同様だ」と CCS についての考え方を明確にしている58。
連邦環境庁が 2019 年に発表し、2021 年 8 月に第二版が出た「省資源型カーボンニュートラルシ
ナリオ（RESCUE 研究）」では、ドイツが 2050 年までにカーボンニュートラルに至る様々なシナリオを描いている。この中では、「農業とセメント・石灰・ガラス産業を中心とする工業において省エネと代替エネルギーでも削減できない温室効果ガスの排出が残る」ものの、「自然の吸収源（森林など）と持続可能な木材管理によって十分に削減可能であり、現在の知見ではドイツでカー
ボンニュートラルを達成するために CCS は不要であることが示された」としている。

英国：他の低炭素電源の増加にともない CCS の必要性が減少
ドイツとは異なり、英国では発電部門での CCS 利用の可能性も残している。しかしその比重はあまり大きいものではない。英国では、ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）が 2022 年 2月に公表した”Net Zero and the Power Sector Scenarios”の中で、2050 年への４つのネットゼロシ
ナリオを示し、その中で自然エネルギー電力と CCS 火力の見通しを示している。「自然エネルギー
電力は著しく増大する」とし、2030 年以降、4 つのシナリオのすべてで国内発電の 70～80％を占めるとしている。他方、CCS 火力（石炭火力は全廃されているのでガス火力への適用）について
は、他の低炭素電源の増加にともない必要性が減少するとしている。パーセンテージでは示されていないが発電量から計算すると 7～９％になる。
BEIS のシナリオは順次更新されているが、注目すべきは、次第に自然エネルギー電力の比率が増加してきていることだ。経済産業省が 2021 年 5 月の基本政策分科会に提出した資料の中では、同じシナリオ分析の 2019 年版を紹介しているが、この時点での 2050 年の自然エネルギー電力割
合は、電力の低需要シナリオでは約 65％、高需要シナリオでは約 60％にとどまっていた59。2022年版への 3 年間で自然エネルギー電力割合が 10 から 15 ポイント引き上げられたことになる。
一柳 絵美「ドイツは 2035 年以降自然エネルギーほぼ 100%実現へ：『再生可能エネルギー法（EEG2023）』改正案を読み解く』」（2022 年 3 月）
57

ドイツ連邦環境庁ホームページ”Carbon Capture and Storage”（2021 年 1 月 15 日更新、2022 年 3 月 31 日アクセス）
https://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/gewaesser/grundwasser/nutzung-belastungen/carbon-capturestorage#grundlegende-informationen
58

CCS 火力を推進する経済産業省は、基本政策分科会への提出資料などの中で、自らの主張を合理化するためにしばしば英国の事例を紹介してきた。2020 年 12 月に「2050 年カーボンニュートラル に伴うグリーン成長戦略」を公表し、その中で 2050 年の自然エネルギー電力割合を約 50～60％にするとの方針を示した時、その根拠づけとしてあげたのは、「世界最大規模の洋上風力を有する英国の意欲的なシナリオでも約 65％」ということだった。
59

29

図 16

BEIS シナリオの電源別発電量の見込み

出典）英国ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS） "Net Zero and the Power Sector Scenarios"（2022 年 2 月）
Net Zero Lower Demand Scenario with Hydrogen シナリオ

また英国政府の諮問機関である気候変動委員会が 2020 年末に公表した「第 6 次炭素予算」では、標準シナリオで変動型自然エネルギー電力が 80％を占めるとし、他の４つの代替シナリオの中では 2 つのシナリオが 90％としている60。
なお、2022 年 4 月に英国政府は” British Energy Security Strategy”を公表している。これはロシアのウクライナ侵略の最中に発表されたエネルギー安全保障戦略として、「英国がいかにしてエネ
ルギー自立のために自国産エネルギー導入を加速するか」という側面に最大の力点を置いた、かな
り政治的な戦略になっていると言える。その内容を見ると、2030 年についても 2050 年について
も、BEIS や気候変動委員会の計画のようにどの電源でどのくらいの電力を供給するかを明確に示していない。2030 年には低炭素エネルギーで電力の 95％を供給すると記述されているが内訳は不明である。2050 年については、「圧倒的に太陽光と風力による低価格のネットゼロ電力システム」の実現を目標とし、同時に最大 25％の電力を原子力発電で供給するとしている。CCS 火力についての記述はない。

2020 年 11 月に開催された基本政策分科会に提出した資料でも、同様の記載を行っており、あわせて「原子力は 11％、
残りの 23％が CCS 付きガス火力発電という電源構成」としていた。しかし、こうした記述に対しては、在日英国大使館
から「先般、英国が 2050 年までの再生可能エネルギー目標を 65％としているという内容が報告書などに含まれておりま
したが、英国はこのような目標は掲げておらず英国の政策ではございません（2021 年 1 月 12 日英国大使館 エネルギー
ニュースレター）」という指摘が行われ、訂正を余儀なくされている。
60

Committee on Climate Change December 2020 ”The Sixth Carbon Budget”（December 2020）

30

米国
米国ではバイデン政権が誕生してから、2035 年に発電部門からの排出をゼロにするという目標
をたて、2050 年カーボンニュートラルも宣言した。しかし、2035 年についても 2050 年についても電源構成は明らかにしていないし、CCS がどの程度の役割を果たすかも明確にはしていない。
エネルギー省は税控除による CCS 援助プログラムを有しているが、第１の隘路で見た通りこれまで石炭火力 CCS 実証プログラムとして支援されたプロジェクトはことごとく成功していない。
そもそも米国では石炭火力自体の撤退が進んでおり過去 10 年間で約 120GW の発電所が閉鎖された。今後についても、従来、石炭火力を中核に据えてきた米国でも最大級の電力会社（Georgia
Power, Duke Energy, Tennessee Valley Authority have）が 2035 年までの石炭火力フェーズアウト
を決めるなど、撤退の動きが続いている61。
一方で、エネルギー省は 2021 年 9 月に、米国の発電量に占める自然エネルギーの割合は、2020
年の 21％から 2035 年には 81％、2050 年には 95％になるという調査報告書も公表している62。
政府の公式の文書としては、2021 年 11 月に連邦政府が策定し国連の気候変動事務局に提出した
長期戦略63がある。この中では、2050 年への代表的なシナリオとして、図 17 を示し、2021 年以降、新設電源の大半と太陽光発電と風力発電が占め、CCS 火力の位置づけが小さいことを示している。
図 17

米連邦政府の気候変動長期戦略による電源別設備容量の見通し出典）The United States Department of State and the United States Executive Office of the President, Washington
DC. “The Long-Term Strategy of the United States: Pathways to Net-Zero Greenhouse Gas Emissions by 2050”（2021 年 11 月）

61

IEEFA “U.S. 2022 Power Sector Outlook” （April 2022）

62

DOE ”Solar Futures Study”（September 2021）

The United States Department of State and the United States Executive Office of the President, Washington DC. “TheLong-Term Strategy of the United States: Pathways to Net-Zero Greenhouse Gas Emissions by 2050”（November 2021）
63

31

中国：CCS は他に手段がない削減困難な部門へのバックアップ技術
中国は脱炭素実現の目標年次とした 2060 年への政府としての公式なエネルギー戦略を決定してはいないが、戦略の方向を示すのは、中国政府の国家発展改革委員会傘下の能源研究所(Energy
Research Institute)が 2021 年 11 月に公表した“China Energy Transformation Outlook(CETO2021)”64である。この報告書はそれまで” China Renewable Energy Outlooks”として作成されていたものを、2060 年カーボンニュートラルの方針決定を踏まえ、より包括的なエネルギー転換戦略の検討のために策定されたものである。
図 18 に示すように、2050 年時点で既に自然エネルギーが電力供給の約 9 割を占め、カーボン
ニュートラルをめざす 2060 年では石炭もガスも全く利用が想定されていない。更に注目すべきなのは、図 16 のように、電力以外を含めた一次エネルギー消費量全体の中でも、2050 年、2060 年
時点で化石燃料の利用が極めて限定的になっている点である。
図 18

中国の電源別発電量の見通し出典）Energy Research Institute of Chinese Academy of Macroeconomic Research “China Energy Transformation
Outlook"(2021 年 11 月)

図 19

中国の一次エネルギー消費量の見通し出典）Energy Research Institute of Chinese Academy ofMacroeconomic Research “China Energy
Transformation Outlook"(2021 年 11 月)” Energy Research Institute of Chinese Academy of Macroeconomic Research “China Energy Transformation
Outlook"(2021 年 11 月)
64

32

ここでは自然エネルギーと原子力を合わせた非化石エネルギーと表示されているが、発電のほとんどが自然エネルギーだから、非化石エネルギーの大半も自然エネルギーが占めていることになる。
この報告書は、末尾に「中国における CCS と CCUS の状況」という項を立て、CCS に対する評
価を述べている。この中では、中国は CCS、CCUS が排出削減に果たす役割をこれまで長期間、認識してきたが、今までのところ排出削減に大きな効果をあげていない、とした上で、以下のように述べている。
「省エネルギー、自然エネルギー電力、バイオエネルギー、グリーン水素、バイオロジカルシン
クなど他のネットゼロ技術に比べた場合の、CCS の弱点は排出削減以外に他の付随的な便益がないことである」「大きな技術的ブレイクスルーが起きない限り、他に削減手段がない削減困難な部門に対するバックアップ技術として、「最後の手段」に位置づけられるべきである」
このように中国では、CCS は発電部門以外も含め、他に方法がない場合に限定的に使われるものと明確に整理されている65。
2021 年に公表された”China Renewable Energy Outlooks 2020”66には、自然エネルギー電力とCCS 火力のコスト比較を示す図が示されている。2020 年時点で既に CCS 石炭火力のコストは太陽
光、風力発電を上回り、2050 年にかけてその差は拡大していく（2030 年代には、CCS のついていない石炭火力よりも太陽光、風力が安価になる）。こうした価格面の優劣が上述の判断の裏にある。
図 20

太陽光発電、風力発電と CCS 石炭火力発電のコスト比較

出典）Energy Research Institute of Academy of Macroeconomic Research/NDRC ”China Renewable Energy Outlooks
2020”（2021 年 1 月）

IEA が中国政府の依頼を受けて作成し、2021 年 9 月に公表した” An Energy Sector Roadmap to Carbon Neutrality in
China” においても、中国の発電量に占める自然エネルギーの割合は、2020 年の 25％から、2030 年には 40％、2060 年には 80％になる。CCS 火力発電の割合は極めて小さい。
65

Energy Research Institute of Academy of Macroeconomic Research/NDRC “” China Renewable Energy Outlooks 2020”（2021 年 1 月）
66

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IPCC：CCS は電力部門でも産業部門でも最も高コストで削減ポテンシャルが小さい
2022 年 4 月 4 日、IPCC は第 6 次評価報告書第 3 作業部会報告書を公表した。これは温室効果ガ
スの排出削減をいかに進めるか、緩和策に関する報告であり、この中でも自然エネルギーと CCSに関する様々な言及がされている。
まず注目されるのは、2030 年までに温室効果ガス半減を実現するための対策オプションは存在する、としていることである。その代表例は、自然エネルギーであり、2010 年から 2019 年までの間に、太陽光発電コストが 85％低下し、風力発電では 55％低下したことが示されている。その上で「電力供給の大部分を自然エネルギーで供給するシステムはますます実現可能性を高めている。
いくつかの国や地域では、既に大半の電力が自然エネルギーで供給されている」としている。報告書は、電力だけでなく全てのエネルギーを自然エネルギーで担うことは、「よりチャレンジング」
だとしているが、その上でも自然エネルギーの大量利用を可能にする解決策が登場しているとし、セクターカップリング、エネルギー貯蔵、スマートグリッドなどを例示としてあげている。
他方、CCS については、地球全体では 1.5℃目標を達成するために 2100 年までに必要となる以上の貯留量があるとしながら、地域的な偏りが制約要因であるとしている。また、CCS の実施は、
現在、技術的、経済的、制度的、生態環境的、社会文化的な障壁に直面しており、導入が進んでいないことを指摘している。
報告書では 1.5℃目標の実現に向け自然エネルギー、CCＳがどの程度の役割を果たすかについて、各分野における技術ごとの削減費用別の削減ポテンシャルを示している。エネルギー分野では、風力発電、太陽光発電がコストも安く削減ポテンシャルも圧倒的に大きい。CCS 発電はコストが最も高くポテンシャルも小さい。産業分野でも CCS は最も高コストで最もポテンシャルが小さい。
以上のように、IPCC の評価報告書でも IEA のネットゼロ戦略や各国の戦略同様、排出削減対策としての CCS には大きな利用が見込まれていないと見ることができる。
図 212030 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（抜粋）

出典）IPCC「第 6 次評価報告書第 3 作業部会（政策決定者向け要約」（2022 年 4 月）を基に自然エネルギー財団作成

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終章：日本の脱炭素戦略はどうあるべきか
本報告書では、CCS 火力のかかえる隘路を５つの点について指摘し、世界の国々では CCS を全く使わないか、使うとしてもごく限定的な利用にとどめる戦略を採用していることを明らかにしてきた。経済産業省の目論むように 2050 年の時点でも発電部門、また産業部門においても化石燃料を使い続け、排出される大量の CO2 を CCS で処理するという計画、また国内で貯留できない分を東南アジアなどに輸出しようとする計画は、国際的に見て極めて異例なものである。
日本の脱炭素戦略は、CCS に過剰に依存するのではなく、世界の多くの国が選択しているように、エネルギー効率化の徹底を前提に、電力の 90～100％を自然エネルギーで供給し、自然エネル
ギー電力由来のグリーン水素、グリーン合成燃料で電化のできない需要をまかなうものへの転換が必要だ。自然エネルギー財団が 2021 年３月に公表した「脱炭素の日本への自然エネルギー100%戦略」で明らかにしたように、化石燃料にも原子力発電にも依存しないエネルギーシステムを実現することは、日本でも可能である。
もちろん自然エネルギー100％のシステムを実現するためには、克服しなければならない幾多の課題がある。しかし、それらの課題は日本だけが直面しているものではない。変動する自然エネル
ギー電力を用いていかに安定的な電力需給を実現するのか。曇天無風のような気象条件の時も含
め、どのようして年間を通しエネルギー供給を確保するのか。こうした課題を克服するため、自然エネルギー導入で先行する欧州各国などを中心に、既に様々な実践が行われ、解決の方向も見えている。
経済産業省は、石炭火力の延命を主要な目標にして 2030 年からの CCS の導入をめざしている。
しかし、石炭火力に CCS をつけても、これまでの実例では実際の回収率は低く、脱炭素電源にはなりえない。発電コストも高く経済的に成立するものではない。先進国では 2030 年までのフェー
ズアウトが求められる石炭火力を延命させるために、前のめりで実施を急げば、必要な検討を不十分なままに様々な環境上のリスクを招きかねない。
CCS への過剰な依存を進めるエネルギー政策がもたらすのは、日本の脱炭素化の失敗である。発電所などの排出源での回収は不完全なものになるし、国内外の貯留を模索しても、経済産業省がめざすような大量の CO2 の貯留を実現することは極めて難しい。この路線を突き進めば、日本は、不完全な CCS の実施に多額のコストの支出を強いられ、更に回収・貯留できなかった CO2 排出権の対価の支払いを求められるだろう。これらのコストに加え、化石燃料依存を続けることで、その購入のために国富が流出する事態を営々と続けることになる。
CCS への過剰な依存を進める計画は、コスト、技術、環境保全などの点であまりに多くの問題を抱えている。強引に推し進めようとしても、どこかの時点で破綻し軌道修正が必要になることは間違いない。しかし、その軌道修正が遅ければ、日本の脱炭素化は世界にますます遅れ、将来の負担を増すことになる。日本企業は脱炭素化の遅れという不利な環境の中で世界市場での競争を強いられる。
日本の脱炭素化を成功させるために、日本が世界の脱炭素化で果たすべき役割を果たせるように、政策転換を急がなければならない。

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CCS火力発電政策の隘路とリスク

2022年４月

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