2021年にバイデン政権は2050年ネットゼロ排出を達成するために、2030年までに2005年比で50～52%のGHG削減目標を設定し、インフラ投資・雇用法（IIJA）やインフレ削減法（IRA）を通じた支援政策を推進してきた。2025年1月に第二次トランプ政権が発足してから、バイデン政権下で行われてきたクリーンエネルギー政策の見直しが検討されており、IIJAやIRAによる脱炭素プロジェクトへの支援に対する見通しの不透明さが増している。こうした低炭素プロジェクトに対する予見性が低くなってきている現状が、CCSプロジェクトに対する民間企業の投資意欲にどのような影響を与える可能性があるのかを検討するために、これまでのアメリカの政策がインセンティブとして民間企業にとってどのような役割を果たしてきたのかをまとめたものが本報告である。日本国内では、2050年までに温室効果ガスの排出をゼロにするカーボンニュートラル目標達成に向けて、経済産業省によって、2030年までに年間600万トンから1,200万トンのCO2貯留量の確保を目標としたCCS事業環境を整備するための支援制度構築が議論されている。こうした状況下、事業の検討が進むにつれて、CCS事業の分離回収・輸送・貯留に伴う費用を官民でいかに負担すべきかの議論が本格化している。産業部門や火力発電設備などのCO2分離・回収コストが高い施設にCCSを効果的に普及させるためには、政府支援に加えて、技術革新によるコスト低下や、炭素削減価値を最終商品売価へ反映できる仕組み（規制だけではなく、炭素削減に自主的に取り組む企業努力も価値として認める仕組み）も必要と考えられ、世界的にも先行してCCS事業に対する支援政策を実施してきたアメリカの現在を整理することで、今後の日本のCCS支援政策を検討する際の一助となることを期待したい。

経済産業省及びJOGMECは2050年までに温室効果ガスの排出をゼロにするカーボンニュートラル目標達成に向けて、2030年までに年間600万トンから1,200万トンのCO2貯留量の確保を目標としてCCS事業環境を整備するための支援制度構築に取り組んでいる。事業の検討が進むにつれて、CO2の環境価値が貨幣価値とは異なり世界基準で決まっていない状況下で、CCS事業に伴う分離回収・輸送・貯留に伴う費用を官民でいかに負担すべきかの議論が本格化している。

米国においては、連邦エネルギー省（DOE）が推進している2021年成立のインフラ投資・雇用法（IIJA）による補助金支援と2008年に内国歳入法（IRC）45Q条で提示され、2022年インフレ削減法（IRA）によって改定された税額控除インセンティブの2つの支援政策でCCS事業の推進を図ってきた。世界的にも先行したCCS事業への支援策を実施している米国において、政府インセンティブと米国内の炭素価値（下図1での「AAドル／トン」）が、実際のCCS事業にかかるコスト（下図1の「BBドル／トン」）を上回り、民間投資を促進するインセンティブとして機能しているのかを整理することは、今後の日本のCCS事業に対する支援政策を検討するための一助となると考えた。このため、アメリカのCCS支援政策とCCSプロジェクトに関連するマーケットの基本的な情報を整理したものを以下の通り報告する。

2021年にバイデン政権は2050年ネットゼロ排出を達成するために、2030年までに2005年比で50～52%のGHG削減目標を設定し、インフラ投資・雇用法（IIJA）やインフレ削減法（IRA）を通じた支援政策を推進してきた。そもそも米国では、2009年に連邦環境保護庁（EPA／Environmental Protection Agency）が温室効果ガス（GHG）の排出が国の公衆衛生と福祉に危害及ぼす危険性認定を出し、2010年に大気浄化法（Clean Air Act）114条を根拠に、原則として25,000トンCO2e／年以上のGHG排出・製造設備を対象にGHG報告プログラム（GHGRP）を策定している。しかし、このプログラムが報告義務を課すだけであり、連邦政府による排出量を規制するルールとはなっていない。州政府レベルではなく連邦政府として排出量を規制するためのルールとしては、2024年4月にClean Air Act 111条に基づきEPAから発表された火力発電所への排出規制基準・ガイドライン（guidelines and new source performance standard（NSPS）、いわゆるClean Power Plan 2.0）がある。ただし現トランプ政権になり、このルールは電力コストを上げる過剰な規制として、見直しが行われることになっている[1]（なお、最初のClean Power Plan（オバマ政権下）も2019年トランプ政権で撤回されている[2]）。

現在アメリカでCCUS事業を検討する際の支援制度としては、連邦エネルギー省（DOE）が2021年に成立したインフラ投資・雇用法（IIJA）を通じて2026年までに拠出する約120億ドル（DACハブ支援：35億ドル、炭素回収デモプロジェクト支援（Carbon Capture Demonstration）: 25億ドル、地下貯留検証（Carbon Storage Validation and Testing）: 25億ドル、CO2輸送インフラ支援（Carbon Dioxide Transportation Infrastructure Finance and Innovation （CIFIA））: 21億ドル、炭素回収大型実証試験：9.37億ドル）の支援と、2008年に内国歳入法（Internal Revenue Code）45Q条で提示され、2022年インフレ削減法（IRA）によって改定された税額控除インセンティブの2つとなっている。

前者のDOEによるCCUS事業の支援はIIJA法成立以前にも実施されており、2009年米国復興・再投資法（ARRA）による34億ドルのCCS支援が行われている（なお、現在操業している米国テキサス州でのPetra NovaプロジェクトはARRAに基づきDOEが実施した6件の石炭火力発電設備によるCCS（EOR）実証で唯一実証まで至った事業。ほかの事業は実証前に中止[3]）。

現行のIIJAに基づく基金については、現在までに59プロジェクトに8.6億ドルが交付されており、6億ドルが交渉中（Carbon Capture Coalition「2025Fuderal Policy Blueprint」[4]による）で、90億ドル以上の用途が未定となっており、トランプ政権でどこまで交付されるかも要注視な状況となっている。

もう一つのインセンティブである45Qによる税額控除は何度か改定されており、現在の控除対象は下表1の右段の通りとなっている。2022年の改定によって、適格要件であるCO2排出量が緩和され（発電設備は年間50万トン以上のCO2回収能力がある設備が対象だったが、18,750トン以上まで緩和、DACは10万トン以上のCO2回収能力が1,000トン以上までに緩和）、控除額も増えている（これまでEORなどの目的で回収したCO2を利用する場合は35ドル／トンの税額控除だったが、2022年の改定でDACであれば最高130ドル／トン、それ以外の設備であれば最高60ドル／トンまで増額となっている。また地下貯留（CCS）であれば、DACは最高180ドル／トン、それ以外の設備は最高85ドル／トンまで増加）。また、2022年の改定で、税額控除ではなく税額控除額を全額直接支払い（Direct Payment）を受けるオプション（ただし、営利団体は5年間のみ）も追加されており、操業開始当初で利益が発生せずに十分な税負担を行えない場合でも資金補助を受けること（控除額の現金化）が可能になっている。

バイデン政権下で実施された45Q条項改定で、CCUSプロジェクトを検討する事業者にとっては大きなインセンティブを得ることになったと思われるが、実際のプロジェクトコストと比較して、CO2を増進回収に利用するCCUS（EOR）のように原油増産という副次的な収益がない火力発電設備などでCO2回収装置を新設してクリーン電力への転換を推進するのに十分なインセンティブになっているのかを検討する必要がある。

CCUSプロジェクトは、回収（Capture）、輸送（Transportation）、圧入・貯蔵（Storage）またはUsage（利用）という各段階で設備投資や許認可取得が必要になる複合プロジェクトとなっており、CO2パイプライン設備などの既存インフラを保有するなど一部でも追加投資を必要としないプレイヤーが参画することで、事業の競争力に影響を与えることになる。回収部分については、多くの報告書（IEAの CCUS Policies and Business Models（2023）[5]やDOEのPathway to Commercial Liftoff（2023）[6]等）で言及されている通り、CO2排出源によって回収コストは大きく異なる。天然ガス処理設備、エタノール製造プラントやアンモニア製造プラントなど純度の高いCO2を排出する設備でのCO2回収コストは約15ドル～35ドル／トンと言われている。一方で、火力発電、製鉄所、セメント工場などの排ガス中のCO2濃度が低くなる設備でのCO2回収費用は、約50～120ドル／トンとCO2回収コストの負担が増加する。

また、輸送に関するコストについては、パイプラインを用いるのか（陸上輸送と海上輸送、また敷設距離・送ガス量でコストは大きく異なる）、トラックや鉄道などの移送手段を用いるのかなど様々な要素が関わるため、一般的なコスト・レインジを示すことは難しいが、米国で陸上パイプラインを用いる場合のコストは2～14ドル／トン／250キロメートルと試算している報告書は存在する（IEA（2021）,Is Carbon capture too expensive?[7]やIEA（2023）及びCCUS Policies and Business Modelsなど）。

圧入・貯蔵（Storage）に関するコストも、貯蔵するロケーションが陸上か海上かで大きく異なるが、陸上での圧入・貯蔵であれば50%以上のプロジェクトが10ドル／トン以下で圧入・貯蔵可能と試算されている（IEA CCUS Policies and Business Modelsのデータ）。

上記の試算に基づくと、CCSプロジェクトのコストの規模感は、アンモニア製造プラントやエタノール製造プラントなどの排ガスから高CO2濃度を回収する場合は、約30～60ドル／トン、発電設備などの排ガス中のCO2濃度が低くなる設備においては、約70～144ドル／トン程度と見込まれる。しかし、これらの試算値は、インフレの影響は考慮していない（最も古いデータは2019年の米ドルに基づくコスト）ため、2020年～2024年の米国インフレ率（2020年～2024年で、1.23%、4.68%、7.99%、4.13%、2.99%と推移）を考慮すると、悲観的なケースとして、高濃度CO2を回収する場合で約37～74ドル／トン、低濃度CO2を回収する場合で約86～177ドル／トン程度の規模感と推察される。なお、2025年に100以上の企業・労働組合・環境団体から構成されるCarbon Capture Coalitionが発表した2025 Federal Policy Blueprintivでは、CO2 Capture & Storage Costについて、高CO2 濃度回収となる天然ガス処理設備で37ドル／トン、低濃度CO2回収となる天然ガスCombined Cycle Powerプラントでのコストを165ドル／トン、天然ガスボイラー設備では204ドル／トンと試算している（ただし、天然ガスボイラー設備については、Combined Cycle Powerに多い大型設備と比較すると小型のものが多いため、単価が高くなっている可能性がある。技術的には天然ガスボイラーからの排ガスの方がCombined Cycle Power PlantよりもCO2濃度は高いと考えられる）。

CO2排出事業者が回収設備（Capture）に投資して、回収したCO2の輸送・貯留を外部委託（輸送・貯留事業者にサービス料金を支払う）した上で、利益を得るためには、IRA 45Qのインセンティブである85ドル／トン以下で回収・貯蔵を行える可能性のあるエタノールプラントや天然ガス処理設備などの高濃度CO2を排出する設備に限定されることになる。三井物産が子会社を通じて、Repsol、Carbonvertと検討中のCorpus Christi CCSプロジェクトにおいても、同プロジェクトが実施する輸送・地下貯留事業サービスの顧客として、低炭素化に積極的、あるいはCO2回収導入が相対的に容易な産業向けを中心にサービス料金の設定をどうするかなどの協議を実施している模様である。

なお、2023年時点に全米でCCS設備として稼働している施設は15プロジェクトあり、そのうち13施設はEOR目的で分離・回収したCO2を利用しており、残り2施設はエタノールプラントからのCO2を分離・回収しているプロジェクトとなっている（Congressional Budget Office（2023）及びCarbon Capture and Storage in the United States[3]のデータ）。

次に、実際に現状でもCCSが導入しやすい高濃度CO2を排出するプラントでCCSが普及した場合に、アメリカにおけるCO2削減にどの程度のインパクトをもたらすのであろうかという疑問が生じる。

2023年のアメリカ内CO2排出量（農業などを含まない米国エネルギー情報局（U.S. Energy Information Administration／EIA）のデータ[8]）は、48.1億トンと言われており、上述のGHGRPで対象となる工業施設関連の排出源（輸送などを含まない）からの2023年のCO2排出量は23.7億トンとなっている[9]。23.7億トンの内訳としては、発電設備（Power Plant）14.7億トンで62%、石油・天然ガス設備2.62億トンで約11%、ケミカルプラント1.71億トンで約7%、製油所1.61億トンで約7%となっている。また、1つの設備から1,000万トン以上のCO2を排出する設備は、アラバマ州のJames H Miller Jr. Power Plant、ミズリー州のLabadie Power Plant、オハイオ州のGeneral James M. Gavin Power Plant、テキサス州のMartin Lake Power Plant、テキサス州Oak Grove Power Plant、ミシガン州Monroe Power Plantなどの数千メガワットの発電能力を持つ主に石炭を燃料とする火力発電であり、石炭火力発電所以外では、テキサス州Exxon Baytown（Refineries and Chemicals）やインディアナ州のU.S.スチールのゲーリー製鉄所などとなっている。

このデータが示すように、工業施設関連でみるとアメリカの主要CO2排出源は、発電設備となる。このため、比較的CO2回収が行いやすい（排ガス中のCO2濃度が高い）エタノールプラントや化学プラントなどの設備でCO2分離・回収が普及したとしても、そのCO2削減効果は全米レベルでは限定的となる。また、EIAのEnergy Outlook 2025のReference Case[10]を基に作成した下図2で示すように、2030年を目途に石炭火力発電がリタイヤし、安定した電力を供給するために石炭火力の電力供給減はガス火力発電で補充されると予測されており（再エネの急増を除き）、短中期的にもCCSによるCO2削減を効果的に実施するためには、発電設備からのCO2分離・回収は外すことはできないと考えられる。なお、三菱重工（MHI）のCO2回収技術はCO2濃度が低い燃焼排ガスからのCO2回収で競争力があり、ガス火力発電設備からのCO2回収の導入に向けて多くのFS／FEEDを実施しているようである。

現在アメリカでは、連邦政府が主導している炭素クレジット市場はなく、一部州などでの地域的な規制導入によるCO2取引（Emission Trading System, ETS）と企業が自主的に炭素削減を目指し、炭素クレジットを取引するVoluntary Carbon Market（VCM）がある。

（a）　アメリカにおける排出量取引制度（Emission Trading System／ETS）

現在アメリカで規制に基づく排出量取引制度（ETS）を導入しているのは、カルフォルニア州Cap and Trade Systems、ワシントン州Cap and Invest Program、ニューヨーク州など北東部11州の電力事業者を対象としているRGGI（Regional Greenhouse Gas Initiative）の3つが主要なものとなっている。

1.　カルフォルニア州 Cap and Trade System

カルフォルニア州が導入しているCap and Trade Systemでは、電力、工業施設、燃料供給業者などが対象となっており、カナダのケベック州のETSとも連携し、マーケットが広い（年間の取引量は、2023年と2024年の2年間平均で約2.2億トン以上）。オークションで取引されているCO2価格は2023年平均で33.1ドル／トン、2024年平均で35.2ドル／トンとなっている（下図3参照）。

2.　ワシントン州 Cap and Investment Programs

ワシントン州もETSの対象事業者は、電力、工業施設、燃料供給業者などが対象（年間25,000トン以上のCO2を排出する事業者）となっている。カルフォルニア・ケベック州と連動を検討しているが、現在は独立して運用されており、現在取引されている排出量は2023年と2024年の2年間平均で約3,000万トンと市場は狭い。オークションでの取引価格もアメリカ内の他のETSマーケットと比べて高額になっており、そのCO2価格は2023年平均で54.9ドル／トンCO2e、2024年平均は31.5ドル／トンCO2eとなっている。

3.　RGGI

RGGIは、北東部の11州の電力事業者が対象となっている。対象事業が限定的なこともあり、年間の取引量は、2023年と2024年の2年間平均で約7,600万トンで、オークションで取引されているCO2価格は2023年平均で14.9ドル／トンCO2e、2024年平均で22.8ドル／トンCO2。なお、RGGIに加盟している州の平均電力価格（EIAのElectric Power Monthly 2025年2月時点の情報[11]）は0.204ドル／kwhで、全米平均0.132ドル／kwhよりも高額になっている。

（b）　Voluntary Carbon Market（VCM）

国や自治体が規制するETS市場以外には、企業がESG（Environment, Social and Governance）戦略の一環として自主的に炭素削減を目指し、炭素クレジットを取引するVoluntary Carbon Market（VCM）がある。VCMの炭素クレジットは、各クレジットの制度（例：Verra（VCS）、Gold Standard（GS）、American Carbon Registry（ACR）、Climate Action Reserve（CAR）など）がそれぞれ定める基準に基づき、発行し、取引されており、カルフォルニア大学バークレー校のデータ[12]によるとVCSが61%、GSが17%、ACRが7%、CARが4%程度の発行数を占めている。VCMで取引されるクレジットの多くは、

森林保護、再エネや調理用ストーブ事業などで生成される炭素削除クレジットがメインであるが、2021年をピークに近年は、特に森林保護などの炭素クレジットに対する透明性や信頼性への懸念から取引量は減少傾向になっている（2021年には約3.0億トン、2024年には約2.6億トンのクレジットが発行されている）。VCMにおける主要バイヤーとしては、Microsoft、Google、Frontier Buyers（Stripe, Alphabet, Shopify, McKinseyなどによる構成されているグループ）、Airbus、Amazon、Equinor、Shellなどが有名である。

VCMで取引されている炭素クレジットの価格としては、DACやBECCSなどの技術によってCO2の除去に貢献するTech-based Carbon Dioxide Removal（CDR）に関連するクレジットは数百ドル／トン（CDRの取引情報をまとめているCDR.fyi[13]のデータによると2024年のDACの加重平均価格は約$316／トン（価格の幅は100～2，000ドル／トン）、BECCSの加重平均価格は227ドル／トン（価格の幅は214ドル／トン～350ドル／トン））の価格となっている。他方、除去ではない炭素削除クレジットは、種類（森林保護、調理用ストーブなどの炭素削除、工業由来の炭素削除・メタン回収など）によって異なるが、2～15ドル／トン程度[14]で、規制市場であるETSよりも低い価格で取引がされている。なお、Tech-based CDRの取引量は2023年中頃から増加傾向にあるが、2024年で約820万トン（CDR.fyi[15]、2025Q1 Durable CDR Market Update）程度であり、そのマーケット規模はまだ小さい。

また、現在CCSを対象としたクレジットの方法論を持っているのはACRとVCSなどいくつかのスキームに限られており、ACRに登録されているCCSプロジェクトは2000年代初頭にAnadarkoやAnew Carbon Development, LLCによるプロジェクトが登録されているが、2020年代で登録されたプロジェクトは存在しない。なお、先日ヨーロッパでFIDをしたNorthern LightsはVCSでのクレジット登録を検討中のようである。

上記4．で見てきたアメリカでの工業設備関連のCO2排出源の構成と炭素クレジット・マーケットの現状を踏まえて、アメリカ国内でCCSプロジェクトを効果的に普及させるための課題は何かをこのセクションでは見ていきたいと思う。

5－1.　CO2圧入井やCO2パイプラインなどのインフラ整備に伴う許認可

まず、プロジェクトのスケジュールに影響を与える要素として、政府機関による許認可があげられる。CCSプロジェクトにおける許認可関連で課題とされているのは、EPAが管轄している安全飲料水法に基づく地下圧入管理プログラム（Underground Injection Program、UIC）によるClass VIの坑井掘削の許認可取得が有名だが、Class VI以外の許認可ではCO2パイプラインの建設許認可も重要なポイントとなっている。各許認可に関連する設備はCO2を地下に圧入するための貯留適地と密接に関連するため、各許認可の状況を整理する前に、アメリカのCO2貯留適地について概観する。

（a）　CO2の貯留適地について

アメリカのCO2の貯留ポテンシャルについては、2013年に米国地質調査所（U.S. Geological Survey／USGS）が報告書「National Assessment of Geological Carbon Dioxide Storage Resources」[16]を発表している。同報告書によると、全米で約3,000ギガトンの貯留可能量（現行の技術で貯留可能な推定量で、経済的な開発可能性は考慮しない値）があり、そのうち約60%がテキサス州・ルイジアナ州などのガルフ・コースト周辺に集中しているとの評価結果になっている。なお、図4に示した40ギガトン以上の貯留候補地9か所で90%以上の貯留量となっている（下図以外ではアラスカ州が約270ギガトンのCO2貯留可能量を持つとされている）。

（b）　安全飲料水法に基づくClass VIの許認可

CO2を地下に長期間貯留する際に掘削する坑井はClass VIに該当する要件を満たす必要があり、その許認可取得には約2年は必要とされている（EPAが公表しているClass VIの許認可の検討状況に関するサイト[17]では、プロジェクトの地質条件などの複雑さや事前検討状況によって異なるとされているが、申請書受理に約30日、・技術レビューに約18ヶ月、仮許認可準備に約60日、パブリックコメント募集期間として約30日〜45日、・最終許認可準備に約90日が必要とされている）。ただし、EPAからClass VIの第一次法施行権限（プライマシー）が与えられているルイジアナ州・ノースダコタ州・ウエストバージニア州・ワイオミング州においては、短期間での許認可取得が可能になることもあるとされている。2025年4月25日時点[18]で、EPAに許認可申請しているのは58プロジェクトで170坑となっており、最終許認可を取得している坑井は10坑（イリノイ州でのArcher Daniels Midland、Wabash Carbon Services LLC、カルフォルニア州でのCarbon TerraVault JVによる4坑、テキサス州でのOxy Low Carbon Ventures LLCの3坑など）となっている。また、プライマシーを取得している州では、ノースダコタ州（2018年にプライマシー取得）やワイオミング州（2020年にプライマシー取得）などにおいて、Blue Flint Sequester Company LLC、Dakota Gasification Company、Red Trail Energy LLC、Frontier Carbon Solution、TallgrassがClass VIの許認可を取得しているが、その総数は十数件にとどまっている。また、現時点でプライマシーを取得している4州の中で、最も申請数が多いルイジアナ州は2024年にプライマシーが付与されており、2025年4月時点で33プロジェクト50坑のClass VIの申請がなされているが、まだ最終許認可が発行されているプロジェクトはない[19]。

（図4） CO2貯留ポテンシャルの高い地域
（出所：USGSのデータ[15]を基にJOGMECで作成、なお各Basin等の位置は模式的に表している）

5－1（a）で述べた通り、CO2貯留候補地は限定されており、連邦規制当局および特定の州（プライマシーが付与された場合）にかかる審査の負担は、CCSプロジェクトの検討を着実に進めるために必要となる予見可能な期間での許認可プロセス完了を目指すうえで、懸念事項となると考えられる。

（c）　CO2輸送パイプライン

アメリカにおける主要な工業施設関連のCO2排出源は発電設備と述べたが、CO2排出源の分布を示したものが下図5（EPAが公表しているGreenhouse Gas Reporting Programの2023年Overview Report[20]の図表を基にJOGMECで加筆修正を加えている）となる。円の大きさがCO2排出量の大小を示している。また青線で示したものが現在敷設されているCO2パイプライン（パイプラインについては、プリンストン大学「Net-Zero America」[21]で報告されている2020年時点の既設パイプラインを参照にJOGMECで作成）となる。また、緑の領域は図4に示したCO2貯留ポテンシャルの高い地域を模式的に示したものとなる。

アメリカにおいて、CO2パイプラインは1979年に制定された危険液体パイプラインライン安全法（Hazardous Liquid Pipeline Safety Act）に基づき、運輸省（Department of Transportation、DOT）管轄のパイプライン・危険物安全庁（Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, PHMSA）によって管理・規制されている。現在アメリカ合衆国内で敷設されているCO2輸送を目的とした陸上パイプラインに関しては、CO2排出源の多いテキサス州（2023年の工業設備からのCO2排出量は3.6億トン（発電1.9億トン、ケミカル0.62億トン、製油所0.53億トンなど）で全米の約15%の排出割合を占める[8]）とルイジアナ州の一部の他、ニューメキシコ州、ワイオミング州、ノースダコタ州に一部敷設されているのみ（全長で約8,500キロメートル）となっている。CO2回収技術を経済的に展開し、CO2排出削減目標を達成するためには、CO2の主要な排出源とCO2貯留適地とされる上述のテキサス州・ルイジアナ州、ノースダコタ州周辺、イリノイ州・インディアナ州や、カンザス州・オクラホマ州などを結ぶパイプラインは2030年ごろまでに19,000キロメートル、2050年までに106,000キロメートル必要と試算されている例もある（プリンストン大学「Net-Zero America」[21]による試算）。

CCSを発電事業者に普及させるためには、CO2パイプラインのインフラ整備も回収技術・設備投資の普及と合わせてタイムリーに行われる必要があり、CO2パイプライン敷設工事のための許認可の迅速化と民間インフラ投資を促すための政府支援（3．アメリカのGHG排出削減目標を推進するための政府支援制度で述べたDOE CO2輸送インフラ支援（Carbon Dioxide Transportation Infrastructure Finance and Innovation（CIFIA）：21億ドルなど）の確実な活用も重要となってくる。

4-3でみたように、アメリカ国内の炭素クレジット市場は、連邦政府主導の規制によるマーケット開拓は進んでいない。またトランプ政権になり、4月8日にカルフォルニア州のCap and Trade Systemが名指しで批判されたことを受けて、カルフォルニア州やRGGIなどのアメリカ国内のETSにおけるCO2価格は一時的に下落したという情報もある（S&P Commodity Insights）。こうした政府方針の影響を受けた価格の下落は、脱炭素を付した製品の環境価値を付加価値として最終消費者に認めてもらい価格転嫁する際の交渉にも影響を与えることが懸念される。

Carbon Capture Coalition 2025 Federal Policy Blueprintのデータより、天然ガスCombined Cycle Powerプラントの場合、現状のIRA 45Qの税制優遇のインセンティブを利用するケース（ただしDOEによる助成金は受けない）において、民間事業者が脱炭素費用として約80ドル／トン（165－85ドル／トン）を負担することになる。この脱炭素価値は、VCMよりも高い価格で取引されているETSでの炭素価格よりもはるかに高額になっている。規制強化によって炭素クレジット市場が拡大し、炭素クレジット価格が上昇すれば、CCS等の導入による脱炭素費用を負担する傾向は増えてくる可能性はあると思うが、現在の共和党政権下ではその動きが加速する可能性は低いと思われる。

また、グローバルマーケット向けのアンモニア、化学品や燃料などであれば、低炭素製品という付加価値によってプレミアム価格で販売できる可能性があるため、CCSを付随させた際の製造コストが85ドル／トンを超過しても収益を得られる可能性は高くなると思うが、発電事業者にとっては、国内での電力価格にどこまで転嫁できるがポイントとなるため、2009年から発電事業者への規制で実績のあるRGGIでの取引価格（20ドル／トン）が一つの指標となると考えられる。もしくは、データセンター需要増加の兼ね合いで、MicrosoftやGoogleなどのデータセンターを利用するビッグテック企業がクリーン電力を強く要望する場合、プレミアムを含めた高額の電力料金での契約を締結する可能性もあると思う（実際にビッグテック企業は、電力の炭素強度（Carbon Intensity）と発電開始時期、稼働率に応じて各社が独自のプレミアム電力購入価格を設定しており、低C.I達成を早期に実現できるクリーン発電事業者などとは高額の電力購入契約締結交渉を進めているなどの話もある模様）が、上記のインフラ整備のタイムラインとの兼ね合いや、4－2で見たような石炭火力発電のリタイヤによる電力供給減を補うためのガス火力発電建設のスケジュール的な優先度の高さから、火力発電に伴うCCS事業の検討は劣後し、火力発電事業の脱炭素化のスケジュールは後ろ倒しになる可能性もあると思われる。

IRA 45Q（CO2回収・利用・貯蔵に対する税制クレジット）が事業者にとってCCSプロジェクトを進めるために十分なインセンティブになっているかという点に関しては、アンモニア製造プラント、ケミカルプラントや天然ガス処理などの高濃度CO2を排出する事業者向けであれば、事業化検討を進めるのが可能なインセンティブとなっていると思われる。一方で、工業施設由来のCO2の主要な排出源となっている火力発電事業でCO2分離・回収設備を追加して、CCS事業を実施するためには十分なインセンティブとは言い難い状況となっていると考えられる。2023年に議会予算局（Congressional Budget Office）が作成した報告書（Carbon Capture and Storage in the United States）[3]では全米で121のCCS設備が検討中となっていたが、2024年～2025年にかけてFIDを発表したプロジェクトは天然ガス処理施設を対象にしたBKV社の南テキサスでのCCSプロジェクトや、CF IndustriesがJERA・三井とともにルイジアナ州で製造するブルーアンモニア事業のFIDに伴い発表された1PointFive（Occidentalの子会社）による25年間のCCS事業への合意発表など限定的になっている。

一方で、CCSプロジェクトを重要な投資分野として推進しているExxonMobilは、2025年4月に米国大手の発電事業者であるCalpine社とのCO2の輸送・貯留での契約を公表している[22]。ExxonMobilは2023年7月にDenbury社買収で約1,300マイルに及ぶ全米最大のCO2輸送パイプライン網を取得した事によって、ガルフ・コースト周辺でCCSに関連するインフラを持つ強みを活かして、LindeやCF Industries社といった化学会社、Nucor Steelのような鉄鋼会社、New Generation Gad Gathering（NG3）のような天然ガス処理会社ともCCSに関する契約を締結している。また、自社のBaytown製油所エリアでの低炭素水素・アンモニアの製造も推進している。CO2の供給源がはっきりとしているこうした事業は、今後Class VIの許認可取得やそのほかの政府支援政策の方針が明確になった段階で、FIDに至る可能性は高いと考えられ、今後の動向には注視が必要と思われる。

ただし、CCSに関する既存インフラを保有しない民間事業者の視点で見た際には、現状のIRA 45Qの税額控除はCCS事業を推進するためには必要不可欠な支援であるが、十分ではないという認識が一般的になっていると考えられ、100以上の企業・労働組合・環境団体から構成されるCarbon Capture Coalitionは、IRA 45Qのインフレ調整（表1参照）を2026年からではなくすぐにでも適用して、控除額を増額することを提案している[4]。

こうした状況から産業部門や火力発電設備などのCO2分離・回収コストが高い施設にCCSを普及させるためには、技術の進展によって最低でもETSで取引されている炭素価格の範囲に脱炭素費用を抑えることができるまで分離・回収コストが低下するか、IRA 45Qの税控除額が上昇する必要があると考えられる。もしくは、炭素削減価値を最終商品売価に転嫁できる仕組み（規制だけではなく、企業のESG戦略を価値として認める仕組みも含めて）があれば、現状の政府支援では事業化が難しい分野についても検討が進むと考えられる。さらにトランプ政権による関税政策や脱炭素政策の見直しを受けて、様々な事業のEPCコスト上昇が懸念される中で、CCSプロジェクトへの民間事業者の投資意欲がどのように影響を受けるのかといった点は、引き続き注視していく必要があると考える。

以上

（この報告は2025年5月20日時点のものです）