 二酸化炭素回収・利用・貯留（CCUS）：2027年～2047年の世界市場Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS): Global Market 2027-2047 炭素回収・利用・貯留（CCUS）とは、産業の点源や大気中から二酸化炭素を回収し、それを地下に恒久的に貯留するか、あるいは商業的に価値のある製品に変換する一連の技術のことです。 従来型の発... もっと見る
出版社
Future Markets, inc.
フューチャーマーケッツインク 出版年月
2026年6月15日
電子版価格
納期
PDF：3-5営業日程度
ページ数
713
図表数
447
言語
英語
サマリー 炭素回収・利用・貯留（CCUS）とは、産業の点源や大気中から二酸化炭素を回収し、それを地下に恒久的に貯留するか、あるいは商業的に価値のある製品に変換する一連の技術のことです。 従来型の発電所に炭素回収システムを適用すると、対策を実施していない施設と比較して、CO₂排出量をおよそ80～90％削減できる。この一連のプロセスは、二酸化炭素の回収、輸送、そして枯渇した石油・ガス田や深層塩水帯水層などの地層への貯留、あるいは利用という3つの段階で構成される。 CO₂はすでに世界的に取引されている商品であり、年間約2億3,000万トンが消費されている。最大の消費者は肥料業界で、尿素製造に約1億3,000万トンを使用しており、次いで石油・ガス部門が、石油増進回収（EOR）に7,000万～8,000万トンを使用している。 その他の確立された用途としては、食品・飲料の生産、金属加工、冷却、消火、温室での植物の成長促進などが挙げられる。 現在の商業利用の多くはCO₂の直接利用によるものですが、新たな手法として、鉱物や鉄スラグなどの産業廃棄物と反応させて安定した炭酸塩を形成することで、CO₂を合成燃料、化学品、ポリマー、建築資材に変換する取り組みが進んでいます。 CCUSのビジネスモデルは、温室効果ガスの排出削減を中核としつつ、回収した炭素から経済的価値を創出することに重点を置いている。事業者は、排出源や大気からCO₂を回収し、輸送した上で、貯留または利用する。収益源としては、カーボンクレジット、回収したCO₂の販売、石油増進回収（EOR）、および米国の45Q税額控除などの政府によるインセンティブが挙げられる。 コスト構造は、インフラへの多額の設備投資、継続的な運営コスト、そして継続的な研究開発投資が主な構成要素となっている。競争優位性は通常、独自の回収技術、バリューチェーン全体にわたる戦略的パートナーシップ、および共有ハブやクラスターを通じて達成される規模の経済から得られる。 規制環境は、市場の成長を左右する決定的な要因である。EU排出量取引制度（ETS）、米国や中国のコンプライアンス市場、自主的な炭素市場といった炭素価格設定メカニズムと、排出削減義務が相まって、プロジェクトの実現可能性を決定づける。 主な障壁としては、依然として高い回収コスト、輸送・貯留インフラの不足、規制の不確実性、および貯留されたCO₂に対する長期的な責任が挙げられる。こうした課題があるにもかかわらず、CCUSは、代替手段がほとんど存在しないセメント、鉄鋼、化学、ブルー水素といった脱炭素化が困難なセクターにおいて、不可欠なものとしてますます認識されつつある。 本包括的な市場レポートは、20年間の予測期間にわたる世界のCCUS産業について詳細な分析を提供する。回収、輸送、利用、貯留というバリューチェーン全体を検証し、回収方式、CO₂の最終用途、排出源セクター、地域ごとに細分化された詳細な市場予測を提示する。 本レポートは、成熟した燃焼後化学吸収法から、新興技術である直接空気回収（DAC）、電気化学的変換、強化鉱化に至るまで、技術の全容を網羅しています。 また、北米、欧州、アジアにおけるCCUSプロジェクトの経済性、CAPEXおよびOPEX削減戦略、炭素価格制度、ビジネスモデル、政策環境についても分析しています。 また、本レポートでは、燃料、化学品、建築資材、生物生産性の向上、石油増進回収といった利用経路の評価に加え、貯留および輸送に関する詳細な分析も行っています。最後に、バリューチェーン全体で事業を展開する約400社の企業プロファイルを紹介しています。 主な内容は以下の通りです：
目次 1 概要 36 1.1 二酸化炭素排出の主な発生源 36 1.2 商品としてのCO2 37 1.3 気候目標の達成 40 1.4 市場の推進要因と動向 40 1.5 現在の市場と将来の見通し 41 1.6 CCUS への投資 41 1.6.1 ベンチャーキャピタルによる資金調達 41 1.6.1.1 2010-2026 42 1.6.1.2 2022-2026年のCCUSベンチャーキャピタル取引 42 1.7 政府によるCCUSの取り組みと政策環境 45 1.8 市場マップ 48 1.9 商用CCUS施設およびプロジェクト 51 1.9.1 施設 51 1.9.1.1 稼働中 51 1.9.1.2 開発中／建設中 52 1.10 CCUSプロジェクトの経済性 54 1.10.1 CAPEX削減戦略 54 1.10.2 OPEX削減アプローチ 54 1.10.3 新興技術ソリューション 55 1.11 CCUSバリューチェーン 55 1.12 CCUSの主な市場障壁 57 1.13 CCUSとエネルギーのトリレンマ 57 1.14 CCUSの成長市場 58 1.15 炭素価格設定 59 1.15.1 コンプライアンス型炭素価格設定メカニズム 60 1.15.2 炭素価格設定の代替案： 45Q税額控除 61 1.15.3 ビジネスモデル 63 1.15.3.1 フルチェーン 64 1.15.3.2 ネットワークおよびハブモデル 64 1.15.3.3 部分チェーン 65 1.15.3.4 二酸化炭素利用のビジネスモデル 65 1.15.4 欧州連合排出量取引制度（EU ETS） 66 1.15.5 米国における炭素価格設定 67 1.15.6 中国における炭素価格設定 67 1.15.7 自主的な炭素市場 68 1.15.8 炭素価格設定に関する課題 69 1.16 世界市場の予測 70 1.16.1 エンドポイント別の CCUS 回収能力の予測 70 1.16.2 2047 年までの地域別回収能力（Mtpa） 71 1.16.3 収益 71 1.16.4 回収タイプ別の CCUS 処理能力予測 71 1.16.5 2025 年～2047 年のコスト予測 72 2 はじめに 74 2.1 CCUS とは？ 74 2.1.1 炭素回収 79 2.1.1.1 発生源の特性評価 79 2.1.1.2 精製 79 2.1.1.3 CO2 回収技術 80 2.1.2 炭素利用 83 2.1.2.1 CO2利用の経路 84 2.1.3 炭素貯留 84 2.1.3.1 受動的貯留 84 2.1.3.2 石油増進回収法 85 2.2 CO2の輸送 85 2.2.1 CO2輸送の方法 85 2.2.1.1 パイプライン 87 2.2.1.2 船舶 87 2.2.1.3 道路 87 2.2.1.4 鉄道 87 2.2.2 安全性 88 2.3 コスト 89 2.3.1 CO2 輸送コスト 90 2.4 カーボンクレジット 91 2.5 CCUS 技術のライフサイクルアセスメント (LCA) 93 2.6 環境影響評価 94 2.7 社会的受容性と世論 95 2.8 CO₂の最終的な行方 95 3 二酸化炭素回収 97 3.1 過去のCO₂回収 97 3.2 CO₂回収技術 97 3.3 技術の成熟度 100 3.4 技術の選定 101 3.5 回収率 105 3.5.1 回収率 90% 以上 105 3.5.2 回収率 99% 106 3.6 CO2 回収剤の性能 108 3.7 エネルギー消費量 109 3.8 TRL 111 3.9 世界の炭素回収施設のパイプライン - 現在および計画中 112 3.10 点源からの CO2 回収 113 3.10.1 エネルギーの利用可能性とコスト 116 3.10.2 CCUS を導入した発電所 116 3.10.3 輸送 117 3.10.4 世界の点源 CO2 回収能力 117 3.10.5 ブルー水素 118 3.10.5.1 蒸気メタン改質 (SMR) 118 3.10.5.2 自熱式改質 (ATR) 119 3.10.5.3 部分酸化 (POX) 120 3.10.5.4 吸着強化型水蒸気メタン改質 (SE-SMR) 121 3.10.5.5 燃焼前と燃焼後の炭素回収の比較 122 3.10.5.6 ブルー水素プロジェクト 123 3.10.5.7 コスト 123 3.10.5.8 市場関係者 124 3.10.6 セメントにおける炭素回収 125 3.10.6.1 CCUS プロジェクト 126 3.10.6.2 炭素回収技術 127 3.10.6.3 コスト 128 3.10.6.4 課題 128 3.10.7 海事分野における炭素回収 129 3.11 主な炭素回収プロセス 129 3.11.1 材料 129 3.11.2 天然ガスのスイートニング 131 3.11.3 燃焼後処理 131 3.11.3.1 化学薬品／溶剤 133 3.11.3.2 アミン系燃焼後 CO₂ 吸収 135 3.11.3.3 物理的吸収用溶剤 137 3.11.3.4 炭素回収のための新興溶媒 139 3.11.3.5 冷却アンモニア法（CAP） 140 3.11.3.6 溶融ホウ酸塩 141 3.11.3.7 コスト 141 3.11.3.8 溶媒を用いた炭素回収に代わる方法 142 3.11.4 酸素燃料燃焼 143 3.11.4.1 酸素燃料 CCUS セメントプロジェクト 144 3.11.4.2 ケミカル・ループ法による回収 145 3.11.5 液体または超臨界 CO2：アラム・フェトヴェットサイクル 146 3.11.6 燃焼前回収 147 3.12 炭素分離技術 148 3.12.1 吸収による回収 149 3.12.2 吸着による回収 153 3.12.2.1 固体吸着剤を用いた CO₂ 分離 154 3.12.2.2 金属有機骨格（MOF）吸着剤 156 3.12.2.3 ゼオライト系吸着剤 156 3.12.2.4 固体アミン系吸着剤 156 3.12.2.5 炭素系吸着剤 157 3.12.2.6 高分子系吸着剤 158 3.12.2.7 燃焼前段階における固体吸着剤 158 3.12.2.8 吸着強化水ガスシフト (SEWGS) 159 3.12.2.9 燃焼後の固体吸着剤 160 3.12.3 膜 162 3.12.3.1 膜を用いた CO₂ 分離 163 3.12.3.2 ガス分離膜 166 3.12.3.3 燃焼後 CO₂ 回収 167 3.12.3.4 促進輸送膜 167 3.12.3.5 燃焼前回収 168 3.12.3.6 先進的な膜材料 169 3.12.3.6.1 グラフェン系膜 170 3.12.3.6.2 金属有機骨格（MOF）膜 170 3.12.3.7 直接大気回収用膜 171 3.12.4 液体または超臨界 CO2（極低温）回収 172 3.12.5 カルシウム・ループ法 175 3.12.5.1 Calix Advanced Calciner 175 3.12.6 その他の技術 176 3.12.6.1 LEILAC プロセス 176 3.12.6.2 固体酸化物形燃料電池（SOFC）による CO₂ 回収 177 3.12.6.3 溶融炭酸塩形燃料電池（MCFC）による CO₂ 回収 (MCFC) 178 3.12.6.4 微細藻類による炭素回収 178 3.12.7 主要な分離技術の比較 180 3.12.8 ガス分離技術の技術成熟度レベル (TRL) 181 3.13 機会と障壁 181 3.14 CO2 回収コスト 182 3.15 CO2 回収能力 184 3.16 直接空気回収 (DAC) 186 3.16.1 技術の説明 186 3.16.1.1 吸着剤を用いた CO2 回収 186 3.16.1.2 溶媒を用いた CO2 回収 186 3.16.1.3 DAC 固体吸着剤スイング吸着プロセス 187 3.16.1.4 DAC 用の CO2 電気スイング吸着 (ESA) 187 3.16.1.5 固体および液体による DAC 188 3.16.2 DAC の利点 189 3.16.3 導入 189 3.16.4 点源による炭素回収と直接空気回収の比較 190 3.16.5 技術 191 3.16.5.1 固体吸着剤 193 3.16.5.2 液体吸着剤 195 3.16.5.3 液体溶媒 196 3.16.5.4 気流設備との統合 196 3.16.5.5 パッシブ直接空気回収（PDAC） 196 3.16.5.6 直接変換 197 3.16.5.7 副産物の生成 197 3.16.5.8 低温DAC 197 3.16.5.9 再生方法 197 3.16.6 電力および熱源 198 3.16.7 商業化およびプラント 198 3.16.8 DACにおける金属有機骨格（MOF） 199 3.16.9 DACプラントおよびプロジェクト―現在および計画中 200 3.16.10 生産能力予測 202 3.16.11 コスト 203 3.16.12 DACが直面する市場の課題 209 3.16.13 直接空気回収の市場見通し 210 3.16.14 主要企業と生産状況 212 3.16.15 CO2 利用の経路 213 3.16.16 直接空気回収・貯留（DACCS）市場 215 3.17 ハイブリッド回収システム 217 3.18 炭素回収における人工知能 217 3.19 再生可能エネルギーシステムとの統合 218 3.20 移動式炭素回収ソリューション 219 3.21 炭素回収のレトロフィット 220 4 二酸化炭素除去 221 4.1 陸上における従来の CDR 222 4.1.1 湿地および泥炭地の再生 222 4.1.2 農地、草原、およびアグロフォレストリー 223 4.2 技術的CDRソリューション 223 4.3 主なCDR手法 224 4.4 新規CDR手法 225 4.5 バリューチェーン 227 4.6 二酸化炭素除去技術の導入 229 4.7 技術成熟度レベル (TRL)：二酸化炭素除去手法 230 4.8 カーボンクレジット 231 4.8.1 概要 231 4.8.2 炭素価格設定 231 4.8.3 炭素除去と炭素回避・オフセットの比較 233 4.8.4 カーボンクレジットの認証 233 4.8.5 カーボンレジストリ 234 4.8.6 カーボンクレジットの品質 235 4.8.7 自主的カーボンクレジット 235 4.8.7.1 定義 235 4.8.7.2 購入 237 4.8.7.3 主要市場プレイヤーおよびプロジェクト 239 4.8.7.4 価格設定 240 4.8.8 コンプライアンス・カーボンクレジット 242 4.8.8.1 定義 242 4.8.8.2 市場参加者 243 4.8.8.3 価格設定 243 4.8.9 持続可能な二酸化炭素除去（CDR）クレジット 244 4.8.10 企業のコミットメント 245 4.8.11 政府による支援と規制の強化 246 4.8.12 カーボンオフセット・プロジェクトの検証およびモニタリングの進歩 247 4.8.13 炭素クレジット取引におけるブロックチェーン技術の可能性 247 4.8.14 炭素クレジットの売買 247 4.8.14.1 炭素クレジット取引所および取引プラットフォーム 248 4.8.14.2 店頭取引（OTC） 249 4.8.14.3 価格決定メカニズムおよび炭素クレジット価格に影響を与える要因 249 4.8.15 認証 250 4.8.16 課題とリスク 250 4.9 モニタリング、報告、検証 251 4.10 政府の政策 252 4.11 炭素除去・貯留を伴うバイオエネルギー (BiCRS) 253 4.11.1 原料 254 4.11.2 BiCRS 変換経路 255 4.12 BECCS 257 4.12.1 技術概要 257 4.12.1.1 BECCS 向けの点源回収技術 259 4.12.1.2 エネルギー効率 259 4.12.1.3 熱発生 259 4.12.1.4 廃棄物発電 260 4.12.1.5 ブルー水素の生産 260 4.12.2 バイオマス変換 261 4.12.3 CO₂ 回収技術 261 4.12.4 BECCS 施設 263 4.12.5 コスト分析 264 4.12.6 BECCS 炭素クレジット 265 4.12.7 持続可能性 265 4.12.8 課題 265 4.13 鉱化に基づく CDR 267 4.13.1 概要 267 4.13.2 CO₂由来コンクリートにおける貯蔵 268 4.13.3 酸化物ループ 270 4.13.4 強化風化 271 4.13.4.1 概要 271 4.13.4.2 メリット 271 4.13.4.3 モニタリング、報告、検証（MRV） 271 4.13.4.4 適用例 272 4.13.4.5 商業活動および企業 273 4.13.4.6 課題とリスク 274 4.13.5 コスト分析 275 4.13.6 SWOT分析 275 4.14 植林・再植林 276 4.14.1 概要 276 4.14.2 二酸化炭素除去手法 277 4.14.2.1 自然に基づくCDR 277 4.14.2.2 土地に基づくCDR 278 4.14.3 技術 279 4.14.3.1 リモートセンシング 279 4.14.3.2 ドローン技術およびロボティクス 279 4.14.3.3 森林火災自動検知システム 280 4.14.3.4 AI/ML 280 4.14.3.5 遺伝学 281 4.14.4 動向と機会 281 4.14.5 課題とリスク 282 4.14.5.1 SWOT分析 282 4.14.5.2 土壌炭素固定（SCS） 283 4.14.5.2.1 概要 283 4.14.5.2.2 実践 284 4.14.5.2.3 測定と検証 285 4.14.5.2.4 動向と機会 286 4.14.5.2.5 カーボンクレジット 287 4.14.5.2.6 課題とリスク 288 4.14.5.2.7 SWOT分析 288 4.14.5.3 バイオチャール 290 4.14.5.3.1 バイオチャールとは？ 290 4.14.5.3.2 炭素固定 292 4.14.5.3.3 バイオチャールの特性 292 4.14.5.3.4 原料 295 4.14.5.3.5 製造プロセス 295 4.14.5.3.5.1 持続可能な生産 296 4.14.5.3.5.2 熱分解 297 4.14.5.3.5.2.1 低速熱分解 297 4.14.5.3.5.2.2 高速熱分解 298 4.14.5.3.5.3 ガス化 299 4.14.5.3.5.4 水熱炭化（HTC） 299 4.14.5.3.5.5 熱分解 299 4.14.5.3.5.6 機器メーカー 300 4.14.5.3.6 バイオチャールの価格設定 301 4.14.5.3.7 バイオチャールの炭素クレジット 301 4.14.5.3.7.1 概要 301 4.14.5.3.7.2 除去および削減クレジット 302 4.14.5.3.7.3 バイオチャールの利点 302 4.14.5.3.7.4 価格 302 4.14.5.3.7.5 バイオチャール・クレジットの購入者 303 4.14.5.3.7.6 競合する材料および技術 303 4.14.5.3.8 バイオオイルベースの CDR 304 4.14.5.3.9 CO₂ 除去のためのバイオマス埋設 305 4.14.5.3.10 CDR 向けのバイオベースの建設資材 306 4.14.5.3.11 SWOT 分析 307 4.15 海洋ベースの CDR 308 4.15.1 概要 308 4.15.2 海水からの CO₂ 回収 309 4.15.3 海洋施肥 309 4.15.3.1 生物的手法 310 4.15.3.2 沿岸のブルーカーボン生態系 310 4.15.3.3 藻類の養殖 311 4.15.3.4 人工アップウェルリング 311 4.15.4 海洋のアルカリ化 311 4.15.4.1 電気化学的海洋アルカリ度増強 312 4.15.4.2 直接海洋回収（Direct Ocean Capture） 312 4.15.4.3 人工下向流（Artificial Downwelling） 313 4.15.5 モニタリング、報告、検証（MRV） 313 4.15.6 海洋ベースのCDRカーボンクレジット 313 4.15.7 動向と機会 314 4.15.8 海洋ベースのカーボンクレジット 314 4.15.9 コスト分析 314 4.15.10 課題とリスク 314 4.15.11 SWOT分析 315 4.15.12 企業 316 5 二酸化炭素の利用 317 5.1 概要 317 5.1.1 現在の市場状況 317 5.2 他の低炭素技術との競合 322 5.3 二酸化炭素利用のビジネスモデル 324 5.3.1 炭素利用のメリット 325 5.3.2 市場における課題 327 5.4 CO2利用の経路 327 5.5 変換プロセス 330 5.5.1 熱化学的 330 5.5.1.1 プロセスの概要 330 5.5.1.2 プラズマを利用した CO2 変換 332 5.5.2 CO2 の電気化学的変換 333 5.5.2.1 プロセスの概要 334 5.5.3 CO2の光触媒および光熱触媒による変換 336 5.5.4 CO2の触媒変換 336 5.5.5 CO2の生物学的変換 336 5.5.6 CO2の共重合 339 5.5.7 鉱物炭酸化 341 5.6 燃料における CO₂ の利用 344 5.6.1 概要 344 5.6.2 生産ルート 348 5.6.3 道路車両における CO₂ 燃料 351 5.6.4 海運における CO₂ -燃料 351 5.6.5 航空分野におけるCO₂-燃料 352 5.6.6 e-燃料向けグリーン水素 352 5.6.7 製造ルート 353 5.6.8 e-燃料のコスト 353 5.6.9 パワー・トゥ・メタン 353 5.6.9.1 e-メタンへの熱触媒経路 354 5.6.9.2 生物学的発酵 354 5.6.9.3 コスト 355 5.6.10 藻類由来のバイオ燃料 358 5.6.11 e-燃料のためのDAC 359 5.6.12 合成ガスの生産オプション 360 5.6.13 太陽光からのCO₂- 太陽光発電による燃料 360 5.6.14 企業 362 5.6.15 課題 363 5.6.16 世界市場予測 364 5.7 化学分野におけるCO₂の利用 364 5.7.1 概要 364 5.7.2 カーボンナノ構造 365 5.7.3 拡張性 367 5.7.4 経路 368 5.7.4.1 熱化学的 368 5.7.4.2 電気化学 370 5.7.4.2.1 低温電気化学的 CO₂ 還元 370 5.7.4.2.2 高温固体酸化物電解槽 371 5.7.4.2.3 H2と電気化学的CO₂還元を組み合わせた方法 372 5.7.4.3 微生物による変換 372 5.7.4.4 その他 374 5.7.4.4.1 光触媒法 374 5.7.4.4.2 プラズマ技術 374 5.7.5 応用例 375 5.7.5.1 尿素の生産 375 5.7.5.2 CO₂由来のポリマー 375 5.7.5.2.1 経路 375 5.7.5.2.2 CO₂ からのポリカーボネート 376 5.7.5.2.3 メタノールからオレフィンへの転換（ポリプロピレン生産） 377 5.7.5.2.4 エタノールからポリマーへの転換 377 5.7.5.3 半導体製造における不活性ガス 377 5.7.6 企業 378 5.7.7 世界市場予測 380 5.8 炭素材料における CO₂ の利用 381 5.8.1 概要 381 5.8.2 3つの収益源に関する論説 381 5.8.3 生産ルート 381 5.8.4 生産物 381 5.8.5 ネット・ネガティブ・カーボン主張の定量化 382 5.8.6 価格比較 382 5.8.7 市場予測 382 5.9 建設および建築資材における CO₂ 利用 383 5.9.1 概要 383 5.9.2 市場推進要因 383 5.9.3 建設分野における主要な CO₂ 利用技術 386 5.9.4 炭酸塩化骨材 389 5.9.5 混和時の添加剤 390 5.9.6 コンクリートの養生 391 5.9.7 コスト 391 5.9.8 市場動向とビジネスモデル 391 5.9.9 カーボンクレジット 395 5.9.10 企業 395 5.9.11 課題 396 5.9.12 世界市場の予測 397 5.10 生物学的収量向上における CO2 の利用 398 5.10.1 概要 398 5.10.2 生物学的プロセスにおける CO₂ 利用 398 5.10.3 応用 398 5.10.3.1 温室 399 5.10.3.1.1 CO₂ 濃縮 399 5.10.3.2 藻類培養 399 5.10.3.2.1 CO₂ 濃縮による藻類培養： 開放系 400 5.10.3.2.2 CO₂増強藻類培養：密閉系 400 5.10.3.3 微生物による変換 401 5.10.3.4 食品および飼料生産 403 5.10.4 企業 403 5.10.5 世界市場予測 404 5.11 石油増進回収における CO₂ の利用 405 5.11.1 概要 405 5.11.1.1 プロセス 405 5.11.1.2 CO₂ 供給源 406 5.11.2 CO₂-EOR 施設およびプロジェクト 406 5.11.3 課題 407 5.11.4 世界市場予測 407 5.12 鉱化促進 407 5.12.1 利点 407 5.12.2 原位置および移入鉱化 408 5.12.3 鉱化促進の経路 409 5.12.4 課題 410 5.13 炭素利用におけるデジタルソリューションとIoT 410 5.14 炭素取引におけるブロックチェーンの応用 411 5.15 データセンターにおける炭素利用 412 5.16 スマートシティインフラとの統合 412 5.17 新しい応用例 413 5.17.1 CO2由来の材料を用いた3Dプリンティング 413 5.17.2 エネルギー貯蔵におけるCO2 414 5.17.3 エレクトロニクス製造におけるCO2 415 6 二酸化炭素貯蔵 415 6.1 はじめに 415 6.2 CO2貯留地 418 6.2.1 地中CO2貯留の貯留タイプ 418 6.2.2 石油・ガス田 420 6.2.3 塩水層 421 6.2.4 石炭層および頁岩 422 6.2.5 玄武岩および超マフィック岩 423 6.3 CO₂ 漏出 423 6.4 世界の CO₂ 貯留能力 425 6.5 CO₂ 貯留プロジェクト 428 6.6 CO₂ -EOR 431 6.6.1 概要 431 6.6.2 注入された CO₂ 431 6.6.3 CO₂ -EOR 施設による CO₂ 回収 432 6.6.4 企業 433 6.6.5 経済性 433 6.7 コスト 434 6.8 課題 435 6.9 貯留モニタリング技術 435 6.10 地下水素貯留の相乗効果 436 6.11 高度なモデリングとシミュレーション 437 6.12 貯蔵サイトの選定基準 437 6.13 リスク評価と管理 438 7 二酸化炭素の輸送 439 7.1 はじめに 440 7.2 CO₂の輸送方法と条件 440 7.3 パイプラインによるCO₂の輸送 441 7.4 船舶によるCO₂の輸送 442 7.5 鉄道およびトラックによるCO₂の輸送 443 7.6 各種方法のコスト分析 443 7.7 スマートパイプラインネットワーク 444 7.8 交通ハブとインフラ 445 7.9 安全システムとモニタリング 445 7.10 将来の交通技術 446 7.11 企業 447 8 企業プロフィール 449 (395社の企業概要) 9 付録 702 9.1 略語 702 9.2 調査方法 703 9.3 炭素回収・ 利用・貯留（CCUS）の定義 703 9.4 技術成熟度レベル（TRL） 704 10 参考文献 706
図表リスト 表一覧 表1. 炭素回収・利用・貯留（CCUS）市場の推進要因と動向。 40 表2. 炭素回収技術への世界的な投資（2010年～2024年） 42 表3. 2022年～2025年のCCUSベンチャーキャピタル（VC）投資案件。 43 表4. CCUSの政府資金および投資－10年見通し。 46 表5. 稼働中の世界の商用CCUS施設（2026年）。 51 表6. 開発中／建設中の世界の商用CCUS施設。 52 表7. 実証済みおよび新興技術を用いたコスト削減。 55 表8. CCUSの主な市場障壁。 57 表9. 世界各国の主要な規制に基づく炭素価格設定の取り組み。 60 表10. CCUSのビジネスモデル：フルチェーン、パートチェーン、およびハブ・クラスター。 63 表11. CO₂の最終処分先別のCCUS回収能力予測（2047年まで、CO₂換算Mtpa）。 71 表12. 2047年までの地域別回収能力（Mtpa）。 71 表13. CCUSの収益ポテンシャル（$bn）。 71 表14. 回収方式別の処理能力（Mtpa） 72 表15. CO₂発生源セクター別の点源CCUS回収能力予測（CO₂換算Mtpa）、2046年まで。 72 表16. 2025～2047年のCCUSコスト予測。 73 表17. CO₂の利用および除去経路 75 表18. 点源からの二酸化炭素（CO₂）回収手法 79 表19. CO₂回収技術 80 表20. 炭素回収技術の利点と課題 81 表21. 炭素回収に利用される市販の材料およびプロセスの概要。 81 表22. CO2輸送の方法。 86 表23. CO2輸送方法の比較。 88 表24. 商用規模の炭素回収における推定資本コスト。 89 表25. セクター別の二酸化炭素（CO2）1メートルトン当たりの回収コスト推計。 89 表26. 異なる流量におけるCO2輸送コスト。 90 表27. 炭素市場の発展における主要なマイルストーン。 91 表28. 市場別の炭素クレジット価格。 91 表29. 炭素クレジットプロジェクトの種類。 92 表30. CCUS技術のライフサイクルアセスメント。 94 表31. CCUS技術の環境影響評価。 94 表32. CO₂回収技術の比較。 97 表33. 各種回収技術の代表的な条件と性能。 100 表34. 回収技術の条件と性能。 101 表35. 既存の大規模プロジェクトにおける炭素回収技術プロバイダー。 103 表36. 技術別の回収率。 106 表37. CO2回収剤の指標。 109 表38. 技術別のエネルギー消費量。 110 表39. 炭素回収技術の技術成熟度。 111 表40. 世界のCCUS施設計画。 112 表41. PSCC技術。 113 表42. 点源の事例。 114 表43. 点源CO₂回収システムの比較 114 表44. 世界の点源CO₂回収能力 117 表45. ブルー水素プロジェクト。 123 表46. ブルー水素向け商用CO₂回収システム。 124 表47. ブルー水素市場の主要企業。 124 表48. セメント部門におけるCCUSプロジェクト。 126 表49. セメント部門における炭素回収技術。 127 表50. セメント部門における炭素回収のコストと技術的状況。 128 表51. 炭素回収材料の評価 130 表52. 燃焼後プロセスで使用される化学溶媒。 133 表53. 主要な化学溶媒ベースのシステムの比較。 134 表54. 現在稼働中のCCUS点源プロジェクトで使用されている化学吸収用溶媒。 135 表55. 燃焼後回収向けアミン溶媒炭素回収技術プロバイダー 136 表56. 主要な物理吸収用溶媒の比較。 137 表 57. 現在稼働中の CCUS 点源プロジェクトで使用されている物理的溶媒。 138 表 58. 炭素回収用の新興溶媒 139 表 59. 炭素回収向けの新たな溶媒。 140 表60. オキシ燃料燃焼向けの酸素分離技術。 143 表61. 大規模オキシ燃料CCUSセメントプロジェクト。 144 表62. 燃焼前炭素回収向けに市販されている物理的溶媒。 148 表 63. 主な回収プロセスとその分離技術。 148 表 64. CO2 回収のための吸収法の概要。 149 表 65. CO2 吸収に使用される市販の物理的溶媒。 151 表 66. CO₂回収のための吸着法の概要。 153 表67. 炭素回収のために検討されている固体吸着剤。 155 表68. CO₂回収用の炭素系吸着剤。 157 表69. 高分子系吸着剤。 158 表70. 燃焼後CO₂回収用の固体吸着剤。 160 表71. 新たな固体吸着剤システム。 160 表72. CO₂回収のための膜法概要。 162 表73. CCUS用膜材料の比較。 164 表74. 炭素回収における膜技術の商業化状況 165 表 75. 燃焼前回収用膜。 168 表 76. 極低温 CO₂ 回収技術の現状。 173 表 77. 極低温直接大気回収（DAC）企業 174 表78. 微細藻類による炭素回収の長所と短所。 179 表79. 主な分離技術の比較。 180 表80. ガス分離技術の技術成熟度（TRL） 181 表81. セクター別の機会と障壁。 181 表82. DAC技術。 186 表83. DACの長所と短所。 189 表84. CO2除去戦略としてのDACの長所。 189 表85. 他の炭素除去手法と比較したDAC除去の潜在能力。 190 表86. DACと気流設備の統合を開発している企業。 196 表87. パッシブ・ダイレクト・エア・キャプチャー（PDAC）技術を開発している企業。 196 表88. DAC技術の再生方法を開発している企業。 197 表89. DAC関連企業および技術。 199 表90. 直接大気回収（DAC）施設の世界的な処理能力。 200 表91. DAC技術の開発企業と生産量（2026年）。 200 表92. 開発中のDACプロジェクト。 202 表93. DACCSによる炭素除去能力の予測 ? ベースケース（Mtpa CO₂）、2024～2047年 202 表94. DACCSの炭素除去能力予測 ? 楽観シナリオ（Mtpa CO₂）、2030～2047年 203 表95. DACのコスト概要。 203 表96. DACCSシステムの主要構成要素による典型的なコスト内訳。 205 表97. DACのコスト見積もり。 208 表98. DAC技術が直面する課題。 209 表99. DAC企業と技術。 212 表100. CO2利用の事例。 213 表101. 直接大気回収・貯留（DACCS）の市場。 215 表116. 炭素回収におけるAIの応用。 218 表117. 炭素回収への再生可能エネルギーの統合。 219 表118. 移動式炭素回収の応用。 219 表119. 炭素回収の既存設備への後付け導入。 220 表124. 二酸化炭素除去（CDR）の市場推進要因。 221 表125. CDRとCCUSの比較。 222 表126. CDR技術の現状と可能性。 223 表127. 主なCDR手法。 224 表 128. 新規 CDR 手法 225 表 129. 二酸化炭素除去技術のベンチマーク 226 表 130. CDR バリューチェーン 227 表 131. 人工的な二酸化炭素除去のバリューチェーン 228 表 132. 炭素価格設定と炭素市場 232 表 133. 炭素除去と排出削減オフセットの比較 233 表 134. 炭素クレジットプログラム 234 表 135. 自主的炭素クレジットの購入チャネル 237 表 136. 自主的炭素クレジットの取引プラットフォームおよび取引所。 238 表 137. 自主的炭素クレジットの主要市場プレイヤーおよびプロジェクト。 239 表 138. 自然に基づくソリューション（NBS）市場の動向。 240 表139. カテゴリーおよびプロジェクト種別ごとの自主的炭素クレジットの価格。 241 表140. プロジェクトの品質および種別ごとの価格帯分析： 242 表141. 規制対応型炭素クレジットの主要市場プレイヤーおよびプロジェクト。 243 表142. 自主的カーボンクレジットとコンプライアンス・カーボンクレジットの比較。 243 表143. 持続可能な炭素除去（CDR）の買い手。 244 表144. CDRクレジットの価格。 245 表145. 主要企業の炭素クレジットに関するコミットメント。 246 表 146. 主要な炭素市場規制および支援メカニズム。 246 表 147. 企業および技術別の炭素クレジット価格。 247 表 148. 炭素クレジット取引所および取引プラットフォーム。 248 表 149. OTC炭素市場の特徴。 249 表150. 課題とリスク。 251 表151. 原料別のバイオマス変換プロセスおよび製品の技術成熟度（TRL）。 253 表152. BiCRSの原料。 254 表153. BiCRSの変換経路。 255 表154. BiCRSの技術的課題。 256 表155. BECCS向けのCO₂回収技術。 261 表156. 生物由来炭素の隔離に関する既存および計画中の処理能力。 263 表 157. 生物由来 CO₂ の回収および／または地中隔離を行っている既存施設。 263 表 158. BECCS の課題 266 表 159. 場外鉱化による CDR 手法。 267 表 160. 場外鉱化の原料。 268 表 161. CO₂由来コンクリート関連企業。 270 表 162. 強化風化の応用例。 272 表 163. 強化風化の材料とプロセス。 273 表 164. 加速風化関連企業 273 表 165. 加速風化における動向と機会。 274 表 166. 加速風化における課題とリスク。 274 表 167. 加速風化のコスト分析。 275 表 168. 自然に基づく CDR アプローチ。 277 表 169. A/R と BECCS の比較。 278 表 170. 森林炭素除去プロジェクト。 279 表 171. A/R分野のロボット工学関連企業。 280 表172. 造林・再植林の動向と機会。 281 表173. 造林・再植林における課題とリスク。 282 表174. 土壌炭素固定の実践手法。 284 表175. 土壌サンプリングおよび分析手法。 285 表176. リモートセンシングおよびモデリング技術。 286 表177. 炭素クレジットのプロトコルおよび基準。 286 表178. 土壌炭素固定（SCS）の動向と機会。 286 表 179. 土壌炭素クレジットの主要な側面。 287 表 180. SCSにおける課題とリスク。 288 表 181. バイオチャールの主要な特性の概要。 293 表 182. バイオチャールの物理化学的および形態学的特性 293 表 183. バイオチャールの原料—発生源、炭素含有量、および特性。 295 表 184. バイオチャール生産技術、説明、長所および短所。 296 表 185. バイオマスの低速熱分解と高速熱分解の比較。 298 表186. バイオチャール製造のための熱化学プロセスの比較。 300 表187. バイオチャール製造装置メーカー。 300 表188. カーボンクレジットの獲得も可能な競合材料および技術。 303 表189. バイオオイルを用いたCDRの長所と短所。 304 表190. 海洋ベースのCDR手法。 308 表191. 海洋ベースのCDRに関する技術成熟度レベル（TRL）チャート。 308 表192. 海洋ベースのCDR手法のベンチマーク。 309 表193. 海洋ベースのCDR：生物学的アプローチ。 310 表194. 海洋ベースのCDRにおける市場プレイヤー。 316 表195. 製品別炭素利用収益予測（米ドル）。 320 表196. 低炭素CO2技術と既存の低炭素技術の比較。 323 表197. 炭素利用のビジネスモデル。 324 表198. CO2利用および除去の経路。 325 表 199. CO2 利用における市場の課題。 327 表 200. CO2 利用の経路例。 328 表 201. 熱化学変換による CO2 由来製品―用途、長所、短所。 330 表 202. 電気化学的変換によるCO2由来製品－用途、長所および短所。 334 表203. 生物学的変換によるCO2由来製品－用途、長所および短所。 338 表204. CO2ベースのポリマーを開発・製造している企業。 340 表205. 鉱物炭酸化技術を開発している企業。 342 表 206. 新たな CO₂ 利用用途の比較。 343 表 207. CO₂ 由来燃料への主な製造経路。 345 表 208. CO₂ 由来燃料の市場概要。 346 表 209. CO₂由来燃料の主な製造経路 348 表210. e-燃料と化石燃料およびバイオ燃料の比較。 349 表211. 既存および将来のCO₂由来合成燃料（ケロシン、ディーゼル、ガソリン）プロジェクト。 : 351 表212. CO₂由来メタンプロジェクト。 354 表213. 世界各国のパワー・トゥ・メタン（Power-to-Methane）プロジェクト。 354 表214. パワー・トゥ・メタン（Power-to-Methane）プロジェクト。 357 表215. 微細藻類製品と価格。 359 表 216. E-燃料向け合成ガス（Syngas）の生産オプション。 360 表 217. 主な太陽光を利用した CO₂ 変換手法。 361 表 218. CO₂ 由来燃料製品を手掛ける企業。 362 表219. 燃料種別におけるCO₂利用予測（百万トンCO₂/年）、2027～2047年 364 表220. 燃料種別におけるCO₂由来燃料の世界売上高予測（百万米ドル）、2027～2047年 364 表221. CO₂から製造される汎用化学品および燃料。 367 表222. CO₂由来の化学品：熱化学的プロセス。 368 表223. 熱化学的方法：CO₂由来のメタノール。 369 表 224. CO₂由来のメタノールプロジェクト。 369 表 225. CO₂由来のメタノール：経済および市場分析（今後 5～10 年）。 370 表 226. 電気化学的CO₂還元技術。 370 表227. RWGSとSOECの共電解ルートの比較。 371 表228. CO₂電気化学技術のコスト比較。 371 表229. 技術成熟度レベル（TRL）：CO₂由来化学品。 377 表230. CO₂由来化学品を手掛ける企業。 378 表231. 最終用途別化学分野におけるCO₂利用予測（百万トンCO₂/年）、2027年？2047年 380 表232. 用途別CO₂由来化学製品の世界売上高予測（百万米ドル）、2027年～2047年 380 表233. 生産量1トンあたりの炭素固定量（製造経路別） 382 表234. CCU由来と従来型の価格比較（特に記載がない限り、単位は$/kg） 382 表235. CCU由来の炭素材料市場の総売上高 382 表236. 生産材料別の市場収益（ベースケース、$M） 383 表 237. セメント部門における炭素回収技術およびプロジェクト 386 表 238. プレキャストコンクリート市場とレディーミクストコンクリート市場の比較 . 390 表 239. コンクリートの養生または混合におけるCO₂の利用。 390 表240. 建築資材におけるCO₂利用のビジネスモデル。 392 表241. CO₂由来の建築資材を手掛ける企業。 395 表242. 建築資材におけるCO₂利用の市場課題。 396 表243. 用途別建築資材におけるCO₂利用予測（百万トンCO₂/年）、2027年～2047年 397 表244. 製品別 CO₂ 由来建材の世界売上高予測（百万米ドル）、2027年～2047年 398 表 245. 濃縮技術。 399 表 246. CO₂ からの食品および飼料生産。 403 表 247. 生物学的収量向上におけるCO₂利用関連企業。 403 表248. 用途別、生物学的収量向上におけるCO₂利用予測（百万トンCO₂/年）、2027年～2047年 404 表249. 最終用途別の生物学的収量向上における CO₂ 利用の世界売上高予測（百万米ドル）、2027年～2047年 404 表 250. 石油・ガス生産における CCS の応用。 405 表 251. 増進採油（EOR）におけるCO₂利用量の予測（百万トンCO₂/年）、2027年～2047年 407 表252. CO₂増進採油（EOR）の世界売上高予測（10億米ドル）、2025年～2046年。 407 表253. CO₂ EOR／貯留における課題。 410 表254. 炭素利用におけるデジタルおよびIoTの応用。 411 表255. 炭素取引におけるブロックチェーンの応用。 411 表256. データセンターにおける炭素利用戦略。 412 表257. スマートシティインフラへのCCU統合。 413 表258. 3DプリンティングにおけるCO2由来材料。 414 表259. エネルギー貯蔵におけるCO2の応用。 414 表260. 電子機器製造におけるCO₂の応用。 415 表261. CO₂の貯留と利用。 416 表262. 地下CO₂封じ込めのメカニズム。 418 表263. 世界の枯渇貯留層貯留プロジェクト。 419 表264. 世界のCO₂ ECBM（石炭層メタン増進回収）貯留プロジェクト（2026年） 419 表265. CO₂ EOR／貯留プロジェクト。 420 表266. 世界の貯留サイト－塩水帯水層プロジェクト。 421 表267. 地域別世界貯留容量の推計。 425 表268. CO₂貯留におけるMRV技術とコスト。 427 表269. 炭素貯留の課題。 427 表270. CO₂貯留プロジェクトの現状。 428 表 271. CO₂-EOR 設計の種類。 431 表 272. CO₂-EOR 施設による CO₂ 回収。 432 表 273. CO₂-EOR 企業。 433 表 274. 炭素回収・貯留（CCS）のモニタリング技術。 436 表275. 貯留場所の選定基準。 438 表276. CO₂輸送の段階。 440 表277. CO₂輸送方法と条件。 440 表278. CCSプロジェクトにおけるCO₂輸送方法の現状。 441 表279. CO₂パイプラインの技術的課題。 441 表280. CO₂輸送方法のコスト比較。 443 表281. スマートパイプラインネットワークの構成要素。 444 表 282. CO₂輸送ハブの構成要素。 445 表 283. CO₂パイプラインの安全システムとモニタリング。 446 表 284. 新たなCO₂輸送技術。 447 表 285. CO₂輸送事業者。 447 表286. 略語一覧。 702 表287. 技術成熟度レベル（TRL）の例。 704 図一覧 図1. セクター別の炭素排出量。 36 図2. CCUS市場の概要 37 図3. CCUSのビジネスモデル。 39 図4. CO2の利用経路。 39 図7. 炭素回収・利用・貯留（CCUS）市場マップ。 50 図10. CCUSのバリューチェーン。 56 図11. CCUSプロセスの概略図。 74 図12. CO2の利用および除去の経路。 75 図13. 燃焼前回収システム。 80 図14. 二酸化炭素の利用および除去サイクル。 83 図15. CO₂利用のさまざまな経路。 84 図16. 地下二酸化炭素貯留の例。 85 図17. CCS技術の輸送。 86 図18. 液体CO₂輸送用鉄道車両。 88 図21. 長距離CO₂輸送のコスト見積もり。 91 図22. CO₂回収・分離技術。 98 図26. 炭素回収・貯留（SMR-CCS）を伴う水蒸気メタン改質（SMR）のプロセスフロー図。 119 図27. 炭素回収・貯留（CCS）を伴う自己熱式改質（ATR-CCS）プラントのプロセスフロー図。 120 図 28. POX プロセスフロー図。 121 図 29. 代表的な SE-SMR のプロセスフロー図。 122 図 30. 燃焼後CO₂回収プロセス。 132 図31. 石炭火力発電所における燃焼後CO₂回収。 132 図32. 酸素燃焼によるCO₂回収プロセス。 144 図33. ケミカル・ループ法のプロセス概略図。 146 図34. 液体または超臨界CO2を用いた二酸化炭素回収プロセス。 147 図35. 燃焼前二酸化炭素回収プロセス。 147 図36. アミン系吸収技術。 151 図37. 圧力スイング吸収技術。 155 図 38. 膜分離技術。 163 図 39. 液体または超臨界 CO2（極低温）蒸留。 172 図 40. Cryocap™ プロセス。 174 図 41. Calix社製先進焼成反応器。 176 図42. LEILACプロセス。 177 図43. 燃料電池によるCO2回収の模式図。 178 図44. 微細藻類による炭素回収。 179 図45. 炭素回収のコスト。 183 図46. 2030年までのCO2回収能力（MtCO2）。 184 図47. 2020年から2030年までの、大規模CO2回収プロジェクトの能力（現在および計画中）とネットゼロシナリオとの比較。 185 図48. 液体および固体吸着剤を用いたDACプラントによる大気からのCO2回収、貯留、および再利用。 188 図50. DAC技術。 192 図51. ClimeworksのDACシステムの概略図。 193 図52. スイス・ヒンヴィルに拠点を置く、Climeworks初の商用直接大気回収（DAC）プラント。 194 図53. 固体吸着剤を用いたDACのフロー図。 194 図54. Carbon Engineeringによる高温液体吸着剤を用いた直接大気回収。 195 図55. DAC技術のコストの概略図。 206 図56. DACコストの内訳と比較。 207 図57. 一般的な液体および固体ベースのDACシステムの運用コスト。 209 図58. CO2の利用経路と製品。 215 図74. 炭素取引のプロセスフロー：CCB（MtCO2e）＝（c）－EBに相当する総炭素クレジット（CCs）が、排出許容量を下回るCHG排出量を持つ企業に発行される。これらのクレジットは、その後、排出許容量を超える排出量を持つ企業に売却することができる。 この図式では、後者の企業は、CCA（MtCO2e）＝EA － (c) に相当する総クレジットを購入しなければならない。 236 図 75. BiCRS バリューチェーン。 254 図 76. 炭素回収・貯留（BECCS）を伴うバイオエネルギープロセス。 258 図77. 水酸化カルシウムのレンガを用いた大気からの二酸化炭素の回収。 269 図78. 鉱物炭酸化を用いた炭素回収。 270 図79. SWOT分析：強化風化。 276 図80. SWOT分析：植林・再植林。 283 図81. SWOT分析：SCS。 289 図82. バイオチャール製造の概略図。 290 図83. 異なる原料由来のバイオチャール、および異なる温度での熱分解によるもの。 291 図84. 圧縮バイオチャール。 294 図85. バイオチャール製造図。 296 図86. 熱分解プロセスと農業における副産物。 298 図87. SWOT分析：CDRのためのバイオチャール。 307 図88. SWOT分析：海洋ベースのCDR。 315 図89. CO2の非変換および変換技術、その長所と短所。 317 図90. CO2の応用例。 319 図91. セクター別の炭素1メートルトンあたりの回収コスト。 320 図92. CO₂由来の製品およびサービスのライフサイクル。 326 図 93. CO₂の利用経路と製品。 329 図 94. CO₂変換におけるプラズマ技術の構成とその長所・短所。 333 図 95. 電気化学的 CO₂ 還元による生成物。 334 図 96. LanzaTech社のガス発酵プロセス。 337 図97. CO₂をe-燃料へ生物学的変換する概略図。 338 図98. Econic社の触媒システム。 340 図99. 鉱物炭酸化プロセス。 342 図100. CO₂由来の燃料および化学中間体の変換経路。 347 図101. CO₂由来のメタン、メタノール、ディーゼルの変換経路。 347 図102. SWOT分析：e-燃料。 353 図103. e-メタノール生産のためのCO2原料。 358 図104. (a) 生物光合成、(b) 光熱、(c) 微生物光電気化学、(d) 光合成および光触媒（PS/PC）、 (e) 光電気化学（PEC）、および (f) 太陽光発電と電気化学（PV+EC）によるCO₂転換アプローチの模式図 361 図106. さまざまな経路によるCO₂の化学物質および燃料への転換。 367 図107. CO₂由来のポリマー材料の変換経路 376 図108. CO₂由来の建築材料の変換経路。 384 図109. セメント部門におけるCCUSの概略図。 385 図110. Carbon8 Systems社のACTプロセス。 389 図111. Carbon CureプロセスにおけるCO2の利用。 389 図112. 砂漠での藻類の培養。 400 図113. シアノバクテリア由来製品の代表的な製造経路。 402 図114. CO2 EORの典型的なフロー図。 406 図116. 炭素鉱化経路。 409 図117. CO2貯留の概要 - 貯留場所の選択肢 418 図118. 有益な用途に向けた塩水を生産しつつ、塩水層へCO2を注入する。 421 図119. 地下貯留コストの推定。 435 図120. エア・プロダクツ社の生産プロセス。 456 図121. ALGIECELフォトバイオリアクター。 461 図122. 炭素回収ソーラープロジェクトの概略図。 468 図 123. Aspiring Materials の手法。 469 図 124. Aymium によるバイオカーボン生産。 472 図 125. Capchar のプロトタイプ熱分解炉。 492 図 126. Carbonminer技術。 499 図127. Carbon Bladeシステム。 504 図128. CarbonCureテクノロジー。 512 図129. 直接大気回収（DAC）プロセス。 514 図130. CRIプロセス。 518 図131. 中国におけるPCCSDプロジェクト。 532 図132. オルカ（Orca）施設。 533 図133. コンパクト炭素回収プラントのプロセスフロー図。 538 図134. コライザー（Colyser）プロセス。 540 図135. ECFORM電解反応器の概略図。 548 図136. Dioxycleモジュラー型電解槽。 549 図137. 燃料電池による炭素回収。 571 図138. Topsoe社のSynCORTM自己熱式改質技術。 581 図139. Heirloom社のDAC施設。 584 図 140. 炭素回収用バルーン。 586 図 141. 「聖杯」DAC システム。 588 図 142. INERATEC ユニット。 594 図 143. Infinitree スイング法。 595 図 144. Audi/Krajeteユニット。 601 図145. Made of Air社のHexCharパネル。 611 図146. Mosaic Materials社のMOF。 621 図147. ノイシュタルク（Neustark）のモジュラー型プラント。 626 図148. OCOchem社のカーボン・フラックス電解装置。 634 図149. ZerCaL™プロセス。 636 図150. アルティット沖合ガス田におけるCCSプロジェクト。 647 図151. RepAir技術。 654 図152. Aker（SLB Capturi）の炭素回収システム。 669 図153. Soletair Powerユニット。 671 図154. ブルークルーデ生産のためのSunfireプロセス。 678 図155. CALF-20は、CO2プラントモジュール（右）内部で稼働する回転式CO2回収装置（左）に統合されている。 680 図156. タカベーター。 683 図157. O12リアクター。 688 図158. CO2由来の素材で作られたレンズを備えたサングラス。 688 図159. CO2で作られた自動車部品。 689 図160. 分子ふるい膜。 691
Summary
Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) is a suite of technologies that capture carbon dioxide from industrial point sources or directly from the atmosphere, then either store it permanently underground or convert it into commercially valuable products. Applied to a conventional power plant, carbon capture systems can reduce CO₂ emissions by roughly 80–90% compared to an uncontrolled facility. The full chain consists of three stages: capturing the carbon dioxide, transporting it, and either storing it in geological formations—such as depleted oil and gas fields or deep saline aquifers—or utilizing it.
CO₂ is already a globally traded commodity, with around 230 million tonnes consumed each year. The fertilizer industry is the largest consumer, using roughly 130 Mt for urea manufacturing, followed by the oil and gas sector, which uses 70–80 Mt for enhanced oil recovery. Other established applications include food and beverage production, metal fabrication, cooling, fire suppression, and stimulating plant growth in greenhouses. While most commercial use today involves the direct application of CO₂, emerging pathways are transforming it into synthetic fuels, chemicals, polymers, and building materials—often by reacting it with minerals or industrial waste streams such as iron slag to form stable carbonates.
The CCUS business model centers on reducing greenhouse gas emissions while creating economic value from captured carbon. Operators capture CO₂ from emitters or the air, transport it, and store or utilize it. Revenue streams arise from carbon credits, the sale of captured CO₂, enhanced oil recovery, and government incentives such as the US 45Q tax credit. The cost structure is dominated by substantial capital expenditure on infrastructure, ongoing operational costs, and continued R&D investment. Competitive advantage typically derives from proprietary capture technologies, strategic partnerships across the value chain, and economies of scale achieved through shared hubs and clusters.
The regulatory environment is the decisive factor shaping market growth. Carbon pricing mechanisms—including the EU Emissions Trading Scheme, compliance markets in the US and China, and voluntary carbon markets—alongside emissions-reduction mandates determine project viability. Key barriers remain high capture costs, transport and storage infrastructure gaps, regulatory uncertainty, and long-term liability for stored CO₂. Despite these challenges, CCUS is increasingly viewed as indispensable for decarbonizing hard-to-abate sectors such as cement, steel, chemicals, and blue hydrogen, where few alternative pathways exist.
This comprehensive market report provides an in-depth analysis of the global CCUS industry across a twenty-year forecast horizon. It examines the entire value chain—capture, transport, utilization, and storage—and delivers granular market forecasts segmented by capture type, CO₂ endpoint, source sector, and region. The report covers the full technology landscape, from mature post-combustion chemical absorption through to emerging direct air capture (DAC), electrochemical conversion, and enhanced mineralization. It analyzes the economics of CCUS projects, CAPEX and OPEX reduction strategies, carbon pricing regimes, business models, and the policy environment across North America, Europe, and Asia. The report also assesses utilization pathways—fuels, chemicals, building materials, biological yield-boosting, and enhanced oil recovery—alongside detailed storage and transportation analysis. It concludes with profiles of nearly 400 companies operating across the value chain.
Key content areas include:
Table of Contents
1 EXECUTIVE SUMMARY 36
1.1 Main sources of carbon dioxide emissions 36
1.2 CO2 as a commodity 37
1.3 Meeting climate targets 40
1.4 Market drivers and trends 40
1.5 The current market and future outlook 41
1.6 CCUS investments 41
1.6.1 Venture Capital Funding 41
1.6.1.1 2010-2026 42
1.6.1.2 CCUS VC deals 2022-2026 42
1.7 Government CCUS initiatives and policy environment 45
1.8 Market map 48
1.9 Commercial CCUS facilities and projects 51
1.9.1 Facilities 51
1.9.1.1 Operational 51
1.9.1.2 Under development/construction 52
1.10 Economics of CCUS projects 54
1.10.1 CAPEX Reduction Strategies 54
1.10.2 OPEX Reduction Approaches 54
1.10.3 Emerging Technology Solutions 55
1.11 CCUS Value Chain 55
1.12 Key market barriers for CCUS 57
1.13 CCUS and the energy trilemma 57
1.14 Growth markets for CUS 58
1.15 Carbon pricing 59
1.15.1 Compliance Carbon Pricing Mechanisms 60
1.15.2 Alternative to Carbon Pricing: 45Q Tax Credits 61
1.15.3 Business models 63
1.15.3.1 Full chain 64
1.15.3.2 Networks and hub model 64
1.15.3.3 Partial-chain 65
1.15.3.4 Carbon dioxide utilization business model 65
1.15.4 The European Union Emission Trading Scheme (EU ETS) 66
1.15.5 Carbon Pricing in the US 67
1.15.6 Carbon Pricing in China 67
1.15.7 Voluntary Carbon Markets 68
1.15.8 Challenges with Carbon Pricing 69
1.16 Global market forecasts 70
1.16.1 CCUS capture capacity forecast by end point 70
1.16.2 Capture capacity by region to 2047, Mtpa 71
1.16.3 Revenues 71
1.16.4 CCUS capacity forecast by capture type 71
1.16.5 Cost projections 2025-2047 72
2 INTRODUCTION 74
2.1 What is CCUS? 74
2.1.1 Carbon Capture 79
2.1.1.1 Source Characterization 79
2.1.1.2 Purification 79
2.1.1.3 CO2 capture technologies 80
2.1.2 Carbon Utilization 83
2.1.2.1 CO2 utilization pathways 84
2.1.3 Carbon storage 84
2.1.3.1 Passive storage 84
2.1.3.2 Enhanced oil recovery 85
2.2 Transporting CO2 85
2.2.1 Methods of CO2 transport 85
2.2.1.1 Pipeline 87
2.2.1.2 Ship 87
2.2.1.3 Road 87
2.2.1.4 Rail 87
2.2.2 Safety 88
2.3 Costs 89
2.3.1 Cost of CO2 transport 90
2.4 Carbon credits 91
2.5 Life Cycle Assessment (LCA) of CCUS Technologies 93
2.6 Environmental Impact Assessment 94
2.7 Social acceptance and public perception 95
2.8 Fate of CO2 95
3 CARBON DIOXIDE CAPTURE 97
3.1 Historical CO2 capture 97
3.2 CO₂ capture technologies 97
3.3 Maturity of technologies 100
3.4 Technology selection 101
3.5 Capture Percentages 105
3.5.1 >90% capture rate 105
3.5.2 99% capture rate 106
3.6 CO2 capture agent performance 108
3.7 Energy Consumption 109
3.8 TRL 111
3.9 Global Pipeline of Carbon Capture Facilities-Current and PLanned 112
3.10 CO2 capture from point sources 113
3.10.1 Energy Availability and Costs 116
3.10.2 Power plants with CCUS 116
3.10.3 Transportation 117
3.10.4 Global point source CO2 capture capacities 117
3.10.5 Blue hydrogen 118
3.10.5.1 Steam-methane reforming (SMR) 118
3.10.5.2 Autothermal reforming (ATR) 119
3.10.5.3 Partial oxidation (POX) 120
3.10.5.4 Sorption Enhanced Steam Methane Reforming (SE-SMR) 121
3.10.5.5 Pre-Combustion vs. Post-Combustion carbon capture 122
3.10.5.6 Blue hydrogen projects 123
3.10.5.7 Costs 123
3.10.5.8 Market players 124
3.10.6 Carbon capture in cement 125
3.10.6.1 CCUS Projects 126
3.10.6.2 Carbon capture technologies 127
3.10.6.3 Costs 128
3.10.6.4 Challenges 128
3.10.7 Maritime carbon capture 129
3.11 Main carbon capture processes 129
3.11.1 Materials 129
3.11.2 Natural Gas Sweetening 131
3.11.3 Post-combustion 131
3.11.3.1 Chemicals/Solvents 133
3.11.3.2 Amine-based post-combustion CO₂ absorption 135
3.11.3.3 Physical absorption solvents 137
3.11.3.4 Emerging Solvents for Carbon Capture 139
3.11.3.5 Chilled Ammonia Process (CAP) 140
3.11.3.6 Molten Borates 141
3.11.3.7 Costs 141
3.11.3.8 Alternatives to Solvent-Based Carbon Capture 142
3.11.4 Oxy-fuel combustion 143
3.11.4.1 Oxyfuel CCUS cement projects 144
3.11.4.2 Chemical Looping-Based Capture 145
3.11.5 Liquid or supercritical CO2: Allam-Fetvedt Cycle 146
3.11.6 Pre-combustion 147
3.12 Carbon separation technologies 148
3.12.1 Absorption capture 149
3.12.2 Adsorption capture 153
3.12.2.1 Solid sorbent-based CO₂ separation 154
3.12.2.2 Metal organic framework (MOF) adsorbents 156
3.12.2.3 Zeolite-based adsorbents 156
3.12.2.4 Solid amine-based adsorbents 156
3.12.2.5 Carbon-based adsorbents 157
3.12.2.6 Polymer-based adsorbents 158
3.12.2.7 Solid sorbents in pre-combustion 158
3.12.2.8 Sorption Enhanced Water Gas Shift (SEWGS) 159
3.12.2.9 Solid sorbents in post-combustion 160
3.12.3 Membranes 162
3.12.3.1 Membrane-based CO₂ separation 163
3.12.3.2 Gas Separation Membranes 166
3.12.3.3 Post-combustion CO₂ capture 167
3.12.3.4 Facilitated transport membranes 167
3.12.3.5 Pre-combustion capture 168
3.12.3.6 Advanced membrane materials 169
3.12.3.6.1 Graphene-based membranes 170
3.12.3.6.2 Metal-organic framework (MOF) membranes 170
3.12.3.7 Membranes for Direct Air Capture 171
3.12.4 Liquid or supercritical CO2 (Cryogenic) capture 172
3.12.5 Calcium Looping 175
3.12.5.1 Calix Advanced Calciner 175
3.12.6 Other technologies 176
3.12.6.1 LEILAC process 176
3.12.6.2 CO₂ capture with Solid Oxide Fuel Cells (SOFCs) 177
3.12.6.3 CO₂ capture with Molten Carbonate Fuel Cells (MCFCs) 178
3.12.6.4 Microalgae Carbon Capture 178
3.12.7 Comparison of key separation technologies 180
3.12.8 Technology readiness level (TRL) of gas separation technologies 181
3.13 Opportunities and barriers 181
3.14 Costs of CO2 capture 182
3.15 CO2 capture capacity 184
3.16 Direct air capture (DAC) 186
3.16.1 Technology description 186
3.16.1.1 Sorbent-based CO2 Capture 186
3.16.1.2 Solvent-based CO2 Capture 186
3.16.1.3 DAC Solid Sorbent Swing Adsorption Processes 187
3.16.1.4 Electro-Swing Adsorption (ESA) of CO2 for DAC 187
3.16.1.5 Solid and liquid DAC 188
3.16.2 Advantages of DAC 189
3.16.3 Deployment 189
3.16.4 Point source carbon capture versus Direct Air Capture 190
3.16.5 Technologies 191
3.16.5.1 Solid sorbents 193
3.16.5.2 Liquid sorbents 195
3.16.5.3 Liquid solvents 196
3.16.5.4 Airflow equipment integration 196
3.16.5.5 Passive Direct Air Capture (PDAC) 196
3.16.5.6 Direct conversion 197
3.16.5.7 Co-product generation 197
3.16.5.8 Low Temperature DAC 197
3.16.5.9 Regeneration methods 197
3.16.6 Electricity and Heat Sources 198
3.16.7 Commercialization and plants 198
3.16.8 Metal-organic frameworks (MOFs) in DAC 199
3.16.9 DAC plants and projects-current and planned 200
3.16.10 Capacity forecasts 202
3.16.11 Costs 203
3.16.12 Market challenges for DAC 209
3.16.13 Market prospects for direct air capture 210
3.16.14 Players and production 212
3.16.15 Co2 utilization pathways 213
3.16.16 Markets for Direct Air Capture and Storage (DACCS) 215
3.17 Hybrid Capture Systems 217
3.18 Artificial Intelligence in Carbon Capture 217
3.19 Integration with Renewable Energy Systems 218
3.20 Mobile Carbon Capture Solutions 219
3.21 Carbon Capture Retrofitting 220
4 CARBON DIOXIDE REMOVAL 221
4.1 Conventional CDR on land 222
4.1.1 Wetland and peatland restoration 222
4.1.2 Cropland, grassland, and agroforestry 223
4.2 Technological CDR Solutions 223
4.3 Main CDR methods 224
4.4 Novel CDR methods 225
4.5 Value chain 227
4.6 Deployment of carbon dioxide removal technologies 229
4.7 Technology Readiness Level (TRL): Carbon Dioxide Removal Methods 230
4.8 Carbon Credits 231
4.8.1 Description 231
4.8.2 Carbon pricing 231
4.8.3 Carbon Removal vs Carbon Avoidance Offsetting 233
4.8.4 Carbon credit certification 233
4.8.5 Carbon registries 234
4.8.6 Carbon credit quality 235
4.8.7 Voluntary Carbon Credits 235
4.8.7.1 Definition 235
4.8.7.2 Purchasing 237
4.8.7.3 Key Market Players and Projects 239
4.8.7.4 Pricing 240
4.8.8 Compliance Carbon Credits 242
4.8.8.1 Definition 242
4.8.8.2 Market players 243
4.8.8.3 Pricing 243
4.8.9 Durable carbon dioxide removal (CDR) credits 244
4.8.10 Corporate commitments 245
4.8.11 Increasing government support and regulations 246
4.8.12 Advancements in carbon offset project verification and monitoring 247
4.8.13 Potential for blockchain technology in carbon credit trading 247
4.8.14 Buying and Selling Carbon Credits 247
4.8.14.1 Carbon credit exchanges and trading platforms 248
4.8.14.2 Over-the-counter (OTC) transactions 249
4.8.14.3 Pricing mechanisms and factors affecting carbon credit prices 249
4.8.15 Certification 250
4.8.16 Challenges and risks 250
4.9 Monitoring, reporting, and verification 251
4.10 Government policies 252
4.11 Bioenergy with Carbon Removal and Storage (BiCRS) 253
4.11.1 Feedstocks 254
4.11.2 BiCRS Conversion Pathways 255
4.12 BECCS 257
4.12.1 Technology overview 257
4.12.1.1 Point Source Capture Technologies for BECCS 259
4.12.1.2 Energy efficiency 259
4.12.1.3 Heat generation 259
4.12.1.4 Waste-to-Energy 260
4.12.1.5 Blue Hydrogen Production 260
4.12.2 Biomass conversion 261
4.12.3 CO₂ capture technologies 261
4.12.4 BECCS facilities 263
4.12.5 Cost analysis 264
4.12.6 BECCS carbon credits 265
4.12.7 Sustainability 265
4.12.8 Challenges 265
4.13 Mineralization-based CDR 267
4.13.1 Overview 267
4.13.2 Storage in CO₂-Derived Concrete 268
4.13.3 Oxide Looping 270
4.13.4 Enhanced Weathering 271
4.13.4.1 Overview 271
4.13.4.2 Benefits 271
4.13.4.3 Monitoring, Reporting, and Verification (MRV) 271
4.13.4.4 Applications 272
4.13.4.5 Commercial activity and companies 273
4.13.4.6 Challenges and Risks 274
4.13.5 Cost analysis 275
4.13.6 SWOT analysis 275
4.14 Afforestation/Reforestation 276
4.14.1 Overview 276
4.14.2 Carbon dioxide removal methods 277
4.14.2.1 Nature-based CDR 277
4.14.2.2 Land-based CDR 278
4.14.3 Technologies 279
4.14.3.1 Remote Sensing 279
4.14.3.2 Drone technology and robotics 279
4.14.3.3 Automated forest fire detection systems 280
4.14.3.4 AI/ML 280
4.14.3.5 Genetics 281
4.14.4 Trends and Opportunities 281
4.14.5 Challenges and Risks 282
4.14.5.1 SWOT analysis 282
4.14.5.2 Soil carbon sequestration (SCS) 283
4.14.5.2.1 Overview 283
4.14.5.2.2 Practices 284
4.14.5.2.3 Measuring and Verifying 285
4.14.5.2.4 Trends and Opportunities 286
4.14.5.2.5 Carbon credits 287
4.14.5.2.6 Challenges and Risks 288
4.14.5.2.7 SWOT analysis 288
4.14.5.3 Biochar 290
4.14.5.3.1 What is biochar? 290
4.14.5.3.2 Carbon sequestration 292
4.14.5.3.3 Properties of biochar 292
4.14.5.3.4 Feedstocks 295
4.14.5.3.5 Production processes 295
4.14.5.3.5.1 Sustainable production 296
4.14.5.3.5.2 Pyrolysis 297
4.14.5.3.5.2.1 Slow pyrolysis 297
4.14.5.3.5.2.2 Fast pyrolysis 298
4.14.5.3.5.3 Gasification 299
4.14.5.3.5.4 Hydrothermal carbonization (HTC) 299
4.14.5.3.5.5 Torrefaction 299
4.14.5.3.5.6 Equipment manufacturers 300
4.14.5.3.6 Biochar pricing 301
4.14.5.3.7 Biochar carbon credits 301
4.14.5.3.7.1 Overview 301
4.14.5.3.7.2 Removal and reduction credits 302
4.14.5.3.7.3 The advantage of biochar 302
4.14.5.3.7.4 Prices 302
4.14.5.3.7.5 Buyers of biochar credits 303
4.14.5.3.7.6 Competitive materials and technologies 303
4.14.5.3.8 Bio-oil based CDR 304
4.14.5.3.9 Biomass burial for CO₂ removal 305
4.14.5.3.10 Bio-based construction materials for CDR 306
4.14.5.3.11 SWOT analysis 307
4.15 Ocean-based CDR 308
4.15.1 Overview 308
4.15.2 CO₂ capture from seawater 309
4.15.3 Ocean fertilisation 309
4.15.3.1 Biotic Methods 310
4.15.3.2 Coastal blue carbon ecosystems 310
4.15.3.3 Algal Cultivation 311
4.15.3.4 Artificial Upwelling 311
4.15.4 Ocean alkalinisation 311
4.15.4.1 Electrochemical ocean alkalinity enhancement 312
4.15.4.2 Direct Ocean Capture 312
4.15.4.3 Artificial Downwelling 313
4.15.5 Monitoring, Reporting, and Verification (MRV) 313
4.15.6 Ocean-based CDR Carbon Credits 313
4.15.7 Trends and Opportunities 314
4.15.8 Ocean-based carbon credits 314
4.15.9 Cost analysis 314
4.15.10 Challenges and Risks 314
4.15.11 SWOT analysis 315
4.15.12 Companies 316
5 CARBON DIOXIDE UTILIZATION 317
5.1 Overview 317
5.1.1 Current market status 317
5.2 Competition with other low carbon technologies 322
5.3 Carbon utilization business models 324
5.3.1 Benefits of carbon utilization 325
5.3.2 Market challenges 327
5.4 Co2 utilization pathways 327
5.5 Conversion processes 330
5.5.1 Thermochemical 330
5.5.1.1 Process overview 330
5.5.1.2 Plasma-assisted CO2 conversion 332
5.5.2 Electrochemical conversion of CO2 333
5.5.2.1 Process overview 334
5.5.3 Photocatalytic and photothermal catalytic conversion of CO2 336
5.5.4 Catalytic conversion of CO2 336
5.5.5 Biological conversion of CO2 336
5.5.6 Copolymerization of CO2 339
5.5.7 Mineral carbonation 341
5.6 CO2-Utilization in Fuels 344
5.6.1 Overview 344
5.6.2 Production routes 348
5.6.3 CO₂ -fuels in road vehicles 351
5.6.4 CO₂ -fuels in shipping 351
5.6.5 CO₂ -fuels in aviation 352
5.6.6 Green hydrogen for e-fuels 352
5.6.7 Production routes 353
5.6.8 Costs of e-fuel 353
5.6.9 Power-to-methane 353
5.6.9.1 Thermocatalytic pathway to e-methane 354
5.6.9.2 Biological fermentation 354
5.6.9.3 Costs 355
5.6.10 Algae based biofuels 358
5.6.11 DAC for e-fuels 359
5.6.12 Syngas Production Options 360
5.6.13 CO₂-fuels from solar 360
5.6.14 Companies 362
5.6.15 Challenges 363
5.6.16 Global market forecasts 364
5.7 CO2-Utilization in Chemicals 364
5.7.1 Overview 364
5.7.2 Carbon nanostructures 365
5.7.3 Scalability 367
5.7.4 Pathways 368
5.7.4.1 Thermochemical 368
5.7.4.2 Electrochemical 370
5.7.4.2.1 Low-Temperature Electrochemical CO₂ Reduction 370
5.7.4.2.2 High-Temperature Solid Oxide Electrolyzers 371
5.7.4.2.3 Coupling H2 and Electrochemical CO₂ Reduction 372
5.7.4.3 Microbial conversion 372
5.7.4.4 Other 374
5.7.4.4.1 Photocatalytic 374
5.7.4.4.2 Plasma technology 374
5.7.5 Applications 375
5.7.5.1 Urea production 375
5.7.5.2 CO₂-derived polymers 375
5.7.5.2.1 Pathways 375
5.7.5.2.2 Polycarbonate from CO₂ 376
5.7.5.2.3 Methanol to olefins (polypropylene production) 377
5.7.5.2.4 Ethanol to polymers 377
5.7.5.3 Inert gas in semiconductor manufacturing 377
5.7.6 Companies 378
5.7.7 Global market forecasts 380
5.8 CO₂-Utilization in Carbon Materials 381
5.8.1 Overview 381
5.8.2 The triple-revenue thesis 381
5.8.3 Production routes 381
5.8.4 Output materials 381
5.8.5 Net-negative carbon claim quantification 382
5.8.6 Pricing comparison 382
5.8.7 Market forecasts 382
5.9 CO2-Utilization in Construction and Building Materials 383
5.9.1 Overview 383
5.9.2 Market drivers 383
5.9.3 Key CO₂ utilization technologies in construction 386
5.9.4 Carbonated aggregates 389
5.9.5 Additives during mixing 390
5.9.6 Concrete curing 391
5.9.7 Costs 391
5.9.8 Market trends and business models 391
5.9.9 Carbon credits 395
5.9.10 Companies 395
5.9.11 Challenges 396
5.9.12 Global market forecasts 397
5.10 CO2-Utilization in Biological Yield-Boosting 398
5.10.1 Overview 398
5.10.2 CO₂ utilization in biological processes 398
5.10.3 Applications 398
5.10.3.1 Greenhouses 399
5.10.3.1.1 CO₂ enrichment 399
5.10.3.2 Algae cultivation 399
5.10.3.2.1 CO₂-enhanced algae cultivation: open systems 400
5.10.3.2.2 CO₂-enhanced algae cultivation: closed systems 400
5.10.3.3 Microbial conversion 401
5.10.3.4 Food and feed production 403
5.10.4 Companies 403
5.10.5 Global market forecasts 404
5.11 CO₂ Utilization in Enhanced Oil Recovery 405
5.11.1 Overview 405
5.11.1.1 Process 405
5.11.1.2 CO₂ sources 406
5.11.2 CO₂-EOR facilities and projects 406
5.11.3 Challenges 407
5.11.4 Global market forecasts 407
5.12 Enhanced mineralization 407
5.12.1 Advantages 407
5.12.2 In situ and ex-situ mineralization 408
5.12.3 Enhanced mineralization pathways 409
5.12.4 Challenges 410
5.13 Digital Solutions and IoT in Carbon Utilization 410
5.14 Blockchain Applications in Carbon Trading 411
5.15 Carbon Utilization in Data Centers 412
5.16 Integration with Smart City Infrastructure 412
5.17 Novel Applications 413
5.17.1 3D Printing with CO2-derived Materials 413
5.17.2 CO2 in Energy Storage 414
5.17.3 CO2 in Electronics Manufacturing 415
6 CARBON DIOXIDE STORAGE 415
6.1 Introduction 415
6.2 CO2 storage sites 418
6.2.1 Storage types for geologic CO2 storage 418
6.2.2 Oil and gas fields 420
6.2.3 Saline formations 421
6.2.4 Coal seams and shale 422
6.2.5 Basalts and ultra-mafic rocks 423
6.3 CO₂ leakage 423
6.4 Global CO2 storage capacity 425
6.5 CO₂ Storage Projects 428
6.6 CO₂ -EOR 431
6.6.1 Description 431
6.6.2 Injected CO₂ 431
6.6.3 CO₂ capture with CO₂ -EOR facilities 432
6.6.4 Companies 433
6.6.5 Economics 433
6.7 Costs 434
6.8 Challenges 435
6.9 Storage Monitoring Technologies 435
6.10 Underground Hydrogen Storage Synergies 436
6.11 Advanced Modelling and Simulation 437
6.12 Storage Site Selection Criteria 437
6.13 Risk Assessment and Management 438
7 CARBON DIOXIDE TRANSPORTATION 439
7.1 Introduction 440
7.2 CO₂ transportation methods and conditions 440
7.3 CO₂ transportation by pipeline 441
7.4 CO₂ transportation by ship 442
7.5 CO₂ transportation by rail and truck 443
7.6 Cost analysis of different methods 443
7.7 Smart Pipeline Networks 444
7.8 Transportation Hubs and Infrastructure 445
7.9 Safety Systems and Monitoring 445
7.10 Future Transportation Technologies 446
7.11 Companies 447
8 COMPANY PROFILES 449 (395 company profiles)
9 APPENDICES 702
9.1 Abbreviations 702
9.2 Research Methodology 703
9.3 Definition of Carbon Capture, Utilisation and Storage (CCUS) 703
9.4 Technology Readiness Level (TRL) 704
10 REFERENCES 706
List of Tables/Graphs
List of Tables
Table 1. Carbon Capture, Utilisation and Storage (CCUS) market drivers and trends. 40
Table 2. Global Investment in Carbon Capture Technologies (2010-2024) 42
Table 3. CCUS VC deals 2022-2025. 43
Table 4. CCUS government funding and investment-10 year outlook. 46
Table 5. Global Commercial CCUS Facilities — In Operation (2026) 51
Table 6. Global Commercial CCUS Facilities — Under Development/Construction 52
Table 7. Cost Reduction Using Proven and Emerging Technologies. 55
Table 8. Key market barriers for CCUS. 57
Table 9. Key compliance carbon pricing initiatives around the world. 60
Table 10. CCUS business models: full chain, part chain, and hubs and clusters. 63
Table 11. CCUS capture capacity forecast by CO₂ endpoint, Mtpa of CO₂, to 2047. 71
Table 12. Capture capacity by region to 2047, Mtpa. 71
Table 13. CCUS revenue potential ($bn) 71
Table 14. Capacity by capture type (Mtpa) 72
Table 15. Point-source CCUS capture capacity forecast by CO₂ source sector, Mtpa of CO₂, to 2046. 72
Table 16. CCUS Cost Projections 2025-2047. 73
Table 17. CO2 utilization and removal pathways 75
Table 18. Approaches for capturing carbon dioxide (CO2) from point sources. 79
Table 19. CO2 capture technologies. 80
Table 20. Advantages and challenges of carbon capture technologies. 81
Table 21. Overview of commercial materials and processes utilized in carbon capture. 81
Table 22. Methods of CO2 transport. 86
Table 23. Comparison of CO2 Transportation Methods. 88
Table 24. Estimated capital costs for commercial-scale carbon capture. 89
Table 25. Estimated costs of capture of one metric ton of carbon dioxide (Co2) by sector. 89
Table 26. Cost of CO2 transported at different flowrates 90
Table 27. Key Milestones in Carbon Market Development 91
Table 28.Carbon Credit Prices by Market. 91
Table 29. Carbon Credit Project Types. 92
Table 30. Life Cycle Assessment of CCUS Technologies 94
Table 31. Environmental Impact Assessment for CCUS Technologies. 94
Table 32. Comparison of CO₂ capture technologies. 97
Table 33. Typical conditions and performance for different capture technologies. 100
Table 34. Conditions and Performance for Capture Technologies 101
Table 35. Carbon Capture Technology Providers for Existing Large-Scale Projects. 103
Table 36. Capture Percentages by technology. 106
Table 37. Metrics for CO2 Capture Agents. 109
Table 38. Energy consumption by technology. 110
Table 39. Technology Readiness of Carbon capture Technologies. 111
Table 40. Global CCUS Facilities Pipeline 112
Table 41. PSCC technologies. 113
Table 42. Point source examples. 114
Table 43. Comparison of point-source CO₂ capture systems 114
Table 44. Global point source CO2 capture capacities 117
Table 45. Blue hydrogen projects. 123
Table 46. Commercial CO₂ capture systems for blue H2. 124
Table 47. Market players in blue hydrogen. 124
Table 48. CCUS Projects in the Cement Sector. 126
Table 49. Carbon capture technologies in the cement sector. 127
Table 50. Cost and technological status of carbon capture in the cement sector. 128
Table 51. Assessment of carbon capture materials 130
Table 52. Chemical solvents used in post-combustion. 133
Table 53. Comparison of key chemical solvent-based systems. 134
Table 54. Chemical absorption solvents used in current operational CCUS point-source projects. 135
Table 55.Amine Solvent Carbon Capture Technology Providers for Post-Combustion Capture 136
Table 56.Comparison of key physical absorption solvents. 137
Table 57.Physical solvents used in current operational CCUS point-source projects. 138
Table 58. Emerging solvents for carbon capture 139
Table 59. Emerging Solvents for Carbon Capture. 140
Table 60. Oxygen separation technologies for oxy-fuel combustion. 143
Table 61. Large-scale oxyfuel CCUS cement projects. 144
Table 62. Commercially available physical solvents for pre-combustion carbon capture. 148
Table 63. Main capture processes and their separation technologies. 148
Table 64. Absorption methods for CO2 capture overview. 149
Table 65. Commercially available physical solvents used in CO2 absorption. 151
Table 66. Adsorption methods for CO2 capture overview. 153
Table 67. Solid sorbents explored for carbon capture. 155
Table 68. Carbon-based adsorbents for CO₂ capture. 157
Table 69. Polymer-based adsorbents. 158
Table 70. Solid sorbents for post-combustion CO₂ capture. 160
Table 71. Emerging Solid Sorbent Systems. 160
Table 72. Membrane-based methods for CO2 capture overview. 162
Table 73. Comparison of membrane materials for CCUS 164
Table 74. Commercial status of membranes in carbon capture 165
Table 75. Membranes for pre-combustion capture. 168
Table 76. Status of cryogenic CO₂ capture technologies. 173
Table 77. Cryogenic Direct Air Capture Companies 174
Table 78. Benefits and drawbacks of microalgae carbon capture. 179
Table 79. Comparison of main separation technologies. 180
Table 80. Technology readiness level (TRL) of gas separation technologies 181
Table 81. Opportunities and Barriers by sector. 181
Table 82. DAC technologies. 186
Table 83. Advantages and disadvantages of DAC. 189
Table 84. Advantages of DAC as a CO2 removal strategy. 189
Table 85. Potential for DAC removal versus other carbon removal methods. 190
Table 86. Companies developing airflow equipment integration with DAC. 196
Table 87. Companies developing Passive Direct Air Capture (PDAC) technologies. 196
Table 88. Companies developing regeneration methods for DAC technologies. 197
Table 89. DAC companies and technologies. 199
Table 90. Global capacity of direct air capture facilities. 200
Table 91. DAC technology developers and production (2026) 200
Table 92. DAC projects in development. 202
Table 93. DACCS Carbon Removal Capacity Forecast — Base Case (Mtpa CO₂), 2024–2047 202
Table 94. DACCS Carbon Removal Capacity Forecast — Optimistic Case (Mtpa CO₂), 2030–2047 203
Table 95. Costs summary for DAC. 203
Table 96. Typical cost contributions of the main components of a DACCS system. 205
Table 97. Cost estimates of DAC. 208
Table 98. Challenges for DAC technology. 209
Table 99. DAC companies and technologies. 212
Table 100. Example CO2 utilization pathways. 213
Table 101. Markets for Direct Air Capture and Storage (DACCS). 215
Table 116. AI Applications in Carbon Capture. 218
Table 117. Renewable Energy Integration in Carbon Capture. 219
Table 118. Mobile Carbon Capture Applications. 219
Table 119. Carbon Capture Retrofitting. 220
Table 124.Market Drivers for Carbon Dioxide Removal (CDR). 221
Table 125. CDR versus CCUS 222
Table 126. Status and Potential of CDR Technologies. 223
Table 127. Main CDR methods. 224
Table 128. Novel CDR Methods 225
Table 129.Carbon Dioxide Removal Technology Benchmarking 226
Table 130. CDR Value Chain. 227
Table 131. Engineered Carbon Dioxide Removal Value Chain 228
Table 132. Carbon pricing and carbon markets 232
Table 133. Carbon Removal vs Emission Reduction Offsets. 233
Table 134. Carbon Crediting Programs. 234
Table 135. Channels for Purchasing Voluntary Carbon Credits 237
Table 136. Voluntary Carbon Credits Trading Platforms and Exchanges. 238
Table 137. Voluntary Carbon Credits Key Market Players and Projects. 239
Table 138. Nature-Based Solutions Market Dynamics. 240
Table 139. Voluntary Carbon Credits Pricing by Category and Project Type. 241
Table 140. Price Range Analysis by Project Quality and Type: 242
Table 141. Compliance Carbon Credits Key Market Players and Projects. 243
Table 142. Comparison of Voluntary and Compliance Carbon Credits. 243
Table 143. Durable Carbon Removal Buyers. 244
Table 144. Prices of CDR Credits. 245
Table 145. Major Corporate Carbon Credit Commitments. 246
Table 146. Key Carbon Market Regulations and Support Mechanisms. 246
Table 147. Carbon credit prices by company and technology. 247
Table 148. Carbon Credit Exchanges and Trading Platforms. 248
Table 149. OTC Carbon Market Characteristics. 249
Table 150. Challenges and Risks. 251
Table 151. TRL of Biomass Conversion Processes and Products by Feedstock. 253
Table 152. BiCRS feedstocks. 254
Table 153. BiCRS conversion pathways. 255
Table 154. BiCRS Technological Challenges. 256
Table 155. CO₂ capture technologies for BECCS. 261
Table 156. Existing and planned capacity for sequestration of biogenic carbon. 263
Table 157. Existing facilities with capture and/or geologic sequestration of biogenic CO2. 263
Table 158. Challenges of BECCS 266
Table 159. Ex Situ Mineralization CDR Methods. 267
Table 160. Source Materials for Ex Situ Mineralization. 268
Table 161. Companies in CO₂-derived Concrete. 270
Table 162. Enhanced Weathering Applications. 272
Table 163. Enhanced Weathering Materials and Processes. 273
Table 164. Enhanced Weathering Companies 273
Table 165. Trends and Opportunities in Enhanced Weathering. 274
Table 166. Challenges and Risks in Enhanced Weathering. 274
Table 167. Cost analysis of enhanced weathering. 275
Table 168. Nature-based CDR approaches. 277
Table 169. Comparison of A/R and BECCS. 278
Table 170. Forest Carbon Removal Projects. 279
Table 171. Companies in Robotics in A/R. 280
Table 172. Trends and Opportunities in Afforestation/Reforestation. 281
Table 173.Challenges and Risks in Afforestation/Reforestation. 282
Table 174. Soil carbon sequestration practices. 284
Table 175. Soil sampling and analysis methods. 285
Table 176. Remote sensing and modeling techniques. 286
Table 177. Carbon credit protocols and standards. 286
Table 178. Trends and opportunities in soil carbon sequestration (SCS). 286
Table 179. Key aspects of soil carbon credits. 287
Table 180. Challenges and Risks in SCS. 288
Table 181. Summary of key properties of biochar. 293
Table 182. Biochar physicochemical and morphological properties 293
Table 183. Biochar feedstocks-source, carbon content, and characteristics. 295
Table 184. Biochar production technologies, description, advantages and disadvantages. 296
Table 185. Comparison of slow and fast pyrolysis for biomass. 298
Table 186. Comparison of thermochemical processes for biochar production. 300
Table 187. Biochar production equipment manufacturers. 300
Table 188. Competitive materials and technologies that can also earn carbon credits. 303
Table 189. Bio-oil-based CDR pros and cons. 304
Table 190. Ocean-based CDR methods. 308
Table 191. Technology Readiness Level (TRL) Chart for Ocean-based CDR. 308
Table 192. Benchmarking of Ocean-based CDR Methods. 309
Table 193. Ocean-based CDR: Biotic Methods. 310
Table 194. Market Players in Ocean-based CDR. 316
Table 195. Carbon utilization revenue forecast by product (US$). 320
Table 196. Comparison of Low Carbon CO2 vs Incumbent Low Carbon Technologies. 323
Table 197. Carbon utilization business models. 324
Table 198. CO2 utilization and removal pathways. 325
Table 199. Market challenges for CO2 utilization. 327
Table 200. Example CO2 utilization pathways. 328
Table 201. CO2 derived products via Thermochemical conversion-applications, advantages and disadvantages. 330
Table 202. CO2 derived products via electrochemical conversion-applications, advantages and disadvantages. 334
Table 203. CO2 derived products via biological conversion-applications, advantages and disadvantages. 338
Table 204. Companies developing and producing CO2-based polymers. 340
Table 205. Companies developing mineral carbonation technologies. 342
Table 206. Comparison of emerging CO₂ utilization applications. 343
Table 207. Main routes to CO₂-fuels. 345
Table 208. Market overview for CO2 derived fuels. 346
Table 209. Main routes to CO₂ -fuels 348
Table 210.Comparison of e-fuels to fossil and biofuels. 349
Table 211. Existing and future CO₂-derived synfuels (kerosene, diesel, and gasoline) projects.. : 351
Table 212. CO2-Derived Methane Projects. 354
Table 213. Power-to-Methane projects worldwide. 354
Table 214. Power-to-Methane projects. 357
Table 215. Microalgae products and prices. 359
Table 216. Syngas Production Options for E-fuels. 360
Table 217. Main Solar-Driven CO2 Conversion Approaches. 361
Table 218. Companies in CO2-derived fuel products. 362
Table 219. CO₂ utilization forecast for fuels by fuel type (million tonnes CO₂/year), 2027–2047 364
Table 220. Global revenue forecast for CO₂-derived fuels by fuel type (million US$), 2027–2047 364
Table 221. Commodity chemicals and fuels manufactured from CO2. 367
Table 222.CO₂-derived Chemicals: Thermochemical Pathways. 368
Table 223. Thermochemical Methods: CO₂-derived Methanol. 369
Table 224. CO₂-derived Methanol Projects. 369
Table 225. CO₂-Derived Methanol: Economic and Market Analysis (Next 5-10 Years). 370
Table 226. Electrochemical CO₂ Reduction Technologies. 370
Table 227. Comparison of RWGS and SOEC Co-electrolysis Routes. 371
Table 228. Cost Comparison of CO₂ Electrochemical Technologies. 371
Table 229. Technology Readiness Level (TRL): CO₂U Chemicals. 377
Table 230. Companies in CO2-derived chemicals products. 378
Table 231. CO₂ utilization forecast in chemicals by end-use (million tonnes CO₂/year), 2027–2047 380
Table 232. Global revenue forecast for CO₂-derived chemicals by end-use (million US$), 2027–2047 380
Table 233. Carbon sequestered per tonne of output, by route 382
Table 234. CCU-derived vs conventional pricing ($/kg unless noted) 382
Table 235. Total CCU-derived carbon materials market revenue 382
Table 236. Market revenue by output material, base case ($M) 383
Table 237. Carbon capture technologies and projects in the cement sector 386
Table 238. Prefabricated versus ready-mixed concrete markets . 390
Table 239. CO₂ utilization in concrete curing or mixing. 390
Table 240. CO₂ utilization business models in building materials. 392
Table 241. Companies in CO2 derived building materials. 395
Table 242. Market challenges for CO2 utilization in construction materials. 396
Table 243. CO₂ utilization forecast in building materials by end-use (million tonnes CO₂/year), 2027–2047 397
Table 244. Global revenue forecast for CO₂-derived building materials by product (million US$), 2027–2047 398
Table 245. Enrichment Technology. 399
Table 246. Food and Feed Production from CO₂. 403
Table 247. Companies in CO2 Utilization in Biological Yield-Boosting. 403
Table 248. CO₂ utilization forecast in biological yield-boosting by end-use (million tonnes CO₂/year), 2027–2047 404
Table 249. Global revenue forecast for CO₂ use in biological yield-boosting by end-use (million US$), 2027–2047 404
Table 250. Applications of CCS in oil and gas production. 405
Table 251. CO₂ utilization forecast in enhanced oil recovery (million tonnes CO₂/year), 2027–2047 407
Table 252. Global revenue forecast for CO₂-enhanced oil recovery (billion US$), 2025-2046. 407
Table 253. CO2 EOR/Storage Challenges. 410
Table 254. Digital and IoT Applications in Carbon Utilization. 411
Table 255. Blockchain Applications in Carbon Trading. 411
Table 256. Carbon Utilization Strategies in Data Centers. 412
Table 257. CCU Integration in Smart City Infrastructure. 413
Table 258. CO2-derived Materials in 3D Printing. 414
Table 259. CO2 Applications in Energy Storage. 414
Table 260. CO2 Applications in Electronics Manufacturing. 415
Table 261. Storage and utilization of CO2. 416
Table 262. Mechanisms of subsurface CO₂ trapping. 418
Table 263. Global depleted reservoir storage projects. 419
Table 264. Global CO₂ ECBM (Enhanced Coal-Bed Methane) Storage Projects (2026) 419
Table 265. CO2 EOR/storage projects. 420
Table 266. Global storage sites-saline aquifer projects. 421
Table 267. Global storage capacity estimates, by region. 425
Table 268. MRV Technologies and Costs in CO₂ Storage. 427
Table 269. Carbon storage challenges. 427
Table 270. Status of CO₂ Storage Projects. 428
Table 271. Types of CO₂ -EOR designs. 431
Table 272. CO₂ capture with CO₂ -EOR facilities. 432
Table 273. CO₂ -EOR companies. 433
Table 274. Carbon Capture Storage Monitoring Technologies. 436
Table 275. Storage Site Selection Criteria. 438
Table 276. Phases of CO₂ for transportation. 440
Table 277. CO₂ transportation methods and conditions. 440
Table 278. Status of CO₂ transportation methods in CCS projects. 441
Table 279. CO₂ pipelines Technical challenges. 441
Table 280. Cost comparison of CO₂ transportation methods 443
Table 281. Components of Smart Pipeline Networks. 444
Table 282. Components of CO2 Transportation Hubs. 445
Table 283. CO2 Pipeline Safety Systems and Monitoring. 446
Table 284. Emerging CO2 Transportation Technologies. 447
Table 285. CO₂ transport operators. 447
Table 286. List of abbreviations. 702
Table 287. Technology Readiness Level (TRL) Examples. 704
List of Figures
Figure 1. Carbon emissions by sector. 36
Figure 2. Overview of CCUS market 37
Figure 3. CCUS business model. 39
Figure 4. Pathways for CO2 use. 39
Figure 7. Carbon Capture, Utilization, & Storage (CCUS) Market Map. 50
Figure 10. CCUS Value Chain. 56
Figure 11. Schematic of CCUS process. 74
Figure 12. Pathways for CO2 utilization and removal. 75
Figure 13. A pre-combustion capture system. 80
Figure 14. Carbon dioxide utilization and removal cycle. 83
Figure 15. Various pathways for CO2 utilization. 84
Figure 16. Example of underground carbon dioxide storage. 85
Figure 17. Transport of CCS technologies. 86
Figure 18. Railroad car for liquid CO₂ transport 88
Figure 21. Cost estimates for long-distance CO2 transport. 91
Figure 22. CO2 capture and separation technology. 98
Figure 26. SMR process flow diagram of steam methane reforming with carbon capture and storage (SMR-CCS). 119
Figure 27. Process flow diagram of autothermal reforming with a carbon capture and storage (ATR-CCS) plant. 120
Figure 28. POX process flow diagram. 121
Figure 29. Process flow diagram for a typical SE-SMR. 122
Figure 30. Post-combustion carbon capture process. 132
Figure 31. Post-combustion CO2 Capture in a Coal-Fired Power Plant. 132
Figure 32. Oxy-combustion carbon capture process. 144
Figure 33. Process schematic of chemical looping. 146
Figure 34. Liquid or supercritical CO2 carbon capture process. 147
Figure 35. Pre-combustion carbon capture process. 147
Figure 36. Amine-based absorption technology. 151
Figure 37. Pressure swing absorption technology. 155
Figure 38. Membrane separation technology. 163
Figure 39. Liquid or supercritical CO2 (cryogenic) distillation. 172
Figure 40. Cryocap™ process. 174
Figure 41. Calix advanced calcination reactor. 176
Figure 42. LEILAC process. 177
Figure 43. Fuel Cell CO2 Capture diagram. 178
Figure 44. Microalgal carbon capture. 179
Figure 45. Cost of carbon capture. 183
Figure 46. CO2 capture capacity to 2030, MtCO2. 184
Figure 47. Capacity of large-scale CO2 capture projects, current and planned vs. the Net Zero Scenario, 2020-2030. 185
Figure 48. CO2 captured from air using liquid and solid sorbent DAC plants, storage, and reuse. 188
Figure 50. DAC technologies. 192
Figure 51. Schematic of Climeworks DAC system. 193
Figure 52. Climeworks’ first commercial direct air capture (DAC) plant, based in Hinwil, Switzerland. 194
Figure 53. Flow diagram for solid sorbent DAC. 194
Figure 54. Direct air capture based on high temperature liquid sorbent by Carbon Engineering. 195
Figure 55. Schematic of costs of DAC technologies. 206
Figure 56. DAC cost breakdown and comparison. 207
Figure 57. Operating costs of generic liquid and solid-based DAC systems. 209
Figure 58. Co2 utilization pathways and products. 215
Figure 74. Process Flow of Carbon Trading: Total Carbon Credits (CCs), amounting to CCB (MtCO2e) = (c) – EB, are issued to firm with CHG emissions below the allowance. These credits can be subsequently sold to firm with emissions exceeding the allowance. In the representation, the latter firm must purchase total credits equivalent to CCA (MtCO2e) = EA – (c). 236
Figure 75. BiCRS Value Chain. 254
Figure 76. Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS) process. 258
Figure 77. Capture of carbon dioxide from the atmosphere using bricks of calcium hydroxide. 269
Figure 78. Carbon capture using mineral carbonation. 270
Figure 79. SWOT analysis: enhanced weathering. 276
Figure 80. SWOT analysis: afforestation/reforestation. 283
Figure 81. SWOT analysis: SCS. 289
Figure 82. Schematic of biochar production. 290
Figure 83. Biochars from different sources, and by pyrolyzation at different temperatures. 291
Figure 84. Compressed biochar. 294
Figure 85. Biochar production diagram. 296
Figure 86. Pyrolysis process and by-products in agriculture. 298
Figure 87. SWOT analysis: Biochar for CDR. 307
Figure 88. SWOT analysis: Ocean-based CDR. 315
Figure 89. CO2 non-conversion and conversion technology, advantages and disadvantages. 317
Figure 90. Applications for CO2. 319
Figure 91. Cost to capture one metric ton of carbon, by sector. 320
Figure 92. Life cycle of CO2-derived products and services. 326
Figure 93. Co2 utilization pathways and products. 329
Figure 94. Plasma technology configurations and their advantages and disadvantages for CO2 conversion. 333
Figure 95. Electrochemical CO₂ reduction products. 334
Figure 96. LanzaTech gas-fermentation process. 337
Figure 97. Schematic of biological CO2 conversion into e-fuels. 338
Figure 98. Econic catalyst systems. 340
Figure 99. Mineral carbonation processes. 342
Figure 100. Conversion route for CO2-derived fuels and chemical intermediates. 347
Figure 101. Conversion pathways for CO2-derived methane, methanol and diesel. 347
Figure 102. SWOT analysis: e-fuels. 353
Figure 103. CO2 feedstock for the production of e-methanol. 358
Figure 104. Schematic illustration of (a) biophotosynthetic, (b) photothermal, (c) microbial-photoelectrochemical, (d) photosynthetic and photocatalytic (PS/PC), (e) photoelectrochemical (PEC), and (f) photovoltaic plus electrochemical (PV+EC) approaches for CO2 c 361
Figure 106. Conversion of CO2 into chemicals and fuels via different pathways. 367
Figure 107. Conversion pathways for CO2-derived polymeric materials 376
Figure 108. Conversion pathway for CO2-derived building materials. 384
Figure 109. Schematic of CCUS in cement sector. 385
Figure 110. Carbon8 Systems’ ACT process. 389
Figure 111. CO2 utilization in the Carbon Cure process. 389
Figure 112. Algal cultivation in the desert. 400
Figure 113. Example pathways for products from cyanobacteria. 402
Figure 114. Typical Flow Diagram for CO2 EOR. 406
Figure 116. Carbon mineralization pathways. 409
Figure 117. CO2 Storage Overview - Site Options 418
Figure 118. CO2 injection into a saline formation while producing brine for beneficial use. 421
Figure 119. Subsurface storage cost estimation. 435
Figure 120. Air Products production process. 456
Figure 121. ALGIECEL PhotoBioReactor. 461
Figure 122. Schematic of carbon capture solar project. 468
Figure 123. Aspiring Materials method. 469
Figure 124. Aymium’s Biocarbon production. 472
Figure 125. Capchar prototype pyrolysis kiln. 492
Figure 126. Carbonminer technology. 499
Figure 127. Carbon Blade system. 504
Figure 128. CarbonCure Technology. 512
Figure 129. Direct Air Capture Process. 514
Figure 130. CRI process. 518
Figure 131. PCCSD Project in China. 532
Figure 132. Orca facility. 533
Figure 133. Process flow scheme of Compact Carbon Capture Plant. 538
Figure 134. Colyser process. 540
Figure 135. ECFORM electrolysis reactor schematic. 548
Figure 136. Dioxycle modular electrolyzer. 549
Figure 137. Fuel Cell Carbon Capture. 571
Figure 138. Topsoe's SynCORTM autothermal reforming technology. 581
Figure 139. Heirloom DAC facilities. 584
Figure 140. Carbon Capture balloon. 586
Figure 141. Holy Grail DAC system. 588
Figure 142. INERATEC unit. 594
Figure 143. Infinitree swing method. 595
Figure 144. Audi/Krajete unit. 601
Figure 145. Made of Air's HexChar panels. 611
Figure 146. Mosaic Materials MOFs. 621
Figure 147. Neustark modular plant. 626
Figure 148. OCOchem’s Carbon Flux Electrolyzer. 634
Figure 149. ZerCaL™ process. 636
Figure 150. CCS project at Arthit offshore gas field. 647
Figure 151. RepAir technology. 654
Figure 152. Aker (SLB Capturi) carbon capture system. 669
Figure 153. Soletair Power unit. 671
Figure 154. Sunfire process for Blue Crude production. 678
Figure 155. CALF-20 has been integrated into a rotating CO2 capture machine (left), which operates inside a CO2 plant module (right). 680
Figure 156. Takavator. 683
Figure 157. O12 Reactor. 688
Figure 158. Sunglasses with lenses made from CO2-derived materials. 688
Figure 159. CO2 made car part. 689
Figure 160. Molecular sieving membrane. 691
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