製鉄所の CO2 回収と貯留 — 高炉ガスからの回収で減る量と、貯留先と輸送が決まらないと進まない理由

（本稿の情報は2026年11月時点）

高炉を残したまま大幅な排出削減を狙うなら、CO2 の回収と貯留は避けて通れない。だが製鉄所 CCS で止まっているのは回収の原理ではない。アミン吸収による高炉ガスからの分離は試験設備で成立が確認されている。止まっているのは、年数百万トンを受け入れる貯留サイトと、そこまでの輸送手段が、長期のオフテイク契約として確定するかどうかだ。

扱うのは高炉を残す前提の経路である。国内でも高級鋼対応の大型電炉の建設・転換計画が複数公表され、稼働目標は2020年代後半から2030年代前半に置かれている。それでも2020年代後半に改修を終えた高炉は2040年代まで残り、その期間の排出を減らす手段は CCS 以外に存在しない。CCS は最終解ではなく移行期の手段であり、投資回収期間も移行期に合わせて設計される。

製鉄所の CO2 はどこから出ているか — 煙突ベースの排出と、回収できる地点の切り分け

高炉一貫製鉄所の炭素はコークスとして高炉に入り、高炉ガス（BFG）として炉頂から出る。ここで重要なのは、BFG に含まれる炭素の約半分が CO2 として存在し、残り半分は CO として存在することだ。CO は構内の自家発電ボイラ、熱風炉、加熱炉で燃焼されて初めて CO2 になる。つまり炉頂で CO2 を回収しても、BFG が運ぶ炭素の半分しか捕まらない。「製鉄所の CO2 の9割が高炉由来」という説明は炭素のインプットを追う限り正しいが、回収設計では使えない。

まず煙突から出る CO2 を、合計が100%になる形で押さえる。

煙突ベースの排出源	排出構成比（推計）	CO2 濃度の目安	発生形態
副生ガス焚き自家発電ボイラ・発電設備	38%	約12〜20 vol%	連続・大流量・集約
熱風炉（高炉用、BFG 燃焼）	14%	約15〜25 vol%	連続・集約
焼結炉	15%	約5〜8 vol%	連続・低圧・不純物多
加熱炉・熱処理炉	14%	約5〜10 vol%	分散・多数煙突
コークス炉加熱	9%	約8〜15 vol%	連続
石灰焼成・その他	10%	約10〜20 vol%	分散

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は後述の年産500万トン・原単位2.0t-CO2/t-粗鋼のモデル製鉄所。濃度の目安は副生ガス組成からの推計）

これに対し、回収装置を置ける地点としての「燃焼前の炉頂 BFG」は別の切り口になる。粗鋼1トンあたり BFG は1,500Nm3前後発生し、その CO2 濃度は20〜22 vol% である。CO2 として炉頂に存在する量は粗鋼1トンあたり約0.7トン、年産500万トンなら年350万トンと推計される。この350万トンは、上表の各煙突から出る CO2 のうち BFG に由来する CO2 分が前段で集約されたものであり、炉頂で抜けばその分だけ後段の排ガスから消える。二重計上を避けるには、回収対象を「炉頂 BFG の CO2 分350万トン」と「燃焼で生成する CO2 650万トン」に分けて扱うのが唯一の整理になる。

回収単価を決める変数は濃度、圧力、流量、不純物の4つだ。BFG には硫黄分とダストが含まれ、吸収液の劣化を招くため前処理設備が前提になる。濃度が下がるほど単価は上がり、一桁台の濃度では高濃度ガスより明確に割高になる。焼結炉と加熱炉は濃度が低く煙突が分散しており、回収設備を煙突ごとに建てる投資は現実の判断に乗らない。製鉄所 CCS の設計は、どこまでを回収対象から外すかの線引きから始まる。

高炉ガスから実際に何トン減るのか — 回収率と、再生熱・液化電力の戻り

回収量と正味削減量は別の数字になる。アミン再生に必要な蒸気を所内から取れば自家発電量が減り、その分の購入電力で CO2 が戻る。外部ボイラで熱を作れば燃料由来の CO2 が増える。圧縮と液化にも電力がかかる。

シナリオ	回収対象	熱源・輸送	回収量（万t/年）	戻り：再生熱由来	戻り：電力由来	正味削減量（万t/年）	全体の正味削減率
A	炉頂 BFG（回収率90%）	所内蒸気・船	315	25	16	274	27%
B	炉頂 BFG + 自家発電ボイラ排ガス（同90%）	所内蒸気・船	657	59	34	564	56%
C	炉頂 BFG（同90%）	LNG 専焼ボイラ・船	315	49	16	250	25%
D	炉頂 BFG（同90%）	所内蒸気・パイプライン	315	25	14	276	28%
E	炉頂 BFG + ボイラ + 熱風炉（同90%）	所内蒸気＋LNG 併用・船	783	118	41	624	62%

前提（試算）：年産粗鋼500万トン、排出原単位2.0t-CO2/t-粗鋼、年間総排出1,000万トン。回収ポテンシャルは炉頂 BFG の CO2 分350万トン、自家発電ボイラ排ガス380万トン、熱風炉排ガス140万トン、分散排出130万トン（合計1,000万トン）。再生熱は高濃度 BFG が2.5GJ/t-CO2、燃焼排ガスが3.2GJ/t-CO2。所内蒸気を抜く場合の機会損失は1GJ あたり発電78kWh、購入電力の排出係数は全国平均水準の0.40kg-CO2/kWh。LNG 専焼ボイラは熱効率90%・燃料排出係数56kg-CO2/GJ。電力は船経路が液化込み130kWh/t-CO2、パイプライン経路が圧縮のみ110kWh/t-CO2。

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は上記）

読み取るべき結論はひとつだ。炉頂 BFG だけを押さえる構成（A・C・D）では、回収率を90%に上げても製鉄所全体の正味削減率は25〜28%にとどまる。BFG が運ぶ炭素の半分が CO として後段に抜けていくからだ。5割を超える削減を狙うなら自家発電ボイラ排ガスまで回収対象を広げるしかなく、その場合の回収量は年657万トン、正味削減量は年564万トンになる。A と B の差は正味で年290万トン、回収量では年342万トンである。E の構成は熱風炉排ガスにも個別の回収系統を建てる前提で、設備費が跳ね上がるため理論上限に近い参照値にすぎない。

ここで事業化の構図が反転する。削減率を上げる唯一の道が回収量を倍にすることなら、貯留先に求める容量も倍になる。回収技術を磨けば削減が進むという発想は、この構造の前では意味を持たない。

回収量と正味削減量の区別は、契約と開示の3つの場面で別々に効く。輸送・貯留事業者とのオフテイク契約では引き渡しトン数、つまり回収量が課金ベースになる。支援制度の申請では正味削減量または削減効率が審査される。開示では、貯留に引き渡した分の扱いが算定ルールに従い、購入電力の増加分は Scope2 に移る。GHG プロトコルの企業基準は現行版で貯留量を Scope1 から単純に差し引く扱いを置いておらず、別建ての報告として整理する立場を取っている。同じプロジェクトで3つの数字が並ぶため、社内で単一の「削減量」を使えば必ずどこかで齟齬が出る。

回収技術は確立しているが、商業規模の稼働例はまだない

高炉ガスからの CO2 分離は、化学吸収法として原理と運転条件が確認されている。COURSE50 では高炉ガスからの化学吸収回収が試験設備で検証され、吸収液の改良と再生エネルギーの低減が進んだ。ただし検証規模は日量数十トン級であり、シナリオ A の年315万トンは日量約8,600トンに相当する。2桁以上の開きがある。世界を見ても、高炉ガスからの大規模 CO2 回収で商業稼働している製鉄所は確認されていない。中東には直接還元鉄プラントの高濃度ガスから回収する商業案件が存在するが、これは高炉とは発生源の性状が違い、そのまま参照できない。

したがって「回収は論点でない」という言い方は不正確だ。正しくは、残る課題が新しい分離原理ではなく、再生熱源の確保と商業規模へのスケールアップだということである。そして事業の採算を左右するのは下流側だ。

コスト要素（円/t-CO2）	国内近接・パイプライン	国内・液化 CO2 船	海外貯留・液化 CO2 船
回収（高濃度 BFG・大規模前提）	5,000〜8,000	5,000〜8,000	5,000〜8,000
昇圧・圧縮	500〜1,000	—	—
液化	—	2,000〜3,000	2,000〜3,000
一時貯蔵・荷役	—	1,000〜1,500	1,000〜1,500
輸送	1,500〜3,000	2,000〜4,000	6,000〜10,000
圧入・モニタリング	2,000〜4,000	2,000〜4,000	2,000〜4,000
合計	9,000〜16,000	12,000〜20,500	16,000〜26,500
回収が占める比率	約50%	約40%	約30%

前提（試算）：年300万トン超の単一サイトからの回収、2026年時点の国内の資材・工事・燃料価格水準、液化・荷役設備は製鉄所側負担、海外貯留は片道数千キロの航路を想定。

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（前提は上記）

船輸送を前提にすると、回収は全体コストの3〜4割にすぎず、下流が6〜7割を占める。回収単価を2割下げても全体は1割弱しか動かない。これに対し、貯留先が国内近接か海外長距離かで全体コストは7割以上動く。パイプラインが使える立地なら回収の比重は約50%まで上がるが、その条件が成立する製鉄所は限られる。

技術選択が日程に効くのは、再生熱源の設計が製鉄所の熱・電力バランス全体に波及する局面だけだ。所内蒸気を抜けば自家発電の減少を受け入れ、外部ボイラを建てれば追加排出を受け入れる。シナリオ A と C の差、すなわち正味削減率で3ポイントの差はここから生まれ、支援制度の審査に直結する。吸収液の銘柄選定やベンダー選定は、貯留先が決まった後で詰めれば日程に影響しない。

貯留先が決まらないと数量が決まらない

日本の CCS は、JOGMEC が選定・支援する先進的 CCS 事業を軸に動いている。2023年度の選定以降、国内の海域・陸域案件と、東南アジア方面・大洋州方面への輸送を前提とする海外貯留案件が並行して進み、いずれも2030年度の圧入開始を目標に掘削調査・設計の段階にある。経済産業省の CCS 長期ロードマップ検討会は、2030年までに年間600万〜1,200万トンの貯留開始、2050年時点で年1.2億〜2.4億トンの貯留を掲げている。

この2030年目標を製鉄所側の数量と並べると、問題の大きさがはっきりする。上限の年1,200万トンは、年産500万トン級の製鉄所1基がシナリオ B で必要とする年657万トンの、およそ2倍にすぎない。しかも同じ貯留ハブを製鉄、化学、セメント、火力発電が同時に前提としている。先に長期契約を結んだ排出事業者が容量を押さえる構図だ。

貯留タイプ	製鉄所からのアクセス	輸送形態	想定圧入規模の目安	製鉄所が確保できる見込み
国内・近接海域	高（短距離）	パイプラインまたは近距離船	案件あたり年数十万〜数百万t級	立地が合えば有力。単独では容量不足
国内・遠隔海域	中	液化 CO2 船（国内航路）	同上	船・液化設備の追加投資が前提
国内・陸域	低〜中	パイプライン	相対的に小規模	製鉄所規模には容量が足りない
海外貯留（東南アジア方面）	中	大型液化 CO2 船	案件あたり年数百万t級	規模適合性は高いが越境手続きが前提
海外貯留（大洋州方面）	中	大型液化 CO2 船	同上	同上。輸送単価が最大の変数

前提：案件構成と圧入開始目標年は JOGMEC・経済産業省が公表する先進的 CCS 事業の情報に基づく整理。圧入規模の目安は公表案件の幅をレンジで示したもので、個別案件の確定値ではない。

出典：Climate tech news（CTJPN）整理（前提は上記）

製鉄所1基の規模に単独で見合うのは海外貯留案件だけである。国内案件は1案件では足りず、複数案件への分散または段階的な数量積み上げが前提になる。現実的な戦略は、国内の近接案件で初期フェーズの年100万〜200万トンを押さえ、拡大分を海外貯留に振る二段構えだ。

容量の読み方にも落とし穴がある。地質学的な貯留ポテンシャルの公表値と、許可を得て実際に圧入できる容量は別物だ。ポテンシャルは堆積盆の体積からの推計上限であり、そこから有望構造の絞り込み、物理探査、試掘、圧入試験、モニタリング計画の策定を経て、ようやく許可の対象になる。2024年に成立した二酸化炭素の貯留事業に関する法律（CCS 事業法）は、探査および貯留事業について経済産業大臣の許可と特定区域の指定という枠組みを定めた。2026年11月時点で、同法に基づく貯留事業許可による商業圧入は国内で始まっていない。この許可プロセスの進行が、製鉄所が契約できる数量の上限を年次ごとに規定する。ポテンシャル値を根拠に社内計画を組めば、必ず数量が足りなくなる。

輸送手段が事業形態を決める — パイプラインと液化 CO2 船の分岐点

日本の高炉一貫製鉄所はほぼすべて臨海立地だ。船輸送に有利で、パイプラインには中立的な条件である。だが帰結は大きく違う。

パイプラインは投資の大半が用地取得と敷設にかかり、意思決定の前段に漁業権者・自治体・沿線地権者との調整が来る。一度敷設すれば単位輸送コストは低く運転も単純だが、容量は設計時に固定され後から増やしにくい。複数の排出事業者で共同利用するなら、容量配分と費用負担を敷設前に確定させる構造になる。パイプラインは、排出源と貯留先が両方確定し、数量が長期で読める段階でのみ選べる。

液化 CO2 船を選ぶと、製鉄所側に液化設備、一時貯蔵タンク、桟橋・荷役設備が必要になる。船の入港間隔に合わせた数日分の貯蔵バッファを構内に持つことになり、限られた構内用地でタンクヤードを確保できるかは個別の立地条件に依存する。

項目	パイプライン	液化 CO2 船
初期投資の所在	敷設・用地（事業者間で共有）	液化設備・タンク・桟橋（製鉄所側）
輸送段階の単価（近距離）	1,500〜3,000円/t	2,000〜4,000円/t（液化・荷役は別掲）
輸送段階の単価（長距離・越境）	不適	6,000〜10,000円/t
回収 CO2 1トンあたり電力	110kWh（圧縮のみ）	130kWh（液化込み）
対応シナリオの正味削減率	28%（シナリオ D）	27%（シナリオ A）
貯留先の変更	不可	可能
先行して必要な調整	漁業補償・用地・容量配分契約	港湾・荷役・船腹確保
数量確定の時期	敷設前（最も早い）	運航契約時（相対的に遅い）

出典：Climate tech news（CTJPN）試算（単価は前掲コスト表、電力と削減率は前掲シナリオ表と同一前提）

電力消費の差が正味削減率に与える影響は1ポイント程度にすぎない。判断を分けるのは柔軟性だ。パイプラインは数量確定を最も早い時点で要求するため、貯留事業許可の時期が読めない状況で数量を先に固定すると、設備が遊ぶリスクを製鉄所側が全部背負う。船なら貯留先の確定を待ちながら液化設備の規模を段階的に決め、初期は国内サイト、拡大期に海外サイトへ切り替える運用ができる。不確実性が高い現段階では、輸送単価の差を柔軟性の価値が上回る。

収益化の経路 — 支援制度と炭素価格で、どこまで埋まるか

コストの大きさを先に確定させる。シナリオ B の年657万トンを国内・船経路の中位値15,000円/t で処理すると、年間コストは約985億円になる。粗鋼1トンあたり約19,700円、正味削減1トンあたりに換算すれば約17,500円である（いずれも CTJPN 試算）。普通鋼熱延コイルの価格水準に対して2割前後の上乗せに相当する規模だ。支援単価や炭素価格は通常「回収・貯留量」で評価されるが、実質的な削減単価は正味で見る方が実態に近い。この二つの数字を混ぜると、採算判断が1割以上ずれる。

国内の炭素価格側を見ると、GX-ETS は2026年度から直接排出が年10万トン以上の企業を対象に義務的な枠組みへ移行した段階にあり、排出枠の有償割当は2030年代に入ってからの導入が制度設計に織り込まれている（経済産業省・GX リーグ）。排出枠価格が1万円台後半のフルコストを賄う水準に設定される前提で投資判断を組むのは、現状では無理がある。さらに制度上の論点として、回収して貯留に引き渡した CO2 を排出量算定から控除できるかどうかが残る。温対法の算定・報告・公表制度と GX-ETS の算定ルールのいずれでも、この控除の扱いが製鉄所 CCS の採算に直接跳ね返る。控除が認められなければ、985億円を払っても制度上の排出量は減らず、投資の根拠が支援金だけになる。

したがって当面の収益化は、支援制度による設備費・運転費の負担軽減と、貯留事業者側とのコスト分担、そしてグリーン鋼材のプレミアムを顧客との長期契約に織り込めるかの3点に集約される。CCS 由来の低炭素鋼材をマスバランスで配分し、自動車・建材の特定グレードに1トンあたり数千円から1万円台のプレミアムを乗せられれば、コストの一部は回収できる。ただしプレミアムの適用は出荷量の一部にとどまるため、全量のコストを埋める構造にはならない。

課題・反論・代替視点

最も強い反論は、高炉を残す前提そのものが持続しないという見方だ。炉頂 BFG だけの回収で正味削減率が25〜28%にとどまるなら、2050年の目標には届かない。電気炉転換や水素還元に投資を集中させる方が合理的だという主張には説得力がある。実際、高級鋼の電気炉生産が計画どおり立ち上がれば、CCS 向けの大規模投資は座礁資産になりうる。これに対する答えは既存高炉の残存寿命に尽きる。炉体改修を終えた高炉は十数年にわたり稼働し、その期間の排出を減らす手段は他にない。投資回収期間を移行期の長さに合わせて設計できるかが分岐点になる。

回収コストが下がらないという前提にも反論が立つ。固体吸収材や膜分離が実用化すれば再生熱の問題は軽減し、正味削減率は上がる。この可能性は否定できない。ただし船経路で下流が全体コストの6〜7割を占める構造は、分離技術の革新では変わらない。輸送と圧入の物理は変わらないからだ。回収技術の進歩は正味削減率を改善するが、律速要因を貯留・輸送から回収側へ戻すことはない。

CCU に回せば貯留は不要という議論もある。だが CO2 の化学品・燃料利用は、年数百万トンの規模では需要側が成立しない。コンクリート養生やメタネーションで想定される利用量は、国内のロードマップ上でも製鉄所1基の排出量に対して桁が足りない水準にとどまる。現時点で CCU が貯留の代替になる見込みは乏しい。

試算の限界も明示しておく。表の数値は年産500万トン・原単位2.0t-CO2/t-粗鋼という標準的な製鉄所を仮定した推計であり、個別製鉄所の熱・電力バランス、余剰蒸気の有無、既存発電設備の構成によって正味削減率は上下する。余剰蒸気を持つ製鉄所なら再生熱由来の戻りは小さく、表の値を上回る。電力を外部購入している製鉄所では戻りが大きくなる。コスト表のレンジも幅が広く、個別立地での再計算なしに投資判断には使えない。

日本市場・日本企業への示唆

海外事例をそのまま持ち込めない第一の理由は、高炉ガスからの大規模 CCS に世界で商業稼働例がないことだ。参照できるのは直接還元鉄プラントや天然ガス処理設備からの高濃度ガス回収であり、発生源の性状も規模も違う。北欧ではノルウェー沖の貯留ハブへ船で集約する構造が動き出し、欧州の排出事業者は「貯留先はある、あとはコスト」という前提で投資判断を組める。日本の事業者は「貯留先が許可されるか」から始めることになる。この1段階の差が FID の時期を数年ずらす。

第二の理由は採算の支え方だ。欧州では EU ETS の排出枠価格が CCS 投資の柱になり、価格と回避コストの差分で判断できる。日本の GX-ETS は有償割当の本格導入が2030年代に入る設計であり、炭素価格の代わりに CCS 事業法の枠組み、支援制度、貯留事業者とのコスト分担が採算を決める。

輸出側では EU の国境炭素調整措置（CBAM）が2026年から証書購入を伴う本格適用に入り、鉄鋼が対象品目に含まれる（欧州委員会）。埋込排出量が低い鋼材ほど証書負担は軽くなるため、CCS による実削減は欧州向け輸出の価格競争力に反映されうる。ただし日本からの鋼材輸出に占める EU 向けの比率は小さく、CBAM 単独で年985億円規模の投資を正当化する構造にはならない。CBAM は収益化の補助線であって主軸ではない。

鉄鋼会社の技術企画・環境担当にとって、当面の優先順位は回収技術の選定ではなく貯留容量の予約である。先進的 CCS 事業の各案件に対し、許可取得を条件とする数量予約の交渉を先に進めることが、2030年代前半の選択肢を残す道になる。すでに案件の排出源として参画している場合は、参画の有無ではなく数量と単価をいつ確定させるかが次の論点に移る。同時に、自社の熱・電力バランスに基づく正味削減率の算定を済ませておくことが、支援制度の申請と開示の両方で効く。この算定がないまま回収量だけを社内目標に掲げれば、後から削減量の不足が判明する。

エネルギー・エンジニアリング会社には、回収設備の受注より、液化・貯蔵・荷役を含む製鉄所側の受け渡し設備をパッケージで押さえる方が事業機会が大きい。船経路が主流になるなら、構内の液化設備、タンクヤード、桟橋設備が投資の中心になる。この部分は貯留先が未確定でも基本設計を進められるため、先行して関与する余地が残っている。

まとめ

製鉄所 CCS の議論は長く回収技術に集中してきた。だが高炉ガスからの化学吸収は原理が確認され、残っているのは熱源の確保と商業規模へのスケールアップという設計の問題だ。試験設備は日量数十トン級で、年315万トン規模が求める日量約8,600トンとは2桁以上の開きがある。それでも回収単価は船経路で全体コストの3〜4割にすぎず、ここを削っても事業化の可否は動かない。下流の6〜7割、とりわけ貯留サイトの許可が、事業の成否と日程を決めている。

物理量でも見かけと実質は乖離する。炉頂の高炉ガスに含まれる CO2 は粗鋼1トンあたり約0.7トンで、炭素の残り半分は CO として後段に流れていく。年産500万トン級の製鉄所で炉頂のみを回収率90%で押さえても、正味削減量は年274万トン、全体の27%にとどまる。5割超を狙うなら自家発電ボイラ排ガスまで広げ、年657万トンを回収して年564万トンを削る構成になるが、その場合に確保すべき貯留容量は倍になり、国の2030年目標上限である年1,200万トンの半分以上を1製鉄所が占めることになる。回収量と正味削減量を同じ数字で語らないことが、この分野の実務の出発点だ。

輸送手段は、コスト最小のパイプラインではなく柔軟性のある船が当面は合理的である。パイプラインは数量を最も早い時点で固定させるため、許可の時期が読めない現状ではリスクを製鉄所側に集中させる。実際の進め方は条件付き契約の積み上げになる。貯留事業者との基本合意を先に結び、許可取得を条件とする数量予約を置き、回収設備は基本設計までを先行させて詳細設計以降を許可の見通しに連動させる。2027年から2029年にかけて、先進的 CCS 事業の掘削調査結果と特定区域の指定、そして GX-ETS における貯留分の控除ルールがどこまで固まるかが、2030年代前半に製鉄所 CCS が動き出せるかどうかの分水嶺となる。

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主要出典

• 経済産業省「CCS 長期ロードマップ検討会 とりまとめ」（2023年）および CCS 政策関連資料 — https://www.meti.go.jp/
• 二酸化炭素の貯留事業に関する法律（CCS 事業法、2024年成立）および関連政省令 — 経済産業省 https://www.meti.go.jp/
• 独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構（JOGMEC）「先進的 CCS 事業」選定結果および事業概要 — https://www.jogmec.go.jp/
• 国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「環境調和型製鉄プロセス技術開発（COURSE50）」成果報告 — https://www.nedo.go.jp/
• NEDO グリーンイノベーション基金事業「製鉄プロセスにおける水素活用」関連公表資料 — https://www.nedo.go.jp/
• 資源エネルギー庁「エネルギー基本計画」および CCS・水素関連の審議会資料 — https://www.enecho.meti.go.jp/
• 経済産業省・GX リーグ「GX-ETS 制度設計および算定・報告ガイドライン」 — https://gx-league.go.jp/
• 環境省「温室効果ガス排出量算定・報告・公表制度（SHK 制度）算定方法・排出係数一覧」 — https://www.env.go.jp/
• GHG プロトコル「Corporate Accounting and Reporting Standard」および関連ガイダンス — https://ghgprotocol.org/
• IEA「Iron and Steel Technology Roadmap」および CCUS 関連レポート — https://www.iea.org/
• 欧州委員会「Carbon Border Adjustment Mechanism（CBAM）」制度資料 — https://commission.europa.eu/