石油とガスを求める世界的な探査は、より深い海域へと移行している。深海部への投資は2026年に2000億ドルを超え、過去10年間の平均の2倍となる見込みで、累計支出は2035年までに2.5兆ドルに達する可能性がある。Natureに掲載された新たな分析が提起する問題は、この掘削が必要かどうかではなく、生態学的リスクを正当化できるほど安全に実施できるかどうかである。
過去10年間に国際的な大手石油会社7社が発見した確認埋蔵量の70％以上は、水深400メートル（1312フィート）以上の海域から得られたものである。深海の貯留層は、平均して陸上での発見の16倍の規模を持つ。その採掘コストは、平均で1バレル約43ドル、ブラジルの油田では30〜40ドルと、米国の多くのシェール事業と競合するか、それよりも安価である。
「再生可能エネルギーを構築している間に、石油とガスを一夜にして止めることはできない」と、中国・西安のCNPCチューブラーグッズ研究所の上級科学者でNatureのコメンタリーを執筆したYuxin Zhao氏は述べる。「しかし、それだけでは生物多様性の損失が許容可能な運用コストであることを正当化できない」
推進力を支える技術
深海掘削は、一連の工学的進歩によって変革された。浮体式生産貯蔵積出設備(FPSO)、すなわち数年にわたり接岸せずに洋上で石油を処理・貯蔵できる船舶が標準となっている。南シナ海で操業する中国の「海葵一号」は、1日あたり約5600トン（6173米トン）の石油を処理し、15年もの間、帰港せずに操業できる。
デジタルツイン、すなわちリアルタイムのセンサーデータによって駆動される物理シミュレーションにより、事業者は腐食、疲労、および潜在的な漏洩を障害に発展する前に検出できる。遠隔操作車両(ROV)と自律型水中ビークル(AUV)は、有人運用には深すぎるか危険な条件下で構造物を点検する。
最も重要な進歩は、海底から1500メートル（4921フィート）未満のガス層、すなわち洋上噴出の20％以上を占める極浅層ガス層を掘削できる能力である。地震探査とデジタルモデリングにより、エンジニアは天然のメタンハイドレートキャップを特定・保存しながら掘削できるようになった。この技術は、世界初の大規模超深海極浅層ガス田とされる南シナ海の陵水36-1ガス田で実証された。
リスクは解決されていない
2010年のディープウォーターホライズン事故は、深海リスクの決定的な基準点であり続けている。1つの坑井の故障により、87日間で300万バレル以上の石油が流出し、1600キロメートル（994マイル）以上の海岸線が汚染された。業界はそれ以来、噴出防止装置の技術を改善してきたが、極深海の条件下、すなわち高圧、強流、視界不良は依然として課題である。
洋上事業からのメタン排出は慢性的に過小報告されている。MethaneSATやSentinel-5Pなどの機器からの衛星データは、洋上プラットフォームからのベントおよびフレアリング排出が公式インベントリより平均50％高いことを示唆している。Zhao氏は、衛星監視と航空ドローンおよびROVを連携させた独立した検証により早期に漏洩を特定すること、および低排出で検証可能であることを実証できないプロジェクトへの罰則を主張している。
深海掘削のガバナンスは断片化されている。ほとんどのプロジェクトは沿岸国の排他的経済水域内にあり、各国の規制が適用される。それらの水域を超えると、国際的な監視は弱く、海底の法的枠組みはますます争われるようになっている。
エネルギー転換のパラドックス
深海投資の急増は、根本的な緊張関係を反映している。天然ガスは、石炭よりも炭素排出量が少なく、再生可能エネルギーの間欠性を補い、AIデータセンターへの電力供給にますます必要とされる橋渡し燃料として広く見なされている。しかし、深海からの採掘には、陸上掘削よりも管理が難しいリスクが伴う。
Zhao氏の分析は、プロジェクトのケースバイケースの正当化を求めており、事業者は生態学的被害を回避できること、排出が検証されること、障害が封じ込められること、および生産寿命を超えて責任が維持されることを証明する必要がある。業界が今後計画されている規模、すなわち今後10年間で2.5兆ドル規模でこれらの基準を満たせるかどうかが、深海が新たなエネルギー frontier となるのか、それとも環境負債となるのかを決定づけるだろう。
雅子 訳