国内再生可能エネルギーからの水素製造の展望と課題

国内再生可能エネルギーからの
水素製造の展望と課題
第2回CO2フリー水素ワーキンググループ
水素・燃料電池戦略協議会
2016年6月22日
日本エネルギー経済研究所
柴田善朗
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1
 電解水素製造の経済性
 再エネからの水素製造 -余剰電力の特定 再エネの水素製造への利用方法
 エネルギー貯蔵としての再エネ水素
 まとめ
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2
電解水素製造の経済性
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3
電解水素製造コスト
 現在1Nm3の水素製造に最低でも5kWhの電力投入が必要であることから、
電力代だけで100円/Nm3を超える可能性も
 投入電力単価の低減、電解水素製造原単位の低減、電解設備費の削減の
全てが必要。また、電解装置の設備利用率向上も課題
電解設備利用率の感度
電力単価の感度
【電力単価：13.6円/kWh】
円/Nm3
円/Nm3
【参考値】
200
200
171
160
電灯
：28円/kWh（2014年度）1
電力
：16～20円/kWh （2014年度）1
PV（メガ）：21.0 ⇒11.0円/kWh（2014⇒2030）2
PV（住宅）：27.3⇒12.3円/kWh（ 2014⇒2030 ） 2
風力
：15.6⇒9.8円/kWh（ 2014⇒2030 ） 2
出所1：エネルギー・経済統計要覧、2：発電コスト検証WG資料
電力代
160
固定費
電力単価：20円/kWh
120
120
102
89
83
15円/kWh
80
80
80
10円/kWh
5円/kWh
40
40
0円/kWh
0
0
10%
30%
50%
70%
電解装置の設備利用率
90%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
電解装置の設備利用率
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求められる水素の価格水準
 求められる水素の価格は、用途や競合技術によって大きく異なる。
ライフサイクルコストにおけるFCVの
対ガソリン車ブレークイーブン条件
水素発電（専焼）コスト
[FCVの車体価格：万円]
円/kWh
350
35
300
30
250
25
200
20
150
15
FCV燃費
100
20km/Nm3(=61km/L-gaso)
15km/Nm3(=46km/L-gaso)
10
50
10km/Nm3(=30km/L-gaso)
5
石油火力の水準
水素発電コスト
（発電効率：50%）
水発電コスト
（発電効率：60%）
LNG火力, 石炭火力の水準
0
0
0
50
100
[水素価格：円/Nm3]
150
注：被代替車はガソリン車で価格200万円, 燃費15km/L, ガソリン価格150円/L、
年間走行距離10,000km、13年間利用を想定。
0
20
40
[水素価格：円/Nm3]
60
注：発電設備は設備利用率＝50％。水素発電の建設コストはLNG火力
と同例ベルを想定。
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5
電解水素製造コスト目標別の達成条件
 100円/Nm3が目標の場合は、投入電力単価が15円/kWh程度であれば、現状の技術水準でも可
能。ただし、 50％近くの設備利用率が要求される。
 出力変動型再エネ利用の場合は設備利用率が低くなるため、設備費と製造原単位の大幅な低
減が必要。
 30円/Nm3が目標の場合は、更に、投入電力単価は5円/kWh以下が求められる。
水素製造コスト目標
＝100円/Nm3
水素製造コスト目標
＝70円/Nm3
水素製造コスト目標
＝30円/Nm3
（≒FCVへの販売価格）
（≒輸入水素CIF価格）
電解設備費：万円/(Nm3/h)
電解設備費：万円/(Nm3/h)
450
300
140
5円/kWh(電力単価)
400
電解設備費：万円/(Nm3/h)
設備利用率：100%
5円/kWh
5円/kWh(電力単価)
120
250
350
300 設備利用率：50%
10円/kWh
現状
100
200 設備利用率：50%
10円/kWh
250
80
15円/kWh
150
200
20円/kWh
150
100
50
設備利用率：50%
60
25円/kWh
100
15円/kWh
現状
技術開発の
方向性
40
現状
50
設備利用率：10%
設備利用率：10%
20
設備利用率：10%
0
0
2.0
3.0
4.0
5.0
電解水素製造原単位(kWh/Nm3)
6.0
2.0
20円/kWh
3.0
4.0
5.0
電解水素製造原単位(kWh/Nm3)
0
6.0
2.0
3.0
4.0
5.0
電解水素製造原単位(kWh/Nm3)
6.0
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6
再エネからの水素製造
-余剰電力の特定-
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7
我が国の余剰電力規模
 系統対策の動向によって余剰電力量は大きく異なる。
 我が国において太陽光6,400万kW＋風力1,000万kW(※)導入の場合で、余剰
電力は40億kWh（≒5%）～220億kWh（≒25%）8～44億Nm3の水素
 ただし、余剰電力の負荷率は、最も大きい地域でも3％～10％
※「長期エネルギー需給見通し（骨子）案」の電源構成に基づく。なお、2016年1月末時点の累積導入量は、PV約3,000 万kW、風力約300万kW。
系統対策別の余剰電力規模
再生可能エネルギーからの余剰電力量
億kWh
600
500-600
500-600
400-500
400-500
500
300-400
300-400
200-300
200-300
400
100-200
100-200
0-100
0-100
300
200
100
0
7,000
5,000
3,000
億kWh 全国導入規模＝PV6,400万kW＋風力1,000万kW 余剰割合
300
30%
対策無し
250
揚水発電の
最大限活用
25%
注：連系線も揚水も設備増強無し。
運用面での最大限活用を想定
200
150
PV(万kW)
注：地域間連系線、揚水発電を最大限活用できる場合。
ただし、設備増強は無し。
25%
20%
15%
14%
100
10%
5%
風力(万kW)
1,000
揚水発電＋
地域間連系線の
最大限活用
50
0
余剰電力の
負荷率
5%
0%
～10％
～6％
～3％
出所：柴田, “再生可能エネルギーからの水素製造の経済性に関する分析”, エネルギー経済（2015）及び、柴田, “我が国におけるPower to Gasの可能性”, エネルギー経済（2016）をベー
スに推計
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8
我が国の余剰電力規模（地域別）
億kWh
120
60%
[中国]
100
40%
60
30%
40
20%
10%
3%
負荷率
0%
0%
0
1%
0%
0%
0%
PV500万kW＋風力50万kW 余剰割合
60%
[関西]
100
19%
40
100
57%
20
60%
[九州]
80
0%
0%
0
負荷率
50%
50%
100
80
40%
80
60
30%
60
40
20%
40
[北陸]
9%
3%
0%
7%
7%
0
負荷率
2%
2%
10%
20
0%
0
35%
60%
[北海道]
120
30%
100
20%
80
10%
60
0%
40
40%
37%
30%
19%
[東北]
50%
40%
32%
30%
0%
20%
20
0%
0
7%
6%
0%
10%
100
0
0%
80
40%
60
30%
3%
PV1450万kW＋風力50万kW 余剰割合
60%
[東京]
50%
40
億kWh
120
PV230万kW＋風力50万kW 余剰割合
60%
[四国]
100
50%
80
60
40%
28%
40
30%
15%
20%
6%
20
0
負荷率 6%
10%
0%
3%
1%
億kWh
120
PV780万kW＋風力120万kW 余剰割合
60%
[中部]
100
50%
80
40%
60
30%
40
20%
20
10%
1%
0%
0%
0%
0%
0%
0
負荷率
0%
20
20%
6%
0%
0%
0%
0%
0
負荷率
10%
0%
負荷率
20
6%
2%
60%
億kWh
120
負荷率 10%
10%
0%
5%
20%
16%
20%
8%
25%
30%
40
50%
PV950万kW＋風力310万kW 余剰割合
億kWh
40%
40%
60
PV270万kW＋風力120万kW 余剰割合
負荷率 10%
2%
50%
60
PV1600万kW＋風力130万kW 余剰割合
億kWh
120
20
億kWh
120
80
億kWh
120
60%
PV90万kW＋風力50万kW 余剰割合
100
50%
80
20
億kWh
120
PV470万kW＋風力110万kW 余剰割合
10%
0%
1%
【凡例】対策無し
揚水発電の最大限活用
揚水発電＋地域間連系線の最大限活用
【注】連系線も揚水も設備増強無し。運用面での最大限活用を想定。
「長期エネルギー需給見通し（骨子）案」の電源構成に基づく。
再エネの地域配分は足元の比率に順ずる。
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9
再エネの水素製造への利用方法
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10
余剰電力だけが選択肢ではない
 余剰電力ではなく、安定部分の電力（再エネの）を利用
安定部分電力利用の概念
風力＋系統電力の利用の例
【自然変動型再生可能エネルギー】
“風力”＋”系統電力とのやり取り”で水
素製造。ただしCO2フリーではない。
kW
系統へ吸収
余剰電力
時間
kW
kW
【余剰電力型】
余剰電力（全量または一部）を利用して水素製造
【安定部分電力型】
安定部分電力を利用して水素製造
黄色面積＝濃緑色面積
時間
出所：”US Geographic Analysis of the Cost of Hydrogen
from Electrolysis”, NREL, 2011
時間
出所：柴田, “再生可能エネルギーからの水素製造の経済性に関する分析”, エネルギー経済（2015）
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11
安定部分電力利用による水素製造コスト削減
 安定部分の電力を用いることで、水素製造コストの大幅な削減が可能
 安定部分を利用する場合でも、ある程度余剰電力は削減できるが、当然、別
途系統対策が必要になる
安定部分電力型による水素製造コストの削減効果
【北海道】
【九州】
【想定】
固定費
設備利用率＝5%
164
150
100
10%
50
• 全国でPV6,400万kW＋風力1,000
万kW導入
• 北海道：4億kWhの余剰電力のうち3
億kWhを電解に投入と想定
• 九州：33億kWhの余剰電力のうち
20億kWhを電解に投入と想定
円/Nm3
200
余剰電力型
150
131
100
20%
33
10%
20%
50
26
50% 100%
2
-31円/Nm3
-50
10
-153円/Nm3
電力代
-100
0
安定部分電力型
50%
13
100%
2
電力代
電力代
0
設備利用率＝5%
固定費
円/Nm3
200
-50
-24円/Nm3
-118円/Nm3
-100
0
20 40 60 80 100 120
設備費（万円/(Nm3/h)）
0
20 40 60 80 100 120
設備費（万円/(Nm3/h)）
注：設備利用率による固定費の変化を見るために電力代は表記していない。電力代は余剰電力型と安定部分電力型で共通である。
出所：柴田, “再生可能エネルギーからの水素製造の経済性に関する分析”, エネルギー経済（2015）をベースに推計
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再エネと電解の設備容量と設備利用率の関係
 太陽光1,000kW、風力10,000kWの各々に電解装置を併設するケースを想定（系統を介さず発
電電力の安定部分を直接電解装置に投入）。
 太陽光利用の場合は電解設備約200kW級（40Nm3/h）で設備利用率30％強（12万Nm3製造）。
風力利用の場合は電解設備約4,000kW級（800Nm3/h）で設備利用率約40％（300万Nm3製造）。
[北海道]
電解設備利用率
札幌
[東北]
水素製造量電解設備利用率
(1000Nm3)
80%
250
200
60%
太陽光
水素製造量電解設備利用率
(1000Nm3)
80%
250
200
60%
150
40%
0%
0
200
400
600
0
800 1,000
稚内
20%
50
0%
0
200
400
60%
600
0
800 1,000
蟹田
20%
50
0%
0
200
400
600
0
800 1,000
平戸
水素製造量
(1000Nm3)
5,000 80%
5,000
4,000
4,000
4,000
60%
1,000
0
2,000 4,000 6,000 8,000 10,000
60%
3,000
3,000
40%
2,000
電解投入最大電力(kW)
100
電解投入最大電力(kW)
40%
0
150
水素製造量電解設備利用率
(1000Nm3)
3,000
0%
200
60%
5,000 80%
40%
20%
250
電解投入最大電力(kW)
水素製造量電解設備利用率
(1000Nm3)
80%
80%
100
電解投入最大電力(kW)
電解設備利用率
水素製造量
(1000Nm3)
40%
100
50
宮崎
150
40%
20%
風力
仙台
[九州]
2,000
20%
1,000
0%
0
0
2,000 4,000 6,000 8,000 10,000
電解投入最大電力(kW)
2,000
20%
1,000
0%
0
0
2,000 4,000 6,000 8,000 10,000
電解投入最大電力(kW)
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余剰電力型と安定部分電力型の比較
余剰電力型
安定部分電力型
調達電力価格
安価な可能性も
再エネの発電コストと同等
の調達価格になる
調達可能電力量
他の系統対策に影響
再エネ導入量から見通し
が可能
電解設備利用率
かなり低い
高い
余剰電力の大半を利
用することで、系統へ
の影響を大きく回避で
きる
電力需要の創出につなが
ることから、ある程度の余
剰電力の削減効果はある
が、別途系統対策が必要
系統対策
注：メリット、デメリット
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エネルギー貯蔵技術としての再エネ水素
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エネルギー貯蔵技術の競合・棲み分け
 蓄電池は短周期に適している。
 PtGは長期間貯蔵が可能。ただし、充放電効率が低い。
総合効率と貯蔵期間
出所: ”ETOGAS smart energy conversion”, ETOGAS GmbH, 2013
蓄エネルギー技術の棲み分け
出所：柴田, “我が国におけるPower to Gasの可能性”, エネルギー経済（2016）
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まとめ・課題
 余剰電力量の不確実性：系統対策のあり方に影響
 余剰電力の価格設定（水素製造用に買取る場合）の不
確実性
 安定部分電力を利用することで、電解の設備利用率は
大幅に向上し、水素製造コストが大幅に削減可能
 エネルギー貯蔵技術としては、蓄電池と競合か棲み分
けかの判断が必要
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[email protected]
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