第 3 回 WG での事業者プレゼン概要再エネ発電事業者によるプレゼン概要再生可能エネルギー電源はそのまま水素製造用途とするには高コストであり他方で出力抑制分を活用する場合は供給安定性が低いということを踏まえ計画段階からある程度の規模の余剰電力を見込んで発電プラントを建設運営することも考

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としみさどひら
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1 第 4 回 CO2 フリー水素 WG 事務局提出資料平成 28 年 9 月 29 日資源エネルギー庁省エネルギー新エネルギー部新エネルギーシステム課水素燃料電池戦略室

2 第 3 回 WG での事業者プレゼン概要再エネ発電事業者によるプレゼン概要再生可能エネルギー電源はそのまま水素製造用途とするには高コストであり他方で出力抑制分を活用する場合は供給安定性が低いということを踏まえ計画段階からある程度の規模の余剰電力を見込んで発電プラントを建設運営することも考えられる水素製造事業の自立化に向けては設備利用率の向上や上記余剰電力の活用等による投入電力単価の低減が重要でありまた水素の輸送コストや貯蔵コスト等も考慮されるべきである発電予測と DR 制御技術の成熟により多くのグリーン電力の供給が可能となり CO2 フリー水素社会の基盤構築に資する再エネのポテンシャルが高い一方で送配電網が弱くグリッド独立性が高い地域がターゲットエリアになるシステム事業者によるプレゼン概要再生可能エネルギー由来電力の系統接続は電力安定化システムを介して行っているシステム構成としては電気二重層キャパシタ鉛電池ニッケル水素電池を組み合わせたものである水素製造用の電力としては再生可能エネルギー電力の余剰 ( 中長周期変動成分 ) を分離し活用できると良いのではないか CO2 フリー水素製造事業の収益拡大のためには FIT 売電と水素製造のベストミックスを模索する必要があるまた貯蔵電力をアンシラリーサービスにも活用できれば発電事業者にとっては新たな収入源となる可能性がある上記に加え電気熱水素ガスの共同検針やそれら各エネルギー需要の最適化にむけた取組を進めることも CO2 フリー水素社会の実現につながると思われる 1

3 第 3 回 WG での委員からの主なご意見 P2G の優位性海外においては大規模なエネルギー貯蔵になると P2G に優位性があるという分析が存在する蓄電池は kw と kwh が比例的な関係になる傾向があるが P2G は kw と kwh の組み合わせを柔軟に設定できるという利点がある一方 kw コスト ( 水電解装置及び純水素燃料電池部分のコスト ) が高いことが課題このコストが低減し水素の製造価格が下がっていけば P2G に優位性が出てくるアンシラリーサービスとしての P2G 日本でアンシラリーサービス市場が確立されたとしても P2G の参入可否については応答性などを踏まえた検証が必要送配電事業者はコスト効率性が高いものを選択するためそういった面で他の技術に対して優位性を持つことが P2G に求められる CO2 フリー水素の需要 CO2 フリー水素の国全体でのニーズが不明確である CO2 フリー水素の需要家やその育成拡大方策についても検討していくべき政府にも支援をしていただきたい CO2 フリー水素需要の創出という意味では環境価値をマーケット化するという手法が考えられるが容易ではなく現状では CO2 フリー水素を選ぶメリットが企業の社会貢献以外にないことが課題である 2

4 第 4 回 WG 議題 1P2G 技術の現状と見通し 2 他の競合技術との比較分析株式会社日本製鋼所旭化成株式会社東レ株式会社 3

5 エネルギー貯蔵技術の比較 1 SEI* は各エネルギー貯蔵技術について下図のように整理している * SBC Energy Institute:Schlumberger 系のオランダの研究機関 (NPO 法人 ) 水素を活用したエネルギー貯蔵技術については大容量および長期間のエネルギー貯蔵が可能であり年間を通しての断続的な出力変動に対しては水素によるエネルギー貯蔵が最も適しているとしている再エネ出力変動の調整送配電線の投資延期周波数電圧調整ブラックスタートサービス [ 出所 ] Hydrogen-Based Energy Conversion (SEI, 2014) 4

6 エネルギー貯蔵技術の比較 2 水電解 + 水素タンク + 燃料電池のシステムを二次電池 ( フロー電池含む ) と比較するとエネルギー密度が高い一方でエネルギー変換効率などは劣るという特徴を持つシステム重量密度エネルギー密度体積密度エネルギー変換効率寿命コスト ( 万円 /kwh) 応答速度水電解 + 水素タンク + 燃料電池圧縮水素液体水素 32,900 Wh/kg 32,900 Wh/kg 1,290 Wh/L (70MPa) 約 50~80% 2,330 Wh/L 約 15 年以下 ( エネファームのケース ) 不明不明鉛蓄電池 10~ 40Wh/kg 40~ 80Wh/L 約 75~85% 約 10 年以下 3~5 5~10 ミリ秒リチウムイオン電池 80~ 200Wh/kg 200~ 300Wh/L 約 95% 以上約 10 年以下 5~20 <20 ミリ秒 NaS 電池 110~ 130Wh/kg 140Wh/L 約 90% 約 15 年以下 3~4 0~5 ミリ秒レドックスフロー電池 10~ 30Wh/kg 10Wh/L 以下約 70% 約 20 年以下 10~30 0~20 ミリ秒出所 : 水電解技術の現状と課題 ( 光島松津, 2011) 等から野村総合研究所作成 5

P2G システムと蓄電池のコスト比較 1 燃料電池セルスタックメーカー Ballard は 20MW の電力貯蔵システムについて蓄電池 (NaS) と P2G システムのコスト比較を実施している NaS 電池については容量 (kwh) によらず kwh あたりのコストは一定 ($500(5 万円 )) であるのに対し P2G

7 P2G システムと蓄電池のコスト比較 1 燃料電池セルスタックメーカー Ballard は 20MW の電力貯蔵システムについて蓄電池 (NaS) と P2G システムのコスト比較を実施している NaS 電池については容量 (kwh) によらず kwh あたりのコストは一定 ($500(5 万円 )) であるのに対し P2G システムは容量が大きくなるほど単価が小さくなり 9 時間以上の領域において蓄電池に対し優位性を持つ結果となっている *1USD=100JPY で計算 [ 出典 ] A Discussion of PEM Fuel Cell Systems and Distributed Generation (Ballard, 2011) 6

P2G システムと蓄電池のコスト比較 2 英国水素エネルギー事業者である ITM Power は 32MWh の電力貯蔵システムについて蓄電池 ( リチウムイオン ) と P2G システムのコスト比較を実施しているリチウムイオン電池の $6.7m/MW $1.67m/MWh(4 時間容量 ) に対し P2G システムについては $2.7m/MW $0.

8 P2G システムと蓄電池のコスト比較 2 英国水素エネルギー事業者である ITM Power は 32MWh の電力貯蔵システムについて蓄電池 ( リチウムイオン ) と P2G システムのコスト比較を実施しているリチウムイオン電池の $6.7m/MW $1.67m/MWh(4 時間容量 ) に対し P2G システムについては $2.7m/MW $0.67m/MWh(4 時間容量 ) と試算しているまた P2G システムのフットプリントが半分程度である点にも注目すべきである [ 出典 ] GRID BALANCING AND SUPPORT: POWER-TO-GAS ENERGY STORAGE (ITM Power, 2015) Tehachapi Wind Energy Storage Project (Southern California Edison Company, 2014) 7

Research Organisation) 一方 PEM 型の特徴としては自己加圧が可能 ( 最大 16.

9 アルカリ型と PEM 型の比較 1 CSIRO* はアルカリ型水電解装置について既に確立された技術で製造される水素と酸素が混合する危険性を低減できまた 7~8 年毎のメンテナンスを行えば数十年に渡り稼働可能であるとしている * 豪州連邦科学産業研究機構 (Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation) 一方 PEM 型の特徴としては自己加圧が可能 ( 最大 16.5MPa) であり水素ステーションでの供給を行う場合などに追加的な圧縮を節減できることや製造される水素の純度が極めて高いことなどを挙げている [ 出所 ] Cost Assessment of Hydrogen Production (CSIRO,2016) 8

10 アルカリ型と PEM 型の比較 2 同機構は SOEC 型も含めた 3 方式を下図のように整理しており水素製造効率については PEM 型に優位性がある一方稼働可能年数や CAPEX においては現状ではアルカリ型に優位性があるとしている [ 出所 ] Cost Assessment of Hydrogen Production (CSIRO,2016) 9

11 水電解装置のコスト構造 FCHJU* はレポートにて一般的な水電解装置のコスト分析を公開している * Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking: 欧州における官民パートナーシップコストの半分以上を占めているスタック部分を分解するとアルカリ型では電極 PEM 型ではバイポーラプレートがスタックコストのおよそ半分を占めている [ 出所 ] Development of Water Electrolysis in the European Union Final Report (FCHJU, 2014) 10

水電解装置のコスト低減見込みと開発動向 1 SEI は水電解装置のコスト低減見通しと今後必要とされる開発の方向性について言及している PEM 型についてはアルカリ型に比して CAPEX が高いことに触れセルスタックプラントそれぞれのレベルにおいてコスト低減が必要としているなおスタックレベルでは 2025 年時点で

12 水電解装置のコスト低減見込みと開発動向 1 SEI は水電解装置のコスト低減見通しと今後必要とされる開発の方向性について言及している PEM 型についてはアルカリ型に比して CAPEX が高いことに触れセルスタックプラントそれぞれのレベルにおいてコスト低減が必要としているなおスタックレベルでは 2025 年時点で $315/kW( 約 3.2 万円 /kw) までコスト低減可能と試算しているアルカリ型については電流密度の向上が必要としセルの素材についてより高温に耐えうる素材の開発が求められると結論付けている *1USD=100JPY で計算 [ 出所 ] Hydrogen-Based Energy Conversion (SEI, 2014) 11

水電解装置のコスト低減見込みと開発動向 2 FCHJU はアルカリ型及び PEM 型水電解装置を活用した P2G システムについて 2030 年までの CAPEX 低減見通しを公表しているレポートによると 2025 年時点のシステムコストはアルカリ型については 610/kW( 約 7 万円

13 水電解装置のコスト低減見込みと開発動向 2 FCHJU はアルカリ型及び PEM 型水電解装置を活用した P2G システムについて 2030 年までの CAPEX 低減見通しを公表しているレポートによると 2025 年時点のシステムコストはアルカリ型については 610/kW( 約 7 万円 /kw) PEM 型については 870/kW(10 万円 /kw) まで低減可能としている *1EUR=115JPY で計算 [ 出所 ] Development of Water Electrolysis in the European Union Final Report (FCHJU, 2014) 12

14 水素製造コストドイツにおいて再エネから水素を製造するコストはベストケースで現在 kg あたり 5.0~7.6 (600~900 円 ) 程度 2030 年には kg あたり 3(350 円 ) 程度まで低下することが見込まれているまたアルカリに対し PEM が優位性を持つことも予想されているドイツにおける水素製造コスト *1EUR=115JPY で計算 RG only: 自営線で設備利用率 31% の風力のみから水素を製造した場合 [ 出所 ] Development of Water Electrolysis in the European Union Final Report (FCHJU, 2014) 13

15 技術開発の方向性 ( 案 ) Power-to-gas は技術的には既に ready の状態にあるまた大規模なエネルギー貯蔵領域においてコストやフットプリントの面で優位性がある可能性今後の再エネ導入拡大への対応 ( グリッドの弾力性確保 ) としては再エネ出力変動への応答性やオーバーロードへの対応力が求められる技術開発の KPI として 1 エネルギー変換効率 2 コスト 3 寿命の 3 つが挙げられるがこれらは相反する要素を含んでおり戦略的に研究開発を進めることが必要特に Power-to-gas の装置レベルでのエネルギー変換効率については既にある程度の高効率化が図られていることから Power-to-gas 技術の社会実装を進めるためボトルネックとなるコストの低減 (2) を中心に PEM については耐久性の確保 (3) も並行して進めるべきではないか IEA* によれば現在の水電解システムの CAPEX は $850~1,500( アルカリ ) $1,500~ 3,800/kW(PEM) NEDO の技術開発指針おける水電解システムのコスト目標として 26 万円 /(Nm3/h)( 約 5 万円 /kw) を見通せる技術の確立を掲げているがこれを早期に実現していくことが重要 * Hydrogen and Fuel Cells Technology Roadmap (IEA, 2015) 14

16 CO2 フリー水素 WG 検討スケジュール ( 案 ) 第 1 回第 2 回 6/22 第 3 回 8/9 第 4 回第 5 回 10/25 第 6 回第 7 回時期議題内容 5/13 1WG 趣旨説明検討の目的射程 2P2G を巡る現状 1 再生可能エネルギー接続状況と系統負荷対策等について 2P2G の経済性導入可能性等について 0 グリーン電力証書の現状 1 未利用電力を活用した水素製造泳ぎ発電予測技術 2 蓄エネルギー技術の最適運用 9/29 1P2G 技術の現状と見通し Ⅰ 2 他の競合技術との比較分析 11 月下旬 12 月下旬 1P2G 技術の現状と見通し Ⅱ 2CO2 フリー水素の定義について 3CO2 フリー水素のアプリケーション ( 地産地消都市における利用について ) 1 国内外の CCS について 2 海外の CO2 フリー水素について 1 海外の P2G 事例 ( 出張報告 ) 2 取組方針の整理報告書骨子案 WG 開催趣旨目的アウトプットスケジュール海外動向 NEDO プロ概要説明再エネ接続による系統逼迫状況蓄電池等の系統負荷対策水素利用に対する期待と課題余剰電力の考え方再エネからの水素製造の経済性 P2G の適地導入可能性国内外のグリーン電力証書取引について発電予測技術について再エネの短周期成分の分離活用方策について水電解技術水素貯蔵技術純水素燃料電池について蓄電池等の蓄エネルギー技術との比較工場の CO2 フリー化等 CO2 フリー水素の利活用方策について再エネ由来水素副生水素等の LCA 既存のエネルギーインフラを踏まえた CO2 フリー水素の地方における地産地消都市への輸送の考え方等を整理国内国外の CCS を取り巻く状況について EOR 技術海外からの水素輸送について秋の出張報告骨子案の審議今後の議論の状況に応じて適宜変更があり得るプレゼン候補者 ( 敬称略 ) 1 METI 2 NEDO 1 九州電力東北電力 2 日本エネルギー経済研究所エネルギー総合工学研究所 0METI 12NTT ファシリティースユーラスエナシーホールティンクス富士電機 12JSW 旭化成東レ 1 東芝 2 トヨタ自動車 3 JX エネルギー岩谷産業東芝 1 METI 2 川崎重工業千代田化工建設 1 METI NEDO 2 METI 第 8 回 1 月下旬 1 報告書案の審議報告書案の審議 1 METI 15

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 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 2

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 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 2 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 216 年 6 月 22 日日本エネルギー経済研究所柴田善朗 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 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