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

電解水素製造コスト現在 1Nm 3 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 1 円 /Nm 3 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円 /Nm 3 2 16 12 8 4 171 電解設備利用率の感度電力代固定費 12 電力単価 :13.6 円 /kwh 89 83 8 円 /Nm 3 2 16 12 8 4 電力単価の感度参考値電灯 :28 円 /kwh(214 年度 ) 1 電力 :16~2 円 /kwh (214 年度 ) 1 PV( メガ ) :21. 11. 円 /kwh(214 23) 2 PV( 住宅 ):27.3 12.3 円 /kwh( 214 23 ) 2 風力 :15.6 9.8 円 /kwh( 214 23 ) 2 出所 1: エネルギー経済統計要覧 2: 発電コスト検証 WG 資料電力単価 :2 円 /kwh 15 円 /kwh 1 円 /kwh 5 円 /kwh 円 /kwh 1% 3% 5% 7% 9% % 2% 4% 6% 8% 1% 電解装置の設備利用率電解装置の設備利用率 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 4

[FCV の車体価格 : 万円 ] 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 ) コスト円 /kwh 35 3 35 3 石油火力の水準 25 2 15 25 2 15 水素発電コスト ( 発電効率 :5%) 水発電コスト ( 発電効率 :6%) 1 5 FCV 燃費 2km/Nm 3 (=61km/L-gaso) 15km/Nm 3 (=46km/L-gaso) 1km/Nm 3 (=3km/L-gaso) 1 5 LNG 火力, 石炭火力の水準 5 1 15 [ 水素価格 : 円 /Nm 3 ] 2 4 6 [ 水素価格 : 円 /Nm 3 ] 注 : 被代替車はガソリン車で価格 2 万円, 燃費 15km/L, ガソリン価格 15 円 /L 年間走行距離 1,km 13 年間利用を想定注 : 発電設備は設備利用率 =5% 水素発電の建設コストは LNG 火力と同例ベルを想定 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 5

電解水素製造コスト目標別の達成条件 1 円 /Nm 3 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 5% 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 3 円 /Nm 3 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 =1 円 /Nm 3 ( FCV への販売価格 ) 電解設備費 : 万円 /(Nm3/h) 45 4 35 3 25 2 15 1 5 設備利用率 :5% 設備利用率 :1% 5 円 /kwh( 電力単価 ) 1 円 /kwh 15 円 /kwh 2 円 /kwh 25 円 /kwh 現状水素製造コスト目標 =7 円 /Nm 3 電解設備費 : 万円 /(Nm3/h) 3 25 2 15 1 5 設備利用率 :5% 設備利用率 :1% 5 円 /kwh 1 円 /kwh 15 円 /kwh 現状水素製造コスト目標 =3 円 /Nm 3 ( 輸入水素 CIF 価格 ) 電解設備費 : 万円 /(Nm3/h) 14 12 1 8 6 4 2 設備利用率 :1% 設備利用率 :5% 設備利用率 :1% 5 円 /kwh( 電力単価 ) 現状技術開発の方向性 2. 3. 4. 5. 6. 電解水素製造原単位 (kwh/nm3) 2 円 /kwh 2. 3. 4. 5. 6. 電解水素製造原単位 (kwh/nm3) 2. 3. 4. 5. 6. 電解水素製造原単位 (kwh/nm3) Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 6

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 6,4 万 kw+ 風力 1, 万 kw ( ) 導入の場合で余剰電力は 4 ( 5%)~22 ( 25%) 8~44 億 Nm 3 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%~1% 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 216 年 1 月末時点の累積導入量は PV 約 3, 万 kw 風力約 3 万 kw 再生可能エネルギーからの余剰電力量 6 5 4 3 2 1 PV( 万 kw) 1, 7, 5, 注 : 地域間連系線揚水発電を最大限活用できる場合 5-6 5-6 4-5 4-5 3-4 3-4 2-3 1-2 -1 3, 風力 ( 万 kw) 3 25 2 15 1 5 余剰電力の負荷率系統対策別の余剰電力規模全国導入規模 =PV6,4 万 kw+ 風力 1, 万 kw 対策無し 25% 揚水発電の最大限活用 14% 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ただし設備増強は無し ~1% ~6% ~3% 5% Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 余剰割合出所 : 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 (215) 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 (216) をベースに推計 3% 25% 2% 15% 1% 5% % 8

我が国の余剰電力規模 ( 地域別 ) 12 1 8 6 4 12 1 余剰割合 PV47 万 kw+ 風力 11 万 kw 6% 5% [ 中国 ] 8 4% 6 3% 4 2% 2 1% 3% % % % 負荷率 1% % % 余剰割合 PV16 万 kw+ 風力 13 万 kw 57% [ 九州 ] 6% 5% 4% 35% 3% 16% 2% 12 1 余剰割合 PV9 万 kw+ 風力 5 万 kw 12 6% 1 [ 北陸 ] 5% 8 4% 6 3% 4 2% 9% 2 7% 7% 1% PV5 万 kw+ 風力 5 万 kw 余剰割合 % 6% 負荷率 2% 2% 2% 5% [ 関西 ] 8 4% 6 3% 19% 4 2% 2 1% % % % 負荷率 3% % % 12 12 1 12 1 余剰割合 PV27 万 kw+ 風力 12 万 kw 6% 5% 8 37% 4% 6 3% 4 19% 2% 8% 2 1% % 負荷率 1% 5% 2% 余剰割合 PV95 万 kw+ 風力 31 万 kw 6% 5% [ 東北 ] [ 北海道 ] 8 4% 6 32% 3% 25% 4 2% 2 % 1% % 負荷率 7% 6% % 余剰割合 PV145 万 kw+ 風力 5 万 kw 6% 2 負荷率 1% 6% 3% 1% % 1 8 6 [ 東京 ] 5% 4% 3% 12 1 余剰割合 PV23 万 kw+ 風力 5 万 kw 6% 5% [ 四国 ] 8 4% 6 28% 3% 4 15% 2% 2 6% 1% % 負荷率 6% 3% 1% 12 1 余剰割合 PV78 万 kw+ 風力 12 万 kw 6% 5% [ 中部 ] 8 4% 6 3% 4 2% 2 1% 1% % % % 負荷率 % % % 4 2 6% % % 負荷率 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 2% 1% % Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 9

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自然変動型再生可能エネルギー kw 系統へ吸収余剰電力風力 + 系統電力の利用の例風力 + 系統電力とのやり取りで水素製造ただし CO 2 フリーではない 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 kw 時間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 = 濃緑色面積出所 : US Geographic Analysis of the Cost of Hydrogen from Electrolysis, NREL, 211 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 (215) 時間 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 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円 /Nm3 2 電力代固定費 15 1 5-5 -1 北海道 33 2-31 円 /Nm 3 安定部分電力型による水素製造コストの削減効果設備利用率 =5% 1% 2% 5% 1% 電力代 1 164-153 円 /Nm 3 2 4 6 8 1 12 設備費 ( 万円 /(Nm3/h)) 想定全国で PV6,4 万 kw+ 風力 1, 万 kw 導入北海道 :4 の余剰電力のうち 3 を電解に投入と想定九州 :33 の余剰電力のうち 2 を電解に投入と想定注 : 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 (215) をベースに推計電力代固定費円 /Nm3 2 15 1 5-5 -1 2 設備利用率 =5% 26-24 円 /Nm 3 九州 1% 2% 余剰電力型 131 安定部分電力型 5% 1% 13-118 円 /Nm 3 2 4 6 8 1 12 設備費 ( 万円 /(Nm3/h)) Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 12

再エネと電解の設備容量と設備利用率の関係太陽光 1,kW 風力 1,kW 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 2kW 級 (4Nm 3 /h) で設備利用率 3% 強 (12 万 Nm 3 製造 ) 風力利用の場合は電解設備約 4,kW 級 (8Nm 3 /h) で設備利用率約 4%(3 万 Nm 3 製造 ) [ 北海道 ] [ 東北 ] [ 九州 ] 電解設備利用率 8% 札幌水素製造量電解設備利用率 (1Nm3) 25 8% 仙台水素製造量電解設備利用率 (1Nm3) 25 8% 宮崎水素製造量 (1Nm3) 25 6% 2 6% 2 6% 2 太陽光 4% 15 1 4% 15 1 4% 15 1 2% 5 2% 5 2% 5 % % 2 4 6 8 1, 電解投入最大電力 (kw) 電解設備利用率 8% 稚内水素製造量電解設備利用率 (1Nm3) 5, 8% % 2 4 6 8 1, 電解投入最大電力 (kw) 蟹田水素製造量電解設備利用率 (1Nm3) 5, 8% 2 4 6 8 1, 電解投入最大電力 (kw) 平戸水素製造量 (1Nm3) 5, 6% 4, 6% 4, 6% 4, 風力 4% 3, 4% 2, 3, 4% 2, 3, 2, 2% 2% 1, 2% 1, 1, % 2, 4, 6, 8, 1, 電解投入最大電力 (kw) % 2, 4, 6, 8, 1, 電解投入最大電力 (kw) % 2, 4, 6, 8, 1, 電解投入最大電力 (kw) Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 13

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系統対策注 : メリットデメリット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 Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 14

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蓄エネルギー技術の棲み分け出所 : ETOGAS smart energy conversion, ETOGAS GmbH, 213 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 (216) Copyright 215, IEEJ, All rights reserved 16

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

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