水素エネルギーに関する戦略目標を設定する国が増え始めており、一部の投資はグリーン水素技術の開発に向けられています。EUと中国はこの開発を主導し、技術とインフラにおける先行者利益を求めています。一方、日本、韓国、フランス、ドイツ、オランダ、ニュージーランド、オーストラリアは、2017年以降、水素エネルギー戦略を発表し、パイロット計画を策定しています。2021年、EUは水素エネルギーに関する戦略的要件を発表し、風力と太陽光エネルギーを利用して、電解槽での水素製造の稼働能力を2024年までに6GWに、2030年までに40GWに増やすことを提案しました。EU域内の水素製造能力は、EU域外での40GWの追加により40GWに増加する予定です。
他のあらゆる新技術と同様に、グリーン水素も基礎研究開発から主流の産業開発へと移行しつつあり、その結果、単位コストの低下と設計、建設、設置の効率向上につながっています。グリーン水素のLCOHは、電解セルコスト、再生可能電力価格、その他の運転コストの3つの要素から構成されます。一般的に、電解セルコストはグリーン水素LCOHの約20%～25%を占め、電力コストが最大の割合（70%～75%）を占めます。運転コストは比較的小さく、一般的に5%未満です。
国際的に見ると、再生可能エネルギー（主に大規模太陽光発電と風力発電）の価格は過去30年間で大幅に下落し、その均等化発電原価（LCOE）は現在、石炭火力発電（30～50ドル/MWh）に近くなっており、将来的に再生可能エネルギーのコスト競争力は高まると見込まれています。再生可能エネルギーのコストは年間10%ずつ下落し続けており、2030年頃には約20ドル/MWhに達すると予想されています。運転コストを大幅に削減することはできませんが、セル単位コストは削減可能であり、太陽光発電や風力発電と同様の学習コスト曲線がセルにも見られると予想されます。
太陽光発電は1970年代に開発され、2010年の太陽光発電のLCoE価格は約500ドル/MWhでした。太陽光発電のLCOEは2010年以降大幅に低下し、現在は30～50ドル/MWhとなっています。電解セル技術は太陽光発電セル製造の産業ベンチマークと類似しているため、2020年から2030年にかけて、電解セル技術は単位コストの面で太陽光発電セルと同様の軌跡をたどる可能性が高いです。同時に、風力発電のLCOEは過去10年間で大幅に低下しましたが、その低下幅は小さく（洋上は約50%、陸上は約60%）なっています。
我が国では、再生可能エネルギー源（風力、太陽光発電、水力など）を用いて電解水水素を製造しており、電気料金が0.25元/kWh以下に抑えられている場合、水素製造コストは比較的経済効率が高い（15.3～20.9元/kg）。アルカリ電解およびPEM電解による水素製造の技術経済指標を表1に示す。
電解水素製造のコスト計算方法は、式（1）と（2）で示します。 LCOE=固定費/（水素製造量×寿命）+運転コスト（1） 運転コスト=水素製造電力消費量×電気料金+水道料金+設備保守費用（2） アルカリ電解およびPEM電解プロジェクト（1000 Nm3/h）を例にとり、プロジェクト全体のライフサイクルを20年、運転寿命を9×104時間とします。パッケージ電解セル、水素精製装置、材料費、土木工事費、設置サービス料などの固定費は、電解の場合0.3元/kWhで計算されます。コスト比較は表2に示されています。
他の水素製造方法と比較すると、再生可能エネルギーの電力価格が0.25元/kWh未満であれば、グリーン水素のコストは約15元/kgまで削減でき、コスト面で優位性を発揮し始めます。カーボンニュートラルの文脈では、再生可能エネルギー発電コストの削減、水素製造プロジェクトの大規模展開、電解槽のエネルギー消費と投資コストの削減、炭素税などの政策による誘導により、グリーン水素のコスト削減の道筋は徐々に明確になってきます。同時に、従来のエネルギー源からの水素製造では、炭素、硫黄、塩素などの多くの関連不純物が混入し、精製とCCUSのコストが上乗せされるため、実際の製造コストは20元/kgを超える可能性があります。
投稿日時：2023年2月6日