グリーン水素の応用

グリーン水素の応用

低炭素環境における水素の潜在的な用途は複数あり、クリーンな水素の早期オフテイクが可能なものもある。

キレイナすいそグリーン水素の用途

既存のガス供給網に水素を注入することで、きれいな水荘で生成されたグリーン水素は、公共交通機関や自家用車、家庭用燃料として利用することができる。製造されたグリーン水素は、コンバインドサイクルプラントや合成ガス製造の材料として使用されるため、企業や個人消費者のための再生可能エネルギー発電にも貢献する。合成ガスは天然ガスと同じ特性を持つが、その使用によりCO2排出量は正味で減少する。

主な用途

グリーン水素は、その特性から幅広い用途がある。

運輸部門の燃料

グリーン水素は輸送に広く利用されている。私たちのグリーン水素プラントで開発される水素発生装置は、公共交通機関や民間交通機関のネットワークを充電することができる。

産業用燃料

グリーン水素の主な消費者は、エネルギー集約型産業であると予想される。早くも第一段階では、産業用水素の利用が優勢になるだろう。

クリーンエネルギー発電

電力供給の一部がグリーン水素に置き換えられるため、発電プロセスからの排出が削減される。燃料電池によって生成されたクリーンなエネルギーは、企業や家庭で利用できるようになる。

既存のガス・ネットワークへの水素注入

ガスパイプラインにグリーン水素を注入することができる。つまり、既存のガスパイプラインネットワークの助けを借りて、家庭や商業産業への供給に水素注入を使用することができる。

クリーンな水素が一時的に灰色の水素生成に取って代わることができ、多くの場合、適度な改良を加えることで、830 MtのCO2発生をなくすことができる既存の水素用途には、以下のようなものがある：

水素の輸送、貯蔵、国際貿易

今日、水素のほとんどは、アンモニア製造や石油精製などの分野で、同じ地域で製造・消費されている。その結果、水素の一定部分は圧縮ガスや液体として供給されるが、全体的な輸送や貯蔵はごくわずかである。水素の変換、輸送、貯蔵にはさらにコストがかかり、小規模な分散型アプリケーションで水素を使用する場合は、そのコストが高くなる可能性がある。その結果、大規模な水素製造と貯蔵を併設することで、エンドユーザーにクリーンな水素コストを提供することができる。

特にグリーン水素は適応性が高く、水素の最終用途に近い場所への柔軟な併設や拡張が可能である。多くの水素利用は限定的であるが、いくつかの産業で水素利用を拡大するには、輸送と貯蔵システムの改善が必要である。適切な資源（例えば、低コストの再生可能電力や天然ガス）や水素貯蔵場所へのアクセス性から、状況によっては、製造と最終使用を分離する必要があるかもしれない。現地生産とのコスト差や、利用可能な土地面積の不足などの現地要因は、水素を有利な生産地（すなわち、低コストのゼロ炭素電力や天然ガス）から最終使用地まで輸送する可能性に影響する。場合によっては、低コストの地域で水素を製造し、高コストの地域に輸送する方が有益なこともある。一方、再生可能エネルギーの価格や物理的な利用可能性が場所によって異なる場合は、大容量のHVDCケーブルで電子を長距離輸送することでバランスをとることができる。安価なガスを使って水素を製造する場合、CCS（炭素回収・貯蔵）が利用可能であれば、水素を輸送するよりも、消費者の近くでガスを輸送し、青色水素を製造する方が経済的である。近い将来、大規模な国際エネルギー取引は、地域の状況や将来の技術・コストの変化を反映し、さまざまな形で行われるようになるだろう。

水素輸送の選択肢とコスト

水素は、-253℃の液体で供給することも、1000barまでの圧力で圧縮ガスとして供給することもできる。水素は、アンモニアや液体有機水素キャリア（LOHC）のような水素ベクターの形で供給することもできる。前者は現在広く使われているが、後者はTRL（技術準備レベル）が低く、商業的に実用化するにはさらなる開発が必要である。全体的なエネルギー損失は、圧縮と減圧で0.5～11％、水素をアンモニアに変換し、使用前に水素に戻すと70％以上になる。しかし、最終用途でアンモニアが利用されれば、変換にかかる費用は発生しない。

最も費用対効果の高い水素の種類は、輸送量と距離に基づいて決定される。図7は、最も低コストのソリューションと、さまざまな組み合わせのキログラムあたりのコストを示している。ある技術の応用範囲は、3つの重要な転換点によって定義される：

特に最終用途が水素である場合（変換コストが高いため）、水素のパイプライン輸送は輸送よりも安価であるが、地元でのグリーン生産は一般的に競争力がある。

図7

パイプライン：輸送量が1日当たり10トンを超えると、通常、パイプラインが最も費用対効果の高い輸送形態となる。日量100トン未満の低容量の配給パイプラインは、地域の小規模ネットワークに優先的に使用され、日量100トン以上の送電パイプラインは、長距離の大量輸送に最も費用対効果の高い方法となる。送電パイプラインのコストは、距離によって幅がある。しかし、水素の需要が高まるにつれて、より低コストで大量の水素を輸送できる超大容量の送電線が建設されるかもしれない。現在、約4500キロメートルの水素パイプラインが使用されており、最も長いものは500キロメートルに及ぶ。一方、天然ガスのパイプラインは300万kmに及ぶ。既存の大容量ガス・パイプラインを水素輸送用に改修する場合、最初のパイプラインに使用される正確な材料にもよるが、新規パイプライン建設の40～65％のコストがかかると予想される。
輸送：大容量（100トン／日）を必要とする数千キロメートルの国際距離の場合、アンモニアの海上輸送の方がコスト効率が高いと予想される。現在の国際的な海上アンモニア取引と同様に、エンドユーザー向けに水素をアンモニアとして輸送すれば、より短い距離で費用対効果が高くなる可能性がある。これにより、目的地での高コストの水素再利用を避け、アンモニア生産を別の場所に移すことができる（図8）。
液体水素ガスのトラック輸送：圧縮水素を輸送する車両は、輸送量と輸送距離が少ない場合に最も競争力を発揮すると予想されるが、現在のところ、価格は到達距離によって厳しい。より少量、より長距離（数百キロメートル）であれば、液体水素自動車がコスト効率に優れると予想されるが、走行距離が長くなるにつれてコストは上昇する。小規模なエンドユーザーが低コストで水素を利用できるようにするには、こうした輸送コストを削減する必要がある（長距離トラック輸送用の燃料補給ステーションなど）。

注： ¹ グリーン水素製造＋低コストの岩石洞窟貯蔵; ² グリーン水素製造は、年間需要の50％に相当する貯蔵コストを考慮に入れている。³ 欧州水素バックボーン報告書によると、最も低コストの天然ガスパイプラインの改造。ATR＋CCS（90％以上の回収率）によるブルー水素製造。⁵ 欧州水素バックボーン報告書に基づく、グリーンフィールド大容量パイプラインの中位平準化コストを想定。

図8

保管オプションと費用

水素経済は、大量の貯蔵能力を必要とする。現在の水素の利用法の大部分は、ほとんど貯蔵を必要としないが（灰色の水素製造プラントの安定した出力は、ほとんどの工業プロセスに必要な安定した入力と一致するため）、水素（または水素化合物）の将来の利用法の多くは、以下の理由により、貯蔵を必要とする：

電力ネットワークにおける水素の潜在的な用途は、エネルギーの一次貯蔵であり、変動する再生可能エネルギーの供給が需要を上回ったときに水素が作られ、不足したときに消費される。
輸送用燃料として水素または水素由来燃料を使用する場合、道路輸送部門、港湾、空港などに大規模な貯蔵・燃料補給施設を新たに建設する必要がある。
アンモニア合成や鉄鋼の直接還元など、多くの工業プロセスでは、グリーン水素の発生量が変動しても操業を継続できるよう、水素のバッファストックが必要になる場合がある。このような状況では、青色製造は一貫した出力プロファイルを持ち、水素貯蔵の必要性がなくなるという利点がある。

家庭用暖房に水素を使用する場合、現在の天然ガス埋蔵量と同様に、水素のバッファ供給が必要となる。現在、世界の天然ガス・インフラには、年間需要の約12％に相当する貯蔵能力があるが、水素の年間使用量の15～20％に相当する貯蔵能力が必要になると予測されている。水素の自然状態での体積密度はメタンのわずか30％であるため、極めて大規模な貯蔵か、圧縮方法の使用が必要となる。水素を圧縮ガスまたは液体の形で貯蔵することで、必要な貯蔵総量を最小限に抑えることができる。しかし、これらの貯蔵形態は全体的な単位容量が大きいため、大量の貯蔵を必要とする用途には経済的に不向きである。その結果、大規模な地中貯留が水素経済には不可欠となる。これには3つの異なる形態が考えられる：

製鉄のような大規模な工業プロセスに必要な量と貯蔵サイクルを維持できる塩鉱山。しかし、塩鉱床の利用可能性は地域によって大きく異なるため、すべての地域に塩の洞窟があるわけではない。その結果、化石燃料から水素への転換が進む一方で、重要な産業活動の最適な場所が変わる可能性がある。
岩石洞窟はすでにLNG（液化天然ガス）や石油製品の貯蔵に利用されているが、水素の貯蔵に利用するには、経済性や実現可能性を見極めるためのさらなる研究が必要だ。
十分な精製を行わなければ、理論的には膨大な貯蔵容量を提供できるかもしれないガスや石油の埋蔵量が枯渇し、技術がまだ実証されていない分野や、汚染元素の影響により、特定の分野（燃料電池の用途など）での使用が制限されることになる。

前述したものを除けば、タンクや輸送インフラ（さまざまな場所からの水素供給を可能にするため）による大規模な圧縮貯蔵が必要になる。将来の貯蔵ニーズは、地理的条件や、低コストの地中水素貯蔵が地元で利用可能かどうかに関係なく、課題となる。現在、天然ガス用に使用されている主要な塩の洞窟は約100しかないが、予測される需要の5%であれば、約4,000の大規模な塩の洞窟が必要になる。

大規模な地中水素貯蔵が最も費用対効果が高いが、小規模な貯蔵コストは大幅に低下すると予測されている。

注意事項: ¹ 容量は “ユニあたりt” – すなわち、塩の洞窟1つ分である。水素貯蔵のコストは、サイクル速度（つまり、ガスを充填し、引き抜く頻度）に大きく依存する。水素の地中貯留は、ガスを引き出せるスピードに限界がある（塩の洞窟の場合、約1ヶ月）。

将来のゼロ・カーボン経済において、大規模なクリーン電化と並んで、水素が主要な役割を果たしうること、また果たさなければならないことは明らかである。以下のポイントは、最近のクリーンな水素革命が実現することを明確にしている：

価格の低下と再生可能エネルギー発電能力の増加により、低コストのグリーン水素製造が可能になった；
ゼロ・カーボン・ソリューションの模索は、気候変動に対する国民の意識の高まりと、各国の脱炭素化コミットメントによって加速している；
ネットゼロの目標や法律は、直接電化が通常実行不可能で、水素が頻繁に必要とされるような、節電が困難なセクターに重点を置いている；
クリーンな水素の開発を加速させるために、多額のグリーン復興資金が確保されている。

その目的は、クリーンな水素の製造と供給を改善し、低コストでの製造を可能にし、2050年までに脱炭素化を達成できるよう産業を発展させることである。そのためには

発表されたプロジェクトが今後10年以内に完了するようにすることで、グリーン水素製造のコストを削減するのに十分な規模を早期に獲得する；
2050年までに脱炭素化を実現するのに十分な速さで需要が伸びるようにするためには、いくつかの重要な分野でクリーンな水素の利用を促進する明確な規制が必要になる；
主要な技術投資を確保すること。グリーン水素にとって最も重要なのは主要な電気系統の開発であり、ブルー水素にはCCSインフラ整備の支援が必要である；
クリーンな水素のバリューチェーンを首尾一貫して構築するために、生産、最終用途、輸送、貯蔵の統合開発を推進する水素専門クラスターを活用する；
国内および国際的な輸送と保管に関する長期的な計画；
クリーン水素の適切な安全・品質基準、社会的承認・認証システムの開発。

危機的な規模とペースでのコスト削減

長期的には、ほとんどの地域でグリーン水素のコストがブルー水素のコストを上回ることは間違いない。そのコストは、電解槽の設備投資額が高いこと、高価な電力を使用すること、グリーン水素プロジェクトの規模が限られていることに関係している。政府や企業によってすでに提案されているグリーン水素の開発が実現すれば、グリーン水素の製造価格は下がり、一部の地域ではブルー水素と競争力を持ち、他の地域ではグレー水素と競争力を持つようになるかもしれない。低コストの地域であっても、グリーン水素製造に最も有利な場所は、ブルー水素よりも安くなる可能性がある一方、断続的なグリーン製造の貯蔵コストは上昇する可能性がある。電解槽の資本コストと低炭素/ゼロ炭素電力のコストが、グリーン水素の価格を決定する。どちらも急速に低下しており、電解槽のコストが低ければ、コスト効率の高い電力を得ることが容易になる。

電解槽コスト

電解槽のコストは、規模の経済と学習曲線の効果により低下すると予想される。2030年までには、容量に伴う学習率と規模の経済により、完全に設置されたアルカリ電解槽のコストは低下するはずである。

さらに、グリーン水素を製造するのに必要なエネルギー（電解槽の効率）は、技術革新により、今後数年で水素1kgあたり約53kWhから約45kWh、あるいはそれ以下に低下する。

図 9

注意事項: ¹ プロジェクトの総費用は780ドル/kW。 ‘ソフトコスト’ プロジェクトの設計、管理、諸経費を含む。 ² 酸素の40％、熱の20％を販売。 ³ 500 TWhは約10 Mtに相当し、1100 TWhは約22 Mtに相当する：電解槽のエネルギー消費量50kWh/kg。

2ユーロ/kg以下のグリーン水素にするために必要なこと（欧州の場合）

エルシーオーエイチ €/kg H₂ 配信

LCOEsについて (平準化エネルギーコスト） 自然エネルギーによる発電は、パワーエレクトロニクスの節約により、系統連系発電より最大15％低くなる。

パワーエレクトロニクスのコスト削減により、再生可能エネルギー専用機のLCOE（エネルギー費用の平準化）は、系統連系発電よりも最大15％低くなる。

かつては電解槽のコストが高かったため、生産量あたりの資本コストを下げるためには、電解槽をフル稼働させる必要があった。しかし、電解槽のコストが下がれば、高稼働率は時代遅れになる。稼働率が年間およそ2000時間を超え、電解槽のコストが低下する限り、電気料金がグリーン生産コストのほぼ唯一の決定要因になる。電解槽のコスト低下の結果、グリーン水素製造は、どちらからも低コストの電力を採用できるようになる：

風力と太陽光のLCOEがより有利な地域で低下すると予想される環境下で、低コストの再生可能エネルギーに特化する；
低コストの再生可能エネルギーは、発電時間が長く、電解槽の利用率を高めることができる（洋上風力や太陽光と風力のハイブリッドなど）。グリーン水素の製造コストは、酸素燃焼用の酸素副産物の販売や、電力網のバランシング・サービスの販売など、補完的なサービスからの収益を積み重ねることで、さらに削減することができる。