４種類の普及可能な水電解装置の経済性検討及びユースケースの提案
Economic Analysis on Four Possible Electrolyzers Potentially Spreading in the Futureand Proposal for Each Use Case
川 井 英 司 ・ 小 澤 暁 人 **・ 前 匡 鴻 *・ 松 橋 隆 治 *Eiji Kawai

Akito Ozawa

Masahiro Mae

Ryuji Matsuhashi

Abstract
Water Electrolysis, which converts water (H2O) into carbon-free hydrogen, has attracted more attention than ever as the most effective carbonneutral technology to achieve a carbon-neutral society by 2050. As such, there are four promising types of water electrolyzers: ALK(Alkaline), PEM(proton exchange membrane), SOEC sSolid oxide electrolyzer), and AEM (anion exchange membrane), that can be applied to reduce CO2 emissions.
However, few examples of the proposed system and analyses include clear boundary conditions together with CAPEX and OPEX. In this research,
we investigated 1) economic analysis of various electrolyzer systems under the same conditions as much as possible by quantifying the key factors
related to hydrogen production costs, 2) four possible water electrolyzers under the same conditions to summarize the pros and cons of each, 3)
propose use cases considering the pros and cons of each. Notably, we applied LCOH(levelized cost of hydrogen) to offer optimized use cases basedon operating pressure, temperature, cell stack (CS) + balance of plant (BoP) cost, energy recovery rate, membrane life, footprint, etc. Our study
indicates the optimal parameters are: the performance of electrolyzer ≤4.5 kWh/Nm3-H, the system cost of CS+BoP ≤50,000/kWh, durability≥60,000-80,000hr, electricity price ≤5/kWh

Keywords : Electrolysis, LCOH, Cell Stack, Balance of Plant, economic feasibility study

１．はじめに業を通して検討されてきた. また, 水素利用としては, グ2020 年, 日本政府は 2050 年までにカーボンニュートラ
ルを目指す事を宣言した

1).

リーインイノベーション基金にて, 大型水素発電の混焼や我が国のエネルギー起源の専焼が実証中であり, 海外企業と比べ日本の燃焼器の受注

CO2 排出量は 85％で, その殆どが輸入による化石燃料の燃が進んでいる 7). しかし, 水素製造に関しては, 電解装置

焼に寄るものであり, 2021 年度は 10.6 億トンの CO2 を排の大規模導入やプロジェクト組成が海外と比べ遅れている.

出している 2).

再生可能エネルギー（以下再エネと称す）

確かに, 世界に先駆けて 10MW 級の水素電解装置の実証から製造される水素は, 利用時に二酸化炭素を排出しないを福島 FH2R（アルカリ電解）8)や山梨県米倉山（PEM）9)

燃料の一つであり, 我が国でも温暖化対策として積極的にで実証済みであるが, その後水素の大量製造には至ってい取り組まれているが, 先進国を始め未だ大規模導入には至ない. そのような中, 経済産業省が発行した 2023 年改定っていない. 他方, 2050 年に向けた水素需要拡大及び水素

予定の水素基本戦略によると, 世界の電解装置容量

サプライチェーンコスト低減に従い, どの様な手段であれ

134GW に対し, 日本は 2030 年に向けて, 約 8%シェア獲

水素が大規模に導入されていく事が考えられる. ところで,得の 15GW 程度導入する目標を掲げた 10). また, 最近で水素のサプライチェーンとしては, 大きく分けて生産・輸はアルカリ水電解・PEM 水電解の課題を克服する新たな電送・利用の 3 つで構成されている. 生産としての水電解装解装置タイプ（SOEC, AEM）も研究・実証が進んできてお置, 輸送としての水素運搬船や受入基地, 利用先としてのり, エネルギー効率向上や貴金属制約回避の期待から注目

発電・モビリティー・産業需要（鉄・製油所・化学プラン

されてきている 11). 更に, 水素は直接クリーン燃料としてト）である 3). これまで水素海上輸送やパイプライン等の使用出来るだけでなく, CO2 と水素から化学反応を通して国内及び国際水素サプライチェーンは, 千代田化工建設の合成気体燃料・合成液体燃料・カーボンニュートラルな化

MCH（メチルシクロヘキサン）4),

ま学品を製造出来る 12). これら合成品の製造コストのうち,たアンモニアのサプライチェーン検討等 6)で様々な実証事

半分以上が水素製造で占められ, 且つ水素製造は最上流に東京大学 大宅院工学研究科 電気系工学専攻〒113-8656 東京都文京区本郷 7-3-1
E-mail：kawai@enesys.t.u-tokyo.ac.jp**
国立研究開発法人産業技術総合研究所 ゼロエミッション国際共同研究センター〒305-8569 茨城県つくば市小野川 16-1

位置している事から, 水素を製造するという部分はカーボ*

川崎重工の液化水素 5),

ンニュートラル達成に向けて最も重要位置にある 13). そこ
で本稿では, サプライチェーンのうち水素エネルギーキャ
リアーや利用先の検討については他研究に譲るものとし,水素製造方法の比較と水素製造コストに関する経済性分析を実施する.

１）各種電解装置のシステムを可能な限り同条件で経済性分析を実施し, 水素製造コストに関する重要なファクターを定量化する
２）可能性のある 4 つの水電解装置を可能な限り同条

２． 先行研究と研究目的
2.1 先行研究の紹介

件で検討し, それぞれ利点と欠点を整理する

水素製造コストの試算は, これまでも数多くの研究・検討報告がなされている. 例えば,西原らは, 日本及び米国

３）それぞれ 4 つの電解装置の利点と欠点から, ユー
スケースを提案するを対象にした水素製造・貯蔵・輸送を含む包括的なコスト
試算の一部として, 水電解による水素製造コストを報告し

３． 本研究の分析手法ている 14).阿部らによると,

3.1 電解装置の種類と特徴による分類

アルカリ水電解装置の水素製

造コストは,

300MW 規模で 13.8～16.3 cent/Nm3-H2 と試算電解装置は大きく分けて 4 種類あり, アルカリ水電解装している 15).

また, 電圧を利用した高圧アルカリ電解装置

置, PEM 型電解装置, SOEC 電解装置, AEM 電解装置であと常圧アルカリ電解装置から圧縮器を用いた経済性についる. 以下それぞれの特徴とフロー図と共に紹介する. 尚,

比較検討結果が報告されている 16).柴田によると,

ア

本フロー図作成にあたっては, プロセスシステム用の専用

ルカリ電解と PEM による水素製造コストと再エネや稼働シミュレーターで, AVEVA 社の Pro/IITM Simulation を使用率の感度分析が報告されている 17). 近年では, 国内ではした 26). 尚, 水電解装置の圧力については, 国内の高圧ガ

NEDO 事業や産総研から, 水電解装置の性能, 設備利用率,ス保安法では 1MPaG 以上が高圧ガス対象となる為, 2 つ

劣化による製造コストの影響が報告なされており, 電気代の圧力を設定する. 先ず, 日本では常用温度での圧力がの設定にもよるが, 1 円～10 円/kWh, 及び設備利用率が1MPaG 以上となる圧縮ガスの製造に対して高圧ガス法が水素製造コストは 6 円/Nm3-

適用となる. 高圧ガス適用になると, 定期的な安全検査・て,0.2～0.9 の様なレンジでは,

H2～100 円/Nm3-H2 以上にもなると,感度解析の結果が報許可・型式や構造認証等が必要となる為, 国内向けの水電

海外では IRENA からアルカリ水電解・

解のセルスタックは, 1MPaG 以下の運転圧力とし, 下流

PEM を中心にセルスタック(以下, CS と称する)及びそれ以に圧縮機を設置する事が多い. 運転圧力の設定については,

外のプラントを運転するのに必要な機器・設備としていずれの電解装置も共通として 0.8MPaG と 3MPaG の両方

Balance of Plant(BoP と称する)の詳細なコスト内訳や感度を設定する. これは, 通常運転圧に 0.15MPa 若しくは 10%25),

また米国エネルギー省の余裕を見込み最高運転使用圧力を 1MPaG 以下する為で(Department of Energy, 以下 DOE と称する)や EU でもそれある. 他方, 海外では高圧ガス規則は無く, 3MPaG の出

ぞれ将来の水素製造コストの究極的な目標が掲げられてい口圧力をベースとする水電解装置が主流である.

告されている 18).

解析等が実施されており

る 19,20). DOE の目標は特に野心的で, 2031 年迄に, 1 Dollar,
1 Kilogram, 1 Decade をスローガンに, CS+BoP で$200/kW
をターゲットにしている. 為替レートを 140 円/USD とす
ると, 12.5 円/Nm3-H2 となる.

3.1.1 アルカリ水電解装置
図 1 に一般的なアルカリ水電解装置の評価装置を示す.
V-001 で保持された工業用水は P-001 のフィードポンプでフィルター・純水製造装置に送液される. 純水はその後ア

2.3 研究目的

ルカリ電解液及び V-003 の水素セパレーターからの循環水

これまでの研究では, アルカリ電解や PEM について報告と混合され, 所定の温度・導電率・流量が管理される. ア

されてきたが, 近年の膜の長寿命化や電解装置能力向上等

ノード・カソード共に, 20～40wt%の濃度のアルカリ水溶の研究成果と水素製造コストの影響について報告事例が少液を循環させながら, 60～90℃で運転される事が多い. 水

ない. また, 国際的金属の供給制約から注目されてきてい電解から製造される酸素ガスは V-002 から排出され, 大気る貴金属を使用しない AEM 電解装置や, 800～1,000℃のベントされる事が殆どである. また, 水素ガスは V-003 に高温動作する SOEC 電解装置について熱回収を考慮したシ

送気され, 水と水素ガスが分離されたあと, 水素ガスはコ

ステムの経済性分析事例も多くない. 更に, CS や BoP のンデンサーにて冷却されドライヤー装置にて水分除去されスコープを明確にした電解装置のシステムコスト, 各種電る. その後, 常圧アルカリ水電解装置の場合は, コンプレ

解装置の運転圧力や温度等の影響, そして各種電解装置をッサーにて多段昇圧されるが, これは境界条件にもよって同じ運転条件で経済性分析し, ユースケースを含めた比較

段数が変わってくるが, 本稿ではアルカリ電解装置のみな（利点と欠点の評価）が必要である. 従って, 本研究の目らず他の電解装置においても 3MPaG で統一する. 表 1 に,的は下記の通りとする.

各水電解装置の特徴を纏めた.

は他の研究で譲るものとし, 年間設備稼働率は 0.91(年間3.1.2 PEM 型電解装置
図 2 に一般的な PEM 水電解装置の評価装置を示す. ア

稼働時間 8000hr)で固定とした.
•

CS の水素製造能力：1Nm3-H2 製造あたり必要なエネルギーで, 3.0kWh/Nm3-H2～5.0kWh/Nm3-H2

ルカリ電解装置と大きく異なるのは, アルカリ電解溶液を使用する代わりに, プロトンを通す固体高分子電解質を使•

劣化率：セルスタックの 1000hr あたりの劣化率

用し, カソード側にはイリジウムを, アノード側で白金を•CS の寿命：20,000～120,000hr

担持し, 水の電気分解反応を低温で行う事を可能にしてい•電解装置の単価：CS+BoP のコストとして, 2.8 万

る. 工業用水は P-001 で昇圧され, V-002 の酸素セパレー

円/kW～10 万円/kW

ターに送液される. ここでは, 水の電解装置から発生する•

電気代：1 円/kWh～10 円/kWh

酸素が上部より大気ベントされ, 水は P-002 で所定圧力に•CS と BoP の割合：50% vs 50%, 40% vs 60%, 30%
vs 70%

昇圧され, 水の純水装置に送液される. PEM 水電解装置で使用する純水は, 電解質膜の分解物やシール部材や配管由•大量生産による電解装置のコスト削減効果

来等のコンタミ成分が純水に蓄積するので, 導電率を•

貴金属の影響0.1μS/cm 以下等に管理される. 水素ガスは, 他の水電解装置と同様に, V-003 に送気され, 境界条件の指定圧力を満たす為の圧縮機一式の機器が設置される.

3.3 経済性分析の評価方法
ベースシナリオ及び感度解析のパラメーターを表 2 に纏める. ベースシナリオの定義は, 現状国内外水電解装置メ

3.1.3 SOEC 電解装置

ーカーによる性能を設定している. 他方, 電解装置コスト

図 3 に示す通り, SOEC の一般的な装置構成を示す.

のケース設定のうち, 2.8 万円/kW はかなり野心的数値でSOEC は固体酸化物水電解装置以外にも, 高温水蒸気電解はあるが, CS 及び BoP とも工場の製造能力増強や製造ラ装置とも呼ばれるが, これは動作温度が 700℃～1,000℃とインの自動化によって指数関数的に低減化出来る事が期待高温である為である. 高温により, イオン電導性が大きくされている. その結果, 将来的には DoE が示している 2.8なり, 電解質の内部抵抗が下がる為, 水の電解反応効率が万円/kW($200/kW, 為替が 140 円/USD)や経産省の 5 万円上昇する. また, 高温程, ギブス自由エネルギー変化が減/kW の様な野心的な電解装置コストが達成出来るものと考少（負の値が大きくなる）ため, 水の電気分解が進行しやえた 21).

すくなる. この高温のメリットを享受する為, 水はいくつ

また, 電解装置コストについては図 4 の様に, インハウかの熱交換器や電気炉を通して加温されていく. 具体的にスデータ及び各種文献を参照に, 年間製造量アップを考慮

は, 供給された水は, SOEC からの高温酸素及び水素を熱したスケールメリットの効果を設定した. それでも, 電解源に効率よく昇温される. 700℃～1,000℃迄昇温された水装置のコスト削減効果には不確定要素が含まれる為,は, 水蒸気として SOEC に導入される.

Upper ケースと Lower ケースとして, Base ケースから±50%のレンジを設定し感度分析を行った.

3.1.4 AEM 電解装置

更に, 我が国がカーボンニュートラル達成の為に掲げら

図 1 に示す通り, AEM 電解装置は低濃度のアルカリ溶液

れた水素製造価格は, CIF 価格として 2030 年に 30 円/Nm3-を使用するのでフロー構成はアルカリ水電解装置と類似し

H2, 2050 年に 20 円/Nm3-H2, である. これを達成する為ているが, PEM 電解装置と異なり, 固体高分子電解質はアに各パラメーターの影響度合いを定量的に把握しておく必

ニオンを通す点, また電極に貴金属を使用しない点が大き要がある. 従って, 水素輸送コストを鑑み, 水素製造コス

く異なる. 低濃度のアルカリ溶液により, 膜のイオン交換

トのターゲットは 30 円/Nm3-H2 以下とし, 考察を展開する.

機能を保ち伝導性も維持しながらも, 膜の表面をクリーン

その他, 製造コストには, 工業用水, 運転員, プラントに保ち, 堆積物の蓄積を防ぐ事が特徴として挙げられる.

保守費, 触媒・薬品消耗費, 借地費, 減価償却, 保険,
Contingency, 一 般 管 理 費 等 を 含 み , 均 等 化 水 素 原 価

3.2 経済性分析の評価項目
電解装置は CS そのものと, それを構成する BoP で成り立っているが, 本稿における経済性分析の評価項目は下記の通りである. なお, 電流密度, アルカリ溶液の濃度, 動
作温度等のセルスタック性能に直接影響のあるミクロ的な項目や再エネ稼働率による水素製造コストの影響について(Levelized Cost of Hydrogen, LCOH)として下記の式を用いて算出した.
𝑁

𝐿𝐶𝑂𝐻 = ∑𝑛=1∑𝑡=𝑡𝑚𝑎𝑥(𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑛,𝑡 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑛,𝑡 )(1 + 𝑟)−𝑡0∑𝑡=𝑡𝑚𝑎𝑥{𝐻𝑡 (1 + 𝑟)−𝑡 }𝑡=0

CAPEXn,t: 設備 n の t 年における設備費用

OPEXn,t: 設備 n の t 年における運転費用円 /Nm3-H2 以 下 に す べ く ,Ht: t 年における年間水素製造量

4.5kWh/Nm3-H2 以下を目指したい.

電解槽能力としては

r: 割引率（5%）
t: 年（25 年）

4.4 製造能力・マスプロダクションによる感度解析

tmax: 設備 n の耐用年数

電解装置の工場の製造能力拡大に伴い, CS 及び BoP の電解装置コストは下がってくるが, 色々な制約条件を受け

４．結果・考察る可能性がある. 例えば, CS は電解膜・シートの年間最大4.1 ベースケースの計算結果

生産量や各部品の組み立て工場の年間最大生産量, また

図 5 の通り, ベースケースの結果を示す. 電解装置のBoP は変圧器や整流器, また熱交換器, ベッセル, ポンプ

CS 能力が 5.0 kWh/Nm3-H2 及び CS 寿命が 80,000 時間としやコンプレッサー等の各ベンダーの年間製作能力の影響もた場合, 電気代は 2 円/kWh 以下且つ電解槽コストが 5.5 万受ける可能性が高い. 即ち, 各工場での CS の部材やそれ

円/kW で水素製造コストが 30 円以下となる事がわかる.

ら組み立て, また BoP の機器製造能力次第で, 将来の電解

また, 電解装置の大量生産により装置コストが 10 万円/kW装置の製造コスト削減幅が決まる. 従って, 本セクション

水素製造コスト 30 円/Nm3-

では, インハウスデータ及び各種文献から, CS:BoP の割から 2.8 万円/kW に低下すると,H2 以下の対象範囲が大きくなる.

合を 50%:50%にしたケース, 40%:60%にしたケース,
30%:70%にしたケースで感度解析を実施した. 結果を図 8に示す通り, CS の割合が下がれば水素製造コストは下げら

4.2 CS 寿命の感度解析
図 6 に示す通り, BoP（プラント）の寿命は一般的に 25

れる. しかし, 図 9 の通り, 水素製造コストに与えるパラ

年で設定される事が多いが, CS の寿命は今後の膜や電極のメーターとして大きな影響を占めるのは電気代であるが,開発状況次第でもある. 特に, PEM, SOEC, 及び AEM は電気代が安くなればなるほど, 当然の様にプラント保守費

長期連続の寿命実績が無く, 20,000 時間～120,000 時間でや減価償却の割合が大きくなる. CS と BoP のコスト割合の影響を水素製造コストに還元し定量化を実施した. 結果,

における水素製造コストへの影響, 例えば CS の製造コス

60,000～80,000 時間以上になると変曲点を迎え, 水素製造

トの方がより低減化図れた場合を見越し, CS と BoP のコ

コストへの影響が小さくなる事が分かる. これは, BoP のスト割合が 5:5 から 3:7 になると, 水素製造コストは保守

寿命が 25 年毎であるのに対し, CS は例えば 40,000 時間で費と減価償却の分, 1～2 円/Nm3-H2 程度低くなる. これは,ある場合は 5 年毎にセルスタック全交換なので, BoP 寿命

CS と BoP どちらかを下げるというよりは, 電気代や電解までに 5 回の交換, 100,000 時間である場合は 12.5 年毎に装置のシステム（CS＋BoP）そのものの削減の方が, 水素しなければならない為 2 回の交換で済む事を意味している.

製造コストへの影響が大きい事を示している.

以上より, CS の寿命は 60,000～80,000 時間以上期待した
い.

4.5 電解装置のフットプリントと水素製造効率
各種公知データから, 10MW の水電解装置のフットプリ

4.3 電解装置能力の感度解析

ントと水素製造効率をそれぞれ比較する. 含まれる機器は,水の電気分解装置の能力理論値は常温で 3.5kWh/Nm3-H2,

図 2～図 4 の通りであるが, アルカリ溶液を使用するアル

800℃の高温ではギブス自由エネルギー変化が有利に働く

カリ水電解装置及び AEM 電解装置については, 排水処理装2.6kWh/Nm3-H2 となる.

これまで過去実証や研究によ置もフットプリントに含めて, 1m3 あたり水素製造出来るる報告によると, SOEC は高温につき 3.2kWh/Nm3-H2, まNm3/h の能力を計算し図 10 に纏めた. 結果, PEM 電解装

たその他の電解装置では 4.3kWh/Nm3-H2～5.0kWh/Nm3-H2

置が最もフットプリント当たりの水素製造効率が最も高く,とされている 22).

従って, 図 7 で示す通り, 電解装置能力

3.0Nm3/h・m3 となり, AEM が 0.5Nm3/h・m3 と水素製造効のレンジは 3.2 kWh/Nm3-H2～5.0 kWh/Nm3-H2 で感度解析を率が最も低い結果となった. PEM は, 非常に薄いプロト実施した. 結果, ベースシナリオでは, 電解装置能力は現

ン交換膜が使用され, アルカリ溶液等の処理を必要とせず,

状能力の 5.0 kWh/Nm3-H2 である為,

且つ低温で動作する為に装置をコンパクトに出来る事が知為,

電解装置コストが 2.8

万円/kW であっても, 電気代トが 2 円/kWh 以下にならな
いと水素製造コストは 30 円/Nm3-H2 以下とならない.
電解装置能力が 4.0kWh/Nm3 以下になれば,られている.

他方,

電気代が 5 円

4.6 貴金属の影響/kWh でも水素製造コストを 30 円/Nm3-H2 以下にする事がPEM 電解装置にはアノードに酸化イリジウムが使用さ可能である. 以上の感度解析から, 水素製造コストを 30れており, 世界的な金属資源供給不足及びそもそも PGEs

(Platinum Group Elements)という貴金属の副産物であり南ア

燃料製造においても, 水素製造コストの低減化は必須であ

フリカからの供給が 9 割を占める事から, PEM 電解装置がる. これまで 4 つの電解装置とそれぞれの特徴を見てきた普及したとしても貴金属資源供給の制約を受ける可能性が通り, 一長一短があり, 一つの電解装置がグリーン水素のある. 貴金属の使用量を下げる研究は盛んに行われており,市場を占める事は考えにくい. むしろ, それぞれの特徴を将来的に貴金属の使用量が CS コストにどの程度影響する

最大限活かした使い方（ユースケース）があるのではないのかを検討した. 結果, 図 11 に示す通り, イリジウムのかと考えており, 考察として纏める. まずアルカリ水電解

年間生産量は 7ton である. 更に, 金属のローディングが装置の水素製造コスト(LCOH)は, ベースケースで膜寿命

現状の 1g/kW から, 例えば 0.05g/kW まで下がると, 現状

を 60,000hr とし, かつ電気代が 1 円/kWh～10 円/kWh の範年間 7GW から 140GW の PEM 電解装置を製造出来る可能

囲では, 26 円/Nm3-H2～83 円/Nm3-H2 であった. 技術成熟性がある. しかしながら, イリジウム年間生産量全てが度が高く, 既に工場単位で 100MW を超す電解装置は稼働

PEM 電解装置の CS に使用される訳ではないので, イリジウ

してきた. しかしフットプリントは PEM と比べ大きく,

ム全体使用量のうち, 例えばイリジウム年間生産量 7ton/yまたアルカリ溶液の管理が煩雑になる. 従って, 工場単位のうち 20%が使用されたとすると, 140GW×20%=年間で広い敷地面積がある場所で, 産廃処理が問題にならない

28GW の水電解装置を賄えることになる. ここで, Johnson

工業地域では, アルカリ水電解装置は選定されやすいのでMatthey の情報によるとこの 1 年間のイリジウム取引価格はないかと考える. 次に PEM 水電解装置の水素製造コス

4,500～5,000 USD/troy oz なので 23),

平均すると, 2.1ト(LCOH)は, ベースケースで膜寿命を 40,000hr とし, か

万円/g-Iridium である. ここで, 触媒貴金属のイリジウム

つ電気代が 1 円/kWh～10 円/kWh の範囲では, 23 円/Nm3-のローディングが現状 1g/kW とすると, イリジウム価格に

H2～84 円/Nm3-H2 であった. アルカリ水電解と比べ, 非常

よる CS へのコスト影響はとしては, 2.1 万円/kW となる.

にコンパクトなフットプリントであるものの, 貴金属の制他 方 , こ の イ リ ジ ウ ム の ロー デ ィ ン グ が , 0.5g/kW ～約回避が難しい事から, ある程度貴金属供給が確保出来る

0.05g/kW 迄下がった場合は 24),

1.05 万円/kW～0.1055 万円

範囲で, 且つ水電解装置を導入しようとする工場が敷地面/kW まで下がる可能性がある. 今後は, 更なる貴金属使用

積の制約を受ける場合は, 設置候補になり得るであろう.

料を低減化する検討や, また非貴金属触媒の重要性の高まま た , 金 属制 約を 受 けない AEM は , 水素 製 造コ ストりから開発の動向が注目される.

(LCHO)はやや高めの 35 円/Nm3-H2～97 円/Nm3-H2 ではあは,るが, 貴金属を使用しないで良い部分は魅力的である. 但
4.7 水電解装置の圧力の影響し, 現状フットプリントが大きく今後の水素製造効率向上

水電解装置の運転圧力を 8barG と 30barG とした場合の,に期待されている. そもそも, 小型サイズをナンバリング

コンプレッサーの動力, フットプリント, 及びそのコストしていく事から, 大型工業設備というよりは, 家庭用, ビの影響を表 3 に示す. 電解装置能力 10MW に足してコン

ルディング, 水素ステーション等を使用先候補に挙げられプレッサー動力は, 機械効率を 90%, ポリトローリック効るのではないかと考える. 最後に, SOEC は, 高温動作に率を 85%とし, インタークーラーと合わせて 0.36MW とな

つき膜や電極の寿命については足元 10,000～20,000hr 程度った. 電気容量としては, 電解装置容量の 2.9%程度であと想定されるものの, 水素製造コストは 21 円/Nm3-H2～46

り, システムコストについても数%以下である事が分かっ

円/Nm3-H2 で最も安くなる可能性がある. 利点にも欠点にた. 一方フットプリントについては, コンプレッサー及びもなり得るが, 動作温度が高いが故に, 廃熱や余熱設備がその周辺設備である K.O.(Knock Out)ドラム及びインター近くにある場合はその性能が大きく発揮される. 例えば,

750m2 程度の土地が新たに合成燃料で, アンモニア, メタン, メタノール,必要である. 以上から, 水電解装置の圧力上げた時に膜やFT(Ficher Troups)等を製造する場合, 発熱反応であるた

電極への寿命に影響が無い場合は, コンプレッサーを設置

め熱が余剰となる. これらの熱を SOEC の余熱に使用すれせず, 電圧により運転圧力を上げた方が経済メリットがあば, システム効率の大幅な改善に繋がる. 実際, 東芝社・る.

Topsoe 社や JPEC レポートによると, SOEC と合成燃料製

クーラーが必要である事から,造の組み合わせにより, 大幅な省エネ化を図っている
５．考察

27,28,29).

しかし, AEM と同様に, SEOC も未だ研究～実証カーボンニュートラル社会を目指すべく, これまで化石レベルであり, スケールアップ及び膜の長寿命化等, 解決

燃料由来で製造された水素のグリーン化の役割は非常に大しなければならない課題がある. 今後も開発の進展・動向

きい. 燃料の水素化だけではなく, 今後は e-Methane の様を追いかけていく必要がある.

な合成気体燃料, またメタノールや SAF といった合成液体

ついて, (2023)

６．おわりに
本研究では, アルカリ水電解, PEM 電解, SOEC, AEM

https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/suisoの 4 種類の水電解装置における境界条件及び CAPEX・OPEX を含めた水素製造コストを検討した. 結果, 水素製
造コストを 30 円/Nm3-H2 以下にする為に必要な目標値,
電解装置の能力≦4.5 kWh/Nm3-H2,_nenryo/pdf/031_03_00.pdf (アクセス日 2023.11.22)
8)

水

NEDO 水素・燃料電池成果報告会 2022; 再エネ利用水素システムの事業モデル構築と大規模実証に関わる技

CS+BoP のコスト≦5 万術開発, (2022)

円/kW, 膜の寿命≦60,000～80,000 時間, 電気代≦5 円/kWhhttps://www.nedo.go.jp/content/100950548.pdf (アクセスを定量化出来た. また, 4 つの電解装置はそれぞれ特徴が日 2023.11.22)

あり, ユースケースの設定次第で, うまく使い分けが出来

9)

NEDO 水素・燃料電池成果報告会 2022; CO2 フリーの
水素社会構築を目指した Power to Gas システム技術開る事を提案した.
今後の課題として, CS 及び BoP の各機器の工場生産や貴金属以外の金属資源の供給制約を考慮していく必要がある. 例えば, 半導体のシリコンは世界的に不足しており,

発, (2022) https://www.nedo.go.jp/content/100950549.pdf(アクセス日 2023.11.22)
10) 再生可能エネルギー・水素等関係閣僚会議; 水素基本

またこれまで供給制約が顕著にならなかった, ニッケルや戦略, (2023)

モリブテン等は鋼材に使用されており, 価格が高騰していhttps://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/shoene_shinene/su

る. メーカー側の資材確保及び工場の製造ラインの制約に

iso_seisaku/pdf/20230606_2.pdf (アクセス日 2023.11.22)

ついても慎重に分析していく必要がある.

11) Galyamin, Dmitry, et al., Unraveling the Most Relevant
Features for the Design of Iridium Mixed Oxides with High

参考文献
1)

経済産業省; 2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成長戦略; (2021)

2)

3)

warming/ggs/pdf/green_honbun.pdf (アクセス日

sector: A case study of Japan, Applied Energy, v.328

2023.11.22)(2022), 120183 (アクセス日 2023.11.22)

環境省; 温室効果ガス排出・吸収量等の算定と報告;

Report (2020)

https://www.env.go.jp/content/000166768.pdf (アクセス日https://www3.weforum.org/docs/WEF_Clean_Skies_Tomor

2023.11.22)

row_SAF_Analytics_2020.pdf

今川智稀, 小宮山涼一, 藤井康正; CCU 技術を詳細化

14) 西原哲夫, 武田哲明; 水素供給コストに関する評価,

した技術選択モデルによる日本の 2050 年カーボンニ(2005), JAERI-Tech 2005-038

ュートラル実現可能性に関する分析 CCU 技術を詳細

https://jopss.jaea.go.jp/pdfdata/JAERI-Tech-2005-038.pdf化した技術選択モデルによる日本 2050 年カーボンニ(アクセス日 2023.11.22)

千代田化工建設;

15) 阿部勲夫, 水電解法による水素製造とそのコスト. 水素エネルギーシステム, 33-1 (2008) , pp.19-26.
16) 客野貴広, 服部紀公士, 伊藤衡平, 恩田和夫; 高圧水電

https://www.chiyodacorp.com/media/Spera_201802_e.pdf

解による高圧水素の製造動力の推定, 電気学会論文誌(アクセス日 2023.11.22)

B, 124-4, (2004), pp.605-611.

川崎重工; https://www.khi.co.jp/hydrogen/ (アクセス日
大槻貴司, 柴田善朗; 合成メタン等の製造・供給費用
試算, 第 9 回メタネーション推進官民協議会, (2022)
https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/meth7)13) World Economic Forum; Clean Skies for Tomorrow, Insight

2.1 CO2 排出量全体; (2021)

2023.11.22)
6)12) E. Kawai, A. Ozawa, L. Benjamin; Role of carbon capture
and utilization (CCU) for decarbonization of industrial

源学会論文誌, 44-1 (2023), pp.1-13

5)

in Acidic Media, JACS Au, 3.9 (2023), pp.2336-2355.

https://www.meti.go.jp/policy/energy_environment/global_

ュートラル実現可能性に関する分析, エネルギー・資4)

Activity and Durability for the Oxygen Evolution Reaction17) 柴田善朗, 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, 41-2(2015), pp.41-58.
18) NEDO 成果報告書; 水素エネルギー導入価値評価手法
に関する調査研究, (2023)
19) The U.S. Department of Energy; Hydrogen Shot Summit,

anation_suishin/pdf/009_03_04.pdf (アクセス日(2021) https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-2023.11.22)

shot-summit (アクセス日 2023.11.22)

経済産業省 資源エネルギー庁 省エネルギー・新エネ
ルギー部; 水素基本戦略の個別論点と水素産業戦略に

20) European Partnership; Clean Hydrogen JU – SRIA Key
Performance Indicators (KPIs), (2022) https://www.clean-hydrogen.europa.eu/knowledge-management/strategy-map-

図 5 ベースケースの計算結果

and-key-performance-indicators/clean-hydrogen-ju-sriakey-performance-indicators-kpis_en (アクセス日
2023.11.22)
21) 経済産業省; 水素・燃料電池戦略ロードマップの達成に向けた対応状況, (2020)
https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/suiso_nenryo/roadmap_hyoka_wg/pdf/002_01_00.pdf (アクセス日 2023.11.22)
22) 永田憲和; 東芝における高温水蒸気電解技術開発の現状と今後の展望, 水電解水素製造に関する要素技術・研究開発動向・展望（セミナー）, (2023)
23) Johnson Matthey; https://matthey.com/products-andmarkets/pgms-and-circularity/pgm-management (アクセス日 2023.11.22)
24) Minke, Christine, et al., Is iridium demand a potential
bottleneck in the realization of large-scale PEM waterelectrolysis?. international journal of hydrogen energy, 4646, (2021), pp. 23581-23590.
25) IRENA(International Renewable Energy Agency); Green

図 6 CS 寿命による水素製造コストへの影響
電気代
円/kWh

5.0 kWh/Nm3-H2
500 MW20
電力円/year
工業用水
円/year
運転員
円/yearプラント保守費円/year
消耗費円/year
借地費？
円/year
減価償却（10年） 円/year
保険円/yearContingency
円/year
合計 円/year
一般管理費円/yearTotal OPEX 円/year

13

10

5

3

2

80%
0%
0%
3%
0%
0%
4%
0%
4%

76%
0%
0%
4%
0%
0%
6%
0%
4%

74%
0%
0%
5%
0%
0%
7%
0%
4%

64%
0%
0%
9%
1%
0%
13%
0%
4%

54%
0%
0%
12%
1%
0%
18%
1%
4%

46%
0%
0%
16%
1%
0%
23%
1%
4%

9%
100%

9%
100%

9%
100%

9%
100%

9%
100%

9%
100%

図 9 電解装置に占める OPEX の割合

Hydrogen Cost Reduction; (2020) https://www.irena.org//media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Dec/IRENA_Green_hydrogen_cost_2020.pdf (アクセス日 2023.11.22)
26) AVEVA 社, PRO/IITM Simulation
https://www.aveva.com/en/products/pro-ii-simulation/ (アクセス日 2023.11.22)
27) 東芝; https://www.global.toshiba/jp/productssolutions/hydrogen/research.html (アクセス日 2023.11.22)
28) Topsoe; https://www.topsoe.com/ourresources/knowledge/our-products/equipment/soec (アクセ

図 10 各水電解装置のフットプリント・水素製造効率

ス日 2023.11.22)
29) JPEC; https://www.pecj.or.jp/wpcontent/uploads/2023/04/JPECForum_2023_program_006.
pdf (アクセス日 2023.11.22)

図表類

図 11 貴金属・イリジウムの製造量

表 1 各電解装置の特徴と Pros&Cons サマリー19, 20, 21, 25)

表 2 ベースケースと感度解析のパラメーターサマリー
ベースケース

感度解析

500 MW

20MW, 100MW

電解槽（CS）能力

5.0 kWh/Nm3-H2

3.2, 4.0, 4.5 kWh/Nm3-H2

CS 寿命

80,000 時間

20,000～120,000 時間

CS と BoP の割合

50:50

40:60, 30:70

電気代

5 円/kWh

1 円/kWh～10 円/kWh

電解装置コスト

図 4 参照Base の±50%

電解槽（CS）年間製造能力

表 3 10MW の水電解装置 運転圧力 0.8MPaG vs 3MPaG の影響
0.8MPaG

3MPaG

水電解装置高圧ガス対応要否否

要コンプレッサー要否

要否

コンプレッサー動力+0.19MW-

コンプレッサー敷地面積10m x 15m

否

インタークーラー要否

要-インタークーラー熱量+0.17MW-

コンプレッサー＋周辺機器

高圧ガス対応費用分

コストの影響+2～3 億円程度

図 1 10MW ベースの ALK 及び AEM の電解装置概略フローと物質熱収支

図 2 10MW ベースの PEM 電解装置概略フローと物質熱収支

図 3 10MW ベースの SOEC 電解装置概略フローと物質熱収支

図 4 電解装置（CS+BoP）の製造能力と単価の設定

図 7 電解装置性能による水素製造コストへの影響

図 8 CS と BoP の割合による水素製造コストへの影響