IEEJ © Feb. 2019

低炭素社会に向けたPower to Gas・メタネーションの役割「未来を拓く無機膜 環境・エネルギー技術シンポジウム」
公益財団法人 地球環境産業技術研究機構(RITE)
2019年11月7日

柴田 善朗
新エネルギーグループ
日本エネルギー経済研究所

Power to Gas（PtG）- 欧州を中心に取組みが加速
再エネ水素製造コスト

PtG実証事例ドイツ

福島◼ 水電解の性能と設備費に関する2030年の政府目標（「水素・燃料電池戦略ロードマップ」）が実現されれば、投入電力単価にもよるが30円/Nm3（輸入水素のCIF目標価格）達成の可能性。
実線：現状（5kWh/Nm3×20万円/kW）
点線：政府見通し（4.3kWh/Nm3×5万円/kW）
投入電力：10円/kWh, 5円/kWh, 3円/kWh1009080

出所: NEDO70

山梨円/Nm3

フランス（離島）

6050403020

IEEJ © 2019

出所：http://whtc2019.jp/tours.html
出所: http://www.powertogas.info/power-to-gas/pilotprojekte-imueberblick/windgas-falkenhagen/
出所: The MYRTE project: implementing hydrogen energy storage through the‘GreEnergy Box’

1000%

20%

40%

60%

80%

100%

水電解の設備利用率

1

水素の需要家は？
- 需要創出・新規インフラ構築が課題
工業用：既存需要

エネルギー用：新規需要

・欧州PtG水素の初期ターゲット

FCV, 水素ステーション➢ 大規模需要家
150億 Nm3/年
石油精製, 石油化学、アンモニア等

H2/NH3火力発電

80万台 @2030=8億 Nm3
1GW=20~30億 Nm3➢ 小規模需要家
3億 Nm3/年
産業部門
ステンレス鋼

新たな供給インフラや機器が必要

ガラス

都市ガス・ボイラ、バーナー
・将来的な水素還元製鉄

IEEJ © 2019

食品

民生部門

半導体水素タウン？

・水素ブレンドの場合は熱量調整等が必要
・合成メタンの場合は障壁小さい2

都市ガスへの水素ブレンドはあり得るか？
- 課題・障壁は多い。。。。
◼ 水素側から見るとガスネットワークは受入れ先として魅力的かもしれないが（IEA, ”TheFuture of Hydrogen”）、都市ガス側から見ると低炭素化効果は非常に限定的で、手間がかかる割には便益は小さい。
◼ また、日本は水素混合の許容度が小さい。計量、機器の熱量調整、産業特殊用途（浸炭、超高温加熱炉等）への対応の課題も

水素混合率と低炭素化率

Blend gas熱量（MJ/Nm3）

5030250%

Blend gas必要需要量増加率(対都市ガス)：右軸

40

天然ガス熱量規格と水素混合による影響
200%

Blend gasの熱量

150%

：左軸
20100%

1050%

00%
CO2排出削減率

IEA水素レポートはこの領域(10)：右軸の話し。5vol.%ブレンドで低炭素化率は1.5%(20)
IEEJ © 20190%20%

40%
60%
80%
水素ブレンド率 vol.%出所： 日本エネルギー経済研究所 作成

-50%
-100%
100%
出所： 柴田, “我が国におけるPower to Gasの可能性”, 日本エネルギー経済研究所, 2015年12月

3合成メタンは障壁を回避できる- 再エネ水素とCO2から合成（メタネーション）
カーボンニュートラルメタン（CNメタン）は、PtGとCCU（Carbon Capture & Utilization）の融合◼ 既存の施設からの大気放出前のCO2に、水素と一緒になって“もう一仕事”させる。その仕事によって他のエネルギー（例えば天然ガス）の消費が減る。
◼ 都市ガスネットワークという既存インフラを活用⇒水素配送コストの削減✓
水素利用ケース
産業部門等からの CO2 排出量

CO2

水素の都市ガス代替による CO2 削減量

水素インフラ

都市ガス消費からの CO2 排出量✓CN メタンの都市ガス代替による CO2 削減量✓電気分解
水素メタネーション

都市ガスインフラ

再エネ
都市ガス消費からの CO2 排出量

余剰電力
CO2

CN メタン消費からの CO2 排出量

産業部門等からの CO2 回収量

削減量
CO2バイオマス発電、産業部門、火力発電等

IEEJ © 2019

CN メタン利用ケース
出所：柴田, “カーボンニュートラルメタンのポテンシャルと経済性－PtGとCCUの活用－, 第35回エネルギーシステム・経済・環境コンファレンス講演論文集, 2019年1月✓CNメタンは使用時に当然CO2が排出されるが、製造時に吸収されるCO2とオフセット。つまり、元々の排出源からの時間差＆地点差の排出に過ぎない。
あくまで再エネ水素利用による天然ガスの代替効果
したがって、CNメタンは再エネ水素のキャリアであり、どのCO2を利用しても同じ効果（化石由来、バイオマス由来、DAC）
CO2削減の帰属：CCUはCCだけ
では意味がない。Uがあって初めて意味をなす。つまりUであるメタン製造・利用、それによる天然ガスの代替に意味がある。
4

カーボンニュートラルメタン- ポテンシャルと供給コスト（日本）◼ 現在の都市ガス需要380億Nm3-CH4と比べて大きなポテンシャル◼ CNメタンは既存の都市ガスインフラを利用できることから、水素と比べて供給コストを削減できる（水素には専用パイプライン、タンクが必要）。

製造可能なCNメタン
300

261

248 253

256264

供給コスト比較：H2 v.s. CNメタン
275

再エネ調達コスト=5円/kWh300

水素w/oinf
水素製造コスト(供給インフラ無)水素供給コスト(工業向け)
水素w inf (工業)

200

九州
四国

150

中国

119 113 112
100

101 95

関西

91

中部
北陸
関東

50

東北

PV300GW+W100GW

PV500GW+W300GW

Bat+TMM+S4

Bat+TMM+S3

Bat+TMM+S2➔ ➔ ➔ ➔
地域間連系線の優先的活用&容量の増強

Bat+TMM

蓄電池導入
Bat

Base case

Bat+TMM+S3

Bat+TMM+S2

Bat+TMM

蓄電池導入
Bat

Base case➔ ➔ ➔ ➔
地域間連系線の優先的活用&容量の増強

Bat+TMM+S4

北海道
0

メタン熱量換算コスト(円/Nm3-CH4)

メタン製造可能量（億Nm3-CH4）

250

250

水素供給コスト(全用途向け)
水素w inf (全用途)
CNメタン供給コスト
CNメタン

200

都市ガス小売価格(産業 ~ 家庭)
LNG価格上昇や炭素価格も考慮

150
10050

LNG CIF 価格

00%

20%

40%

60%

80%

100%

設備利用率

IEEJ © 2019

出所：柴田, 木村, “カーボンニュートラルメタンの将来ポテンシャル”,日本エネルギー経済研究所, 2018年2月
H2: Electrolyzer is JPY 0.25 mil./(Nm3-H2/h), supply infrastructure is ~ JPY1.85 mil./(Nm3-H2/h) for industry and ~2.61 mil./ (Nm3-H2/h) for the whole consumers.
CNM: CNM plant is JPY1.5 mil,/(Nm3-CH4/h) =electrolyzer X 4 + methanation (JPY0.5 mil./(Nm3-CH4/h))

5カーボンニュートラルメタン- 取組み事例◼ 欧州を中心に、水素配送における既存インフラ活用のメリットを主眼に取組みが加速
STORE&GO Falkenhagen (水素、メタン)

出所：https://www.storeandgo.info/demonstration-sites/germany/

SoCal Gas & NREL(メタン)（バイオメタネーション）＜日本での取組み＞◼ NEDO実証・FS◼ CCR（Carbon Capture & Reuse）研究会、日本海事協会が合成メタンへの取組みを表明（2019/8）◼ ACC技術研究会（Society of Anthropogenic
Carbon Cycle Technology）◼ 環境省実証◼ METIカーボンリサイクル室、ロードマップ

CCR研究会IEEJ © 2019

Audi e-gas project

出所：SoCal Gas & NREL

出所： Audi e-gas project

出所：CCR研究会

6PtGやCNメタンの社会実装に向けた課題- CCUSの分類は複雑◼ CCSとCCUを“CCUS”とまとめることで、CO2固定化の時間的概念のみがクローズアップされ、本来のCCUの特性をミスリ－ディングさせてしまう傾向がある◼ CCSとCCUは、CO2分離回収より下流のバウンダリーでは、全く異なる概念：前者はCO2の固定化による大気への排出回避。後者は主に従来型原料・燃料を代替することによるCO2排出削減◼ 時限的CCSであれば意味はない◼ Green水素が必要か不要かという分類も必要：「カーボンリサイクル技術ロードマップ」では、まずは水素が不要なコンクリートや炭酸塩等を目指す➢ 当然のことながらLCCO2分析による技術の評価や標準化の策定は必須
ReH2

IEEJ © 2019

不要

必要

CO2分離回収後の技術/製品

分類

特徴

貯留CCS

長期的なCO2の固定化

炭酸塩

CCS
CCU

半永久的な固定化
従来型原料を代替することでCO2を削減

ポリカーボネート等

CCU

従来型原料を代替することでCO2を削減

メタノール、メタン等

CCU

従来型燃料を代替することでCO2を削減7PtGやCNメタンの社会実装に向けた課題- 経済性確保のために◼ 水電解、CO2分離回収、メタネーションのコスト削減◼ メタン生成には、サバティエ反応の他に、SOEC共電解やバイオ反応の可能性も◼ 再エネ発電コストの削減は必須（余剰電力は安価という考えは、余剰電力が小規模な状況でのみ成立）

水電解設備費の削減目標

再エネLCOEはどこまで低下？

緑は水素・燃料電池戦略ロードマップでの目標
kWh/Nm3
7万円/(Nm 3/h)

水素製造原単位6120

54.3kWh/Nm33

日本 アルカリ型
日本 固体高分子型
EU アルカリ型
EU 固体高分子型

21IEEJ © 2019

02005

30

10,000

25

8,000

2060

6,000

1540

4,000

1020

2,000

580

42010

2015

2020

2025

2030

2035円/kWh20万円/kW

事業用PV

風力EUR/(Nm 3/h)

12,0001005kWh/Nm3

電解設備費日本 アルカリ型
日本 固体高分子型
EU アルカリ型
EU 固体高分子型

5万円/kW002005 2010 2015 2020 2025 2030 203502010

目標？

20202030

2040

2050

出所：日本は”NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010”, EUは”Development of Water Electrolysis inthe European Union”, EU Joint Undertaking, 20148

PtGやCNメタンの社会実装に向けた課題- 市場・制度設計◼ 水電解の需給調整力の活用（マルチユースによる経済性の向上）◼ 再エネ電源のAdditionality（再エネは電力用途優先に）◼ 出力抑制補償制度はPtGにとっては障壁◼ 託送料金：PtGはエネルギー貯蔵技術（どこまで優遇されるか？）

水電解のマルチユースによる経済性の向上
60

水電解

CH4
CCU

水素製造コスト(円/Nm3)

H2

余剰電力

水電解が余剰電力のみを利用する場合は問題ない

2000

50

O2系統サービス

再エネのAdditionality

1500

40
電力コスト30100020

再エネ

設備費＋運転管理費

10CO2

水電解が点線のような稼働パターンの場合には、この部分の補填が必要

火力500

ベースロード0
通常

調整力提供 酸素販売 調整力提供＋酸素販売

IEEJ © 201912:00

出所：柴田, “時間軸を踏まえたPower to Gasのビジネスモデル－ 調整力の提供, 複数用途への活用, 再エネ主力電源化への貢献 －”, 日本エネルギー経済研究所, 2018年8月

0:00

09

PtGやCNメタン社会実装に向けた課題- 長期的なエネルギー見通し◼ 長期的なCO2排出（特に集約的な）、最終需要（特に都市ガス）、再エネ導入（特に余剰電力量）の見通しを踏まえることが重要

エネ・CO2見通し

再エネ余剰電力量
2030年ベストミックスまでは余剰電力は地域限定的で量も非常に少ない（PV+風力の発電
2,500
電力量の0.5％程度）

CO2

1,000

余剰電力量(億kWh)

CO2排出量(100万t-CO2), VRE発電量 (TWh)1,200800600400

都市ガスの30%のCN化に必要なCO2量

1,500
1,000
50000

都市ガスの30%のCN化に必要な再エネ発電量

5,000
10,00015,00020001980

太陽光(万kW)

PV+風力
2000

10,0005,000

20,00025,000

2020

2040

2060

出所：CO2排出量は、“IEEJ Outlook 2019”のレファレンスケースに基づく。

IEEJ © 20192,000

✓ バイオマス発電からのCO2利用の可能性も✓ Direct Air Captureの場合はCO2供給制約を考える必要なし

0

風力(万kW)

30,000

注：地域間連系線と揚水発電はフル活用を前提。
ただし、系統統合対策の動向によって余剰電力量は大きく異なる。

✓ PV6,400万kW＋風力1,000万kW導入の場合の余剰電力量は5億kWh（＝1億Nm3の水素）✓ PV3億kW＋風力1億kWで2,400億kWh
10電力系統を超えて：Sector Integration- PtGのガスは多様な用途に利用可能◼ PVや風力の大規模導入の際、エネルギー貯蔵が求められるが、“Power to Power”（揚水発電や蓄電池）だけでは限界がある◼ PtGのような一方通行も必要。PtGを通じて“Sector Integration”が実現され、特に電化が厳しい部門での低炭素化も可能となる

Sector Integration

電力グリッド
PtP

充電できても放電機会が限定的に都市ガスグリッド

PtG
余剰再エネ

CHP

H2

熱電併給

CN_CH4

電解装置

産業部門

12:00

0:00

12:00

0:00

12:00

0:00

民生部門
CO2

都市ガスインフラ
CNG車

水素供給インフラ

IEEJ © 2019

化学品等

FCV

運輸部門
11

電力系統を超えて：Sector Integration- 欧州ネットワーク組織がPtGに対する声明を発表◼ エネルギー変革（Energy Transition）・大規模な低炭素化の実現のために、電力とガスのネットワーク事業者が共同で、PtGによるSector Couplingの推進に取組むことを発表“Power to Gas – A Sector Coupling Perspective”, October 2018, ENTSO-E andENTSO-G✓ これまでは、電力系統でのVRE系統統合はうまくいってきたが、これからは違う。
✓ PtG（PtLiquidやHeatも）は、エネルギーシステムの低炭素化を経済的に進めることができる可能性がある（特に、最終需要が電化できない部門では）✓ PtG技術の産業化のためにはスケールアップがすぐにでも必要✓ ENTSOsは、PtGがネットワーク開発計画に及ぼす影響の分析を積極的に行っていく

IEEJ © 2019

➢ PtGが商用ベースに乗るためにはGWクラスの設備が2030年代前半までに必要。すぐにでも大規模化方策を実施する。また、PtGによる系統運用支援の可能性について調査・分析を行うことが必要。

12

電力系統を超えて：Sector Integration- 都市ガスインフラにはエネ貯蔵とCHPが既に具備◼ CHPは再エネの出力変動緩和策（VPP）として期待されている。⇒CHP供給余力の活用◼ 蓄電池と同様に”Power to Power”の課題はあるが、再エネ余剰電力から製造するCNメタンは都市ガスを低炭素化できる

CHPのCNメタン利用による再エネ出力変動緩和（CNM-CHP）のイメージ
CHPを含む既存都市ガスインフラは巨大なエネルギー貯蔵システム
都市ガスネットワークのエネルギー貯蔵容量
987億kWh6導管（低圧）5導管（中圧）

4導管（高圧）

3ガスホルダー

2揚水発電

10IEEJ © 2019

出所：柴田, “分散型コジェネのカーボンニュートラルメタン利用による再エネ出力変動緩和, - Power to Gas, カー
ボンリサイクル, 既存都市ガスインフラの活用 -”, 日本エネルギー経済研究所, 2019年5月• 参考：地下空洞の貯蔵容量は140億kWh（幾何容積換算）13電力系統を超えて：Sector Integration- CHPのCNメタン利用による再エネ出力変動緩和◼ 蓄電池利用による出力変動緩和と同等レベルの経済性

CO2排出削減効果

蓄電池とCNM-CHPの設備費比較(PV3億kW+風力1億kW+CHP0.34億kWのケース)(PV3億kW+風力1億kW+CHP0.34億kWのケース)

蓄電池の放電機会損失による出力抑制とCNMの変換ロスが同程度

蓄電池容量増大によるCO2排出削減効果の漸減

CNメタンを製造しつつ、CHPで出力変動緩和
2.0

1.78

161.72

1.60.68

1.63

1.59

1.57

1.56

1.55

0.46

PCS：1.5億kW
セル：3.9億kWh

120.19
0.17

0.8

14

CO2分離回収：1.5万t-CO2/h
CNメタン（含水電解）：1.2億kW

0.49

0.63

0.63

0.63

0.4

設備費（兆円）

億t-CO2

1.57

1.70

0.49

1.2

CNM-CHPケースと蓄電池ケースで同等のCO2排出量（電力＋都市ガス）となる設備規模を特定し比較

0.54

0.41

0.35

CNM

0.47

Non-CNM

0.020.47

対策無CHP

都市ガス(その他)
都市ガス(CHP_UP)

メタネーション

電池セル86水電解

4PCS

2
CO2分離回収蓄電池
都市ガス(CO2分離回収)
ガス火力

5億kWh

4億kWh

3.86億kWh

3億kWh

2億kWh

1億kWh

0.0

100
都市ガス(CHP)

CNM-CHPケース

蓄電池ケースIEEJ © 2019

注：火力はLNG火力を想定。現在の都市ガスからのCO2排出量は0.8億t-CO2。CHP0.34億kWの場合は1.1億t-CO2
出所：柴田, “分散型コジェネのカーボンニュートラルメタン利用による再エネ出力変動緩和, - Power to Gas, カーボンリサイクル, 既存都市ガスインフラの活用 -”, 日本エネルギー経済研究所, 2019年5月

14IEEJ © 2019

脱炭素化・エネ安全保障改善に向けてPtGは核に15

まとめ◼ PtG早期ビジネス化のためには制度設計が必要。水電解のGrid Service
Providerやエネルギー貯蔵としての価値にインセンティブを◼ 水素需要創出も大事。まずは、産業部門での原料用水素がターゲット◼ CNメタンには、既存インフラ活用、長期貯蔵性などのメリット。ただし、設備費削減や製造プロセス合理化によるコスト削減が課題。LCCO2評価も必要◼ PtG・CNメタンは“変換n”で効率悪化は必至だが、低炭素化、エネルギーセキュリティー改善、系統柔軟化等の便益も◼ エネ長期計画にPtGを組込んだグランドデザインが必要。再エネ主力電源化にはSector Integrationを。ただし、再エネ発電コスト削減は必須◼ 国内での拡大には産業育成（英国の”Sector Deal”が参考）も必要

IEEJ © 2019

◼ そもそもなぜ水素？：偏在から遍在へ。エネルギー自活や分散型

16

IEEJ © 2019ありがとうございました。
yoshiaki.shibata@edmc.ieej.or.jp

17