2- 2.

2 -2.

主 要な研 究 成 果 - 11

主要な研究成果 -11

火力発電における脱炭素燃料導入効果の評価手法を構築
火力発電の脱炭素化と経済性を考慮した電源運用に貢献

火力発電

背景
再生可能エネルギーの主力電源化を進めるには、火力発電の供給力や調整力を活用した電力系統の安定化が必要となります。また、電力の低炭素化に向けて、火力発電における脱炭素化が不可欠であり、燃料アンモニア、水素、バイオマス等の脱炭素燃料の利用が有効な技術選択肢となります。
このため、当所では脱炭素燃料の導入によるCO 2削減効果とそれに必要な費用を定量評価する手法の構築を進めています。

主 要な研 究 成 果

主 要な研 究 成 果

成果の概要◇ 脱炭素燃料の価格やCO 2排出に係わるコストを考慮した電源運用評価手法を構築
火力発電の燃料費に、CO 2 排出に係わるコストとCO 2 排出量から算出されるCO 2 費 ※を加えた「燃料費＋CO 2費」を指標とし、脱炭素燃料導入による電力のCO 2排出削減効果や火力発電の設備利用率への影響を評価する手法を提案しました。また、この手法を当所開発の需給運用シミュレータに組み込み、任意の電源構成を考慮可能な電源運用評価手法を構築しました（図１）。
※CO2費：（火力発電所のCO2排出に係わるコスト）
×（CO2排出量）。

吉葉 史彦（よしば ふみひこ）

エネルギートランスフォーメーション研究本部

プラントシステム研究部門◇ 本手法を適用したガスタービン複合発電（GTCC）への水素導入を評価
GTCCの燃料として水素を利用する場合について、需給調整エリア全体の電力のCO 2排出削減に必要な「燃料費＋CO 2 費」を定量評価できるようにしました。その場合の電源運用を評価した結安定供給に必要な火力発電の役割を維持しつつ、電力の脱炭素化に貢献します。

果、将来の水素価格の低下に伴って水素を燃料とするGTCCの設備利用率が上昇するため、本検討

p.15参照1.4「燃料費＋CO 2費」が低下して条件においては電力のCO 2排出原単位や、全火力電源で必要となる水素価格いくことを示しました（図２）。
固定電源

発電出力
（計画値）

原子力

1.3

入力データ

出力データ

水力（流込型）

スケジュール（燃料費、CO2費）

地熱
融通・他社受電
再エネ電源
太陽光

発電出力
抑制

スケジュール

エリア電力需要
図1

想定
電力需要

火力
（調整火力ほか）

電力貯蔵設備
揚水発電

想定
発電出力

風力

調整電源

発電出力制御対象
発電出力設定任意の電源構成エリア全体のを指標とし「燃料費+CO2費」
脱炭素燃料導入効果を評価

需給運用シミュレータを用いた火力発電における脱炭素燃料導入効果の評価

図２ 調整用GTCCに水素を導入した場合のCO 2 排出原単位と「燃料費+CO2費」【検討条件】
・中規模のエリアで、日本の平均的な電源構成を設定。
・250MW×10機、600MW×11機のGTCCのうち、4機を調整用に設定（調整運用は需給調整市場の2次調整力を想定）。
・混焼導入は調整用を含む250MWのGTCC全機への水素混焼を想定、専焼導入は調整用GTCC×2機への水素専焼を想定。
・図２の横軸（水素なし基準）
はWorld Energy Outlookで示された2030年時点のCO2排出に係わるコストの条件で水素なしの場合。
注）将来のCO2排出に係わるコストの動向により水素導入時の電力のCO2排出原単位は変化します。

火力発電の「燃料費+CO2費」

電力のCO2排出原単位（2030年価格目標）○30円/m3N（2050年価格目標）◆20円/m3N

1.2600MW
2機に1.1専焼導入

本条件を1（基準）とした

1250MW

0.9

2機に専焼導入

250MW

10機に30vol%混焼導入

0.80.55

0.60.65

0.70.75電力のCO2排出原単位（水素なしを基準）

成果の活用先・事例
本手法は、火力発電における脱炭素化技術の選定の検討に活用可能です。脱炭素燃料の適用によるCO 2削減効果とそれに必要な費用を定量評価し、電力の低炭素化に向けた効率的な火力発電設備形成の指針を提示します。

参考42

電力中央研究所

Annual Report 2022

渡邊ほか、電力中央研究所 研究報告 R13013 (2014)
吉葉ほか、第26回動力・エネルギー技術シンポジウム講演予稿集 D222 (2022)

電力中央研究所

Annual Report 2022

43

火力発電

火力発電

CO2排出に係わるコストとして、排出権取引により課せられるコストを想定（$/t-CO2）。

2- 2.

2 -2.

主 要な研 究 成 果 - 11

主要な研究成果 -11

火力発電における脱炭素燃料導入効果の評価手法を構築
火力発電の脱炭素化と経済性を考慮した電源運用に貢献

火力発電

背景
再生可能エネルギーの主力電源化を進めるには、火力発電の供給力や調整力を活用した電力系統の安定化が必要となります。また、電力の低炭素化に向けて、火力発電における脱炭素化が不可欠であり、燃料アンモニア、水素、バイオマス等の脱炭素燃料の利用が有効な技術選択肢となります。
このため、当所では脱炭素燃料の導入によるCO 2削減効果とそれに必要な費用を定量評価する手法の構築を進めています。

主 要な研 究 成 果

主 要な研 究 成 果

成果の概要◇ 脱炭素燃料の価格やCO 2排出に係わるコストを考慮した電源運用評価手法を構築
火力発電の燃料費に、CO 2 排出に係わるコストとCO 2 排出量から算出されるCO 2 費 ※を加えた「燃料費＋CO 2費」を指標とし、脱炭素燃料導入による電力のCO 2排出削減効果や火力発電の設備利用率への影響を評価する手法を提案しました。また、この手法を当所開発の需給運用シミュレー

タに組み込み、任意の電源構成を考慮可能な電源運用評価手法を構築しました（図１）。
※CO2費：（火力発電所のCO2排出に係わるコスト）×（CO2排出量）。

吉葉 史彦（よしば ふみひこ）

エネルギートランスフォーメーション研究本部

プラントシステム研究部門◇ 本手法を適用したガスタービン複合発電（GTCC）への水素導入を評価
GTCCの燃料として水素を利用する場合について、需給調整エリア全体の電力のCO 2排出削減に必要な「燃料費＋CO 2 費」を定量評価できるようにしました。その場合の電源運用を評価した結安定供給に必要な火力発電の役割を維持しつつ、電力の脱炭素化に貢献します。

果、将来の水素価格の低下に伴って水素を燃料とするGTCCの設備利用率が上昇するため、本検討

p.15参照1.4「燃料費＋CO 2費」が低下して条件においては電力のCO 2排出原単位や、全火力電源で必要となる水素価格いくことを示しました（図２）。
固定電源

発電出力
（計画値）

原子力

1.3

入力データ

出力データ

水力（流込型）

スケジュール（燃料費、CO2費）

地熱
融通・他社受電
再エネ電源
太陽光発電出力抑制

スケジュール

エリア電力需要
図1

想定
電力需要

火力
（調整火力ほか）

電力貯蔵設備
揚水発電

想定
発電出力

風力

調整電源

発電出力制御対象
発電出力設定任意の電源構成エリア全体のを指標とし「燃料費+CO2費」
脱炭素燃料導入効果を評価

需給運用シミュレータを用いた火力発電における脱炭素燃料導入効果の評価

図２ 調整用GTCCに水素を導入した場合のCO 2 排出原単位と「燃料費+CO2費」【検討条件】
・中規模のエリアで、日本の平均的な電源構成を設定。
・250MW×10機、600MW×11機のGTCCのうち、4機を調整用に設定（調整運用は需給調整市場の2次調整力を想定）。
・混焼導入は調整用を含む250MWのGTCC全機への水素混焼を想定、専焼導入は調整用GTCC×2機への水素専焼を想定。
・図２の横軸（水素なし基準）
はWorld Energy Outlookで示された2030年時点のCO2排出に係わるコストの条件で水素なしの場合。
注）将来のCO2排出に係わるコストの動向により水素導入時の電力のCO2排出原単位は変化します。

火力発電の「燃料費+CO2費」

電力のCO2排出原単位（2030年価格目標）○30円/m3N（2050年価格目標）◆20円/m3N

1.2

600MW
2機に1.1

専焼導入

本条件を1（基準）とした

1250MW

0.9

2機に専焼導入

250MW

10機に30vol%混焼導入

0.80.55

0.60.65

0.70.75電力のCO2排出原単位（水素なしを基準）

成果の活用先・事例
本手法は、火力発電における脱炭素化技術の選定の検討に活用可能です。脱炭素燃料の適用によるCO 2削減効果とそれに必要な費用を定量評価し、電力の低炭素化に向けた効率的な火力発電設備形成の指針を提示します。

参考42

電力中央研究所

Annual Report 2022

渡邊ほか、電力中央研究所 研究報告 R13013 (2014)
吉葉ほか、第26回動力・エネルギー技術シンポジウム講演予稿集 D222 (2022)

電力中央研究所

Annual Report 2022

43

火力発電

火力発電

CO2排出に係わるコストとして、排出権取引により課せられるコストを想定（$/t-CO2）。