資料１

第10回水素・燃料電池戦略協議会 事務局提出資料

平成29年9月22日

経済産業省、内閣府、文部科学省、国土交通省、環境省

水素社会実現に向けた戦略の方向性

1

基本戦略の検討に当たって

水素基本戦略の検討に当たっては、実現すべき将来像について時間軸とともに共通認識を形成した上で、各分野のシナリオ／アクションプランを全体として統合する作業が必要。

その際、パリ協定の発効を受け、主要国で2050年に向けた野心的な構想・ビジョンが公表され始めている状況に鑑み、主として2030年前後を実現目標に掲げる水素・燃料電池戦略ロードマップを踏まえつつ、2050年を視野に入れ、2050年に向けて官民が共有すべき大きな方向性・ビジョンとすることにしたい。

水素基本戦略の骨格は、（１）水素エネルギー利用を進めるその意義、及び（２）将来目標と実現に向けた中長期シナリオの２つによって構成することとしたい。

日 (13年比)

米 (05年比)

加 (05年比)

独 (90年比)

仏 (90年比)

2030年 ▲26% ▲26-28%

▲30% ▲40% ▲40%

2050年 ▲80% ▲80% ▲80% ▲80-95%

▲75%

各国のCO2排出量削減目標 戦略の構成

※日の50年目標の基準年は未定 ※米の05年比▲26-28%は25年目標

(1) 水素エネルギー利用の意義 • 電力/運輸/熱利用等の低炭素化の観点

燃料電池技術活用による低炭素化の観点 • 目指すべき将来像

(2) 中長期シナリオ・分野別基本戦略

• 調達・供給 • 利用 • 革新的技術開発

2

１．水素エネルギー利用の意義 ２．中長期シナリオ・分野別基本戦略

(a) 調達・供給

① 大量調達・コスト低減

② 再エネ大量導入時代における水素活用方策

③ 天然ガスパイプラインインフラの活用

(b) 利用

① 発電分野での利用

② モビリティでの利用

③ 産業分野等での利用

④ 燃料電池技術の活用

(c) 革新的技術の開発

• 水素発電による火力電源の低炭素化

• 再エネ大量導入に必要となる変動吸収・電力貯蔵

3

水素エネルギー利用の意義・エネルギー政策上の位置づけ

水素エネルギー利用は、90%以上の一次エネルギーを海外化石燃料に依存する日本のエネルギー供給構造を多様化させ、大幅な低炭素化を実現するポテンシャルを有する手段。

化石燃料を水素に代替することによるエネルギー源の多様化・エネルギーセキュリティの向上

水素発電やFCV、産業分野での水素利用（熱、プロセス）によるエネルギー利用の低炭素化

水力

新エネ・地熱等

原子力

現状：化石燃料90

％超

（海外依存）⇒

大幅圧縮が必要

天然ガス

石炭

石油

水素

水素による一次エネルギー供給構造変革とCO2排出削減

原料 用途

電力

運輸

熱・その他

一次エネルギー供給 CO2排出量

水素利用の方向性

現状：12.3億t

電力

運輸

熱・その他

CO2フリー電力

CO2フリー燃料

CO2フリー燃料

現状：化石燃料18,052PJ（91%）

CO2削減 に貢献

ｴﾈﾙｷﾞｰｾｷｭﾘﾃｨに貢献

• 運輸部門のCO2排出量の大半(85%)を占める乗用車・貨物車の低炭素化

• 産業分野等での熱利用・プロセスの低炭素化（鉄鋼、石油精製等）

2030年 ▲26%

更なる削減

4

水素エネルギー利用の必要性①（電力システムの低炭素化の観点）

電力需要の大半を再生可能エネルギーで賄おうとした場合、最大需要の数倍の再エネ電源容量（kW）を導入しつつ、①大量の供給過剰の発生（kWh）への対処、②調整電源による変動吸収（ΔkW）、③再エネ不足時に備えたバックアップ電源（kW・kWh）が必要。

このため、供給力と調整力を備える天然ガス火力等は再エネ大量導入に不可欠であるが、天然ガス火力と同等の機能を提供する水素発電は、火力電源の低炭素化の有力な方策。

さらに、大量の再エネ供給過剰を（出力制御せず）活用するためには季節を超えて電力を貯蔵することが必要となるが、水素は大規模・長期間のエネルギー貯蔵にも有効。

再エネ大量導入時の電力需給バランス（シミュレーション）

[出典] Hydrogen Council (2017)を資源エネルギー庁編集

電源等が提供する価値の種類

電源等の提供する価値 概要

電力量価値 （kWh価値）

実際に発電された電気

調整力価値 （⊿kW価値）

短期間で需給調整できる能力

容量（供給力）価値 （kW価値）

発電することができる能力

[出典] 資源エネルギー庁作成

自然変動電源には調整力・供給力が必要 再エネ発電量が小さくなる冬季は需要が供給を上回る

総需要

供給過剰期間⇒出力制御

供給不足期間

総発電量

[GW]

＜シミュレーション前提条件＞ • ドイツの電力グリッド（2050年） • 再エネ比率（kWh）90% • 170TWh／年の出力制御

[出典] “How Hydrogen Empowers the Energy Transition” (Hydrogen Council, 2017) 5

水素エネルギー利用の必要性②（モビリティの低炭素化の観点）

水素はリチウムイオン等の蓄電池に比べ単位重量／単位体積当たりのエネルギー密度が大きい。このため、ZEV（Zero Emission Vehicle）においては、より大型・長距離輸送向けのモビリティ領域においてFCに比較優位性有り。

運輸部門のCO2排出量の85%を占める自動車（乗用車、貨物車）、更に産業用車両や船舶等の低炭素化を進めるためには、”電源のゼロエミ化＋EV”と”CO2フリー水素＋FCV”の双方が必要。

[出典] トヨタ自動車

水素と蓄電池のエネルギー密度比較 次世代自動車の比較優位性

6

【参考】現時点でのFCVとＥＶの特徴

FCV EV

航続距離 650～750km ～400km

充電／充填時間 3分 急速充電で30分

寿命 電池劣化の問題はほとんど発生しない 8年程度

インフラ数 約100箇所 急速充電：約7,100基

インフラ 設置コスト

高価 安価

将来的な 環境性能

高い

※水素の低炭素化が必要

高い

※電源の低炭素化が必要

[出典] 経済産業省作成

7

水素エネルギー利用の必要性③（熱・産業プロセス等の低炭素化の観点）

電力・運輸以外のエネルギー消費に伴うCO2排出量は全体の44%（5.4億t）に上る。

特に産業分野では重油、石炭を中心とした原燃料利用が大きく、多量のCO2を排出。

電化が困難な産業プロセスの低炭素化は容易ではなく、大幅な低炭素化を実現するためには、将来的にCO2フリーの燃料／原料としてのポテンシャルを有する水素を活用していくことが必要。

電力 39%

運輸 17%

産業 28%

業務 5.4%

家庭 4.3%

工業ﾌﾟﾛｾｽ 3.8%

CO2排出量 12.27億t

（2015年度）

廃棄物 2.4%

農業等 0.3%

熱利用等 44%

CO2排出量内訳（日本全体・産業セクター）

CO2排出量 3.5億t

（産業セクター）

鉄鋼 49%

化学 20%

窯業 11%

パルプ 5.7%

食品・飲料 4.1%

繊維 2.8%

機械 2.7%

その他 1.5%

建設 1.9% 農水

0.6% 鉱工 0.4%

燃料毎のCO2排出原単位

[出典] 環境省「温室効果ガス総排出量算定方法 ガイドライン」を基に資源エネルギー庁作成

低炭素化

＊水素のCO2排出量原単位はイメージ。水素製造方法によってCO2排出量が異なる点に留意が必要。

[出典] 環境省「温室効果ガスインベントリ」を基に資源エネルギー庁作成

8

水素エネルギー利用の必要性④（燃料電池技術活用の観点）

燃料電池は水素エネルギー利用における最重要技術の一つ。

電気化学反応により電気・熱を取り出すメカニズムにより、①高い発電効率、②小型化、③需要家への設置により発電時の熱の有効利用が可能といった特長を持つ。

大型の火力発電所と同等以上の発電効率／総合エネルギー効率を発揮する一方で、ライフサイクル・投資回収年数が短いため、大規模電源の投資環境によっては急速に代替する可能性。

発電機の容量と効率の関係 発電効率・熱利用効率とCO2排出量の関係

[出典] 日本ガス協会提供資料を基に資源エネルギー庁作成

熱電併給による低炭素化

[出典] 各種資料より資源エネルギー庁作成

1 10 100 1000 1万 10万 100万

50

40

30

60

PEFC

設備容量 [kW]

発電効率 [

％]

IGCC

USC

マイクロ ガスエンジン

マイクロ ガスタービン

内燃機関

SOFC GTCC

AUSC

ガスタービン

ガスエンジン

高効率化による低炭素化

9

目指すべき将来像（2050年に向けたシナリオ）＜たたき台＞

2020 2030 2050 現在

CO2排出量 ▲26% ▲80% 12.3億t

供給

利用

燃料電池活用

エネファームの自立化

業務・産業用FCの自立化 超高効率化

水素発電 (輸入水素)

国際ｻﾌﾟﾗｲﾁｪｰﾝ構築 (未利用エネ

⇒海外再エネ)

モビリティ （国内水素⇒ 輸入水素／国内再エネ水素）

分散型電源 （天然ガス）

熱／産業プロセス利用等

ｴﾈﾌｧｰﾑ導入拡大

再エネ水素 (国内再エネ)

商用化実証 スケールアップ

サプライチェーン構築実証

商用化実証 スケールアップ

水素発電実証（混焼）

商用化実証・スケールアップ Power-to-gas実証

本格活用 ⇒ 再エネ導入拡大に貢献

熱利用／産業プロセスでの利用検討 熱利用／産業プロセスでのCO2フリー水素利用開始

超高効率FC実用化R&D

業務・産業用FC導入拡大

FCV導入拡大・トラック等のFC化

FCバス・フォークリフト等の導入拡大

国際水素サプライチェーン／水素発電の商用化 ⇒ 水素コストを1/3に

FCV／水素ステーションの自立化

更なる普及拡大

水素ステーション戦略的整備 （再エネ水素ステーションと連携）

更なる普及拡大

スケールアップ 水素コスト低減

更なる普及拡大

スケールアップ 再エネ水素 コスト低減

様々なモビリティでの水素利用の本格化

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１．水素エネルギー利用の意義 ２．中長期シナリオ・分野別基本戦略

(a) 調達・供給

① 大量調達・コスト低減

② 再エネ大量導入時代における水素活用方策

③ 天然ガスパイプラインインフラの活用

(b) 利用

① 発電分野での利用

② モビリティでの利用

③ 産業分野等での利用

④ 燃料電池技術の活用

(c) 革新的技術の開発

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海外CCS×未利用エネルギー等を活用した水素の大量調達

エネルギーコストを抑制しつつ、エネルギーセキュリティとCO2排出削減に貢献する方策の一つとして、海外の安価な未利用エネルギーとCCSを組み合わせ、水素として大量調達することが考えられる。

更に、再生可能エネルギーの賦存量の大きい地域等において、将来的に発電コストが十分に低廉化*すれば、直接CO2フリー水素を製造することも可能となる。 * 例えば、米国で2019年に稼働する太陽光の最小コストは5.8円/kWh、洋上風力は3.8円/kWh（LCOE、110円/$）（DOE, 2017）

こうした海外のCCS適地や安価な未利用エネ・再エネを我が国が活用するためには、水素の「製造、貯蔵・輸送、利用」まで一気通貫したサプライチェーンの構築が必要。

海外における再生可能・未利用エネルギー賦存量 海外の大規模CCSサイト

[出典] 千代田化工建設(株)による調査を基に資源エネルギー庁作成 [出典] Global CCS Instituteのデータを基に資源エネルギー庁作成

10.3 12.9

28.9

13.4

7

17

0

5

10

15

20

25

30

35

原子力 石炭 石油 LNG 太陽光※ 水素

[円/kWh]

発電

コス

ト

12

将来における水素コスト低減

導入当初の水素は、天然ガス等の既存のエネルギーと比較して高コストとなることから、コスト低減が不可欠（水素燃料電池戦略ロードマップにおける目標は、2020年代後半に30円/Nm3（発電コストで17円/kWh程度））。

現状は、国内の水素需要が限られ水素供給にスケールメリットが働きにくいことから、より水素を大量消費する水素発電を導入することで、水素需要を飛躍的に増加させることが重要。

2030年以降は水素サプライチェーンの拡大により更なるコスト低減を図り、既存のエネルギーとのコスト差を縮小していく。

2030年における発電コスト比較

[出典] 発電コストワーキンググループ資料、NEDO太陽光発電開発戦略より資源エネルギー庁作成

導入量拡大による更なるコスト低減

水素発電導入量と水素コスト低減のイメージ

2030 2040 2050

発電容量 [GW]

水素コスト： 20円/Nm3

水素コスト： 25円/Nm3

水素コスト： 30円/Nm3

水素コスト低減

水素導入量拡大

※太陽光は調整力コスト、供給力コストを含んでいない点に留意が必要。

好循環の実現

1

10

25

13

国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（液化水素①）

液化水素は、気体水素に比べて体積が約1/800となることから、効率的な輸送・貯蔵が可能。また、気化することで、純度の高い水素の取り出しが容易。

液化水素のサプライチェーンに係るインフラは、LNGと同様の構成であり、より低温である点について、輸送、荷役、貯蔵に関する要素技術を確立することで、サプライチェーンの実現が可能。

液化水素の海上輸送については、世界初の試みであり、日本が世界に先行している一方で、商用の液化水素運搬船の建造・就航に先立ち安全基準の整備・国際基準化が必要。

2020年度までに、未利用資源である褐炭から製造した水素を、液化水素の形態で豪州から日本へ輸送する実証事業により基盤技術を確立し、商用化に向けた道筋を立てる。

液化水素サプライチェーン構築へ向けた取組 液化水素サプライチェーン機器構成

資

源

国

日

本

水素 海上輸送

水素利用

液化水素船の開発

荷役設備の開発・受入関連施設の整備 安全基準の整備・国際基準化

液化水素タンクの大規模化 ボイルオフ低減

輸送

荷役

貯蔵

LNGと同様の機器構成

[出典]川崎重工業資料を基に資源エネルギー庁作成

14

国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（液化水素②）

液化水素については、2020年の褐炭を活用した日豪間サプライチェーンの構築に向け実証中。

2030年の商用化に向けて、2020年代半ばまでに商用化実証が必要。水素輸送量のスケールアップがコスト低減の鍵であり、 2020年初頭までに大容量の輸送・荷役・貯蔵技術の確立と受入関連施設の整備が必要。

また、水素発電設備側においても、大容量の気化器、昇圧ポンプ、配管、継手などの付帯設備の開発・実証が必要。

必要となる技術開発要素 水素発電に向けた付帯設備の開発

実証基地イメージ 実証船イメージ

舶用大型タンクイメージ 陸上大型タンクイメージ

©HySTRA ©HySTRA

[出典] HySTRA及び川崎重工業提供資料を基に資源エネルギー庁作成 [出典] 川崎重工業提供資料を基に資源エネルギー庁作成

2,500m3

50,000m3

タンク容量20倍 タンク容量32倍

1,250m3/タンク

40,000m3/タンク 昇圧ポンプ

大型バルブ 大型気化器

極低温ｺﾝﾌﾟﾚｯｻ

大型液水タンク 水素発電所

水素ｶﾞｽﾀｰﾋﾞﾝ

水素ｶﾞｽｴﾝｼﾞﾝ

液化水素はLNGの3倍の冷熱を有しており、 その利用が重要

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国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（有機ハイドライド①）

MCH（メチルシクロヘキサン）は、体積が気体水素の約1/500となることに加えて、常温常圧で液体であることから、効率的な輸送・貯蔵が可能なうえ、取り扱いが容易であり、タンカーやタンク等のインフラについては、既存設備の利用が可能である。

このため、水素化、脱水素、脱水素後の水素精製に関する要素技術を確立することで、比較的早期に社会へのサプライチェーン実装が期待される。

2020年度までに、未利用エネルギー由来の水素を有機ハイドライドの形態で、ブルネイから日本へ輸送する実証事業により基盤技術を確立し、商用化に向けた道筋を立てる。

有機ハイドライド水素サプライチェーン構築へ向けた取組 有機ハイドライド水素サプライチェーンに係るインフラ

水素化設備の大規模化

脱水素設備の大規模化 脱水素の高効率化 膜反応器を用いた脱水素技術の開発

脱水素後の水素精製

水素化

脱水素

水素精製

水素化・脱水素化を除き、確立された技術の組み合わせであり、既存インフラの利用が可能。 ⇒ 早期の社会実装が見込まれる。

陸上輸送

貯蔵

ケミカルローリー等

石油貯蔵タンク等

海上輸送

ケミカルタンカー等

16

国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（有機ハイドライド②）

有機ハイドライドについては、2020年度のブルネイ－日本間水素サプライチェーンの構築に向け実証事業を実施中。

実証終了後より、商用化の計画、建設を開始し、2025年以降、国内の水素需要に応じた規模で商用サプライチェーンを順次展開。

商用サプライチェーンの初期段階においては、供給する水素の価格低減のため、①プラントの大規模化、②コストダウンに資する技術開発の継続、③タンカー大型化、④既存インフラの有効活用、⑤水素供給規模の確保が必要。

サプライチェーンインフラの概要（2030年度）

[出典] 千代田化工建設(株)資料を基に資源エネルギー庁作成

水素価格の低減に必要となる取組

タンカー 10万ﾄﾝ級専用ﾀﾝｶｰ 東南ｱｼﾞｱ: 5-6隻 中東: 9-10隻

タンク ﾄﾙｴﾝ : 7万kL×3-4基 MCH: 7万kL×3-4基 予備 : 7万kL×1基 用地 : 約20万ｍ２

脱水素 規模: 50万Nm3/h 用地: 6-8万m２

水素 水素

水素化 脱水素 貯蔵 貯蔵

ﾒﾁﾙｼｸﾛﾍｷｻﾝ（MCH）

ﾄﾙｴﾝ CH3

CH3

輸送

輸送

日本 資源国 ① プラントの大規模化（50万Nm3/h）

② コストダウンに資する技術開発の継続 • 触媒開発（高効率化、長寿命化、不純物削減） • プロセス最適化、省エネルギー化

③ タンカー大型化 • 最大で10万トン級タンカーによる輸送を想定

④ 既存インフラの有効活用 • 既存港湾施設、タンク等が利用可能な立地選定

⑤ 水素供給規模の確保 • 安定供給可能で価格的競争力を持つ水素源

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国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（アンモニア①）

アンモニア（NH3）は、他の水素キャリアと比較して体積水素密度が大きく1)、天然ガスから製造されるため比較的安価であり2)、また、既存の商業サプライチェーンを活用することが可能。

直接燃焼利用（脱水素が不要）が可能であり、燃焼時にCO2を排出しないことから、発電等における利用が見込まれる。一方、燃焼時のNOxの排出が課題。

①製造段階でのCO2フリー化、②直接燃焼利用時のNOx低減化、③可燃性劇物3)に係る安全性確保に関して、課題解決することで、有力なエネルギーキャリアとなり得る。

1) 体積水素密度は液化水素の1.5倍（107g/L）で、既存の技術でインフラ整備をより小規模で安価に形成できる。 2) 現状のアンモニア輸入コスト：$250~$300/t（水素熱量換算 14.3~17.1（円/Nm3-H2）） 3) 致死量（吸入ヒト）は1,500ppm（1.07g/m3）

アンモニアサプライチェーン CO2フリーアンモニアサプライチェーン構築へ向けた取組

CO2

天然ガス

化学品、 工業用、脱硝用

アンモニア合成プラント （ハーバーボッシュ法）

天然ガス基地

NH3

輸入基地 （日本）

NH3

アンモニアを大量供給するためのサプライチェーンは確立済み （世界で1.8億トン/年を生産、1,800万トン/年が流通）

CCS, 再生可能エネルギーによるCO2フリー化 プラント・輸送船の大型化

石炭－アンモニア混焼発電の実証 アンモニア燃料電池システムの開発 アンモニアガスタービン発電設備の開発・試運転

製造・輸送

利用

社会リスク評価手法の確立

安全性評価

現状 ※一部、グリーンアンモニアコンソーシアムでの検討も含む

大型タンカー （1.5~2.3万トン級）

18

国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（アンモニア②）

①製造段階でのCO2フリー化、②直接燃焼利用時のNOx低減化、③可燃性劇物に係る安全性確保の課題解決に向けた技術開発・検討等を進め、2020年代半ばまでのCO2フリーアンモニアの導入開始を目指す。

アンモニアサプライチェーン構築シナリオ（イメージ）

供給

利用

調査・FS・導入準備

NOx対策

石炭混焼：小型燃焼炉と石炭火力発電所での混焼試験を実施 ⇒ 排ガス中のアンモニア濃度はゼロでNOx値の変化は限定的

中小型ＧＴ：空燃比制御・２段燃焼等技術で抑制可能を確認 ⇒ 中型：200ppm以下※、小型：70ppm以下※を目指す

大型ＧＴ：脱水素からの水素発電を検討中 ⇒ 高圧下脱水素触媒等要素技術の基礎検討中 60ppm以下※を目指す

CO2フリー化

CCS/EOR実施サイトの検討 ⇒ アメリカ メキシコ湾岸、サウジアラビアにて CO2フリーアンモニア製造の検討を開始

安全性確保

発電所等管理されたサイトでの利用を想定

2025 2030 2050 2020 現在

天然ガス×CCS CO2フリーアンモニア導入開始

石炭混焼 ／中型GT

既設改良設計／実証 初期導入 本格導入

小型GT 実証 初期導入 本格導入

大型GT

再エネ由来 国内／海外輸入デモ 調査／FS／海外実証 初期導入

主要設備開発 実証 初期導入 本格導入 要素技術

本格導入

デモ

↑輸入量50万t/y ↑輸入量300万t/y

↓オリパラデモ計画

※ いずれも脱硝前

19

国際水素サプライチェーン構築に向けたシナリオ（ｶｰﾎﾞﾝﾆｭｰﾄﾗﾙ・ﾒﾀﾝ）

国内における既存のエネルギー供給インフラ（都市ガス導管やLNG火力発電所等）の活用や、熱利用の低炭素化の観点から、エネルギーキャリアとしてのメタンは大きなポテンシャルを有する。

発電所等から排出されるCO2を回収し、CO2フリー水素と合成することで、メタン利用時のCO2排出量はメタネーション時のCO2回収量と相殺することが可能（カーボンニュートラル・メタン）。

実用化に向けては、CO2調達コストの低下、メタネーション設備の低コスト化、海外でメタネーションを行う場合のCO2削減効果の帰属先に係るルールメイキング等が必要。

再エネ由来水素とCO2合成によるメタン製造コスト試算 メタン利用イメージ

【試算の前提】 ・電力単価：再エネの発電コスト

・実線：メタネーション設備コストが現状の1/3に低減したケース

・破線：メタネーション設備コストが現状の1/6に低減したケース

[出典] 「我が国におけるPower to Gasの可能性」（柴田, 2015）を資源エネルギー庁編集

CO2

H2

CO2

輸送 利用

H2

CH4

発電所等 CO2回収量と 排出量の相殺

都市ガス導管利用

［出典］資源エネルギー庁作成

再生可能エネルギー大量導入に向けたPower-to-gas技術の活用

IEA等において、将来の再生可能エネルギーの大量導入に伴い、年間を通じて供給過剰が発生し、大規模な出力制御が必要となることが予測されている。

日本においても系統や調整力の問題は既に顕在化しているが、今後、再生可能エネルギー利用を拡大するためには、調整電源の確保のみならず、余剰電力を貯蔵する技術が必要。

特に、蓄電池では対応の難しい季節を超えるような長周期の変動に対しては、水素としてエネルギーを貯蔵するPower-to-gas技術が国内外で注目されている。

[出典] Energy Transition (EPEXマーケット情報)を資源エネルギー庁編集

ドイツにおけるネガティブプライスの発生状況 2040年時点の再エネ余剰発生予測（米国）

エネルギー貯蔵技術による余剰回避部分

再エネ余剰の発生

調整電源の出力を最低限まで落としてもなお供給量が需要を上回ることで、”余剰”となる再生可能エネルギーが発生し、電力取引市場において電力価格がマイナスとなる”ネガティブプライス”が発生。

こうした”余剰電力”を日～年単位でシフトさせるためには、Power-to-gas技術の開発・実証が不可欠。

[出典] “World Energy Outlook 2016” (IEA, 2016)

年間の再エネ余剰

20

再生可能エネルギー由来水素の活用に向けたシナリオ

国内の再生可能エネルギー由来水素の本格活用に向けては、コスト低減が鍵。

再エネ由来水素のコスト要因は、①原料である再エネ電源からの電力供給コスト（OPEX）、②水素製造設備等の稼働率、③水電解装置を中心とした設備コスト（CAPEX）の３つ。

①再エネ電源からの電力供給コスト及び②水素製造設備等の稼働率については今後の再エネ導入状況に依存する一方で、③設備コストについては、国際競争力確保の観点からも、2020年までに5万円/kWを見通すことのできる技術の早期確立を目指すことが必要。

［出典］資源エネルギー庁作成

水素製造コスト低減イメージ 開発目標

2017 2030

＜試算の前提条件@2017＞ • 水電解装置 100万円/Nm3/h • 電力単価 32.68円/kWh • 電力原単位 5.0kWh/Nm3 • 稼働率 10%

円/Nm3

45

270

＜試算の前提条件@2030＞ • 水電解装置 26万円/Nm3/h • 電力単価 5.0円/kWh • 電力原単位 3.9kWh/Nm3 • 稼働率 10%

欧州においては2030年時点で580～760EUR/kWを目標としているところ、我が国においてもNEDO目標である5万円/kW（26万円/Nm3/h）を早急に実現することが重要。

［出典］”Development of Water Electrolysis in the European Union” (FCHJU, 2014)

21

22

地域の未利用資源の活用による低炭素な水素サプライチェーンの構築

再エネ等を活用した低炭素な水素の供給源として、未利用となっている地域資源（再エネ・廃プラ・下水汚泥・副生水素等）の活用が注目されている。

地域の未利用資源を活用した水素サプライチェーンの構築は、将来的な低炭素水素の利活用拡大のみならず、地域のエネルギー自給率の向上や新たな地域産業創出にも資するものであり、現在種々の実証が進められているところ。

一方、こうしたサプライチェーンの構築にあたっては、コスト面が大きな課題となっており、将来的な普及拡大を見据えると、①地元自治体や企業との連携等による地域の水素需要拡大及び需給の最適化(設備利用率向上に寄与)、 ②各種水素関連設備の低コスト化、③ランニングコストの低減(発電・原料調達コストの低減等)に取り組むことが不可欠。

風力発電を活用した水素サプライチェーン 下水汚泥を活用した水素サプライチェーン 家畜糞尿を活用した水素サプライチェーン

23

水素パイプラインの活用可能性

国内での水素の大量輸送手段として、将来的にコスト・環境性の両面からパイプラインが有力となる可能性。（既に欧米では数千kmの水素パイプラインが存在していることから、パイプラインの経済合理性、技術的なフィージビリティは証明されていると考えられる。）

国内においても、パイプラインを活用し、製造した水素を近傍で利用する取組が存在。短期的にも、今後の水素ステーション等の整備の進展に合わせたエコシステム形成が期待される。

国際水素サプライチェーンが商用化する2030年以降は、臨海部でのローカル水素ネットワークの形成や、既設の都市ガスパイプラインの活用の可能性。これらを念頭に置いた検討が必要。

水素パイプライン活用シナリオ 海外における水素パイプラインの敷設事例

[出典] 平成26年水素ネットワーク 構築導管保安技術調査

第１段階

第２段階

第３段階

【供給源近傍での水素利用】 水素ステーション周辺や再生可能エネルギー源近傍での小規模な水素利用

【臨海部でのローカルネットワーク】 海外から輸入する水素の受入施設周辺での比較的大規模な水素利用

【都市ガスパイプラインの活用】 メタネーション技術等の活用による既設都市ガスパイプラインを利用した水素輸送

[出典] Air Liquide webサイト

24

１．水素エネルギー利用の意義 ２．中長期シナリオ・分野別基本戦略

(a) 調達・供給

① 大量調達・コスト低減

② 再エネ大量導入時代における水素活用方策

③ 天然ガスパイプラインインフラの活用

(b) 利用

① 発電分野での利用

② モビリティでの利用

③ 産業分野等での利用

④ 燃料電池技術の活用

(c) 革新的技術の開発

25

発電分野での利用

発電での利用は水素を大量に消費する重要なアプリケーション。（1960年代にLNGのサプライチェーンを構築した際も、天然ガスを長期・固定価格で買い取った上で発電用途に活用。）

水素発電は、電力量価値に加え、調整力・供給力（容量）の双方の価値の提供できる可能性があり、再生可能エネルギーの導入拡大に必要となる調整電源・バックアップ電源としての役割を果たしつつ、低炭素化する有力な手段となり得る。

また、水素は天然ガス火力での混焼も可能であることから、導入初期は既設の天然ガス火力における混焼発電を中心に導入拡大を図っていくことが適当。

電力量価値 調整力※ 容量

LNG ○ ○ ○

石炭 ○ △ ○

石油 ○ ○ ○

原子力 ○ △ ○

再エネ （自然変動電源）

〇 × △

水素 ○ ○ ○

各電源の特徴 水素発電導入イメージ

[出典] 資源エネルギー庁作成

現在 2030 2040 2050

発電

量

■LNG・水素混焼発電 ■水素専焼発電 ■LNG発電

（※）調整力についてはイメージ。実際に調整力として認定されるかどうかは、制御機能の有無や応動時間、継続時間等に依ることに留意が必要。

26

発電分野での利用に向けた技術開発

水素発電技術の社会実装に向けては、特に水素の燃焼特性に応じた燃焼器の開発が不可欠。

拡散燃焼方式や予混合燃焼方式など、従来の火力発電で実績のある燃焼器を水素混焼発電に転用するための研究開発や技術実証については、すでに一定の取組が進められている一方、NOxの低減や発電効率の向上といった技術課題に対応していくことが求められる。

また、将来的に水素専焼発電を実現するためには、NOx値の低減、高い発電効率、高濃度な水素混焼などを同時に達成可能とする新たな燃焼技術を早期に実用化することが重要。

各燃焼方式の特徴・課題

特徴 課題 開発フェーズ 将来目標

拡散燃焼方式 •燃料と空気を別々に噴射

•幅広い混焼率に対応

•高温スポットの発生によりNOx値が高くなる傾向

•蒸気・水噴射による性能低下

実証・実用化段階 ～2020年頃： 1MW級水素CGS 混焼/専焼実証運転実施

予混合燃焼方式 •燃料と空気を混合して噴射

•高効率と低NOxを同時に実現

•逆火現象が発生しやすい

•上記の課題に伴う水素混焼率の制限

技術開発段階

～2020年頃： 混焼発電プラント基本設計実施 ～2025年頃： 500MW級GT 混焼実機検証実施

新燃焼方式 •NOx値を低減しつつ、高い発電効率を実現 •逆火現象の発生リスクを低減 •水素専焼発電に対応

基盤研究段階

～2025年頃： 30MW級GT 専焼実機検証実施 ～2030年頃： 500MW級GT 専焼実機検証実施

水素混焼発電に向けた取組としては、①NOx値の低減、②逆火現象への対応、③発電効率の向上が必要。また、さらに先を見据えた水素専焼発電に向けた取組としては、これらに加え、④水素混焼率の向上が必要。

27

モビリティにおける水素利用①（FCV・水素ステーション）

モビリティにおける水素利用の中核はFCV・水素ステーションの普及。

FCV・水素ステーションの2020年代後半の自立化に向けては、 (a) FCVの量産化、及び (b) 安定収益の裏付けのあるステーション整備（自立的なビジネス展開）が必須。そのため、規制改革、技術開発、ステーションの戦略的整備を三位一体で推進。

(a) 燃料電池技術の横展開、及び (b) 水素ステーションインフラの有効活用（稼働率向上）の観点からは、他のアプリケーションへの展開を合わせて進めていくことが重要。

2020 2025 2030 2017

100

160

320

水素

ステ

ーシ

ョン

整備

箇所

数

FCV

普及

台数

4万

20万

80万

水素ST先行整備 4大都市圏中心 地方中核都市

自立的拡大 全国展開

FCV・水素ステーションの 2020年代後半の自立化⇒

集中整備期

水素ステーション箇所数

FCV普及台数

FCV･水素STの普及イメージ 水素ステーションを中心としたエコシステム形成

追加的なインフラが不要

追加的なインフラが必要 [出典] 各種公開資料より資源エネルギー庁作成 [出典] 資源エネルギー庁作成

28

【参考】FCV・水素ステーションの自立化に向けた取組

水素ステーションの戦略的整備に向けた 官民一体の推進体制の構築

国内水素ステーションでの水素販売 国内FCV製造

海外水素ステーション・国内 ガソリンスタンドでの燃料販売 海外FCV製造

規制レベルの イコールフッティング

FCV・水素ステーションに関する 各省にまたがる規制改革の貫徹

年内の各社の投資による新会社の設立を 目指す。国も補助金等により支援。

公開の有識者会議を設置・早期検討開始。必要な研究開発も支援。

（水素STのコスト低減等） • 保安検査方法の緩和

• ステーションの遠隔監視による無人運転の許容

（FCVの量産・コスト低減等） • FCV用タンクの製造時の品質

管理方法の見直し

• FCV用タンクの開発時の認可の不要化

主な検討項目

水素ステーションの戦略的整備に向けた 民間11社による協業に係る覚書を締結（5/19）

規制の総点検 →規制改革実施計画（37項目。6/9 閣議決定）

再エネ由来水素ステーションの整備状況

全国26箇所 ※整備中、計画中含む

地産地消の再エネを活用した水素社会のイメージ

非常用電源としての活用

避難所 家庭

小水力

太陽光

風力

バイオマス

地域の再エネ

モビリティ

水素製造・貯蔵・供給

再エネ由来水素ステーションの展開

再生可能エネルギー由来水素ステーションは、①水素製造時も含めトータルで低炭素、②地域における水素需要の喚起、③省スペースでの設置、④環境学習等の啓発への利活用、⑤地産地消の特長を持つ。

一方、①充填圧力1)や②製造能力2)、③コストが課題。 1) 35MPa（商用ステーションは82MPa）、2) 0.7～５Nm3/h（商用ステーションは50～900Nm3/h）

充填圧力については2018年度から70MPaに対応するとともに、今後は商用水素ステーションの整備と連携しつつ、より規模の大きな再エネを活用し、再エネ由来水素ステーションの製造能力の向上、低コスト化を図っていく。

29 [出典] 環境省作成

モビリティにおける水素利用②（FCバス）

水素ステーションの稼働率向上、収益性増強の観点から、安定的かつ大きな水素需要を見込めるFCバスの普及は不可欠。

公共交通の電動化において、充電等の点でFCバスがEVバスやトラムに比べ優位性有り。

大容量の外部給電機能（避難所4.5日分）を有するFCバスは、災害時の活躍にも期待。

水素消費量の比較 FCバスの国内展開イメージ

[出典] “Fuel Cell Electric Buses-Potential for Sustainable Public Transport in Europe” (FCHJU, 2015)

FCバスと充電バス等との比較

航続距離 路線柔軟性 充電・給水 運行効率 インフラ費用

急速充電バス ○ × × × ○

夜間充電バス × ○ × × ○

TRAM ○ × ○ ○ ×

FCバス ○ ○ ○ ○ ×

3,850kg

＜1年間の水素消費量＞

86kg

45台分

水素ステーションの稼働率・収益性の向上

2030年にFCバスの販売台数がFCVの政府目標（新車販売台数に占める割合3％※）と同程度で達した場合。 ※次世代自動車戦略2010(2010年4月12日策定）

北海道：75台

東北：100台

関東：397台

北陸：65台

中部：114台

近畿：179台

中国：82台

四国：30台

九州：171台

沖縄：14台

＜約1,230台(2030年)＞

30 [出典] 国土交通省発表資料より資源エネルギー庁作成

大型：56万台 9,192kg/台

中型：85万台 2,894kg/台

小型：182万台 1,103kg/台

モビリティにおける水素利用③（FCトラック）

商用トラックの国内市場保有台数は320万台以上あり、バス（23万台）以上の大きな水素需要を見込めるポテンシャルを有する。

商用トラックのゼロエミ化に当たっては、航続距離の伸長が不可欠。（a）EVトラックではバッテリーを、（b）FCトラックでは水素タンクを増やすこととなるが、ユニット質量におけるそれぞれが占める割合から、100km以上の領域においてはFCトラックに優位性有り。

既に、コンビニ配送車両など、国内外において大型車両のFC化に向けた検討が進められている。

水素消費量の比較 EVとFCのユニット質量の比較

86kg

⇒ユニット質量が重くなるほど、積載量は減る

ユニット質量 (kg/台) 小型トラック：車両総重量8tクラスの場合

航続距離(km)

大型車両のFC化

1年間の 水素利用量

コンビニ配送車両のFC化 (トヨタ自動車×ｾﾌﾞﾝ-ｲﾚﾌﾞﾝ･ｼﾞｬﾊﾟﾝ)

大型トラックのFC化 （トヨタ自動車(カリフォルニア州)) [出典] 各種公開情報より資源エネルギー庁試算 31

32

燃料電池フォークリフトは、電動車（EV）や従来のガソリン車に比べ、充填時間やCO2排出量の点で優位性がある。一方、イニシャルコスト、燃料費（対電動）の高さが課題。

国内でも大規模フォークリフトユーザーだけで12万台（FCV36万台分※）以上のポテンシャルが

あり、将来大きな水素需要源となり得る。 ※ FCVの年間水素消費量：86kg/年、FCフォークリフトの年間水素消費量：250kg/ 年（1日8時間稼働時（稼働率55％））

モビリティにおける水素利用④（FCフォークリフト）

FCフォークリフトのメリットと課題

車両価格 （ガソリン対比）

燃料費・電気代 （ガソリン対比）

燃料補給 ／充電時間

Well to Wheel （ガソリン対比）

備考

FC車 500 52 3分 42 要充塡設備

電動車 140 25 6～8時間 58 鉛蓄電池

載せ替え15分

ガソリン車 100 100 3分 100

ディーゼル車 140 69 3分 79

[出典] 豊田自動織機へのヒアリングを基に資源エネルギー庁作成

８時間稼働 （稼働率55％）

比較

※水素は天然ガス由来、0.95kgCO2/Nm3、100円/Nm3 ガソリン130円/l、軽油110円/l、電気20円/kWhと仮定。

FCフォークリフトの国内展開ポテンシャル

＜国内のサイト毎のフォークリフト保有台数＞

79千台

1～5台,

84%

6～10台,

8%

11～20台,

5%

21～50台,

2%

50台超,

1%

約60万台

20台以上の大規模ユーザー 割合は3％程度だが、台数でみると 12万台以上のポテンシャル

[出典] 豊田自動織機へのヒアリングを基に資源エネルギー庁作成

33

現在のフォークリフト等への対応状況

モビリティにおける水素利用④（FCフォークリフト）

フォークリフト等の産業車両は限られたエリア内でのみ稼働する性質を持つことから、水素供給インフラについては、①将来の目指すべき姿とともに、②過渡期の在り方を検討することが必要。

特に、過渡期においては水素ステーション等のインフラの有効活用という観点も重要。

オンサイトＳＴ

オフサイトＳＴ

35MPa専用 簡易充填車

水素製造・出荷設備

小規模需要家 巡回

製 造

輸 送

充 填

需要地近接 & 35MPa充填

将来の水素供給インフラの拡大可能性

2009年から2016年までの7年間30％税還付等支援

⇒ 累計11,000台以上普及

屋外の蓄圧器と

液体水素貯槽 15,000ガロン

＝4,000kg

屋内ディスペンサー ×６ヶ所

＜BMWサウスカロライナ工場（米国）での導入事例＞

牽引車・フォークリフト計275台 （FCユニット：Plug Power社製）

A) 需要地に大規模な供給設備を設置 ⇒ 液化水素サテライト／オンサイトガス改質

B) 水素ステーションからの供給 ⇒ パイプライン／M&D方式※

※Ｍ＆Ｄ（Mother＆Daughter）方式：オンサイトSTからオフサイトSTへカードルやトレーラーで水素を供給する形態。

[出典]Plug Power社ホームページ

モビリティにおける水素利用⑤ （その他のアプリケーション）

その他、産業車両としての燃料電池車両の活用が期待されており、現在、燃料電池ゴミ収集車などの開発・試作・実証も進められているところ。

また、小型燃料電池船の試作・実証も進められているところ。

燃料電池トーイングトラクター

国内稼働台数と電動化比率（2016年）

稼動総数 約1,500台

燃料電池ゴミ収集車

[[出典]環境省「CO2排出削減対策強化誘導型技術開発・実証事業」、豊田自動織機 [[出典] 環境省「CO2排出削減対策強化型開発・実証事業」

エンジン車 94%

電動車6%

燃料電池船舶 燃料電池車両

水素タンク

電力変換装置

燃料電池

モーター

非電化区間を低炭素化するエネルギー源の一つとして検討 営業用車両として必要な技術的課題への検討が必要

電化区間約70%

非電化区間約30%

国内鉄道路線の電化・非電化割合 （2016年3月末現在）

（車両イメージ） 海運業界の低炭素化の可能性に期待 商用化への課題抽出や水素供給体制についての検討が必要

[[出典] 環境省「CO2排出削減対策強化型開発・実証事業」(平成26～27年度)、 国立大学法人東京海洋大学

空港を中心として、低炭素なエネルギー転換に期待 エンジン車に代替しうる高出力・長時間稼働の検討が必要

75000

80000

85000

2013.3末 2014.3末 2015.3末 2016.3末

ゴミ収集車（普通車）保有台数

将来の水素利用や省CO2に向けた発展性に期待 実用化に向けた車両開発や、導入・維持費用低減の検討が必要

[出典]自動車検査登録情報協会資料を基に環境省作成

34

35

産業分野等での水素利用①（日本におけるポテンシャル）

2030年以降に大量調達するCO2フリー水素は、発電やモビリティのみならず、産業分野においてCO2フリーの燃料として活用することで、電化が困難なエネルギー利用分野の低炭素化を図ることが可能（化石燃料のCO2フリー水素による代替）。

また、現在、国内で工業用途で使用される水素は化石燃料から作られていることから、これをCO2フリー水素に代替することでも低炭素化が可能（化石燃料由来水素のCO2フリー化）。

[出典] 勝又他（日本機械学会論文集, 2016）を基に資源エネルギー庁作成

国内における水素需要内訳の試算

全消費量 236億Nm3

エネルギー利用用途と温度レベル

利用温度 利用手段 主な熱供給設備 利用分野

~1,500℃ アーク加熱 アーク炉 鉄鋼・非鉄金属・石油・石炭・化学

等

~1,000℃

燃焼熱 各種工業炉（高

炉）

燃焼熱・マイクロ波加熱・遠赤外

線加熱

乾燥炉 熱処理炉 電機・自動車

等

~100℃

蒸気 蒸気ボイラー

温水 コージェネ、案水

ボイラー 食料品製造

暖房 ヒートポンプ

建物空調 冷房 吸収式冷凍機（温水器）

~0℃ 冷水

ＬＮＧ 圧縮式冷凍機 冷凍

水素火炎温度※

2300℃

※断熱火炎温度を想定

● ●

[出典]日本ガス協会HPを基に作成

電気で作れる熱の範囲

36

産業分野等での水素利用②（欧州での取組）

欧州においては、今後大量に導入する再生可能エネルギーを電力・モビリティ以外の分野で活用していく観点から、産業分野等での「グリーン水素」の活用が検討されている。

特に、欧州では環境規制の下、グリーン水素の需要が成長するシナリオが検討され、2030年にグリーン水素需要が全水素需要の17％を占めるという試算も存在。主要なグリーン水素需要産業として、自動車、リファイナリ、Power-to-gas（ガス網注入）、化学を想定。

我が国のCO2フリー水素利用に際しても、これらの産業でのポテンシャルは大きい可能性がある。

欧州におけるグリーン水素需要の各分野ごとの内訳

■ 化学 ■ リファイナリー ■ 金属 ■ その他 ■ P2G ■ 自動車

[出典] “Power-to-Hydrogen: Legal Barriers and Regulation” (Uniper, 2016)

欧州におけるグリーン水素の利用イメージ（リファイナリー）

[出典] “Generic estimation scenarios of market penetration and demand forecast for “premium” green hydrogen in short, mid and long term”

(CertifHy, 2015)

0

10

20

30

40

50

60

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

エネファーム（PEFC）

エネファーム（SOFC）

エネファーム（SOFC）逆潮あり

2016～

業務・産業用（SOFC）

2017～

37

燃料電池コジェネの活用による低炭素化

熱利用を含めた燃料電池コージェネレーションのCO2排出係数は、既に2030年における電源の低炭素化目標（0.37kg-CO2/kWh）を下回っており、CO2排出削減に大きな効果を有する。

現状のコストは低圧電力料金よりも高額であるが、コスト低減の余地があり、将来的には系統電力を購入するよりも安価に発電することが可能となる（グリッドパリティの突破）。

発電あたりCO2排出量 発電コスト低減イメージ

36.3

21.7

34.7

21.3

現状 2018 2019 2020 2021 2022

エネファーム

（PEFC）

エネファーム

（SOFC）

高圧電力

(円/kWh）

低圧電力

20

25

0

30

35

40

24.7

業務・産業用（SOFC）

※「電気事業における低炭素社会実行計画の策定について（2015年7月17日、電気事業連合会ほか）」に定める2030年度の目標値

0.66

0.28～0.30

(熱利用込)

0.37

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

火力発電 燃料電池コジェネ 電力全体※

CO

2排

出係

数 [

kg-C

O2/k

Wh]

2030年 目標

現状

低圧電力

高圧電力

[出典] 事業者ヒアリングに基づき資源エネルギー庁作成

25.4

＜試算条件@2017＞ ＜試算条件＠2020頃＞ 【発電効率、排熱価値】 ・PEFC現行機：39％、○円/kWh ⇒ ○％、○円/kWh PEFC次世代機 ⇒ ○％、○円/kWh ・逆潮なしSOFC：52％、○円/kWh ⇒ ○％、○円/kWh 逆潮ありSOFC：52％、○円/kWh ⇒ ○％、○円/kWh ・業務産業用：50％、4.9円/kWh ⇒ ○％、○円/kWh ※業務産業用については、運転管理費（2円/kWh)がある。

排熱利用 価値向上

逆潮

2017 2019

低圧電力

高圧電力 発

電コ

スト

（熱

利用

込）

[円

/kW

h]

※補助金なし

2020 2021 2018

32.0

32.6

PEFC SOFC

2022

25.4

38

燃料電池コジェネ活用に向けたシナリオ①（エネファーム）

エネファームについては、更なる発電効率の向上（SOFC）、熱利用率の向上（PEFC）に向けた技術開発を進めるとともに、集合住宅や寒冷地など、優位性のある市場を開拓し、民生部門での低炭素化を促進する。

また、余剰電力取引を通じて、高効率発電電力を他の需要家にも融通する取組を拡大する。

マーケット 余剰電力取引によるCO2排出削減量比較

マーケットポテンシャル エネファーム導入台数 方向性

うち寒冷地

戸建

集合

ZEH推進

逆潮による発電量向上

排熱価値向上

小型化の推進フロー約50万件

ストック　約530万件

フロー　約7万件

ストック　約2,930万件

フロー　約42万件

約4.1万台

（新築＋既築）

約0.1万台

約1,650台

[出典]大阪ガスＨＰ

【ＺＥＨ イメージ図】

【集合住宅 イメージ図】

寒冷地市場、集合市場は、 「ＰＶ＋蓄電池」が入りづらい市場

※寒冷地とは、「エネルギーの使用の合理化等に関する法律」（省エネ法）における「地域区分1～4」とする。

[出典] 日本総研作成資料を基に資源エネルギー庁作成

2.8

5.4

0123456

逆潮流なし 逆潮流あり CO

2削

減量

[kg

-CO

2/(

日・台

)]

【SOFC】

39

燃料電池コジェネ活用に向けたシナリオ②（業務・産業用FC）

業務・産業用燃料電池については、低熱電比需要家への導入を進め、グリッドパリティの突破を早期に実現するためイニシャルコストの低減に資する技術開発を進めていく。

また、GTCC※を超える発電効率（60%超）の実現に向けた技術開発を進め、分散型電源による電力供給の可能性を更に切り開く。 ※ガスタービンコンバインドサイクル

発電コスト低減のイメージ 超高効率SOFC実現の可能性

＜試算条件＞ 発電効率50％、排熱利用率30％稼働率80％ 耐用年数10年、 燃料費単価75円／m3 運転管理費2円/kWh 排熱価値4.9円/kWh

2017 2019 2021 2022 2018

低圧電力

高圧電力

発電

コス

ト（

熱利

用込

） [

円/k

Wh]

34.7

24.7

排熱価値 ▲4.9

排熱価値 ▲4.9

低熱電比需要家数

契約電力 ~50kW 50~300kW 300~ 500kW

500~ 1,000kW

1,000~ 2,000kW

2,000kW~

件数 717,420 172,740 35,145 13,095 5,235 1,670

[出典] 富士経済「～需要家別マーケット調査シリーズ2013～業務施設エネルギー消費実態・関連機器市場調査」 ※熱電比0.5以下を低熱電比として抜粋

[出典] 東京ガス発表資料 [出典] 業界ヒアリングより資源エネルギー庁作成

40

１．水素エネルギー利用の意義 ２．中長期シナリオ・分野別基本戦略

(a) 調達・供給

① 大量調達・コスト低減

② 再エネ大量導入時代における水素活用方策

③ 天然ガスパイプラインインフラの活用

(b) 利用

① 発電分野での利用

② モビリティでの利用

③ 産業分野等での利用

④ 燃料電池技術の活用

(c) 革新的技術の開発

41

革新的技術の開発①

中長期（例えば2050年）の水素社会の拡大・本格普及のためには、革新的技術の開発が必要であり、このため水素の「製造」、「供給」、「利用」のそれぞれについて技術開発を推進。

基礎研究の有望シーズと産業界のニーズの双方を踏まえ、可能な限り具体的な目標を設定した上で、研究開発領域を選択・集中、成果の橋渡しを行うなど、各府省庁が密に連携して実施。

目指すべき将来像と解決するべき課題の例 現在の取組事例等

製造

化石燃料・CO2フリーで高純度な水素を低コストで製造する技術の確立

Pd等貴金属の利用量を抑制した水素高純度化透過膜の開発

希少金属不使用触媒(下図)や、熱化学反応による水分解などの新たな水素製造技術に係る研究

高いプロトン伝導輸率を持つプロトン伝導性セラミックによる中温水電解技術の実用化（伝導度0.01S/cmかつプロトン輸率0.85） 等

将来像

課題

水素精製装置製造コストを現在比1/2

排熱活用等を含めた水素製造ランニングコスト20円/Nm3

[出典] 理化学研究所

42

革新的技術の開発②

目指すべき将来像と解決するべき課題の例 現在の取組事例等

利用

供給

将来像

課題

水素脆化メカニズムの解明

低コストかつ高効率なエネルギーキャリアの開発

再生可能エネルギーと水からエネルギーキャリアを合成する技術の確立

軽量・高強度かつ水素脆化を防ぐ格納容器の開発（水素脆化メカニズムの解明）、 水素吸蔵合金の軽量化・低コスト化

革新的なエネルギーキャリアの開発（ハーバー・ボッシュ法より省エネルギーかつ低環境負荷なアンモニア合成法の開発等）

安定・安全・効率を備えた大量貯蔵・輸送技術

トルエン水素化と水分解を同時に行う膜電解技術（電流密度１A/cm2

（1.7V）、トルエン転化率95％以上、電解槽本体コスト20万円/(Nm3/h)等

将来像

課題

超高効率水素発電（発電効率70～80%以上）

コンパクト・高効率・高信頼性（高耐久化）・低コストな燃料電池等の技術の研究開発

発電効率70%・動作温度500～600℃の中温作動形固体酸化物燃料電池、動作温度200～600℃の中低温形燃料電池

低温作動と超高効率変換を両立する新規プロトン伝導電気化学デバイス用の材料・部材化技術（イオン輸率0.90以上、発電効率80%以上） 等

[出典] エネルギー・環境新技術先導プログラム2017(NEDO)

[出典] エネルギー・環境新技術先導プログラム2017(NEDO)