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低炭素社会の実現に向けた水素エネルギーについて(3)

-熱需要におけるCO2フリー水素による化石燃料代替-


東京電力ホールディングス(株)技術・環境戦略ユニット技術統括室 プロデューサー


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※ 低炭素社会の実現に向けた水素エネルギーについて()、(

二次エネルギーであるがゆえの課題

【6】ガス体エネルギーとしての活用策

 次に水素を消費する側であるが、すでに設置されているボイラ等既存設備・インフラを活用する方法もある。ボイラ用燃料であれば可燃性ガスが混合されていれば概ね用が足りる。この場合、必ずしも純水素にこだわる必要はなく、都市ガスとの混合が現実的な手段といえる。
 しかし、ガス機器側が水素混入後のガスに対応していなければならない。さもなければ、すべてのガス機器を交換せざるを得ない。ガス機器の交換を極力避けることが水素エネルギーの初期の需要喚起につながると思われる。
 化石燃料に水素を混入させて利用する場合、安全面を不安視する意見もあると思うが、ガス機器についてはガス用品の技術上の基準等に関する省令により規定されている。都市ガスの規格も同省令に謳われており、燃焼速度(MCP)と燃焼性指数の一つであるウォッベ指数(WI)の範囲で種別分けすることが定義されている。都市ガスの主流である13AはMCPが35~47、WIが52.7~57.8の間で定義されている。
 13Aの発熱量を都市ガス事業者間で比較すると、首都圏の都市ガス事業者は45MJ/Nm3であるが、東北地方では県内油田から採掘される発熱量の高い天然ガスを主として用いているため50MJ/Nm3を約款に謳う事業者がいる。同様に中越地方では42MJ/Nm3を約款に謳う事業者もいる。同じ13Aでも事業者の間で発熱量に10%以上の差が生じているのである。水素の高発熱量は12.8MJ/Nm3であり単位体積当たりの発熱量が13Aに比べ約1/3であることから、都市ガスに10%(体積比)の水素を混入すると発熱量の減少は7%程度になる。東北地方の50MJ/Nm3の都市ガスに水素を10%混入すれば、むしろ首都圏の都市ガスの発熱量に近づく。
 13Aの代表的な発熱量である45MJ/Nm3の場合、最大22.2%まで水素を混入することが可能である(図10)。


図10

図10 都市ガス(13A)の規格と水素混入量

 このように13Aの基準も維持できることから水素の都市ガスへの混入によって生じる課題は技術的に少ないものと思われる。
 もちろん、ガス事業法を整備することや熱量調整における規制緩和等、法令・規制面における整備も必要と思われるが、技術的に課題が少ないのであれば、化石燃料の消費を削減する方策として都市ガス混入の検討を加速する必要がある(図11)。


図11

図11 既存ガスインフラを活用したエネルギーネットワークイメージ

 なお、消費者が各々需要場所で都市ガスとCO2フリー水素を混合させていては、当然非効率になる。需要家側の設備に変更を加えない方法として、欧州のように天然ガス導管に水素を混入し、そのままガス導管で供給できれば効率的に水素供給ネットワークを構築できるうえに、輸送に関わる費用を抑えることもできる(図12)。


図12

図12 日本のガスインフラ状況
出典:ガスのインフラ整備に関するWG報告書(経済産業省)

【7】CO2フリー水素ガスの普及策

 現在、水素エネルギーは化石燃料に比べ割高であり、このままでは普及が見込めない。政府もロードマップで、商用開始時に海外から30円/Nm3(CIF価格)以下での水素の輸入を目指すとしている。
 発電事業として水素を活用した時の経済性であるが、水素価格を30円/Nm3とした場合、発電単価は17円/kWhとなり、石油火力よりは安価になるが、LNG火力や石炭火力に対しては経済性に劣るという試算結果が報告注2)されている(図13)。

図13
図13 水素導入時の発電コスト試算
出典:水素発電に関する検討会報告書(H27)

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注2)
経済産業省(2015) 水素発電に関する検討会報告書

 また、脱炭素方策として、LNGを水素で置換した場合減少するCO2の金額を試算注3)すると、約18,000円/tCO2になる。脱炭素方策としても、もう一段のコストダウンが求められるところである。
 エネルギー効率を考えた場合、電気は貯えずにそのまま電気として利用することが合理的であることは前述のとおりである。電力貯蔵技術として評価する場合、蓄電池や揚水発電など他の技術と相対的な評価を行い、充放電効率をはじめ水素で貯蔵するメリットを見出す必要がある。
 燃料として水素を活用した時の経済性は、水素製造装置の設備稼働率と水素を製造する際に消費する電力の単価に依存する。CO2フリー水素WGの報告書では設備費が5.2万円/kW、電力単価が13.6円/kWhの場合、水素の原価は90円/Nm3(設備稼働率50%)~170円/Nm3(設備稼働率10%)となる(図14)。


図14

図14 設備利用率毎の水素単価
出典:CO2フリー水素WG報告書

 水素エネルギーを製造する前提は余剰電力対策であることから、余剰電力が発生しているときの市場価格は13.6円/kWhからはるかに安価な価格で取引されるものと思われる。仮に13.6円/kWhの半額で調達できた場合、40円/Nm3台まで下がる可能性がある。
 これまで、電気は再生可能エネルギー、熱需要は化石燃料の構図となっており、燃料での再生可能エネルギー利用の施策がほぼなかった。冷暖房・給湯など熱需要は、電気と燃料のいずれのエネルギーから賄うことができる、トレードオフの関係にあることから経済合理性で考えた場合、消費者はFITの賦課金によって電気代が大幅に上昇すると電力消費を抑制し、FITの賦課金がない燃料に代替していくことになる。また、電力需要であっても消費者は燃料を購入し自家発電を行えばFITの賦課金を払う必要がない。
 つまり、電気と燃料では環境政策上イコールフットとなっていないため、FITの賦課金価格の上昇は化石燃料消費を促すおそれがあるのである。
 これを解決するため、また長期的には自立的な価格を目指すためにも、初期の需要ではCO2フリー水素に対して一定のインセンティブを検討する必要がある。電力でも過去にPVや風力発電で同様の議論がなされてきた。従来の発電方式に比べ再生可能エネルギーによる発電単価は数倍のコストがかかるとされ、その差額をFITにて埋めることで市場拡大を図り、その量産効果で導入コスト削減を目指すとしたのである。このFITを熱需要で燃料に適用することが可能ではないかと考える。
 すなわち、化石燃料に賦課金を課し、その賦課金からCO2フリー水素のコストに補てんすることでCO2フリー水素の市場導入を円滑かつ加速させるということである。電力の場合も当初は発電原価の約10円/kWhに対し、PVの場合、約4倍の42円/kWhで固定買取を行った。買取価格を将来目論む水素の価格の4倍と仮に設定した場合、160円/Nm3となる。現在水素の販売価格は100~120円/Nm3と言われているので経済的に成り立つ水準と言えるだろう。

【8】液体エネルギーとしての可能性

 水電解+水素貯蔵のシステムは、時間経過によるロスが少なく、水素貯蔵装置等の容量を大型化することで大規模・長期間の蓄エネへの適用可能性が高いと考えている。ただし、水素は単位体積当たりのエネルギー密度が天然ガスの1/3程度と低いため、高い密度を維持した輸送・貯蔵技術の開発も必要である。オフラインによる輸送・貯蔵方法として、将来の大量の水素需要を前提に、液体エネルギーとしての液体水素や有機ハイドライド方式注4)が検討されている(図15)。

図15
図15 エネルギーキャリアの特徴
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 その他の方式としては、液体水素や有機ハイドライド方式と比べて水素密度が高いアンモニア利用が考えられる。アンモニアは、窒素と水素で構成される分子であり難燃性であるものの可燃ガスであることから燃料としてそのまま活用できる。常温で簡単に液化するため、輸送・貯蔵には、タンクやトラックなど既存のインフラを活用できる特徴を持っている。一方、強アルカリ性で刺激臭が強く毒性を持つため、専門家による取り扱いや管理が必要である。なお、現在のアンモニア製造方法は、100年を超える歴史を持ち、天然ガス等の化石燃料を原料としたハーバーボッシュ法(HB法)が主流であるが、高温・高圧合成であるため、手軽に製造することができず、より簡便な製造方法が望まれている。
 すでに福島の産業技術総合研究所では、アンモニア100%専焼によるガスタービン発電の実証実験を行っている注5)。将来は、アンモニアによるCO2フリーの輸送用の液体燃料や発電が実用化される可能性もある。

注3)
経済産業省エネルギー長期需給見通し(2015)の諸元データ等を元に試算
注4)
水素をトルエンと反応させてメチルシクロヘキサンとして貯蔵輸送する方式
注5)
国立研究開発法人産業技術総合研究所(2015) 公表
http://www.aist.go.jp/aist_j/press_release/pr2015/pr20150917/pr20150917.html

次回:「製造から消費までCO2フリーの水素エネルギー」へ続く

本レポートは、筆者の個人的見解であり、所属組織の意見を代表するものではありません。