「日本の水素技術 」

再エネ発電の不安定さは｢水素｣でカバーせよ 先進地ヨーロッパで活躍する日本の水素技術

燃料電池自動車(FCV)は「究極のエコカー」といわれる。CO2もNOxも出さず、排出するのは水だけだからだ。

しかし、燃料となる水素を製造する過程でCO2が発生してしまうようでは「エコ」とはいえない。このことは、「水素エネルギー」関連ビジネス全般に共通した課題である。

このたび、『日本の国家戦略「水素エネルギー」で飛躍するビジネス』を上梓した西脇文男氏が、CO2を出さない水素(CO2フリー水素)製造に向けた取り組みを紹介する。

再エネ電力で水を電気分解して作るCO2フリー水素

水素は地球上に豊富に存在するが、単体の水素分子として大気中に安定的に存在することは困難だ。地球上の水素はほとんどが水の状態で存在し、一部は地殻を構成する岩石中に、また石油や天然ガスなどの有機化合物として存在している。
　
水素をエネルギーとして利用するためには、工業的に水素ガス(H2)を製造する必要がある。
　
水素の製造方法としては、製鉄所や石油化学工場などの製造工程で副次的に発生(副生水素)、天然ガスなど化石燃料の改質、水の電気分解などがあるが、原料に化石燃料を使う限りCO2を排出する。

現時点で技術的にCO2フリー水素を大量生産可能なのは、原子力発電を別にすれば、再生可能エネルギー発電の電力を使った水の電気分解だけだ。
　
水電解(水の電気分解)による水素製造は、コスト高が難点だ。火力発電を使った場合でも、天然ガス改質に比べかなりコストは高く、再エネ電力を使った場合には、さらに割高となってしまう。
　
ちなみに日本では、再エネというと発電コストが高いというイメージが強いが、海外では、再エネ発電のコスト低下が進み、いまや再エネ電力は安いというのが世界の常識となりつつある。
　
国際再生可能エネルギー機関(IRENA)が今年1月に発表したレポート「Renewable Power Generation Costs in 2017」によれば、太陽光発電コストは過去7年間で73％も低下し、現在(2017年平均)1kWh当たり10米セント。

今後2年以内に3米セントまで下がる可能性があると予測している。天然ガス火力発電コストは6～10米セントなので、これを下回ることは間違いないだろう。風力発電(陸上)は現在でも6米セントで、すでに火力発電を下回っている。
　
気象条件の異なる日本の発電コストを海外と同列に論ずるのは適当ではないかもしれないが、気象条件以外にも機器代金や工事費などの設備導入費用が割高なことや、がんじがらめの規制・規準など、海外に比べコストアップ要因は少なくない。
　
政府・民間企業が協働して、少なくとも火力発電並みには引き下げることが必要だ。

水素は再生可能エネルギーを貯蔵する大容量蓄電池
　
再エネ発電のコストが下がったとしても、水の電気分解で水素を得て、その水素で発電するのでは、エネルギー収支はマイナスだ。そこで、経済価値の低い再エネ発電の余剰電力を活用することが考えられる。
　太陽光発電や風力発電は天候に左右され、安定した発電が得られない。こ
のため、電力会社が買い取りを行う際、系統の需給バランスが保てないなど一定の条件下で系統接続をストップする出力制御ルールがある。
　
この場合、発電側が蓄電池を併設していればよいが、そうでなければ発電した電力が無駄になってしまう。そこで、これを使って水電解すれば、電力コストゼロで水素製造が可能になる。出力制御時だけでなく、通常時でも、出力変動から生ずる余剰電力を活用すれば、発電側・水素製造側の双方にメリットがある。
　
不安定な再エネ発電の余剰電力を使って水素を製造し、貯蔵・利用するシステムをPower to Gas(P2G)という。貯蔵した水素は、いつでも燃料電池を使って電気として取り出すことができる。
　
しかし「貯蔵した水素を燃料電池で再び電気に戻すなら、蓄電池のほうが効率がよいのでは？」という疑問が生ずるであろう。
　
リチウムイオン電池の充放電効率は90～95％だが、水素は、電解効率80％×燃料電池による発電効率55％＝44％。コジェネ(熱電併給)方式で熱利用まで加えてもせいぜい70％にしかならない。
　
だが、たしかに効率だけ見ればそのとおりなのだが、水素貯蔵には大量の電力を長期間貯蔵できるという、既存の蓄電池にはない優位点がある。
　
蓄電池と水素を比べると、電気エネルギーを化学エネルギーに変換して貯めるという点は同じだが、蓄電池は変換部分と貯蔵部分が一体となっているので、大容量化にはコストの高い蓄電池をいくつも並べる必要がある。だが水素は、貯蔵部分(ガスタンク)を増設するだけで、簡単にかつ低コストで大容量化できる。
　
また、蓄電池は自然放電するため、時間の経過とともに蓄電量が減少してしまうが、水素は密閉したタンクであれば自然放出することはないので、長期間貯蔵しても減衰しない。季節や年をまたぐ電力貯蔵も可能だ。
　
太陽光発電や風力発電を大量導入するためには、大量に発生する余剰電力を季節単位で貯蔵できる、大規模なエネルギー貯蔵システムが必要であり、それには水素電力貯蔵が現実的で有効な技術なのだ。
　
P2Gは、CO2フリー水素を低コストで作りだすだけでなく、再エネ導入拡大を可能にする「魔法の杖」でもあるのだ。
再エネ先進地域ヨーロッパで活躍する日本の水電解技術
　
再エネ導入が進む欧州では、総発電量に占める再エネ発電の割合が高まり、余剰電力対策が大きな課題となっている。このため、欧州委員会や国が先頭に立ってP2Gに取り組み、数多くのP2G実証プロジェクトが実施されている。
　
そして、ここで日本の水電解技術が活躍している。アルカリ水電解装置で世界トップクラスの技術を持つ旭化成は、子会社の旭化成ヨーロッパを通して2つのプロジェクトに参画している。
　
1つは、ドイツのノルトライン＝ヴェストファーレン(NRW)州ヘルテン市の「グリーン水素製造プロジェクト」で、同社の水電解システムが今年5月から運転を開始している。
　
もう1つは、旭化成ヨーロッパ、三菱日立パワーシステムズヨーロッパを含む、全欧州31の企業・研究機関が参画する「ALIGN-CCUS(Carbon Capture, Utilization & Storage)プロジェクト」だ。

火力発電所から排出されるCO2を回収し、再エネ電力で作った水素と反応させ、ディーゼル車や火力発電の燃料となるジメチルエーテルを製造するこのプロジェクトにも、旭化成の水電解システム(実証機)が採用されている。
　
わが国のP2Gはまだ緒についたばかりだが、今後再エネを拡大するためには、なくてはならないものだ。

本場欧州で活躍する水電解システムをはじめ、水素エネルギー貯蔵システム、燃料電池システムなど、P2Gで必要とされる技術は、いずれも日本が得意とする技術だ。
　
P2G実証を重ね、技術を高め、再エネ発電の大量導入につながることを期待したい。

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