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電力部門脱炭素化における水素発電の役割：コスト、効率性、政策インセンティブ

はじめに

世界のエネルギーシステムにおいて、電力部門の脱炭素化は喫緊の課題であり、その達成に向けて様々な技術の導入が検討されています。再生可能エネルギーの大量導入が進む一方、電力系統の安定性維持や、調整力としての役割を担う電源として、水素を用いた発電（以下、水素発電）が注目を集めています。水素発電は、燃焼時にCO2を排出しない、あるいは排出量を大幅に削減できる可能性を持ちますが、その経済性や効率性、そして導入を加速するための政策インセンティブのあり方については、依然として多くの論点が存在します。

本稿では、電力部門脱炭素化における水素発電の役割について、その技術的側面、経済性評価、主要国における政策インセンティブの動向を概観し、今後の政策立案に向けた示唆を提供することを目的とします。

水素発電技術の種類と特徴

水素発電技術には、主にガスタービンやボイラーで水素を燃焼させてタービンを回す方式と、燃料電池を用いて水素と酸素の化学反応から直接電気を取り出す方式があります。

• 水素燃焼発電:

  • 純水素燃焼: 水素のみを燃料として燃焼させます。既存の天然ガス火力発電所の設備を改修して利用するケースも検討されていますが、水素は燃焼速度が速く、NOx排出が増加しやすい特性を持つため、専用のバーナー開発や燃焼制御技術が必要です。
  • 水素混焼/専焼: 天然ガスなどの既存燃料に水素を混ぜて燃焼させる方式です。既存設備の改修コストを抑えつつ、CO2排出削減効果を得られる点がメリットです。混焼率を高めていくことで、最終的に専焼を目指すアプローチも進められています。アンモニアとの混焼・専焼も同様に検討されています。
  • 特徴: 大規模な発電に適しており、既存のインフラとの親和性が高い可能性があります。起動・停止の応答性が比較的優れており、電力系統の調整力としての活用が期待されます。

• 燃料電池発電:

  • 固体酸化物形燃料電池（SOFC）や固体高分子形燃料電池（PEFC）など、様々な種類の燃料電池が開発・実用化されています。水素と酸素を電気化学的に反応させることで直接電気を生成するため、燃焼プロセスがなく、理論上の発電効率が高い点が特徴です。
  • 特徴: 小型から大型まで対応可能で、分散型電源としての利用も期待されます。発電効率が高い反面、現時点では建設コストがガスタービン方式に比べて高い傾向があり、水素の高純度化が求められる場合が多いです。

これらの技術は、それぞれに強みと課題があり、電力系統における役割や導入される地域・規模によって最適な選択肢が異なってきます。

水素発電の経済性評価

水素発電の経済性は、主に導入コスト（設備投資費）と運用コスト（燃料費、メンテナンス費など）によって左右されます。特に燃料費は、水素の製造方法、輸送・貯蔵コスト、そして水素市場の成熟度に大きく依存するため、現時点では大きな不確実性を伴います。

経済性を評価する一般的な指標として、LCOE（Levelized Cost of Electricity：均等化発電原価）が用いられます。水素発電のLCOEは、以下の要因に影響されます。

• 水素価格: 水素の製造（製造方法による）、輸送、貯蔵、供給にかかるコスト。これが最も支配的な要因となる可能性があります。例えば、IEAの分析などでは、水素価格がLCOEに与える影響の大きさが指摘されています。
• 設備コスト: 発電設備そのものの建設・導入費用。技術開発や量産化による低減が期待されます。
• 発電効率: 同じ量の水素からどれだけ多くの電力を生成できるか。高効率な技術は燃料費を抑えることができます。
• 稼働率: 発電設備が稼働する時間割合。稼働率が高いほど、固定費を回収しやすくなります。
• CO2排出コスト: 使用する水素の製造方法（グレー、ブルー、グリーンなど）に応じたCO2排出量、および炭素税や排出量取引制度による排出コスト。低・脱炭素水素を使用する場合、このコストは低減またはゼロとなり、経済的なメリットにつながります。

現時点では、再エネ（太陽光、風力）やCCUSを伴わない既存火力発電と比較して、水素発電のLCOEは高い水準にあると分析されています。しかし、技術開発による設備コスト低減、再生可能エネルギー由来の安価なグリーン水素の大量供給体制構築、そして炭素価格の上昇などにより、将来的な競争力向上を目指す動きが世界中で進められています。

政策インセンティブの役割と国際動向

水素発電の初期導入段階におけるコスト高の課題を克服し、投資リスクを低減するためには、政府による政策インセンティブが重要な役割を果たします。主要国では、水素発電の導入促進に向けて様々な政策が展開されています。

• 米国: クリーン水素製造に対する税額控除（Inflation Reduction Act, IRA）は、製造段階でのコスト低減を通じて、間接的に水素発電の燃料コスト低減に寄与します。また、地域ごとの水素ハブ構築に対する大規模な投資支援も行われており、特定の地域での水素供給インフラと連動した発電プロジェクトの促進が期待されます。
• EU: 欧州委員会は、水素バンクの設立など、グリーン水素製造の初期投資を支援するメカニズムを検討しています。加盟国レベルでも、ドイツにおけるH2Globalなどの水素調達支援策や、特定の水素プロジェクトに対する助成金制度などが存在します。電力市場設計において、低炭素電源としての水素発電の位置づけや、容量メカニズムにおける考慮なども議論されています。
• オーストラリア: 大規模な再生可能エネルギー資源を背景に、グリーン水素の製造・輸出を目指しており、国内での水素利用拡大も視野に入れています。連邦政府および州政府による水素プロジェクトへの資金援助や、輸出インフラ整備への支援が行われています。

これらの政策は、製造、輸送、そして利用（発電を含む）といったバリューチェーン全体でのコスト低減、リスク分散、および市場の初期形成を目的として設計されています。政策設計にあたっては、技術中立性を可能な限り保ちつつ、異なる低炭素技術間での公平な競争条件を整備すること、既存のエネルギー市場や法規制との整合性を図ること、そして将来的な自立的な市場発展を阻害しないような出口戦略を考慮することが重要となります。

日本における水素発電導入の政策課題

日本においても、2050年カーボンニュートラル目標達成に向け、水素は重要なエネルギーキャリアと位置づけられています。電力部門における水素発電の導入目標も設定されており、実現に向けた政策的な取り組みが進められています。主な政策課題としては以下が挙げられます。

• コスト競争力の向上: 海外からの安価なグリーン水素調達ルートの確立、国内での低コスト製造技術の開発・実用化、発電設備自体のコスト低減が不可欠です。導入初期段階においては、政府による財政的支援や規制緩和が必要となる可能性があります。
• 安定供給確保と系統との協調: 再エネ主力電源化が進む中で、水素発電には調整力や供給安定化電源としての役割が期待されます。変動性再エネを補完し、電力系統の安定運用に貢献するための技術開発や市場設計の検討が必要です。
• インフラ整備: 水素を大量に発電所へ供給するためのパイプラインやターミナルといったインフラ、および発電された電力を系統に連系するためのインフラ整備が課題となります。地域特性に応じた最適なインフラ形態の検討と、計画的な整備が求められます。
• 法制度の整備: 大規模な水素利用を前提とした安全規制や環境規制など、関連法制度の整備・見直しが必要です。

これらの課題に対し、技術開発支援、実証事業、補助金制度、税制措置、および国際協力によるサプライチェーン構築支援など、多角的な政策アプローチが求められています。

結論

電力部門における水素発電は、脱炭素化、特に電力系統の安定化に貢献する重要な選択肢となり得ます。しかし、現時点では経済性が最大の課題であり、技術開発による効率向上とコスト低減、そして水素供給体制の確立が不可欠です。

世界各国では、この課題を克服するために多様な政策インセンティブが導入されており、これらの国際動向から学ぶべき点は多く存在します。日本においても、コスト競争力の向上、安定供給確保、インフラ整備、法制度整備といった政策課題に対し、技術開発支援、財政支援、国際協力などを組み合わせた戦略的な取り組みを継続していく必要があります。

今後の政策立案においては、水素発電単体としてではなく、電力システム全体、さらには水素バリューチェーン全体の中での位置づけを明確にし、他の脱炭素技術やエネルギーシステムとの連携を考慮した整合性の取れたアプローチが重要となります。市場メカニズムを活用しつつ、導入初期の支援を適切に行い、将来的な自立的発展を促す政策設計が求められています。