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水素発電とは
水素をガスタービンやボイラーで燃やし、タービンを回して電気をつくります。天然ガスと混ぜる混焼と、水素だけを燃料にする専焼があります。
燃料電池も水素から電気をつくります。大規模な電力供給の議論で「水素発電」と呼ぶ場合は、火力発電の燃料を水素へ転換する方式が中心です。
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燃焼時と供給網全体の排出量
燃焼時水素は炭素を含まないため、燃焼段階でCO2を排出しません。
製造時化石燃料から水素を作る場合、CO2の回収・貯留の有無で排出量が変わります。再エネ電力による水電解でも使用電力の由来が重要です。
輸送・貯蔵液化、圧縮、変換、船舶輸送、タンク保管にもエネルギーが必要です。
評価では、製造から輸送、貯蔵、利用までの炭素集約度を確認します。
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混焼から専焼へ進む理由
| 方式 | 特徴 | 主な確認点 |
|---|---|---|
| 水素混焼 | 天然ガスなどに水素を混ぜ、既存設備の一部を活用する | 混焼率、設備改造、NOx対策 |
| 水素専焼 | 水素を主燃料として発電する | 大量の燃料調達、専用設備、運転実績 |
| 燃料電池 | 化学反応で水素から直接発電する | 設備規模、効率、排熱利用 |
混焼は燃料転換を段階的に進めやすい一方、化石燃料分のCO2が残ります。専焼は燃焼時のCO2を大きく減らせますが、安定した水素供給と設備側の技術が必要です。
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導入目標と供給コスト
国は水素の国内導入量を2030年に最大300万トン、2050年に2,000万トン程度とする目標を示しています。発電、製鉄、化学、モビリティなど複数分野で利用する想定です。
2050年の供給コスト目標は20円/Nm3以下です。大量生産、長期調達、輸送設備の共用化を進め、発電用燃料として使える価格へ下げることが政策課題です。
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供給網を支える制度
価格差に着目した支援低炭素水素の供給価格と基準価格の差に着目し、認定された事業の供給開始を支えます。
拠点整備支援港湾、タンク、パイプラインなど、複数の事業者が使う供給基盤の整備を支えます。
長期脱炭素電源オークション水素を使う発電設備の新設・改修など、電源側の固定費回収を長期契約で支えます。
燃料の供給価格、共用インフラ、発電設備は費用の性質が異なり、支援制度の対象も分かれています。
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事業計画で確認する項目
| 項目 | 確認内容 |
|---|---|
| 燃料 | 製造方法、炭素集約度、調達量、供給開始時期、価格 |
| 輸送・貯蔵 | 輸送形態、受入基地、タンク、パイプライン、安全対策 |
| 発電設備 | 混焼率・専焼化、出力、効率、NOx対策、運転開始時期 |
| 制度 | 認定計画、支援期間、自己負担、他制度との費用重複 |
発表資料を読む際は、実証運転と商用運転を区別し、燃料供給契約と発電設備の完成時期がそろっているかを確認します。
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