低成本化分析！减少水电解设备的容量来降低利用太阳能光伏发电的Power to Gas成本
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摘 要：本研究的目的是基于对近期可再生电能的价格预测，分析利用太阳能光伏发电的Power to Gas在成本削减方面的可能性。研究结果表明：(1)日本在2030年利用太阳能光伏发电的制氢平准化成本（LCOH）约为51.9日元（约3.06元）/Nm3；(2)通过优化电解性能可以将成本降低至46.3日元（约2.73元）/Nm3；(3)关于在澳大利亚利用Power to Gas制造氢气的成本，由于将其所制造氢气以液态氢形式运输到日本的成本较高，因此总成本与日本几乎相同。利用横须贺地区的太阳能光伏发电实际输出数据，得到LCOH与电解负荷因子之间的关系。当水或蒸汽电解的装机容量降低时，电解成本随之降低。但是，由于发电量减少，电力成本上升。本研究表明，当水电解与太阳能光伏发电的设备容量比为0.65时，LCOH达到最小值。
关键字：Power to Gas；制氢平准化成本；输出控制；电解槽容量因数；光伏发电制氢
氢能在使用时不会排放二氧化碳（CO2），因此作为一种可长期储存和运输的新能源载体而备受关注，但其存在成本高的课题。
针对该课题，本研究基于实际数据对2030年左右日本国内的Power to Gas（电制气）成本降低的可能性进行了详细分析，从而为制定利用太阳能光伏发电制氢的项目计划等提供有实际价值的知识。此外，本研究还将比较日本国内通过Power to Gas制造的氢气与进口氢气的成本，以对其经济优势进行比较和探讨。
以下，将对今后的进口氢气和日本国内制造氢气的相关现有研究进行阐述。首先对进口氢气的成本研究案例进行介绍。
水野有智等人估算了在澳大利亚用褐煤制氢并进口到日本的成本1)，根据日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）的报告书等，基于一般的平准化度电成本（Levelized cost of electricity，LCOE）对制氢平准化成本（Levelized cost of hydrogen，LCOH）进行了评价。结果表明，如果将在澳大利亚制造的氢气以液态氢的形式进行国际运输的话，估计在2030年氢气到达日本时的LCOH约为30日元（约1.77元）/Nm3，加上卸货地的储存费及日本国内的配送费后约为38日元（约2.24）/Nm3。
阚思超和柴田善朗假定在亚太经济合作组织（APEC）地区制氢，并对以下情况的LCOH进行了评价：通过利用CO2封存技术的化石燃料和Power to Gas制造氢气，并将该氢气液化后国际运输到日本。评价结果为：在2030年，利用Power to Gas的 进口氢气的LCOH为45~57日元（约2.65~3.36元）/Nm3。
相关研究者在现有研究中对各种氢供应链的经济性和CO2排放量进行了比较。另外，针对将国外制造的氢气运输到日本的情况，综合比较了各种运输形式，并评价了早期实用化的可能性5)。
接下来对日本国内Power to Gas的现有研究案例进行介绍。
NEDO在福岛县浪江町的福岛氢能研究场（FH2R）建设了具有10MW水电解设备的Power to Gas设备6)。利用该设备对电力系统进行供需调整，以最大限度地利用波动较大的可再生能源电力，同时致力于建立低碳、低成本的制氢技术。
山梨县企业局等利用甲府市内的米仓山太阳能光伏发电设施，针对以下情况进行了实证试验：在电力稳定时向电力系统供电，电力不稳定时则向Power to Gas设备供电以进行制氢。由此，在进行水电解的技术开发和实证以及Power to Gas系统技术开发的同时，也致力于实现经济性。该项目正处于实证试验阶段，成本评价结果尚未发表。
Yasunori Kikuchi等人假定以长野市为基地，对采用不与系统连接的大规模太阳能光伏发电，通过组合使用蓄电池以降低Power to Gas成本的情况进行了评价8)，通过改变太阳能光伏发电、水电解和蓄电池各设备的容量进行分析后表明，LCOH可降低到17~27日元（约1.00~1.59元）/Nm3。不过，该研究并未揭示太阳能光伏发电输出功率抑制对LCOH的影响。
相关研究者在现有研究中，基于2018年度整个东京电力管辖范围内的太阳能光伏发电负荷持续曲线，通过改变太阳能光伏发电设备和水电解设备的容量比，对Power to Gas的低成本化进行了探讨。结果显示，最大可削减13.7%左右的成本。
在此基础上，本研究根据日本国内太阳能光伏发电（已明确设备利用率等）的输出实绩进行了详细分析，以太阳能光伏发电和水电解的设备容量比为参数，明确了LCOH变化的敏感度。另外，将日本国内Power to Gas的LCOH与国外Power to Gas的LCOH进行比较。具体来说，相对于以澳大利亚为制氢地，将氢气以液态氢国际运输至日本这一假定下的进口氢气，对日本国内制造氢气的LCOH水平进行评价。
2.1 关于制氢平准化成本（LCOH）
本研究中采用与水野有智等人以及阚思超和柴田善朗相同的方法1,3)，在Power to Gas的成本估算中使用了LCOH。LCOH是LCOE的概念在氢气成本中的应用,可以在不同的前提条件下以统一标准对每1Nm3的氢气成本进行比较。本研究中的LCOH概念如下：分别针对太阳能光伏发电和水电解，计算出以设备的使用年限平均后的成本与考虑折扣的制氢量之比，将这些比值累计之后得到的值。式(1)示出LCOH的计算公式。
关于式(1)中的设备费In,t，通过将发电设备单价乘以设备容量计算出作为LCOH构成要素之一的太阳能光伏发电的电力成本。设备容量的计算方法是：用年制氢量乘以水电解设备的单位耗电量（制造单位体积的氢所必需的耗电量），然后除以太阳能光伏发电的设备利用率。
水电解设备费In,t也同样由水电解设备单价乘以水电解设备容量得到。关于水电解设备容量，本研究以水电解设备容量与太阳能光伏发电的设备容量之比为参数进行了估算。
运行维护费Mn,t是上面求出的设备费与运行维护费率的乘积。。
假定年制氢量Et为7亿Nm3/年。一般来说，随着制氢量的增加，会产生设备费单价减少的规模经济，但本研究不考虑规模经济，得到的LCOH不受制氢量影响。
折扣率r一律设定为3%/年。
2.2 太阳能光伏发电成本估算的前提条件
（1）日本国内
表1示出日本国内太阳能光伏发电成本估算的前提条件。本估算中采用了安装在电力中央研究所横须贺地区的太阳能光伏发电设备的输出实绩。该设备由日本京瓷株式会社生产的392个太阳能电池模块（SPG1786T-02E，每个模块的输出功率为178.6W）组合而成，最大输出功率为70kW。在太阳能光伏发电成本方面采用了日本政府制定的2030年LCOE目标值10)。设备利用率是根据电力中央研究所横须贺地区每小时以及1年间的太阳能光伏发电实绩计算得出的。使用年限（文献11)中为运行年数）以及设备单价（文献11)中为系统价格）参考了NEDO关于太阳能光伏发电的报告11)。另外，运行维护费率由表1中的平准化度电成本、设备利用率、使用年限和设备单价计算得出。LCOH由太阳能光伏发电的设备利用率、运行维护费率、使用年限和设备单价计算得出，并将太阳能光伏发电的设备费和运行维护费分开表示。
（2）澳大利亚
在第4章中，对假定在澳大利亚进行Power to Gas并国际运输至日本的成本进行了估算。表2示出估算澳大利亚太阳能光伏发电成本的前提条件。
表2的平准化度电成本参考了国际可再生能源机构（IRENA）对2030年左右的太阳能光伏发电成本的预测值12)。设备利用率利用Best等人报告的数值13)进行估算。此外，运行维护费率利用表2的平准化度电成本、设备利用率、使用年限和设备单价计算得出。
2.3 水电解成本估算的前提条件
水电解成本估算的前提条件如表3所示，使用了“氢与燃料电池战略委员会”制定的氢与燃料电池战略路线图14)中有关碱性水电解设备的2030年目标值。表中所示的单位耗电量和设备单价采用了路线图中的系统能耗和设备成本。运行维护费率采用了系统维护成本除以系统设备成本所得的值。关于使用年限，碱性水电解设备的能耗在10年内增加10%左右，但由于将其描述为稳定运行，因此将其使用年限设为10年。一般来说，碱性水电解设备与PEM型水电解设备相比，所制造的氢气中水分等杂质比例较多，但文献13)中没有关于所制取氢气纯度的记载，本研究将制氢的高纯度化所需的成本排除在讨论对象之外。
2.4 其他以低成本化为目的的估算的前提条件
在第3章的估算中，与Kikuchi等人的报告8)相同，假定利用不与系统连接的独立太阳能光伏发电产生的电力进行水电解制氢。估算的前提是以水电解设备容量为参数来改变制氢量。另外，将太阳能光伏发电的输出功率控制在水电解设备的容量以下，输出功率控制后的发电电力全部用于水电解。假定输出功率控制后的电力保持未利用状态。
2.5 液化、储存与国际运输估算的前提条件
对于将在澳大利亚制取的氢气国际运输至日本时的成本估算，假定氢气的运输形式为液态氢。表4记载了各成本估算的前提条件。表中的值参照了水野有智等人以及阚思超和柴田善朗的文献1,3)中对2030年左右的假定值，并经过必要的单位换算后使用。关于液化和储存所需的电力，假定使用液化场所、装货基地和卸货基地的系统电力。关于系统电力价格，假定澳大利亚和日本国内分别为10.4日元（约0.61元）/kWh和12.5日元（约0.74元）/kWh15)。
3.1 利用太阳能光伏发电电力进行水电解所制造氢气的LCOH
图1示出利用太阳能光伏发电电力进行水电解所制造氢气的LCOH估算结果。在本节中，假定水电解与太阳能光伏发电的设备容量比为1.0。从图1可以看出，太阳能光伏发电的设备费为17.4日元（约1.02元）/Nm3，太阳能光伏发电的运行维护费为12.7日元（约0.75元）/Nm3，水电解的设备费为18.6日元（约1.09元）/Nm3，水电解的运行维护费为3.3日元（约0.20元）/Nm3，合计的LCOH为51.9日元（约3.06元）/Nm3。由此可知，在太阳能光伏发电和水电解的设备费及运行维护费中，水电解的设备费最高。
下节将对因水电解设备的容量降低而引起的LCOH变化进行讨论。
图1 利用太阳能光伏发电电力进行水电解所制造氢气的LCOH明细
（设备容量比为1.0的情况）
3.2 水电解设备容量与太阳能光伏发电输出功率控制量的关系
本节中使用发电的实绩来表示在改变水电解设备的容量和设备利用率时产生的太阳能光伏发电的输出功率控制量。首先，根据太阳能光伏发电设备在2011年8月21日至2012年8月20日这一年内的每小时直流输出数据，绘制出图2所示的负荷持续曲线。由于该实绩为直流的输出功率，因此未考虑利用功率调节器进行正交变换造成的损失等。
图2 太阳能光伏发电的负荷持续曲线
本次估算中，假定将太阳能光伏发电的输出功率控制在水电解的设备容量以下，输出功率控制后的发电电力全部用于水电解。图3中示意性地示出了水电解设备的设备容量与设备利用率之间的关系。图3示出当水电解的设备容量除以太阳能光伏发电的设备容量后所得到的设备容量比为0.5时，求出水电解设备利用率的方法。在此，水电解设备的利用率为，实际水电解所需要的电量（相当于图3蓝色斜线部分的面积）占导入的水电解设备持续使用一年（24小时×365天）时的耗电量（相当于图3黑粗线包围的灰色长方形的面积）的比例。如果导入设备容量比为0.5的35kW水电解设备，则水电解的设备利用率为26%。
图3 水电解设备的容量与设备利用率的关系
（设备容量比为0.5的情况）
图4示出利用图3所示的方法求得的水电解设备利用率相对于设备容量比的变化。设备容量比为1.0时，水电解的设备利用率约为15.7%，随着设备容量比的减小，设备利用率提高。如此，通过降低水电解的设备容量可以提高设备利用率，从而降低水电解的设备费。
图4 水电解和太阳能光伏发电的设备容量比与水电解设备利用率的关系
如前所述，通过降低水电解设备的容量可以减少水电解的设备费，但同时会导致发电电力的一部分无法利用。图5中的红色阴影部分示意性地示出随着水电解的设备容量减小而产生的太阳能光伏发电电力的不可利用部分。本文将这种未利用电力称为输出功率控制量，将输出功率控制量除以输出功率控制前的太阳能光伏发电电力量后得到的值定义为输出功率控制率。
图5 水电解设备容量与太阳能光伏发电输出功率控制率的关系
（设备容量比为0.5的情况）
图6示出通过图5所示的方法求出的输出功率控制率相对于设备容量比的变化。在设备容量比为1.0时，输出功率控制率从0%随着设备容量比的减少而增加。
虽然可以通过降低水电解的设备容量来削减水电解成本，但同时会因输出功率控制率的增加导致发电相关成本的增加。下一节将示出LCOH随水电解设备容量降低的变化敏感度。
图6 水电解和太阳能光伏发电的设备容量比与太阳能光伏发电输出功率控制率的关系
3.3 电解水设备的容量与LCOH的关系
上一节中已表明，通过降低水电解的设备容量，可以提高水电解设备利用率，同时会增加太阳能光伏发电的输出功率控制率。图7示出基于设备容量比对LCOH进行估算的结果。
从图7可以看出，在设备容量比为1.0时，LCOH为51.9日元（约3.06元）/Nm3，LCOH随着设备容量比的降低而减少，在设备容量比约为0.65时，LCOH达到最小值即46.3日元（约2.73元）/Nm3，之后LCOH随着设备容量比的降低而增加。例如，在设备容量比为0.42时，LCOH为50.3日元（约2.97元）/Nm3，与设备容量比为1.0时基本持平。因此，对设备容量比为1.0、0.65、0.42时的LCOH的明细进行了比较。
图7 LCOH随水电解和太阳能光伏发电的设备容量比的变化
图8示出图7中LCOH达到最小值时（设备容量比为0.65）的LCOH明细与设备容量比为1.0和0.42时的对比。如果将设备容量比降低到1.0、0.65和0.42，则关于水电解相关成本，如图4所示，由于水电解的设备利用率上升到15.7%、23.0%和28.9%，因此水电解的设备费下降，其运行维护费也随之下降。但是，与太阳能光伏发电相关的设备费和运行维护费将随着制氢量的减少而增加。这相当于将输出控制率的部分作为太阳能光伏发电成本的增量增加到LCOH上。根据以上可以得出，存在使LCOH达到最小的设备容量比，该设备容量比为0.65，设备利用率为23.0%，输出功率控制率约为4.3%。另外，LCOH的最小值为46.3日元（约2.73元）/Nm3，比设备容量比为1.0时的51.9日元（约3.06元）/Nm3降低了11%。
将上述LCOH结果与相关研究者们的现有研究结果进行比较。在现有研究中，利用整个东京电力管辖范围内的太阳能光伏发电的输出功率曲线进行了同样的分析和探讨。由于东京电力管辖范围内的太阳能光伏发电设备容量尚未公布，因此参考资料11)，假定太阳能光伏发电的设备利用率为15%。结果，LCOH达到最小时的设备容量比为0.59，此时的设备利用率为24.1%，输出功率控制率为4.5%，LCOH为45.7日元（约2.70元）/Nm3。与利用整个东京电力管辖范围这一广泛区域内的太阳能光伏发电实绩的现有研究进行比较，以70kW太阳能光伏发电的实绩值为基础的本研究分析结果为，LCOH最小时的设备容量比略高，设备利用率和输出功率控制率相差无几。需要注意的是，根据太阳能光伏发电的负荷持续曲线的形状等各种参数的变化，LCOH最小时的设备容量比也不同。今后的课题是分析太阳能光伏发电输出功率实绩以外的参数变化。
图8 水电解和太阳能光伏发电的设备容量比差异引起的LCOH明细变化
在第3章之前，对日本国内Power to Gas的成本估算和低成本化进行了探讨。本章对在澳大利亚使用低成本太阳能光伏发电电力的Power to Gas进行了估算，并与日本国内进行了比较。澳大利亚的太阳能光伏发电成本是利用表2所示的前提条件估算的。水电解相关成本采用了与日本国内相同的前提条件（表3所示）。由于无法获得澳大利亚的太阳能光伏发电负荷持续曲线，因此关于水电解装置的设备容量，日本和澳大利亚都将设备容量比（水电解设备容量/太阳能光伏发电设备容量)设定为1.0进行比较（图9）。在本研究中，假定将澳大利亚制造的氢气液化后进行国际运输，所以将液化、装货基地以及卸货基地的储存、国际运输、气化的成本相加计算出LCOH。
假定在澳大利亚，太阳能光伏发电的LCOH为2.2日元（约0.12元）/kWh，低于日本国内7.0日元（约0.41元）/kWh的三分之一，加上水电解和制氢后国际运输到日本的成本，澳大利亚Power to Gas的LCOH为58.1日元（约3.43元）/Nm3，和日本国内的51.9日元（约3.06元）/Nm3相差不大。国际能源机构（IEA）指出，国际运输相关成本占整个LOCH的比例较高16)，例如，将氢直接以氢的形态而非氨或有机化合物国际运输到日本，并在日本国内使用的话，比在日本国内进行Power to Gas的成本高。
另外还需要注意，本研究假定的运输形式为液态氢，是在气化器中经过气化得到高压氢，但是在日本国内制造的氢气是通过水电解设备制造的，几乎是常压气体，所以氢气的压力条件存在差异。此外，关于日本国内制造的氢气，其储存问题并不在讨论范围内，因此从长远来看会成为不稳定的供给源。今后的课题是，对结合日本国内Power to Gas和氢储存的氢气稳定供给进行评价。
本章已阐明，日本国内的Power to Gas成本和从澳大利亚进口Power to Gas氢气的成本处于同一水平。今后需要对供氢压力和实现稳定供给的条件进行探讨。
图9 利用日本国内的Power to Gas制造的氢气与在澳大利亚利用Power to Gas制造的进口氢气的LCOH比较
（设备容量比为1.0的情况）
本研究对利用太阳能光伏发电的电力进行水电解制氢的Power to Gas的LCOH进行了估算，对通过降低水电解设备的容量来提高设备利用率，从而降低Power to Gas成本的可能性进行了探讨。估算的前提是，假定使用独立于电力系统的太阳能光伏发电系统，而且输出功率控制后的电力处于未利用状态。结果显示，当引入的水电解设备容量是太阳能光伏发电设备容量的0.65倍时，LCOH的值最小，可以降低约11%的成本。
其次，以太阳能光伏发电成本低于日本国内三分之一的澳大利亚Power to Gas为对象，估算了将其制造的氢气以液态形式国际运输到日本时的LCOH。结果发现，澳大利亚的太阳能光伏发电相关成本较低，但加上水电解以及向日本输送液态氢的成本后，日本国内Power to Gas和澳大利亚Power to Gas的LCOH大致相同。今后，将在具备供氢压力和稳定供应的条件下进行更详细的讨论。
参考文献：
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(8) Yasunori Kikuchi, Takayuki Ichikawa, Masakazu Sugiyama, Michihisa Koyama; Battery-assisted low-cost hydrogen production from solar energy: Rational target setting for
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(11) 新能源产业技术综合开发机构；太阳能光伏发电开发战略 (NEDO PV Challenges) (2014).
(12) International Renewable Energy Agency; FUTURE OF SOLAR PHOTOVOLTAIC -Deployment, investment, technology, grid integration and socio-economic aspects, (2019).
(13) Rohan Best, Paul J. Burke, Shuhei Nishitateno; Evaluating the effectiveness of Australia’s Small-scale Renewable Energy Scheme for rooftop solar, CCEP Working Paper
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(14) 氢与燃料电池战略协会；氢与燃料电池战略路线图——为实现氢能社会的产学官行动计划，平成31年3月12日(2019).
(15) 新能源产业技术综合开发机构；氢能利用先导研究开发事业，能源载体系统调查与研究，能源载体系统的经济性评价和特性分析(2016).
(16) International Energy Agency; The Future of Hydrogen (2019).
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翻译：肖永红
审校：李涵、贾陆叶
统稿：李淑珊
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