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
1、引言
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、日本国内Power to Gas的成本估算方法及其前提条件
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