1. LCOHとは何か（3行でつかむ）

• 何を測る数字か：LCOH（levelized cost of hydrogen）は、設備の寿命にわたる総費用を、同じ期間につくる水素の量で割って「1 kgあたり」にならした値です。IEAは、水素の生産コストを「水素1単位をつくるための総支出」とし、電解では電力価格・設備費（CAPEX）・資本コスト・効率・稼働率に左右されると説明しています。商業上のマージンは含まない理論値です事実［参考資料1］
• 電力だけではない：本稿の基準ケースでは、電力費はLCOHの約40%で、設備費の年価・固定O&M・スタック交換の合計が約60%でした本稿の計算。電力がただでも、非電力分が残ります（第4章）。
• 数字は条件とセット：DOEの「2026年に2.00 US$/kg」は、電力が0.03 US$/kWh以下で、設備の可用率が90%超という前提の目標です事実［参考資料4］。同じ「US$/kg」でも、IEAの推計、DOEの目標、日本の戦略の「円/Nm3」は物差しが違います（第8章）。

2. LCOHの式 ― 分子は費用、分母は水素の量

LCOHの定義は、年ごとの費用と水素量を割引率で現在価値にそろえ、費用の現在価値の合計 ÷ 水素量の現在価値の合計とするものです。これを、設備費を毎年の定額に直す「年価（資本回収係数 CRF）」で簡単にしたのが、本稿で使う式です。

この簡略形が省いているものを先に書いておきます。税、減価償却、インフレ、残存価値、資金調達の構造（自己資本と借入の比率）、水の費用、酸素の販売収入、圧縮・貯蔵・輸送の費用です。割引率は、インフレを除いた実質の単一値として扱います。IEAも、解析では水の費用や酸素の収入を考慮していません［参考資料2］。

ただし、式の簡略さは「LCOHという考え方の限界」でもあります。IEAは、欧州の水素価格指数のひとつ（IBHYX）を、従来のLCOHの方法を超えて、自己資本と借入の別々の収益期待や主要な投資変数を取り込んだプロジェクトファイナンスのモデルで計算している、と紹介しています事実［参考資料1］。LCOHは「費用の目安」であって、事業の採算価格そのものではない、という位置づけです。

LCOHを、風況や電力価格の変動に合わせて運転を最適化する投資家の視点で解析した研究もあります。Glenk と Reichelstein（Nature Energy、2019年）は、ドイツとテキサスを対象に、再生可能エネルギー由来の水素は、特定の用途ではすでに費用面で競争力があり（論文要旨の値は3.23 EUR/kg）、産業規模の供給ではまだだが約10年のうちに変わる見通しで、その水準を2.50 EUR/kgと示しました事実［参考資料7］。この値は2019年時点の見通しで、モデルの前提も本稿とは異なります。推計は時点と前提とともに動く、という例として挙げました。

効率と比消費電力の換算

効率（LHV基準）と比消費電力（1 kgの水素をつくるのに要する電力量）の関係は、上の式のとおり33.3 ÷ 効率です本稿の計算。

スタック（セルの積層体）の効率と、整流器やガス処理などを含むシステム全体の効率は別の数字です。DOEは両方を分けて示しています［参考資料4・5］。設備費の基準も資料ごとに違います。IEAは電解槽をUSD/kWe（電気入力）、天然ガス改質などをUSD/kWH2（水素出力）で示しています［参考資料2］。IRENAが紹介する文献には、水素出力のHHV基準のkWあたりで示すものもあります［参考資料3］。

3. 構成要素 ― 6つのつまみと、公的資料での扱い

LCOHを動かす主なつまみは、電力価格、設備費、稼働率、割引率、寿命とスタック交換、効率の6つです。公的資料がそれぞれをどう扱っているかを表にまとめます。

すべて事実（IEA、IRENA、DOEの公表資料）。IEAの内訳は、解析の前提を示すものであり、特定の事業の実績ではありません。

IEAは別の箇所で、電解槽が水素の均等化コストの55〜65%を占める一方、必要な投資の約60%はEPCで、スタックは総投資の15〜20%にすぎない、としています事実［参考資料1］。この文は前提条件が併記されておらず、本稿の基準ケースと同じ条件かどうかは確認できませんでした。次章の内訳（設備費の年価・O&M・スタック交換の合計が約60%）は、桁としては近いものの、条件が違うので同じ数字として比べることはしません。

4. 本稿の計算①：基準ケースの内訳

基準ケースは、IEAが2024年の解析で使った値を土台に、IEAが与えていない項目（稼働率、電力価格、割引率、寿命）を本稿が仮定して置いたものです。仮定を全部、表1に書きます。実在の特定の事業やメーカーの条件を表すものではありません。

表1　基準ケースの仮定（すべて本稿の計算の前提。根拠欄の数値自体は事実）。

この仮定で計算すると、CRF（r＝8%、n＝20年）は0.1019、1 kWの設備が1年につくる水素は 8,760 × 0.5 ÷ 52.9 ＝ 82.9 kgです本稿の計算。ここから各項は次のとおりです。

表2　基準ケースの内訳（本稿の計算）。割合は四捨五入のため合計が100%にならないことがあります。

基準ケースのLCOHは約6.5 US$/kgで、電力費は約40%、残りの約60%は電力以外の費用です本稿の計算。電力が無料でも、この設備と稼働率では約3.9 US$/kgが残ります。覚えておくと便利な換算もあります。電力価格が10 US$/MWh（1 kWhあたり1セント）動くと、LCOHは約0.53 US$/kg動きます（比消費電力52.9 kWh/kgを掛けた値）。

この数字は、IEAが示す範囲の中に入ります。IEAは2022年のエネルギー価格高騰期の再エネ由来水素のコストを、再エネの条件が良い地域で4 US$/kg弱から、条件の乏しい地域で10 US$/kg超までと示しています事実［参考資料1］。ただし本稿の基準ケースは、IEAの推計値の再現ではありません。

5. 本稿の計算②：感度分析 ― どのつまみが効くか

基準ケースから1項目だけを動かし、LCOHがどう変わるかを調べます。動かす範囲は、第3章の公的資料に出てくる値をもとに本稿が決めました。範囲の取り方で順位が変わるので、順位そのものより「どの項目が桁で効くか」を見てください。

表3　感度分析（本稿の計算）。基準ケースのLCOHは 6.55 US$/kg。電力価格はUS$/MWh、設備費はUS$/kW。表は変動幅の大きい順。

読み取れることは次のとおりです本稿の計算。

• 稼働率と割引率は、電力価格や設備費と同じ桁で効きます。稼働率を30%にすると約9.0 US$/kg、90%にすると約5.1 US$/kgです。割引率は6%で約6.2、20%で約9.3 US$/kgです。割引率は、IEAが解析した資本コストの範囲（6〜20%）の端まで動かした例です［参考資料1］。
• 寿命は10年か30年かで、約6.2〜7.6 US$/kg。設備費の年価は、寿命が短いほど急に重くなります（CRF）。
• スタック寿命は、動かした範囲（30,000〜80,000 h）では約0.4 US$/kgの幅と、他の項目に比べて小さい結果でした。これは、本稿の置いたスタック交換費（設備費の20%）と交換回数に依存します。
• 効率の5ポイント（63%→58%）は約0.6 US$/kgの差になります。設備費が安くても、効率が低いと電力費で一部を失います（IEAも同じ点を指摘［参考資料1］）。

6. 本稿の計算③：稼働率と電力価格の組み合わせ

稼働率と電力価格は、実際の事業では連動します。安い電力は変動しやすい再エネに多く、年間を通じて使える時間が短いからです。基準ケースの他の条件を固定したまま、2つを組み合わせた表を作りました。

表4　LCOH（US$/kg、本稿の計算）。列の見出しの電力価格の単位はUS$/MWh。設備費2,300 US$/kW、効率63%、割引率8%などは基準ケースのまま。

表4から、低い稼働率の領域では電力が安くなっても下がり幅が小さいことが分かります。稼働率20%では、電力を50から20 US$/MWhに下げても約1.6 US$/kg下がるだけで、LCOHは10 US$/kgを超えたままです。逆に稼働率が90%まで上がると、電力費の割合は約52%になります（稼働率30%では約29%）本稿の計算。

7. 素材技術者の視点①：稼働率が変えるもの

8. 公的機関の報告値と目標値の読み方

公的機関が出す水素のコストの数字は、実績の推計、シナリオ上の見通し、目標、仮定の例示が混ざっています。さらに、どの段階のコストかが違います（図7）。数字を引く前に、次の4つを確認すると取り違えを減らせます。

1. 何のコストか：製造コスト（LCOH）か、輸入港までの供給コスト（CIF）か、価格指数か、市場価格か
2. 推計か目標か：2024年の推計か、2030年のシナリオか、政策目標か
3. 設備費に何が入るか：据付費（EPC）や予備費を含むか。電気入力のkW基準か、水素出力のkW基準か。HHVかLHVか
4. 電力価格と稼働率の前提：目標が成り立つ条件が付いているか

表5　公的機関の主な数字と前提。日本の円とUS$は、本稿では換算していません。

表5から、次のことが読み取れます（本記事による解説）。

• DOEの目標2.00 US$/kgは、設備費に据付費を含まず、電力も安い前提です。IEAの推計は設備費にEPCと予備費を含みます。同じ「設備費」でも、含むものが違います。
• DOEは、2022年の状況値でも、安い電力と高い可用率の条件で、PEMは3 US$/kg超、アルカリは2 US$/kg超としています。この「安い電力と高い可用率」は、IEAが示す太陽光・風力の設備利用率（12〜53%）に直結した運転とは大きく異なる条件です［参考資料1］。
• 日本の「30円/Nm3」は、輸入を含めた供給コストで、製造原価ではありません。国内で電解してつくる場合の目安にそのまま使えるわけではありません。
• IEAは、低排出水素ではまだ流動的な市場がなく、厳密には「市場価格」と呼べる代表的な価格が定まっていないとしています［参考資料1］。公表される「水素の価格」は、価格指数や個別契約の値の場合があります。
• IEAは、設備費の低い中国製電解槽を使っても、欧州の再エネ由来の水素では、コスト削減は3〜13%にとどまり、条件によってはLCOHが少し上がる場合もあるとしています。EPCが大きいことと、効率の低さが理由です［参考資料1］。

9. 本稿の式に、公的機関の前提を入れてみる

第8章で見た前提を、本稿の式にそのまま入れてみます。これは公的機関の推計の再現ではなく、前提を変えるとLCOHがどう動くかを確かめるための計算です。各機関は、割引率、据付費、税などの詳しい前提を本稿とは別に置いているため、結果は公表値と一致しません。

表6　公的機関の前提を本稿の式に入れた結果（本稿の計算）。寿命20年、O&M 3%/年、スタック交換は設備費の20%（DOE・IRENAの行はスタック寿命80,000 h、IEAの行は50,000 h）。

読み取れることは3つあります本稿の計算。

• DOEの2.00 US$/kgは、桁としては本稿の式で近い値になります。設備費250 US$/kW（据付費なし）では約1.8 US$/kg、据付費などを仮に含めて2倍にすると約2.0 US$/kgです。DOEの内訳（据付費の扱い、割引率、税など）は確認できなかったため、どの前提で2.00になるのかは本稿では特定していません。
• IRENAの条件で、「平均」と「最良」の差は約3.5 US$/kg。設備費、電力、効率、稼働時間、資本コストの5つが同時に良い側へ動く効果が重なります。ただし、IRENAの「最良」は、複数の前提を同時に最良側に置いた例示です。
• 中国製の設備費900 US$/kWでも、効率が58%だと、設備費だけを900にした場合（約4.2 US$/kg）より約0.4 US$/kg高くなります。IEAが述べた、効率の低さが設備費の安さを一部打ち消すという指摘と、向きが一致します［参考資料1］。

10. 素材技術者の視点②：材料の改良はLCOHのどこに効くか

材料の改良（触媒、膜、多孔質輸送層、バイポーラ板、シール）がLCOHに及ぶ経路は、効率（電力費）、耐久（スタック交換）、スタックの製造費（設備費）の3つです。基準ケースで、それぞれを動かした場合の影響を計算しました。

表7　材料側の改良の影響（本稿の計算）。他の条件は基準ケース。「劣化」の行は、基準の効率を運転開始時の値と見なし、電圧が直線的に上がる、電流効率は一定、と置いた概算で、DOEの定義（寿命末期の電圧上昇10%）に基づく［参考資料4］。

11. 限界と、確認できなかったこと

(1) 本稿の式は、事業の採算を表さない

税、減価償却、資金調達の構造、補助金、残存価値は入っていません。IEAも、生産コストは商業マージンを含まない理論値だと述べています［参考資料1］。日本の水素社会推進法の価格差支援、EUの制度、米国の税額控除などの政策がコストに与える影響は、本稿の範囲外です。

(2) 電力価格を一定としている

第6章で述べたとおり、稼働率と電力価格の関係は単純ではありません。系統と再エネの関係は、本シリーズ『電力グリッドと再エネ』編で扱います。

(3) 公的機関の数値の一部は、本稿が読み取れなかった

• IRENAの図（2020年の「現在」と「最良」のLCOH）の読み値は、本文に数値の記載を確認できなかったため転記していません。
• IEAの「電解槽がLCOHの55〜65%」という文の前提条件は、本文中に確認できませんでした。
• DOEの2026年・2031年目標（2.00・1.00 US$/kg）の内訳（据付費、割引率、税など）は確認できませんでした。DOEの水素製造解析モデル（H2A）の詳細は、本稿では参照していません。
• 本稿が参照したIEAの付属資料の範囲では、電解槽の寿命（年）や割引率の基準値を確認できなかったため、本稿は寿命20年と割引率8%を本稿の仮定としました。

(4) 日本の国内製造コストの実績は、確認できなかった

日本の水素基本戦略の目標は輸入を含む供給コスト（CIF）です［参考資料6］。国内の電解水素の製造コストの実績値を、本稿は一次資料で確認できていません。

(5) 他の水素源のLCOHは扱わない

天然ガス改質、CCS付き、石炭ガス化などのLCOHは、IEAの範囲を紹介するにとどめました。CCSは本シリーズ『CCS』編で扱います。

12. 用語集

13. 参考資料（一次情報）

1. IEA"Global Hydrogen Review 2025"（PDF全文を参照。第3章「Hydrogen production」、「Five key questions」、Box 3.2、図3.8〜3.10・3.15〜3.16。印刷ページ番号：図3.8＝p.93、Box 3.2＝p.94〜95、図3.9＝p.98、EPC・設備費の調査＝p.106〜107、中国製電解槽＝p.109〜111、「Five key questions」＝p.27） — iea.org
2. IEA"Global Hydrogen Review 2025 Assumptions Annex"（PDF、p.6「Production pathways」） — iea.blob.core.windows.net
3. IRENA"Green hydrogen cost reduction: Scaling up electrolysers to meet the 1.5°C climate goal"（2020年、PDF。エグゼクティブサマリー図ES1・ES2、p.43「Lifetime aspects」） — irena.org
4. 米国エネルギー省（DOE）"Technical Targets for Proton Exchange Membrane Electrolysis" — energy.gov
5. 米国エネルギー省（DOE）"Technical Targets for Liquid Alkaline Electrolysis" — energy.gov
6. 再生可能エネルギー・水素等関係閣僚会議（内閣官房ホームページ掲載）「水素基本戦略」令和5年6月6日（PDF。「供給コストの低減」〔印刷ページ11〜12〕、水電解装置のコスト目標〔同26〜27〕） — cas.go.jp
7. Glenk, G. and Reichelstein, S.（Nature Energy）"Economics of converting renewable power to hydrogen" Nature Energy 4, 216–222（2019年、DOI 10.1038/s41560-019-0326-1。論文要旨を参照） — nature.com

14. 主張と出典の対応表（監査）

最終更新：2026年10月／出典は一次情報（IEA・IRENA・DOEの公表資料、内閣官房掲載の水素基本戦略、査読論文の要旨）に限定しています。市場調査会社の推計は使っていません。 材料の観点での読み取りは「解説」として出典付きの事実と区別しています。 IRENAの図の読み値、IEAの「55〜65%」の前提条件、DOEの目標の内訳、日本の国内電解水素の製造コストの実績、白金族金属価格の影響は、公開された一次情報で確認できなかったため記載していません。 本記事のLCOHの計算は、式と明示した仮定から算出したもので、特定の事業や製品の実績値ではありません。 図はすべて説明用の概念図または本稿の計算図です。図2・図3・図4・図5・図7はベクター作図、図1と図6はAI生成イメージであり、いずれも実際の施設・装置・製品の実物を示すものではありません。