主要成果
オーストラリアの研究チームによる分析の結果、太陽光発電の低出力期間におけるバックアップ電源として水素ガスタービンを採用した場合、水素貯蔵の均等化コスト（LCOHS）を約0.90豪ドル/kg（約0.62ドル/kg）まで抑えられることが明らかになりました。これは水素燃料電池と比較して資本支出（CAPEX）を低減できる可能性を示唆しています。
技術・詳細
本研究は、水素の注入、地質学的貯蔵、精製、およびパイプライン輸送を含む統合システムの実現可能性を評価したものです。シミュレーション条件として、孔隙率10%、浸透率50mD、プロジェクト寿命30年、割引率7%を設定しています。
分析では、貯留層の特性が水素の回収率とコストに与える影響が強調されています。具体的には以下の通りです。
- 浸透率が高い場合：注入性と回収率は向上するが、精製および圧縮への要求負荷が増加する可能性がある。
- 孔隙率が低い場合：ガスの置換効率は向上するが、注入圧力の上昇に伴い設備コストが増加する。
研究チームは、貯留層の特性と地上設備の戦略的な相互作用を最適化することが、商業的に実行可能な大規模地下水素貯蔵（UHS）システムを設計する鍵になると結論付けています。
背景・業界の文脈
世界的に水素インフラの構築と実証が進んでいます。ドイツでは「電力供給セキュリティおよび容量法（StromVKG）」に基づき、合計容量約5.1GWに相当する11基の水素対応コンバインドサイクルガスタービン（CCGT）の契約が締結されました。RWE社は第1回長期容量オークションで2.1GWの容量を確保しています。
産業利用では、日本製鉄がパイロットプラントにおいて、還元剤に100%水素を用いた直接還元鉄（DRI）を1,000トン以上生産しました。同社は低品位の鉄鉱石ペレットを使用し、300時間を超える連続運転に成功しています。この設備は2026年3月に稼働し、生産能力は1時間あたり1トンです。
今後の展望
次世代の水電解技術の開発も加速しています。旭化成とPower to Hydrogen（P2H2）は、アニオン交換膜（AEM）水電解システムの製造スケールアップと商業化に向けた覚書（MoU）を締結しました。P2H2社はすでにアントワープ・ブルージュ港に500kWのAEM電解装置を導入しており、今後は旭化成の電解事業の知見を組み合わせた展開を目指します。
一方で、プロジェクトの選別も進んでいます。Air Products社は、ルイジアナ州のクリーンエネルギー複合施設やアリゾナ州カサグランデのグリーン水素生産施設を含むプロジェクトからの撤退に伴い、2026年度に約32億ドルの税前費用を計上したと報告しています。
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