電解装置

水素製造の鍵となる技術

電解装置（Electrolyzer）は、水を電気分解して水素と酸素を製造する装置です。グリーン水素製造の中核技術として、再生可能エネルギーの電力を使用することで、CO2排出ゼロの水素生産を実現します。電解装置の性能とコストがグリーン水素の経済性を決定する最も重要な要素となっています。

電気分解の基本原理

電解装置は以下の化学反応により水素を製造します：

2H₂O（水） → 2H₂（水素） + O₂（酸素）

この反応には理論上、水素1kgあたり33kWh（低位発熱量基準）または39kWh（高位発熱量基準）の電力が必要です。実際の電解装置では効率損失があるため、50～75kWhの電力を消費します。

3つの主要技術

1. アルカリ電解（AWE - Alkaline Water Electrolysis）

最も成熟した電解技術で、100年以上の歴史と実績を持ちます。

技術的特徴

• 電解質：水酸化カリウム（KOH）水溶液
• 動作温度：60～80℃
• 電流密度：200～400 mA/cm²
• 効率：63～70%（LHV基準）
• 応答時間：数分～数十分

長所

• 設備費が安価：700～1,400ドル/kW
• 長期運転実績：20～30年の稼働実績
• 大型化が容易：100MW以上の装置も実現可能
• 貴金属触媒不要：ニッケル系触媒で低コスト

短所

• 応答性が低い：再エネ変動への追従性に課題
• 部分負荷運転が苦手：20～100%の範囲での運転
• 電解質管理が必要：定期的な液交換と処理

主要メーカー

• Nel Hydrogen（ノルウェー）：世界最大のアルカリ電解装置メーカー
• Thyssenkrupp Nucera（ドイツ）：大型プラント実績豊富
• John Cockerill（ベルギー）：欧州の主要サプライヤー

2. PEM電解（PEMEC - Proton Exchange Membrane Electrolysis）

固体高分子膜を使用する先進的な電解技術です。

技術的特徴

• 電解質：固体高分子膜（ナフィオンなど）
• 動作温度：50～80℃
• 電流密度：1,000～2,000 mA/cm²（AWEの5倍）
• 効率：67～82%（LHV基準）
• 応答時間：数秒～数分

長所

• 高い応答性：再エネ変動に素早く対応
• コンパクト：高電流密度で装置サイズが小さい
• 広い負荷範囲：0～100%の柔軟な運転
• 高純度水素：99.999%以上の純度
• 高圧運転可能：圧縮工程の省略

短所

• 設備費が高額：1,100～1,800ドル/kW
• 貴金属触媒使用：白金（陰極）、イリジウム（陽極）が高コスト要因
• 膜の耐久性：酸性環境での劣化
• 長期運転実績が限定的：10～15年程度

主要メーカー

• ITM Power（英国）：欧州のPEM電解リーダー
• Plug Power（米国）：燃料電池技術を電解に応用
• Siemens Energy（ドイツ）：大型プロジェクト実績
• Cummins（米国）：Hydrogenics買収で参入

3. 固体酸化物電解（SOEC - Solid Oxide Electrolysis Cell）

600～1,000℃の高温で動作する次世代電解技術です。

技術的特徴

• 電解質：固体酸化物セラミック（イットリア安定化ジルコニア）
• 動作温度：600～1,000℃
• 電流密度：300～1,000 mA/cm²
• 理論効率：80～95%（LHV基準）- 最高効率
• 応答時間：数分～数十分

長所

• 最高効率：高温により電気化学反応が促進
• 廃熱利用可能：産業プロセスの余剰熱を活用
• 可逆運転：燃料電池としても動作可能
• 貴金属触媒不要：セラミック材料使用
• 総合効率が最高：熱エネルギーも活用

短所

• 技術的未成熟：商用化は2030年頃の予定
• 高温運転の課題：材料劣化、熱サイクル耐性
• 起動・停止時間が長い：高温到達に時間を要する
• セルスタックの耐久性：5～7年程度（目標10年以上）

主要開発企業

• Topsoe（デンマーク）：SOEC技術のパイオニア
• Sunfire（ドイツ）：商用規模プラントを実証
• Bloom Energy（米国）：燃料電池技術からSOEC開発
• Ceres Power（英国）：固体酸化物セル技術

技術比較表

規模の経済とコスト低下

電解装置のコスト低下は、グリーン水素の経済性向上の鍵となります：

現状（2024年）

• 小規模（1MW未満）：1,500～3,000ドル/kW
• 中規模（1～10MW）：800～1,500ドル/kW
• 大規模（10MW以上）：500～1,000ドル/kW

2030年予測

大量生産により設備費が50～70%削減される見込みです：

• アルカリ電解：200～400ドル/kW
• PEM電解：300～600ドル/kW
• SOEC：500～1,000ドル/kW

コスト低下の要因

• 製造規模拡大：年間生産能力がGWクラスに
• 自動化：製造プロセスの自動化による人件費削減
• 材料費削減：貴金属使用量の削減、代替材料開発
• 設計最適化：スタック構造の改良、部品点数削減
• サプライチェーン構築：部品の標準化と量産体制

主要プロジェクトでの採用事例

アルカリ電解

• NortH2（オランダ）：4GW、Nel Hydrogenとの協力
• NEOM（サウジアラビア）：4GW、Thyssenkrupp Nucera製

PEM電解

• HyDeal Ambition（スペイン）：9.5GW、複数メーカー採用
• H2 Green Steel（スウェーデン）：水素還元製鉄向け

SOEC（実証段階）

• Topsoe SOEC実証プロジェクト（デンマーク）：10MW規模
• Sunfire HyLink（ドイツ）：産業廃熱利用の実証

技術開発の方向性

各技術は以下の方向で開発が進んでいます：

アルカリ電解

• 大型化：100MW以上の単一ユニット
• 応答性向上：再エネ変動への対応改善
• 部分負荷性能改善：10～100%の運転範囲拡大

PEM電解

• 貴金属削減：触媒使用量の1/10への削減
• 代替触媒開発：非貴金属触媒の研究
• 膜耐久性向上：20年以上の寿命達成
• 高圧化：100bar以上での直接生成

SOEC

• 耐久性向上：10年以上の連続運転
• 起動時間短縮：熱サイクル性能の改善
• 商用化：2030年までのメガワット級プラント実現
• 可逆運転：電解と発電のフレキシブルな切替

再エネとの統合

電解装置は再生可能エネルギーとの統合により最大の価値を発揮します：

太陽光発電との統合

• 日中の余剰電力を水素に変換・貯蔵
• PEM電解の高い応答性が有利
• 季節変動への対応：夏季の余剰電力活用

風力発電との統合

• 変動の大きい風力出力を平準化
• 洋上風力との組み合わせで大規模水素製造
• 出力抑制の回避：送電制約地域での活用

系統サービス提供

• 需給調整力：電力市場での柔軟性提供
• 周波数調整：高速応答による系統安定化
• 蓄電池との競合・補完：長時間貯蔵は水素が有利

今後の展望

電解装置市場は急速に拡大すると予測されています：

• 2024年：年間製造能力10GW
• 2030年：年間製造能力100GW超
• 市場規模：2024年20億ドル→2030年200億ドル
• 技術競争：各方式の特性に応じた用途別の最適化
• 標準化：部品・インターフェースの国際標準化

電解装置は、グリーン水素製造の中核技術として、今後の技術革新と大量生産によるコスト低下により、2030年代のグリーン水素本格普及を支える重要な役割を果たすことが期待されています。