水素コストの製造・輸送・貯蔵別の内訳分析

ポイント

政府の水素基本戦略（2023年6月改定）の供給コスト目標は、2030年に30円/Nm³（約334円/kg）、2050年に20円/Nm³（約222円/kg）。いずれも輸入水素を日本の港で受け取る時点のCIFコスト
2017年の戦略が出発点に置いた100円/Nm³は、当時の水素ステーション販売価格。ENEOSの水素ステーションの販売価格は2024年4月から2,200円/kg（税込）
輸送キャリアは液化水素・MCH・アンモニアの3つ。水素基本戦略は、どれが総じて優位になるかを現時点で見極めることは困難としている

水素のコストは100円/Nm³が出発点

メリット

液化水素は受入地でキャリアを変換するエネルギーが要らず、純度の高い水素をそのまま使える。2022年2月に、世界初の液化水素運搬船による豪州から神戸への海上輸送を完了している
MCH（メチルシクロヘキサン）は常温常圧の液体で、タンクなど既存の輸送・荷役インフラを使える。2020年12月にブルネイから川崎への国際輸送実証を完了している
アンモニアは肥料用・化学原料用のサプライチェーンが既にあり、直接利用または水素キャリアとしての導入が比較的容易
2030年の供給コスト目標30円/Nm³は、2023年3月のLNG価格を水素に換算した24円/Nm³と同等の水準に置かれている

デメリット・課題

水素ステーションの販売価格は上がっている。ENEOSは2024年4月に1,650円/kgから2,200円/kg（税込）へ改定した
IEAは、再エネ電力による水素と化石燃料由来（排出対策なし）の水素の製造コスト差を、現状で1kgあたり1.5〜8ドルとしている（Global Hydrogen Review 2024）
水素専焼の発電コストは2040年時点の試算で29.9円/kWh。同じ試算のLNG火力は19.3円/kWh
液化水素・MCH・アンモニアのどれが優位かは定まっておらず、国際輸送・国内配送・脱水素などの転換コストを含めた評価が続いている

政府の水素基本戦略が出発点に置いた水素のコストは100円/Nm³です（2017年の戦略策定時の水素ステーション販売価格）。政府は供給コストを2030年までに30円へ引き下げることを目指しています。出発点はステーションでの販売価格、目標は輸入水素のCIFコストで、物差しが違う点に注意が要ります。

水素基本戦略（2023年6月改定）は、供給コスト（CIFコスト）の目標を2030年に30円/Nm³（約334円/kg）、2050年に20円/Nm³（約222円/kg）と置いています。同じ係数で換算すると、100円/Nm³は約1,110円/kgです。米国はHydrogen Shot（2021年6月開始）で、10年以内にクリーン水素1kgを1ドルにする目標を掲げています。

水素のコストは「製造」「輸送」「貯蔵」「利用」の4段階で積み上がる。各段階のコスト構造を理解することが、水素エネルギーの経済性を正確に評価する第一歩です。

製造コストは電力と装置の価格で決まる

水電解で水素をつくるコストを下げるには、電気のコストの削減に加えて、装置コストの低減と性能の向上が必要です（水素基本戦略）。政府は水電解装置の2030年目標を、アルカリ型5.2万円/kW、固体高分子（PEM）型6.5万円/kWに置いています。

製造方法別のコスト比較

IEAの「Global Hydrogen Review 2024」は、再エネ電力による水素の製造コストが、2050年ネットゼロのシナリオどおりに導入が進めば2030年に1kgあたり2〜9ドルへ下がり、現在の半分になると見込んでいます。化石燃料由来（排出対策なし）との差は、現状の1.5〜8ドルから2030年に1〜3ドルへ縮まる見通しです。既存の政策だけを織り込んだシナリオでは、下がり幅は約3割にとどまります。

装置の価格は地域で大きく違います。IEAの2025年版によると、2024年に電解装置を製造・設置する費用は、中国国外で1kWあたり2,000〜2,600ドル、中国で製造・設置する場合は600〜1,200ドルでした。中国製の装置を中国国外に設置する場合は、輸送費や関税を含めて1,500〜2,400ドルです。

海外製造の場合

日本の供給コスト目標（2030年に30円/Nm³）は、海外でつくった水素を日本の港で受け取る時点のCIFコストです。製造地のコストに、キャリアへの変換と海上輸送の費用が加わります。IEAは、再エネ水素が2030年までに化石燃料由来と競争できる水準になりうる地域として中国を挙げ、天然ガスが安い米国や中東ではコスト差が残りやすいとしています。

輸送コストは水素キャリアの選択で大きく変わる

水素は常温常圧では密度が極めて低い気体だ（0.09kg/m³）。このままでは大量輸送が非効率であるため、何らかの「キャリア」に変換して輸送します。キャリアの選択が輸送コストを左右します。

輸送キャリアの比較

キャリア	輸送形態	特徴（水素基本戦略の記述）	実証の進み具合
液化水素	-253℃で液化し専用船で輸送	受入地での変換エネルギーが不要。純度の高い水素をそのまま使える	2022年2月に豪州→神戸の海上輸送を完了
MCH（メチルシクロヘキサン）	トルエンに水素を付加し、常温常圧の液体で輸送	取扱いが容易で長期貯蔵ができる。既存の輸送・荷役インフラを使える	2020年12月にブルネイ→川崎の国際輸送実証を完了
アンモニア	アンモニアに変換して輸送	肥料用・化学原料用のサプライチェーンが既にある。直接利用もできる	2024年4月に碧南火力で熱量比20%の燃料転換実証を開始

水素基本戦略は、3つのキャリアにはそれぞれ長所と克服すべき課題があり、長期的にどれが総じて優位になるかを現時点で見極めることは困難としています。国際輸送コスト、国内配送コスト、脱水素などのエネルギー転換コスト、ライフサイクルCO2、安全性を加味して総合的に評価する方針です。

液化水素：日本が世界をリードする技術

川崎重工業を中心とするHySTRA（CO2フリー水素サプライチェーン推進機構）は、2022年にオーストラリアから日本への液化水素海上輸送に世界で初めて成功しました。パイロット船「すいそふろんてぃあ」は1,250m³の液化水素タンクを搭載し、2021年12月に日本を出港、2022年1月に豪州で液化水素を積み、2022年2月に神戸へ帰港しました。

液化水素は、受入地でキャリアを変換するエネルギーが要らず、純度99.999%の水素を取り出してそのまま燃料電池などに使える点が特徴です。政府はGI基金で液化水素タンクの大型化の技術開発を進めています。2023年6月の戦略は2028年度の実証運転開始を掲げていましたが、事業者は2024年9月に計画を見直し、国内の水素を使って2030年度内に実証する方針に改めています。

MCH：常温・常圧で輸送できる利便性

MCH（メチルシクロヘキサン）は、トルエンに水素を付加してつくる常温常圧の液体です。2020年12月に、ブルネイで製造した水素をMCHに変換して海上輸送し、川崎の脱水素プラントで水素を取り出す世界初の国際輸送実証が完了しています。

MCHの利点は、タンクなど既存の輸送・荷役インフラを使える点です。水素基本戦略は今後の課題として、既存の製油所設備を使った脱水素技術の開発、水とトルエンから直接MCHをつくる技術、未利用熱の活用を挙げています。

アンモニア：既存のサプライチェーンを使える

アンモニア（NH3）は肥料用や化学製品の原料用としてのサプライチェーンが既に存在しており、直接利用または水素キャリアとしての導入が比較的容易です。水素基本戦略は、アンモニアの供給コスト（CIFコスト）の目標を、2030年に水素換算で10円台後半/Nm³としています。

アンモニアを水素に分解せず、そのまま燃料として使う「直接利用」（発電・船舶燃料）も進んでいます。JERAとIHIは2024年4月1日、碧南火力発電所で大型の商用石炭火力発電機としては世界初となる、熱量比20%の燃料アンモニア転換の実証試験を始めました。

貯蔵コストと技術の選択肢

水素の大量貯蔵は輸送と同様にコストがかかる。

貯蔵方式別の特性

水素基本戦略は、供給地と需要地の距離に応じて、圧縮水素、液化水素、MCH、アンモニア、パイプライン、水素吸蔵合金などから適切な技術を選ぶ必要があるとしています。MCHは常温常圧の液体のまま長期貯蔵ができ、液化水素は港湾の基地でタンクに貯蔵します。

海外では岩塩空洞に水素を貯める計画があります。米国ユタ州のAdvanced Clean Energy Storageプロジェクトは、220MWのアルカリ型水電解装置と2つの岩塩空洞（各450万バレル）を組み合わせて水素を貯蔵する施設で、米エネルギー省が2022年6月に5億440万ドルの融資保証を出しました。

日本では高圧タンクまたは液化水素タンクが主な貯蔵手段です。液体空気蓄エネルギー（LAES）技術との比較では、LAESは蓄電用途に特化しており、水素のように化学原料や燃料として多用途に使えない点が異なります。

日本の水素供給量目標と国際比較

日本政府は水素供給量の拡大目標を段階的に設定しています。

時期	日本の供給量目標	供給コスト目標（円/Nm³）
2030年	最大300万トン/年	30
2040年	1,200万トン/年程度	—
2050年	2,000万トン/年程度	20

主要国との比較

国	供給量・製造量の目標	コスト目標	主要な政策手段
日本	2030年に最大300万トン	2030年に334円/kg（30円/Nm³）	水素基本戦略・GI基金
米国	2030年までにクリーン水素1,000万トン	10年以内に1ドル/kg（Hydrogen Shot）	税額控除（最大3ドル/kg）
EU	2030年より前に域内製造1,000万トン＋輸入1,000万トン	—	REPowerEU
中国	2025年に再エネ由来水素10〜20万トン/年	—	水素エネルギー産業発展中長期規画
韓国	2030年にクリーン水素100万トン	2040年に3,000ウォン/kg	水素法

各国の目標は水素基本戦略（2023年6月改定）が整理した内容です。日本の最大300万トン目標は、米国・EUの1,000万トンと比較すると控えめです。市場規模の差がスケールメリットに直結し、調達コストの格差を生む可能性があります。日本は自国生産よりも輸入に依存する戦略を取らざるを得ず、安定的な調達先の確保が安全保障上の課題になります。

水素の利用コスト：用途別に大きく異なる

水素の利用段階のコストは用途によって大きく異なります。主要な利用用途とそのコスト特性を整理します。

発電用途

水素専焼発電のLCOE（均等化発電コスト）は2040年時点の試算で29.9円/kWh（資源エネルギー庁の発電コスト検証・政策経費あり・基本ケース）で、同じ試算のLNG火力19.3円/kWhの約1.5倍です。この試算は海外からブルー水素を輸入する前提で、水素専焼の幅は27.0〜29.9円/kWhです。国産のグリーン水素を使う場合の水素専焼は、同じ試算で24.4〜33.1円/kWhです。水素基本戦略は2050年の供給コスト目標20円/Nm³を「水素発電コストをガス火力以下」にする水準と位置づけています。

FCV（燃料電池車）用途

FCVの水素充填価格は値上げが続いています。ENEOSは2024年4月1日に、水素ステーションの販売価格を1,650円/kg（税込）から2,200円/kg（税込）へ改定しました。福岡市水素ステーションも2026年5月31日の営業再開時に、1,210円/kg（税込）から2,200円/kg（税込）へ改定しています。2,200円/kgはNm³あたりに直すと約198円で、2017年の戦略が出発点に置いた100円/Nm³の約2倍です。

産業用途（鉄鋼・化学）

鉄鋼業では、高炉に水素を吹き込んでCO2排出を10%減らす技術（COURSE50）が1/400規模の試験炉で効果を確認済みで、政府はGI基金などの支援により2030年までの実用化を目指して大型高炉の実機での実証に着手しています。排出を50%減らす技術や、高炉を使わない水素還元製鉄の開発も同じ事業で進んでいます。

水素サプライチェーン全体のコスト削減3ステップ

1
製造段階：電解装置の価格と再エネ電力コストの同時低減
政府の2030年目標はアルカリ型5.2万円/kW、PEM型6.5万円/kW。IEAによると2024年の製造・設置費用は中国国外で1kWあたり2,000〜2,600ドル、中国で600〜1,200ドル。
2
輸送段階：キャリアの大型化と転換コストの削減
液化水素はタンクの大型化（実証は2030年度内に見直し）、MCHは脱水素技術と未利用熱の活用が課題。アンモニアは水素に戻さず燃料として使う「直接利用」が進んでいる。
3
国内配送段階：距離に応じた輸送技術の選択
近い工場どうしの輸送にはパイプラインが適しており、水素基本戦略は安価で丈夫なパイプラインの技術開発が必要としている。

サプライチェーン全体のコスト積み上げ

水素のコストは、どの時点の価格を見るかで数字が大きく変わります。確かめられる2つの時点を並べます。

ケース1：水素ステーションの販売価格（現状）

ENEOSの販売価格：2,200円/kg（税込・2024年4月〜）＝約198円/Nm³
2017年の水素基本戦略が出発点に置いた価格：100円/Nm³（約1,110円/kg）
改定前のENEOSの価格：1,650円/kg（税込）＝約148円/Nm³

ステーションの販売価格には、水素そのものの調達費に加えて、国内配送、充填設備、運営の費用が含まれます。ENEOSは改定の理由に、運営コストや設備メンテナンス費用の上昇を挙げています。

ケース2：海外水素の輸入（2030年目標）

水素の供給コスト目標（CIF）：2030年に30円/Nm³、2050年に20円/Nm³
アンモニアの供給コスト目標（CIF）：2030年に水素換算で10円台後半/Nm³
比較の目安：2023年3月のLNG価格を水素に換算すると24円/Nm³

CIFコストは日本の港に着いた時点の価格で、海外での製造、キャリアへの変換、海上輸送までを含みます。国内での再変換と配送の費用は、この目標の外側にあります。ケース1の約198円/Nm³とケース2の30円/Nm³は含む範囲が違うため、そのまま比べることはできません。

コスト削減のレバレッジポイント

製造段階では、電気のコストと水電解装置の価格の両方を下げることが課題です。輸送段階では、液化水素タンクの大型化、MCHの脱水素技術、アンモニアの直接利用が進められています。国内配送では、距離に応じて圧縮水素、液化水素、MCH、アンモニア、パイプラインなどを使い分けます。

コストは各段階の足し算なので、一つの段階を1割下げても全体が下がるのはその段階の割合ぶんだけです。2030年目標の30円/Nm³には、すべての段階で同時にコストを下げることが要ります。

水素コスト低減のための技術開発動向

水素のコスト低減に向けて、製造・輸送・利用の各段階で技術開発が加速しています。

次世代電解槽技術

固体酸化物形の水蒸気電解（SOEC）は、高温の水蒸気を電気分解する高効率の水素製造技術です。三菱重工業は2024年4月、高砂水素パークで400kWのSOECデモ機の運転を始め、モジュールの電解効率3.5kWh/Nm³（高位発熱量換算で101%）を確認したと発表しました。同社はシステム全体で総合効率90%（高位発熱量換算）を目標にしています。

大規模液化水素サプライチェーン

HySTRAのパイロット船「すいそふろんてぃあ」のタンク容量は1,250m³で、商用化には船とタンクの大型化が必要です。政府はGI基金で液化水素タンクの大型化の技術開発を支援しています。2023年6月の戦略は2028年度の実証運転開始を掲げていましたが、事業者は2024年9月に計画を見直し、国内の水素を使って2030年度内に実証する方針に改めています。

水素パイプラインの構想

水素基本戦略は、近くの工場どうしなど比較的短い距離の輸送には水素パイプラインが適しているとしています。単位あたりのコストを下げる安価で丈夫なパイプラインの技術開発と、適用される法令の整理が課題です。

水素コストに関するよくある質問

水素は電気より安くなるのか

電気を水素に変換し、再び電気に戻す「Power-to-Gas-to-Power」では、変換のたびにロスが生じます。同じ電力を直接使用するほうが効率的であり、水素は「電気で賄えない用途」に特化すべきです。長期貯蔵、産業用高温熱、FCV、水素ステーション向けの需要が水素の本領です。

水素のコストは今後どこまで下がるか

IEAの「Global Hydrogen Review 2024」は、再エネ電力による水素の製造コストが、2050年ネットゼロのシナリオで2030年に1kgあたり2〜9ドルへ下がると見込んでいます。1ドル150円で換算すると300〜1,350円/kg（約27〜121円/Nm³）です。日本の2030年目標30円/Nm³は輸送費まで含むCIFコストなので、製造だけで27円以上かかるというこの見通しと比べると、かなり低い水準です。

水素はLNGの代替になるのか

水素基本戦略が「水素発電コストをガス火力以下」にする水準として置いているのは、2050年の供給コスト目標20円/Nm³です。水素発電とLNG火力のコスト比較で詳述した通り、水素専焼の発電コストは2040年時点の試算で29.9円/kWhとLNG火力（19.3円/kWh）の約1.5倍であり、短期的にはLNGの代替にはなりえません。

日本は水素を自給できるか

日本の再エネ資源量から考えると、2050年の目標2,000万トンを全量国内製造で賄うことは非現実的です。三菱重工業がSOECデモ機で確認した電解効率3.5kWh/Nm³（水素1kgあたり約39kWh）で計算しても、2,000万トンの製造には約7,800億kWhの電力が必要であり、これは日本の年間電力消費量（約9,000億kWh）の約9割に相当します。エネルギー安全保障の観点からは、一定割合の国内製造を確保しつつ、主力は海外からの輸入に頼る「ハイブリッド戦略」が現実的です。

水素と蓄電池はどちらが有望か

用途が異なるため、単純比較は適切ではありません。短期（数時間〜数日）の電力貯蔵ではリチウムイオン蓄電池が圧倒的に有利です。長期（数週間〜季節間）の貯蔵や、バイオ燃料では代替できない産業用高温熱源では水素が不可欠です。両者は補完関係にあり、蓄電池の導入拡大は水素の需要を奪うのではなく、電力システム全体の効率を高めます。

水素コスト分析に必要な情報源

水素のコスト構造を正確に把握するには、以下の一次情報源を参照すべきです。

水素基本戦略（2023年6月6日改定・再生可能エネルギー・水素等関係閣僚会議）——供給コスト目標30→20円/Nm³、導入目標最大300万→1,200万→2,000万トン、水電解装置の2030年目標
水素基本戦略（2017年12月）の概要資料——出発点の100円/Nm³（ステーション価格）
IEA「Global Hydrogen Review 2024」「同2025」——再エネ水素の製造コストと化石燃料由来との差、電解装置の製造・設置費用
資源エネルギー庁発電コスト検証ワーキンググループ（第6回会合資料1・2025年1月のとりまとめ案）——水素専焼・LNG火力の発電コスト
ENEOS「ENEOS水素の価格改定について」（2024年2月6日）、福岡市の発表（2026年5月28日）——水素ステーションの販売価格
三菱重工業のリリース（2024年4月25日）——SOECデモ機の電解効率
JERAのリリース（2024年4月1日）——碧南火力のアンモニア転換実証
米エネルギー省「Advanced Clean Energy Storage」——岩塩空洞での水素貯蔵

水素のコスト構造は「製造→輸送→貯蔵→利用」の各段階でコストが積み上がる複雑な体系です。一つの段階だけを見て安い・高いを判断するのは危険です。サプライチェーン全体を俯瞰した上で、各段階のコスト削減がどの程度の影響を持つかを定量的に評価する視点が求められます。グリーン水素のコスト動向や地熱発電のコストなど、他のクリーンエネルギーとの比較検討も合わせて行ってください。