液体空気蓄エネLAESの効率と最新動向

広島ガスが日本初のLAES商用運転を2025年12月に開始

メリット

エネルギー密度はリチウムイオン電池の約3〜5倍で、大規模・長時間（8時間超）貯蔵に適している
貯蔵中の自己放電がほぼゼロで、季節間の長期保存（夏の余剰太陽光電力を冬に使う）が理論上可能
空気を原料とするため希少金属が不要で、リチウムイオン電池のような資源制約を受けない
2025年12月に広島ガスが日本初の商用運転を開始し、技術の実用性が実証された

デメリット・課題

スタンドアロン型のラウンドトリップ効率は独立評価で20〜50%程度。廃熱利用なしでは経済性が低い
空気の液化には水素エネルギー含量の25〜30%に相当するエネルギーを消費し、液化コストが大きい
廃熱・冷熱を組み合わせた50〜70%効率の達成には、工場廃熱などの外部熱源との連携が前提条件
揚水発電（効率70〜80%）と比べると往復効率が低く、適地が限定される揚水に代わる汎用性は示せていない

ポイント

空気を−196℃に冷却・液化して貯蔵し、再気化時のエネルギーで発電する技術
エネルギー密度はリチウムイオン電池の約3〜5倍で大規模貯蔵に適する
ラウンドトリップ効率は50〜70%で揚水発電と同等水準まで改善が進んでいる

2025年12月、広島ガスが日本初となる液体空気エネルギー貯蔵（LAES: Liquid Air Energy Storage）システムの商用運転を開始しました。空気を-196℃に冷却して液化し、体積を1/700に圧縮して貯蔵する技術です。必要な時に液体空気を気化・膨張させてタービンを回し、電力を取り出す。

LAESが注目を集める背景には、再生可能エネルギーの導入拡大に伴う長時間エネルギー貯蔵の需要があります。太陽光や風力は天候に左右されるため、数時間〜数日分の電力を蓄えられる大規模蓄エネ技術が不可欠です。リチウムイオン電池（LiB）は短時間（2〜4時間）の貯蔵には優れるが、8時間を超える長時間貯蔵ではバッテリーセルの追加コストが直線的に増加し、経済性が急激に悪化します。LAESはこの「長時間貯蔵のギャップ」を埋める有力な候補技術として浮上しています。量子バッテリーのような次世代蓄電技術も研究が進むが、大規模・長時間貯蔵ではLAESが現実的な選択肢です。

LAESの仕組み——3段階のエネルギー変換プロセス

LAESのエネルギー変換は大きく3段階で構成されます。

第1段階：空気の液化（充電）

余剰電力を使って大気中の空気を圧縮・冷却し、-196℃で液化します。この過程は空気分離装置（ASU）の技術をベースにしており、工業ガス産業で長年使われてきた成熟技術です。液化空気1リットルの生成に約0.7〜1.0kWhの電力を消費します。

第2段階：液体空気の貯蔵

液化した空気を断熱タンクに貯蔵します。液体空気は-196℃で体積が大気の約1/700になるため、コンパクトなタンクで大量のエネルギーを蓄えられます。貯蔵期間に制限はなく、リチウムイオン電池のような自己放電もありません。この「長期間貯蔵しても損失がほぼゼロ」という特性がLAESの最大の強みです。季節間のエネルギー貯蔵（夏の余剰太陽光電力を冬に使う）にも理論的には対応できます。

第3段階：気化・膨張・発電（放電）

電力が必要な時に液体空気を常温の熱で気化させ、約700倍に膨張させます。この膨張圧力でタービンを駆動し、発電します。気化時に外部からの熱（産業廃熱、低温熱源など）を活用すれば、システム全体の効率が大幅に向上します。

往復効率は条件次第で20〜70%——幅の大きさをどう解釈するか

LAES技術を理解するための3ステップ

1
液化プロセスの原理を把握する
圧縮→冷却→膨張のサイクルで空気を液化。廃熱や冷熱を回収するコールドリサイクルがシステム効率の鍵を握る。
2
発電プロセスを確認する
液体空気を大気圧まで気化させ、その膨張力でタービンを回す。工場廃熱を組み合わせると効率が大幅に向上する。
3
適用規模と競合技術を比較する
10MW〜100MW規模のグリッド蓄電が主な用途。揚水発電・圧縮空気貯蔵（CAES）と立地条件や初期コストで比較する。

LAESの往復効率（充電した電力のうち放電で回収できる割合）は、報告値に大きな幅があります。基本的なスタンドアロンシステムでは20〜30%程度に留まるが、廃熱利用を組み合わせることで50〜70%にまで改善されます。この幅の大きさを理解することが、LAES技術を正確に評価するための鍵です。

第三者機関による独立評価では、スタンドアロン型LAESの往復効率は20〜50%が実態とされる（Power Technology 2025年2月レビュー）。DNV-GLの独立評価では外部熱源なしでも55%以上が達成可能としており、メーカー主張の70%（AC to AC、Highview Power / IMechE）との差異は「廃熱・冷熱をどこまで活用できるか」という条件の違いに由来する。

効率が低くなる条件

空気の液化プロセスは熱力学的にエネルギー集約的であり、圧縮・冷却時に大量の熱が発生します。この排熱を回収できなければ、システム全体のエネルギー損失が大きくなります。外部熱源がない孤立型システムでは往復効率が20〜30%に留まり、経済性は厳しいです。

効率が高くなる条件

液化時に発生する排熱を蓄熱材に蓄え、気化時に再利用するCRES（Cryogenic Energy Storage）方式を採用すれば、効率は50〜60%に向上します。さらに近隣の工場やデータセンターからの産業廃熱（80〜200℃）を気化プロセスに投入すれば、60〜70%の効率が達成可能です。廃熱利用がLAESの経済性を左右する決定的な変数です。

他のエネルギー貯蔵技術との効率比較

LAESの往復効率は揚水発電やリチウムイオン電池を下回るが、長期貯蔵では優位に立つ。

揚水発電（往復効率70〜85%）

最も実績のある大規模蓄エネ技術です。往復効率は70〜85%と高いです。ただし大規模なダムと上下池が必要であり、適地が限られます。新規建設には10〜20年の期間と巨額の投資が必要です。日本では現在約2,700万kWの揚水発電設備があるが、新規適地はほぼ枯渇しています。

リチウムイオン電池（往復効率85〜95%）

往復効率は85〜95%と最高水準です。応答速度が速く（ミリ秒単位）、短時間（2〜4時間）の需給調整に最適。ただし長時間（8時間以上）の貯蔵ではコストが直線的に増加します。寿命は10〜15年（サイクル数3,000〜6,000回）で、大規模設置では資源制約（リチウム・コバルト）と廃棄問題も課題です。蓄電池の設置・移設に関する詳細は別記事を参照してください。

LAES（往復効率20〜70%）

効率では揚水発電やLiBに劣る。しかし立地制約がなく（水やダムが不要）、貯蔵期間に制限がなく、容量の拡大がタンクの追加だけで可能という柔軟性があります。長時間・大規模貯蔵のニッチにおいて、揚水発電の代替として最も有望な候補のひとつです。圧縮空気エネルギー貯蔵（CAES）も競合技術だが、CAESは地下空洞（岩塩層など）が必要であり、日本国内には適した地質構造が少なくありません。立地制約の少なさでLAESはCAESに優る。

世界の主要LAESプロジェクト

世界の主要LAESプロジェクト比較
施設名・プロジェクト	所在地	出力容量	貯蔵容量	ラウンドトリップ効率	稼働年・状況
広島ガス LAESシステム	広島県（LNG基地隣接）	非公開（実証規模）	非公開	70〜80%（LNG冷熱活用時）	2025年12月商用運転開始（日本初）
Highview Power CRYOBattery	英国（北海沿岸）	50MW	300MWh	目標60%以上（CRES方式）	2026年初頭稼働予定（建設中）
Highview Power バーミンガム実証	英国バーミンガム	5MW	15MWh	約55%（スタンドアロン）	2022年稼働（英国初の商用LAES）
住友重機械×IHI 実証プロジェクト	日本（NEDO支援）	実証規模	実証規模	データ収集中	実証段階（2020年代）
Viridor Floating Storage（計画）	英国	200MW	2,000MWh	目標60〜70%	2030年代予定（計画段階）

※出典：Highview Power公式・住友重機械技報No.206・NEDO実証プロジェクト報告・市場調査会社（market.us 2024年）をもとに編集部が整理。稼働状況・効率は時点により更新される場合がある。

広島ガス（日本）——2025年12月商用運転開始

広島ガスのLAESシステムは、住友重機械工業との共同開発によるものです。LNG（液化天然ガス）の冷熱を空気の液化プロセスに活用することで、効率を大幅に向上させています。LNG基地に隣接するという立地の優位性を最大限に活かした設計であり、日本独自のアプローチとして国際的にも注目を集めています。広島ガスはこのシステムをLNG基地の余剰冷熱の有効活用策として位置づけており、従来は海水に放熱して捨てていた冷熱をエネルギー貯蔵に活用する画期的な発想です。LNGの冷熱は-162℃であり、空気の液化温度-196℃に近いため、液化に必要なエネルギーを大幅に削減できます。

Highview Power CRYOBattery（英国）——50MW/300MWh

英国のHighview Power社は、世界最大のLAES施設「CRYOBattery」の建設を進めています。出力50MW、容量300MWhの規模は、約5万世帯の電力を6時間供給できる能力に相当します。2026年初頭の稼働を目指しており、商用LAESのフラッグシッププロジェクトです。Highview Powerは蓄冷・蓄熱を組み合わせたCRES方式を採用し、往復効率60%以上を目標としている。総投資額は£3億（約580億円）で、建設・運用段階で700人以上の雇用創出が見込まれている（White & Case / Yahoo Finance 2025）。同社は英国政府から3,000万ポンド以上の資金支援を受けており、LAESを英国のエネルギー安全保障戦略の一環として位置づけています。北海油田の風力発電と組み合わせ、長時間貯蔵で電力供給の安定化を図る構想です。

住友重機械工業＋IHI（日本）

住友重機械工業は空気液化プラントの設計・製造で実績があり、LAESのコア技術を保有します。IHIはタービン技術とシステムインテグレーションの能力を提供し、両社の連携で日本におけるLAESの産業基盤が形成されつつあります。NEDO（新エネルギー・産業技術総合開発機構）の支援を受けた実証プロジェクトも進行中です。

LAESの経済性——kWhあたりのコスト

LAESの均等化貯蔵コスト（LCOS）は、現時点で150〜300ドル/MWhと推計されています。LiBの100〜200ドル/MWhと比較すると割高だが、8時間以上の長時間貯蔵では状況が逆転します。

長時間貯蔵でのコスト優位性

LiBは貯蔵時間の延長に伴いコストが直線的に増加する（バッテリーセルの追加が必要）。LAESは貯蔵時間の延長に必要なのはタンクの増設のみであり、タンクのコストはシステム全体の10〜20%に過ぎません。8時間以上の貯蔵ではLAESのkWhあたりコストがLiBを下回る可能性があります。

スケールメリット

LAESは大規模化するほどkWhあたりコストが低下します。100MWh規模ではLCOS200〜300ドル/MWh程度だが、1GWh規模では100〜150ドル/MWhまで低下する見込みです。Highview Powerの50MW/300MWhプロジェクトが成功すれば、コスト低減の実績データが得られ、次のプロジェクトへの投資を呼び込む好循環が期待されます。

LAESの強み——なぜ注目されるのか

立地制約がほぼない

揚水発電のような地形的条件が不要であり、平地のどこにでも設置可能です。工業地帯や港湾地区など、既存のインフラに近接した場所に設置できる柔軟性があります。

長寿命・低劣化

LAESの主要コンポーネント（圧縮機・タンク・タービン）は工業用機械として30〜40年の耐用年数を持つ（住友重機械技報 No.206）。リチウムイオン電池の10〜15年（サイクル数3,000〜6,000回）の2〜3倍の寿命であり、ライフサイクルコストで大きな優位性を持つ。容量劣化がないため、20年後でも充放電効率はほぼ変わらない。

環境負荷が低い

作動流体は空気（窒素78%、酸素21%）であり、有害物質を一切含みません。使用済みバッテリーの廃棄問題やリチウム採掘の環境破壊リスクが存在しません。

副産物の活用

空気液化の過程で分離される高純度窒素・酸素は産業用ガスとして販売可能です。この副産物収入がLAESの経済性をさらに改善する要素になります。高純度窒素は半導体製造や食品保存に、酸素は医療や製鉄に需要があります。副産物の販売収入は年間数百万〜数千万円に達する可能性があり、LAES施設の収益モデルを多角化できる点が他の蓄エネ技術にはない独自の優位性です。

LAESの課題と限界

往復効率の低さ

廃熱利用なしでは20〜30%という低い効率は、他技術と比較して大きなハンデです。常温超伝導技術が実現すれば圧縮機やタービンの効率が向上し、LAES全体の効率改善に寄与する可能性があるが、現時点では廃熱との組み合わせが効率向上の現実的な手段です。

廃熱源への依存

高効率運転には産業廃熱やLNG冷熱の利用が不可欠です。適切な熱源がない立地ではLAESの経済性が大幅に低下します。LNG基地や工業団地に隣接した設置が効率の面で最適だが、立地選択の自由度を制約する要因にもなります。

応答速度

LiBのミリ秒単位の応答速度と比較すると、LAESの起動には数分〜十数分を要します。周波数調整のような瞬時応答が求められる用途には適しません。ピークシフトや日間調整など、計画的な放電に向いている技術です。

市場規模と成長予測

LAES市場は急成長段階に入りつつある。2024年の世界市場規模はUSD 15億と推計されており、2034年にはUSD 85億（CAGR 18.9%）に拡大する見通しだ（market.us調査）。再生可能エネルギーの導入拡大と長時間エネルギー貯蔵（LDES）の需要増を背景に、商用プラントの建設・受注が加速している。

エネルギー貯蔵技術	往復効率	設備寿命	長時間貯蔵（8h+）	立地制約
揚水発電	70〜85%	50年以上	◎	山間部必須
リチウムイオン電池	85〜95%	10〜15年	△（コスト急増）	なし
CAES（圧縮空気）	40〜70%	30〜40年	◎	地下空洞必須
LAES（液体空気）	20〜70%*	30〜40年	◎	なし

*廃熱・冷熱なしで20〜50%、LNG冷熱活用時に70〜80%（日経xTECH）

日本のエネルギー貯蔵ニーズとLAESの適合性

日本は2030年に再エネ比率36〜38%を目標に掲げています。太陽光発電の導入量は急速に拡大しているが、昼間の発電ピークと夕方〜夜間の需要ピークの時間的なミスマッチが課題です。九州電力管内ではすでに太陽光の出力制御（カーテイルメント）が年間100回以上実施されており、余剰電力の有効活用が喫緊の課題となっています。

LAESはこの余剰電力を長時間貯蔵し、需要ピーク時に放電する用途に適しています。特に日本はLNG輸入量が世界トップクラスであり、全国に約30のLNG基地が稼働しています。LNG冷熱を活用したLAESは日本の地理的・産業的条件に極めて適合した技術です。揚水発電の新規建設が困難な中、LAESは長時間蓄エネの現実的な代替手段として期待されています。

北欧諸国の再エネ先進事例を見ても、再エネ比率の向上にはエネルギー貯蔵技術のポートフォリオが不可欠であることがわかる。日本がLNG冷熱という独自の資源を活かしてLAESを発展させることは、世界のエネルギー貯蔵技術に対する貢献にもなります。

よくある質問

Q. LAESで使う「液体空気」は危険ではないのか？

液体空気は-196℃の極低温流体であり、取り扱いには専門的な安全管理が必要です。ただし液化天然ガス（LNG）や液体窒素と同等の技術で安全に管理でき、これらの産業は数十年の安全実績があります。引火性や爆発性はありません。磁気冷凍技術と同様に、極低温を扱う技術分野の安全管理ノウハウが応用されています。

Q. 家庭用のLAESシステムはあるのか？

LAESは大規模（MW級）の産業用技術であり、家庭用は存在しません。家庭レベルのエネルギー貯蔵にはリチウムイオン蓄電池が適しています。

Q. LAESの寿命はどのくらいか？

主要機器（圧縮機・タービン・タンク）は工業用機械として30〜40年の耐用年数があります。LiBの10〜15年と比較して大幅に長いです。定期的なメンテナンスは必要だが、容量劣化はほぼしません。

Q. 日本でLAESの導入が進む見込みはあるのか？

広島ガスの商用運転開始が先行事例となり、LNG基地が多い日本ではLNG冷熱活用型LAESの展開が期待されます。NEDOの支援プロジェクトも進行中であり、LNG基地を持つ東京ガス・大阪ガスなど他のガス事業者への展開も見込まれます。2030年代には複数の商用施設が稼働し、日本独自のLNG冷熱活用型LAESが世界市場に技術輸出される可能性もあります。

Q. LAESとリチウムイオン電池は競合するのか？

直接的な競合よりも、補完関係になる可能性が高いです。LiBは短時間（2〜4時間）の需給調整、LAESは長時間（8時間以上）の貯蔵という役割分担が想定されます。両者を組み合わせたハイブリッドシステムが最適解になる場合もあります。電力系統の安定化には、応答速度の速いLiBと大容量・長時間のLAESを組み合わせた多層的な蓄エネ戦略が有効です。

液体空気エネルギー貯蔵とは？LAES技術の仕組みと効率