グリーン水素は「作る」だけでは売れない｜国内外8事例と参入条件

グリーン水素とは？再生可能エネルギーで水を分解する水素

グリーン水素は再エネ由来の水電解による水素で、低炭素性の評価では電源と算定範囲を確認します。 水素そのものは炭素を含まず、燃料電池で利用する反応では二酸化炭素を生じません。

一方、水素の製造に使う電力や原料、輸送の工程では排出が生じ得るため、使う場所の排出と供給網全体の排出を分けて考えます。

グリーン水素は、太陽光や風力などの再生可能エネルギーで発電し、その電気で水を分解してつくります。水電解とは、水へ電気を流し、水素と酸素に分ける方法です。

「グリーン」「ブルー」といった呼び方だけで、制度への適合は決まりません。日本の水素社会推進法は「低炭素水素等」を対象とし、個別の制度・認証・購入契約に応じた排出量の基準や算定範囲を確認します。

製造段階の評価と、輸送・利用まで含む評価を一律に扱わず、電源、期間、設備範囲を明確にします。

米国エネルギー省の電解方式の解説を踏まえ、基本構造と購入時の確認事項を整理します。出力変動への対応、耐久性、費用は製品と運転条件に依存するため、方式名だけで順位を決めません。

例えばSOECは、適切な温度の熱を使うことで電力使用量を減らせますが、熱を作る費用やエネルギーも評価に含めます。各社の効率を比べるときは、セルだけか設備全体か、補機や圧縮を含むか、発熱量の基準が同じかをそろえます。

電源の変動には、PEMだけでなく動的運転に対応するアルカリ方式も候補になります。

グリーン水素は拡大局面でも「計画」と「稼働」が遠い

計画量を確定需要と数えず、購入契約、投資決定、建設、稼働の段階を分けて市場を読みます。 IEAのGlobal Hydrogen Review 2026によると、世界の水素需要は2025年に1億トンを超えました。

一方、低排出水素の生産は約100万トンで、全体に占める割合はまだ小さいままです。

水電解設備は増えています。実際、世界の設備容量は2025年に4GWを超え、前年から倍増しました。

しかも、新設容量の約4分の3を中国が占めています。

IEAは、2030年を対象とする公表済みの低排出水素の生産計画を年間2,700万トンと整理しています。そのうち、投資決定済みなどの案件と、実現の可能性が高いと評価した案件を合わせた生産量は年間600万トン強です。

後者をすべて投資決定済みと数えたり、両者の比から事業の成功率を計算したりはできません。

ここから分かるのは、「市場が伸びるか」だけを議論しても足りないことです。案件ごとに、投資決定を通過したか、建設中か、需要家が決まっているかを分けて見る必要があります。

さらに同報告によると、2025年に新しく結ばれたオフテイク合意は約170万トン相当で、その数量の約20%が確定契約でした。これは契約件数の割合や、水素事業全体の失敗率ではありません。

低排出水素全体のデータであり、再エネ水電解だけの数値でもありません。

このデータから当研究所が提案する確認事項は、引取量、価格改定、開始時期、契約期間、解約条件です。需要家の関心表明があっても設備投資を回収できるとは限らないため、覚書と、売上の見通しを立てられる購入契約を分けて管理します。

需要が比較的固まりやすいのは、すでに水素を使っている製油所、化学、肥料などです。既存の水素を少しずつ置き換えられるため、設備の受け入れ先と利用方法を描きやすいからです。

反対に、新しい需要設備まで同時につくる案件は、技術、許認可、資金調達の条件が増えます。

日本では、2024年10月23日に水素社会推進法が施行され、計画認定を受けた事業者に対する価格差に着目した支援と拠点整備支援が設けられました。エネルギー白書2025の3兆円規模という説明は、価格差に着目した支援を指します。

支援の有無・期間・条件を事業計画に明示し、終了後や不採択の場合も別に試算します。価格差支援の当初の計画申請は2025年3月31日に締め切られており、常時申し込める制度として扱わず、最新の公募・認定情報を確認します。

グリーン水素のコスト｜電力・稼働率・設備費を合わせて計算する

安い電力と高い稼働率は別条件です。電力費と固定費を販売可能な水素量で割り、受け渡し地点まで比較します。

グリーン水素の費用は、水電解装置の価格だけでは決まりません。大きく分けると、電力、設備、運転・保守、貯蔵・輸送、資金の五つがあります。

電力費は生産量と使用電力量に応じて発生します。一方、設備の投資回収や固定的な保守費用は、生産が少ない場合にも負担が残ります。

安い時間だけ運転して電力費を抑える案と、稼働時間を増やして固定費を薄める案を、同じ受け渡し量で比較します。

発電量と需要量の時間変動、電力契約、蓄電・貯蔵、設備の停止を一緒にモデル化します。系統電力の利用で必ず排出が増える、再エネなら必ず低稼働になると決めず、実際の調達電源・環境属性と供給条件に基づいて判断します。

さらに、水素は体積当たりのエネルギーが小さく、そのままでは運びにくい物質です。そのため、圧縮する、液化する、アンモニアやMCH（水素を運びやすくした液体の化合物）へ変える、パイプラインを使うなどの方法があります。

ただし、それぞれに設備とエネルギーが必要です。

事業計画では、製造原価だけでなく、需要家の受け渡し地点までの費用を出します。最低でも、次の数字を一枚にまとめます。

• 1時間ごとの再エネ発電量と電力価格
• 水電解装置の稼働率と停止回数
• 1kgの水素をつくるための電力使用量
• 圧縮、貯蔵、変換、輸送の費用
• 設備の交換周期と保守停止時間
• 需要家が引き取る最低量と価格

ペロブスカイト太陽電池の記事で解説した発電設備も、単独では事業価値が決まりません。発電した電力を誰が、いつ、どの価格で使うかまでつなげる点は、グリーン水素と共通しています。

架空例：電力単価と稼働率で、1kg当たり費用はどう変わるか

以下は計算方法を示す架空例で、業界平均や特定メーカーの性能ではありません。補機を含む受電点で1kg当たり50kWh、平均電力単価を10円または15円/kWhと仮定すると、電力費だけで500円または750円/kgになります。

次に、同じ受電点で1MWの設備について、年間8,760時間に対する等価全負荷稼働率を50%または80%とします。年間固定費を2,000万円と仮定し、使用電力量から生産量を計算します。

等価全負荷稼働率は、単に電源が入っていた時間の割合とは異なります。

例えば稼働率80%にするために平均電力単価が15円へ上がれば、同じ計算の合計は約893円/kgです。稼働率が高いほど常に安いわけではなく、追加する電力の価格と生産量を合わせて比べます。

この表には、仮定した固定費に含めていない水処理・消耗品費、圧縮・輸送費、販売費などは加えていません。実際の見積もりでは、補機の電力や資金調達費、設備交換費をどの項目に含めたかを明示し、二重計上や抜けを防ぎます。

さらに生産量のすべてを契約価格で販売できるかを確かめます。

グリーン水素の供給網は六つの仕事でつながる

電解装置だけでなく、電力、水、貯蔵、輸送、利用の接続条件と担当を設計します。 グリーン水素は、一つの製品ではありません。

再エネ電力を確保し、水を処理し、水素を製造し、貯め、運び、使うまでの供給網です。

六つの仕事は、次のように整理できます。

1. 再エネ電力を調達する
2. 原水を設備に合う純水へ処理する
3. 水電解装置と周辺機器を統合する
4. 圧縮・貯蔵し、変動を吸収する
5. パイプライン、車両、液化、キャリアで運ぶ
6. 製鉄、化学、熱、燃料などの需要へ接続する

水電解装置の周辺には、整流器、熱交換器、ポンプ、ガス精製、センサー、安全装置などがあります。これらはBOPと呼ばれます。

日本語では「プラントを動かす周辺設備」と考えると分かりやすいでしょう。

後発企業にとって、BOPは重要な参入点です。水電解のセルを一から開発しなくても、電力変換、水処理、遠隔監視、防爆、保守など、既存事業の技術を生かせるからです。

もう一つの重要点は、誰が全体の性能を保証するかです。たとえば、装置メーカーが水素製造量だけを保証し、電力会社は供給量だけを保証し、運送会社は受け渡し後だけを担うと、境界で問題が起きます。

そのため、統合する企業は、設備の前後を含めた責任分界を決める必要があります。

国内外8社のグリーン水素事例｜実装段階まで見分ける

実証開始、優先供給者選定、商用受注、稼働を区別し、各社が何を確かめたかを見ます。 以下の8件はランキングではなく、事業をどの段階まで進めたかを比較する事例です。

確認できた公表時点を併記し、稼働開始と、長期運転の収益性・信頼性の実証を分けて読みます。

以下では、具体的な取り組みと判断時に確認する条件を説明します。

旭化成と日揮HDは、水素をアンモニアの需要へつないだ

旭化成は、福島県浪江町のFH2Rで10MW級のアルカリ水電解装置を運用しています。2026年1月には、その水素を使い、日揮ホールディングスの実証設備がグリーンアンモニアの製造を開始しました。

目的は、再エネ由来の水素を化学原料へつなぎ、変動する供給とアンモニア製造を組み合わせることです。2026年1月の実証開始が確認できる結果で、2026年度を通じて運転の最適化や事業性の検証を進める計画です。

商用生産の採算が確立した実績とは区別します。

水素製造量だけを増やしても、使い先がなければ設備は動きません。既存の化学工程へ接続し、供給変動をどう吸収するかを確かめる点に事業上の価値があります。

山梨県コンソーシアムは、製造設備と熱需要を隣接させた

山梨県、東京電力グループ、東レ、カナデビア、シーメンス・エナジー、三浦工業などのコンソーシアムは、北杜市にGreen Hydrogen Park -Hakushu-を整備しました。NEDOの2026年8月発表では、16MWの設備が稼働し、2025年10月から隣接するサントリー天然水南アルプス白州工場へ水素を供給しています。

設備は、カナデビアの6MWとシーメンス・エナジーの10MWで構成されます。また、東レの炭化水素系電解質膜も使われています。

一方、需要側では、水素ボイラーで工場の熱源の一部を置き換えます。

製造設備から工場までは約2kmのパイプラインで接続し、水素ボイラーの蒸気を製造工程へ供給します。公表された年間約2,200トンは、24時間365日運転した場合の能力であり、実際の年間出荷量ではありません。

また、電力は実質CO₂ゼロの「グリーンベーシックプラン」を利用しており、全量を現地再エネから直接・常時供給する設備とは区別します。

この事例からは、需要設備と製造を近くに配置し、供給・利用を一緒に検証する方法を学べます。ただし、配管、圧縮、需要家の休止時の運用は必要で、隣接するだけで輸送費や供給調整がなくなるわけではありません。

ENEOSは、つくった水素を運びやすい形へ直接変える

ENEOSは、水とトルエンからMCHを直接合成する技術を開発しています。MCHは、常温・常圧で扱いやすい液体へ水素を載せて運ぶ方法の一つです。

従来の水電解とトルエンの水素化を一体化し、設備や工程を減らすことが目的です。ENEOSの公開研究紹介では、2022〜2023年に豪州の150kW級電解槽と250kWの太陽光発電を用いた技術検証を説明しています。

製造したMCHの一部を日本へ輸送し、水素を取り出して燃料電池バスのテスト走行まで行いました。

確認できる結果は製造・輸送・利用をつなぐ技術検証であり、大規模供給の採算確立ではありません。同社はMW級への大型化を進めており、輸送後に水素を取り出す工程も含めたエネルギーと費用が評価点になります。

この事例は、水電解装置の外側にも技術機会があることを示します。というのも、海外の安い再エネで水素をつくれても、日本へ運ぶ仕組みが高ければ競争力は出ないからです。

つまり、製造と輸送を別々に改善するのではなく、変換工程をまとめる発想です。

thyssenkrupp nuceraは、20MW単位の標準化で大型案件を狙う

thyssenkrupp nuceraは、アルカリ水電解装置「scalum」を20MW単位のモジュールとして展開しています。大型案件では、同じ単位を組み合わせて設備容量を増やします。

2025年8月には、PGSの豪州グリーン鉄プロジェクトで、合計1.4GWの優先供給者に選定されたと発表しました。発表では、まだ初期計画段階で、設計・調達・製作の契約へ進むことを目指し、実現は最終投資決定を条件としています。

確定受注額や納入・稼働実績として数えないことが重要です。

大型化では、セル性能だけでなく、調達、据え付け、試運転の繰り返しを減らす必要があります。標準モジュールは、現地工事のばらつきを抑え、複数案件で設計を再利用するための事業モデルです。

Sunfireは、既存パイプラインと製油所需要を組み合わせる

ドイツのSunfireは、加圧アルカリ方式と高温SOECの二つを展開しています。Bad Lauchstädt Energy Parkでは、30MWの加圧アルカリ水電解設備を供給しています。

2025年10月に電解スタックの搬入開始を発表。その後の事業主体の2026年9月10日発表では、各設備を接続して試運転を進め、初めての水素製造は2026年内を予定しています。

古い工程表にある時期ではなく、この最新発表を基に、商用供給実績とは分けて扱います。

計画では、風力由来の電力で製造した水素を約25kmの転用パイプラインでTotalEnergiesのLeuna製油所へ運びます。需要家と既存設備を結びつけた点が参考になりますが、継続供給量や費用の実績は別に確認する必要があります。

製油所は、すでに水素を使っています。新しい用途を一から作るより、既存需要の一部を置き換えやすい場所です。

さらに、既存パイプラインを使えれば、輸送設備を最初から全て新設する負担を減らせます。

Nelは、プラントの個別設計を減らそうとしている

ノルウェーのNelは、2026年5月に次世代の加圧アルカリ水電解システムを商用発表しました。25MWのプラントを基準に、機器だけでなく周辺設備を含む構成を標準化しています。

同社は、25MW設備で純度99.99%、供給圧力30barなどを前提に、周辺設備を含む一式の費用を1kW当たり1,450米ドル未満と推計しています。メーカーの条件付き推計であって、どの地域でも実現した工事費ではありません。

土地、電力接続、現地工事、契約上の除外項目をそろえて比較します。

グリーン水素設備では、案件ごとに設計を変えると、工期と工事費が膨らみます。Nelは、配管や電源、制御まで含めた設計の単純化を競争軸にしています。

一方、商用発表と、各地で長期安定稼働することは同じではありません。購入側は、提示された費用だけでなく、納期、保証範囲、部品交換、現地保守の体制を確認する必要があります。

Hysataは初の商用受注を発表し、2027年前半の納入を目指す

豪州のHysataは、毛細管現象を使って電解液を供給する独自構造を開発しています。電極で発生する気泡による抵抗を抑え、少ない電力で水素をつくることを狙います。

2026年6月、同社はMW級設備の初の商用受注を発表しました。顧客名は公開されておらず、2027年前半の納入予定です。

この段階では、技術の効率だけで勝者とは決められません。むしろ、量産品質、保守、長期耐久性、顧客設備との接続が次の評価点です。

そのため、新技術へ参入・提携するときは、実験値、第三者評価、商用受注、稼働実績を分けて確認します。

Verdagyは、出力変動へ追従する運転データを蓄積する

米国のVerdagyは、変動する電力への対応を特徴とする「eDynamic」アルカリ水電解を開発しています。同社の設備紹介では、Moss Landingの2MW設備や試験設備を用い、商用サイズのセルで2万1,000時間超の運転経験を積んだと説明しています。

セルの運転時間を設備全体の連続無故障時間と読み替えないようにします。

確認したページは、自社の製造・検証設備と技術を紹介しています。GW級の製造能力の説明と、顧客へ出荷した累計容量や収益は別であり、製造能力だけから商用普及を判断しません。

参入や提携を判断する側は、変動運転時の効率、劣化、故障、交換費用を、実際に想定する電力条件で確認します。運転データを保守へ反映するサービスは候補になりますが、データを取得・利用できる権限と、顧客が支払う対価まで検証します。

事例から見える空白は装置の外側にある

周辺設備・制御・保守・証明・需要集約も候補ですが、支払者と追加費用まで確かめます。 8事例を見ると、水電解のセル効率だけで競争しているわけではないと分かります。

商用化へ進む企業は、標準設計、需要家接続、輸送、保守、資金調達まで範囲を広げています。

当研究所が参入候補として整理するのは、次の五つです。需要が実証済みの市場分類ではありません。

• 再エネ発電量と装置劣化を同時に見る運転制御
• 純水、整流器、圧縮機などBOPの標準パッケージ
• 水素漏れ、圧力、設備状態を遠隔で監視する安全・保守
• 排出量と電力の由来を証明するデータ管理
• 複数の需要家をまとめ、最低引取量をつくる契約設計

需要を集約する場合は、年間の合計量だけでなく、工場が使う時間、品質・圧力、受け渡し地点、停止時の代替供給をそろえます。顧客を増やしても輸送や在庫の負担が大きくなれば採算は改善しないため、供給拠点ごとに総費用を比較します。

浸透圧発電の記事では、既存の取排水設備を持つ場所から始める考え方を示しました。グリーン水素も同じです。

つまり、再エネ、用水、工場需要、輸送設備が近い場所ほど、事業化の条件を減らせます。

また、装置メーカーの生産能力が余る局面では、単純な販売代理だけでは価格競争に巻き込まれます。顧客の電力条件と需要工程を理解し、複数メーカーから適切な構成を選び、稼働後まで責任を持つ方が差別化しやすくなります。

グリーン水素市場へ参入する四つの方法

自社の顧客・設備・技術から役割を絞り、売上だけでなく保有設備と保証の負担を見積もります。 グリーン水素へ参入する方法は、水電解装置を自社開発することだけではありません。

自社がすでに持つ顧客、設備、制御、素材の資産から、四つの入口を選べます。

参入する仕事、活用する資産、顧客への価値、費用を受け取る方法を対応させて比較します。

以下では、具体的な取り組みと判断時に確認する条件を説明します。

参入方法1：BOPと既存設備の接続を標準化する

水電解装置を導入しても、工場の受電設備、水質、蒸気、圧力、保安基準が違えば、そのまま動きません。毎回ゼロから設計すると費用と工期が増えます。

電機、水処理、プラント、配管の企業は、よくある工場条件ごとに標準パッケージを作れます。どこまでを工場で組み立て、どこからを現地工事にするかが競争力になります。

参入方法2：電力と劣化を一緒に最適化する

再エネの発電予測、電力価格、水素タンク残量、需要量、装置の劣化を一つの画面で扱います。単純に安い時間へ動かすだけではなく、起動停止で増える負担も含めて判断します。

価値を示すには、同等の供給量・品質で、電力費、設備劣化、計画外停止、供給不足を比較します。部品の交換周期が長い場合は、短い実証だけで寿命延長を断定せず、メーカーの保証条件と長期データを確認します。

装置をまたぐデータ利用は、契約上の許諾と形式の統一も課題になります。

参入方法3：オンサイト供給で需要家の投資負担を下げる

具体的には、顧客の工場内や近隣に設備を置き、事業者が保有・運転し、水素を使用量に応じて販売します。そのため、顧客は大型設備を買わずに始められ、輸送距離も短くできます。

設備の保有者は、顧客の需要減少や工場停止、価格変動のリスクを負います。最低引取量の有無に加え、価格改定、解約、代替供給、設備撤去の負担を協議します。

長期契約があっても、相手の信用力や契約条件によって回収可能性は変わります。

参入方法4：排出量の証明と需要集約を担う

まず顧客が必要とする制度・認証と、排出量の算定範囲を決めます。そのうえで、電源や製造時間、必要に応じて輸送・変換まで記録し、要求される期間や粒度で根拠を残します。

電力の証書を持っていることと、特定制度の認証を得ていることは区別します。

商社、金融、排出量管理の企業は、証明と契約を組み合わせられます。地域の複数需要家をまとめ、供給者へ長期需要を示せれば、設備投資の成立にも貢献できます。

カーボンクレジットの記事でも、価値は量だけでなく証拠で決まると解説しました。グリーン水素も、低炭素性を追跡できなければ、支援制度や顧客の削減目標へ使いにくくなります。

契約前に決める責任分界と見送り条件

量・品質・価格・供給停止・環境属性の責任を契約前に整理し、採算や保安が成立しなければ再設計します。 グリーン水素は、設備、電力、輸送、需要が別企業に分かれやすい事業です。

問題が起きたときに責任の空白を作らないよう、契約前に境界を決めます。

米国エネルギー省の安全解説は、水素の広い可燃範囲や低い着火エネルギーを踏まえ、換気・漏えい検知・適切な材料・訓練を重視しています。事業者はメーカーや保安の専門家と設置場所の条件を評価し、日本の適用法令、許認可、運転・緊急対応の責任を確認します。

本記事の点検項目だけで設備の安全性を判定するものではありません。

事業化を急ぐほど、正常時の計画に目が向きます。しかし、供給不足、装置停止、停電、輸送遅延、需要家の工場停止が起きたときに、誰が判断し、誰が費用を持つかが重要です。

イノベーション総研では、参入判断を次の順番で行うことを勧めています。

1. 水素を必要とする工程と代替手段を決める
2. 最低需要量と許容価格を確認する
3. 需要地から逆算して製造・輸送方式を選ぶ
4. 自社で持つ責任と提携先の責任を分ける
5. 支援の有無・期間ごとの収支と、終了後の需要を確認する
6. 見送り条件へ一つでも該当したら、設備投資の前に再設計する

この順番なら、装置を選んだ後で買い手を探す逆転を防げます。技術が優れていても、需要と責任分界が整わなければ、待機または見送りが合理的です。

グリーン水素についてよくある質問

製造方法、費用、装置選定、参入時の確認事項について、よくある疑問を整理します。

Q. グリーン水素とブルー水素の違いは何ですか？

A. グリーン水素は主に再生可能エネルギーの電気で水を分解してつくります。ブルー水素は天然ガスなどから水素をつくり、発生する二酸化炭素を回収・貯留する考え方です。実際の契約や政策では、名称より、供給網全体の排出量を確認することが大切です。

Q. グリーン水素は、いつ安くなりますか？

A. 装置の量産だけでなく、再エネ電力の価格、設備の稼働率、金利、輸送距離、需要家契約で変わります。世界平均の一つの年を待つより、自社の需要地で受け渡し価格を試算し、代替燃料との価格差を確認する方が実務的です。

Q. 水電解装置は、どの方式を選べばよいですか？

A. 安定した大規模運転、出力変動、工場排熱、設置面積、必要圧力などの条件で選びます。方式名から先に決めず、電力の1時間ごとの変動と需要側の運転を示し、複数方式を同じ条件で比較してください。

Q. 中小企業にもグリーン水素の事業機会はありますか？

A. あります。セル製造は大型投資が必要ですが、電力変換、水処理、漏えい検知、遠隔監視、保守、排出量証明、需要集約には既存技術を生かせます。自社顧客が持つ熱・化学工程を理解している企業にも機会があります。

Q. グリーン水素事業で最初に確認することは何ですか？

A. 需要家の工程、年間使用量、許容価格、停止時の代替手段です。次に、再エネ電力、製造、貯蔵、輸送を組み合わせます。装置の見積もりから始めると、使い先や稼働率が後回しになりやすいためです。

まとめ｜グリーン水素は需要家から逆算する

需要家の工程と購入条件から、電力・製造・輸送・保守を組み合わせて事業性を判断します。 グリーン水素は、再エネ電力で水を分解する技術です。

しかし、事業としての勝負は、電解槽の中だけでは決まりません。

世界の設備容量は増えていますが、需要家契約と投資決定が不足し、多くの計画は建設へ進めていません。国内外8事例でも、商用化へ近づく案件は、既存需要、隣接立地、標準設備、輸送、運転データを組み合わせています。

新規参入では、BOP・統合、運転最適化、オンサイト供給、証明・需要集約も候補になります。自社が持つ技術だけでなく、誰のどの工程を、どの価格で置き換えるかから考えます。

最初に決めるべきことは、水電解装置の方式ではありません。需要家、受け渡し地点、最低引取量、責任分界です。

支援制度は、その事業を成立させる助けとして使い、支援終了後にも残る価値を設計することが重要です。

主な参考情報

公的機関と事業主体の公表資料を参照しています。企業の推計値や計画を実績と分け、当研究所の考察と架空の計算例は本文で明示しています。

• IEA「Global Hydrogen Review 2026」
• IEA「Global Hydrogen Review 2026：Investment and innovation」
• 資源エネルギー庁「水素社会推進法」
• NEDO「再エネ等由来の電力を活用した水電解による水素製造」
• NEDO「Japan’s Largest Water Electrolysis Hub Begins Operation」
• 旭化成「グリーンアンモニア実証プラントが始動」
• thyssenkrupp nucera「1.4GW電解装置の優先供給者選定」
• Sunfire「Bad Lauchstädtへ電解スタックを供給」
• Nel「次世代加圧アルカリ水電解システム」
• Hysata「初の商用受注」
• Verdagy「Dynamic Alkaline Electrolysis」