3年間の時間別発電データを用いた小水力ベースグリーン水素の電解槽サイジングと技術経済評価
Electrolyzer Sizing and Techno‐Economic Assessment of Small‐Hydropower‐Based Green Hydrogen Using 3 Years of Hourly Generation Data (原題)
Yonghae Jang, Yosoon Choi
🤖 gxceed AI 要約
日本語
韓国・密陽ダムの小水力発電（650kW×2基）の2021〜2023年の実測時間別データ26,280時間を用い、1MW PEM電解槽によるグリーン水素システムを評価した。300〜1200kWの容量を理想点基準と限界水素増分で比較し、技術的均衡点は600kW（エネルギー捕捉率84.71%、設備利用率86.25%、年80.95t-H2）と同定。計画中の1MW構成は捕捉率98.11%・利用率59.93%・年93.75t-H2。PPA価格160KRW/kWhでLCOHは運転費ベース20,137KRW/kg、フルコスト27,209KRW/kgとなった。ピーク出力のみに基づくサイジングは必要容量を過大評価しうると示す。
English
Using 26,280 hours of measured hourly generation from two 650 kW small-hydro units at Miryang Dam, Korea (2021–2023), the study simulates a 1 MW PEM electrolyzer and screens capacities of 300–1200 kW via an ideal-point criterion and marginal hydrogen gain. The planned 1 MW case captures 98.11% of available energy at a 59.93% capacity factor (93.75 t-H2/yr), while 600 kW is the technically balanced size (84.71% capture, 86.25% capacity factor, 80.95 t-H2/yr). At a PPA price of KRW 160/kWh, audited operating and full LCOH are KRW 20,137 and 27,209 per kg-H2. Sizing on peak output alone can overestimate required electrolyzer capacity.
Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.
📝 gxceed 編集解説 — Why this matters
日本のGX文脈において
日本でも小水力・未利用落差を活用した水素供給の検討が進む中、実測時間別データに基づく電解槽サイジングとLCOH算定の手法は、地域水素モデルやGX推進の事業性評価に直接応用できる。設備利用率と捕捉率のトレードオフは、再エネ調達と水素コストの両立を図る日本企業の投資判断に示唆を与える。
In the global GX context
Provides a replicable, measured-data methodology for electrolyzer sizing and LCOH that informs green hydrogen project design and transition-finance due diligence globally. The capture-vs-utilization trade-off is directly relevant to ISSB/TCFD-aligned disclosure of hydrogen capex and to PPA-based renewable procurement strategies.
👥 読者別の含意
🔬研究者:実測時間別データと理想点基準を用いた電解槽サイジング手法は、再エネ水素の技術経済分析のベンチマークになる。
🏢実務担当者:ピーク出力ではなく実測プロファイルに基づく容量選定が、水素設備の過剰投資とLCOH上昇を避ける鍵となる。
🏛政策担当者:小水力由来水素のLCOH水準とPPA価格感度は、水素支援策・再エネ価格制度の設計に有用な定量根拠を提供する。
📄 Abstract（原文）
Small hydropower can provide a comparatively persistent renewable‐electricity profile for water electrolysis, but electrolyzer sizing requires a compromise between renewable‐energy capture and equipment utilization. This study evaluates a planned green‐hydrogen system at Miryang Dam, Republic of Korea, using 26,280 h of measured generation data from two 650 kW units during 2021–2023. A 1 MW PEM electrolyzer was simulated by hourly load following, and capacities from 300 to 1200 kW were screened using an equal‐weight ideal‐point criterion and marginal hydrogen‐production gain. The planned 1 MW configuration captured 98.11% of available hydropower energy, achieved a 59.93% capacity factor, and produced 93.75 t‐H 2 /year. The criterion identified 600 kW as the technically balanced capacity, with 84.71% capture, 86.25% capacity factor, and 80.95 t‐H 2 /year. Incremental hydrogen gain declined from 7.03 t/year for the 500–600 kW increase to 3.82 t/year for 600–700 kW. At a PPA price of KRW 160/kWh, audited operating and full LCOH were KRW 20,137/kg‐H 2 and 27,209/kg‐H 2 . The results show that sizing based solely on peak hydropower output can overestimate the electrolyzer capacity required for efficient system utilization.
🔗 Provenance — このレコードを発見したソース
- semanticscholar https://onlinelibrary.wiley.com/doi/pdfdirect/10.1002/ese3.70695first seen 2026-11-05 05:55:20 · last seen 2026-11-06 05:28:13
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gxceed は公開メタデータに基づく研究支援データセットです。要約・翻訳・解説は AI 支援で生成されています。 最終的な解釈・検証は利用者が原典資料に基づいて行うことを前提とします。