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PV・風力・ハイブリッドグリーン水素システムの複数年にわたる比較テクノ経済評価：ミャンマーでのケーススタディ

Multi-Year Comparative Techno-Economic Assessment of PV, Wind, and Hybrid Green Hydrogen Systems: Case Studies in Myanmar (原題)

Swe ST, Lin OZ, Singh JG

Research Squareプレプリント2026-10-27#水素経営インパクト: 調達リスク対象セクター: power
DOI: 10.20944/preprints202610.2677.v1
原典: https://doi.org/10.20944/preprints202610.2677.v1

🤖 gxceed AI 要約

日本語

ミャンマー5地点でPV単独・風力単独・PV–風力ハイブリッドのグリーン水素システムを、ERA5の時間別データと10MW PEM電解装置モデルで比較した。風力は地点・年次変動が大きく、ハイブリッド構成が多くの地点で選好された。中央コストケースでLCOHは6.53〜13.94 USD/kg、最良地点Wundwinは平均10.30 USD/kg・年産725トン。水素コストは資源の補完性、電解装置稼働率、カーテイルメント、再エネ設備コストに複合的に依存する。

English

This study compares PV-only, wind-only, and hybrid PV–wind green hydrogen systems at five Myanmar sites using hourly ERA5 data (2015–2025) and a 10 MW PEM electrolyser model across 48 capacity designs and cost scenarios. Wind capacity factors showed greater spatial and interannual variability than PV, and hybrid designs were consistently selected at most sites. Mean LCOH ranged from 6.53 to 13.94 USD/kg, with Wundwin lowest at 10.30 USD/kg and 725 t/yr. Hydrogen cost depends jointly on resource complementarity, electrolyser utilisation, curtailment, and renewable capex.

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

日本企業が海外でグリーン水素・アンモニアの調達・事業開発を進める際、途上国での立地選定やLCOH感度の考え方は参考になる。ただし日本国内の制度・政策との直接の接続は薄い。

In the global GX context

Adds empirical LCOH evidence from an emerging-market context, useful for global green hydrogen project screening and for understanding how hourly variability and hybrid configuration affect bankability—relevant to transition finance and hydrogen offtake discussions under ISSB/TCFD-aligned climate strategy.

👥 読者別の含意

🔬研究者:時間別データと容量設計の感度分析手法は、他地域のグリーン水素テクノ経済研究に応用できる。

🏢実務担当者:海外水素調達・事業開発の初期スクリーニングで、立地と構成選択がLCOHに与える影響を定量的に把握できる。

🏛政策担当者:途上国での再エネ水素導入支援策を設計する際、資源補完性と設備コストが水素価格を左右する点を踏まえるべき。

📄 Abstract（原文）

Myanmar’s renewable resources could support green-hydrogen production, but evidence on how location, hourly variability, and system configuration influence performance remains limited. This study compares PV-only, wind-only, and hybrid PV–wind systems at five Myanmar locations. Hourly ERA5 data for 2015–2025 were converted into renewable-electricity profiles and supplied to a 10 MW proton-exchange-membrane electrolyser model. For each location, weather year, and cost scenario, 48 discrete renewable-capacity designs were evaluated through hourly dispatch, hydrogen production, electrolyser utilisation, curtailment, and plant-gate levelised cost of hydrogen (LCOH). PV capacity factors varied little among locations, while wind capacity factors exhibited greater spatial and interannual variability. Under the central cost case, Minbu consistently selected 15 MW PV, whereas Ngapudaw, Seikphyu, and Wundwin consistently selected 15 MW PV plus 10 MW wind. Wundwin achieved the lowest mean LCOH (10.30 USD/kg) and highest mean annual hydrogen production (725.30 tonnes/year). Mean LCOH across all locations ranged from 6.53 to 13.94 USD/kg under the low and high cost cases. Fixed-design analysis showed robust performance at four locations; Sittwe incurred a mean penalty of 0.06 USD/kg. Hydrogen cost therefore depends jointly on resource complementarity, electrolyser utilisation, curtailment, and renewable-capacity cost.

🔗 Provenance — このレコードを発見したソース

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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。