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太陽光余剰下における蓄電池とグリーン水素貯蔵の経済的順位にコスト帰属が与える影響：ヌサンタラ首都での分析

Cost Provenance Influences the Economic Ranking of Battery and Green Hydrogen Storage under Solar Surplus in Nusantara Capital City (原題)

Saroji¹ G, Hendrato² R, Berawi² MA, Sari M

Research Squareプレプリント2026-11-12#エネルギー転換経営インパクト: コスト削減対象セクター: power
DOI: 10.21203/rs.3.rs-11238794/v1
原典: https://doi.org/10.21203/rs.3.rs-11238794/v1

🤖 gxceed AI 要約

日本語

インドネシア・ヌサンタラ首都の24時間太陽光発電・需要プロファイルを対象に、蓄電池とグリーン水素貯蔵の均等化貯蔵コスト（LCOS）を2024〜2046年で比較した。混合ヴィンテージ前提では蓄電池が有利（4,581対8,105 IDR/kWh）だが、コスト帰属を統一した前提では順位が逆転（10,499対8,948 IDR/kWh）する。技術の優劣は普遍的でなく、貯蔵サービス定義と文書化された経済的前提に依存すると結論づける。

English

This study compares battery and green hydrogen storage for a representative 24-hour solar profile in Nusantara Capital City, Indonesia, using a 2024–2046 dispatch model with lifecycle costs and LCOS. Mixed-vintage assumptions favor batteries (IDR 4,581 vs 8,105/kWh), but provenance-locked cost assumptions reverse the ranking (IDR 10,499 vs 8,948/kWh). Technology rankings thus depend on storage service definition and documented cost provenance rather than being universal.

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

再エネ大量導入下での蓄電・水素の経済性評価は、日本のGX推進やトランジション投資の意思決定に直結する。コスト帰属の透明性が技術選定を左右するという知見は、企業の再エネ調達・蓄電投資の妥当性検証や、SSBJ開示における前提条件の説明責任にも示唆を与える。

In the global GX context

As ISSB/CSRD disclosure increasingly demands transparent, auditable cost and assumption provenance, this paper shows how inconsistent cost vintage can flip technology rankings—directly relevant to transition-finance due diligence and storage-investment appraisal under global decarbonization frameworks.

👥 読者別の含意

🔬研究者:LCOS比較におけるコスト帰属（vintage）の統一が結論を逆転させ得ることを示す方法論的警鐘として有用。

🏢実務担当者:蓄電池vs水素の投資判断では、コスト前提の出所と貯蔵サービス定義を揃えて比較すべきという実務的教訓を得られる。

🏛政策担当者:蓄電・水素インフラの政策支援や調達基準設計では、コスト帰属ルールの標準化が技術選定の公平性を左右する点に留意すべき。

📄 Abstract（原文）

<title>Abstract</title> <p>Comparing battery and green hydrogen storage requires a common energy boundary and consistent component-cost provenance, particularly when planning renewable-energy infrastructure. This study evaluates both pathways for a representative 24-h photovoltaic generation and demand profile in Nusantara Capital City, Indonesia. A year-specific representative-day dispatch model for 2024–2046 includes photovoltaic degradation, battery state of charge and replacement, electrolysis, hydrogen compression and storage, fuel-cell reconversion, and lifecycle costs. Delivered electricity, curtailment, and levelized cost of storage (LCOS) were assessed under mixed-vintage, monetary-normalised, and provenance-locked economic scenarios, followed by break-even analysis. In 2024, battery storage delivered 206.08 kWh/day, compared with 174.08 kWh/day from hydrogen, while curtailment was 437.82 and 151.45 kWh/day, respectively. Mixed-vintage LCOS favoured batteries (IDR 4,581.41/kWh versus IDR 8,105.05/kWh). Under provenance-locked assumptions, the ranking reversed (IDR 10,498.69/kWh for batteries versus IDR 8,947.97/kWh for hydrogen), with battery-capital-cost parity near USD 292.97/kWh at the baseline electrolyser CAPEX. The findings establish that technology rankings depend on storage service and documented economic inputs rather than being universal. These conditional thresholds provide decision evidence relevant to Sustainable Development Goal 7 on clean-energy systems and Goal 9 on sustainable infrastructure, without measuring progress towards either goal or seasonal storage performance.</p>

🔗 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。