長期エネルギー貯蔵市場 2024-2044年:技術、プレーヤー、予測Long Duration Energy Storage Market 2024-2044: Technologies, Players, Forecasts IDTechExは、2044年のLDES市場規模を2,230億米ドルと予測している。電力網に導入される再生可能エネルギー(VRE)の量が世界的に増加するにつれて、電力供給の不確実性と変動性の増大を管理する必要性も高まっ... もっと見る
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サマリー
IDTechExは、2044年のLDES市場規模を2,230億米ドルと予測している。電力網に導入される再生可能エネルギー(VRE)の量が世界的に増加するにつれて、電力供給の不確実性と変動性の増大を管理する必要性も高まっている。送電網は、これを管理するためにさまざまなソリューションに頼ることになるだろう。これには、オーバーキャパシティや相互接続の構築だけでなく、重要なこととして長時間エネルギー貯蔵(LDES)技術も含まれる。
揚水発電は別として、リチウムイオン電池は現在、世界の定置用エネルギー貯蔵市場を支配しており、補助的サービスやユーティリティ・サービスを提供するための大規模なグリッド規模の設備に適している。しかし、VREの普及が進むにつれて、LDES技術への需要が高まると予想される。これらの技術は、VRE電源からのエネルギーが利用できない場合に、より長い時間枠(6時間以上)でエネルギーをディスパッチするために必要とされる。リチウムイオンの資本コストはLDESにとって十分低いとは考えにくく、代わりに代替エネルギー貯蔵(ES)技術がより低いコストを提供することを目指している。これを実現する一つの方法は、エネルギーと電力の切り離しを可能にする設計であり、その結果、貯蔵期間が長くなるにつれてCAPEX($/kWh)がより速く、非線形に減少する。例えば、RFBの中には、貯蔵期間を長くするために電解液貯蔵タンクと電解液量のスケーリングのみを必要とするものがあり、また、液体空気エネルギー貯蔵(LAES)システムは、液体空気貯蔵タンク容量をスケーリングすることができるが、ターボ機械の要件は容量(GWh)ではなく出力(GW)でスケーリングされる。
レドックスフロー電池におけるエネルギー容量と出力のデカップリング(左)と、CAPEX($/kWh)の削減(右)。出典:IDTechEx.
これが、LDES技術が6時間以上の蓄電に役立つ理由のひとつである。さらに、リチウムイオン材料の制約が10年後 に迫っていることや、リチウムイオン電池の安全性リスクも、他のES技術全般の需要を押し上げる主な要因になると予想される。
各国や各州はVREの導入目標を発表しており、VREによる発電比率を高めることになる。VREによる発電量が40~50%に達すると、電力システムにとって最もコスト的に最適となるよう、その国や州における平均蓄電時間は6時間になるはずであり、LDESの需要が高まる時期である。世界平均では、VREが発電ミックスの45%を占めるようになるのは、2030年代後半になってからである。この割合にもっと早く到達する可能性のある主要国や米国の州もあるため、LDESはこれらの主要地域で他の地域よりも早く需要が高まるだろう。すなわち、ドイツ、英国、イタリア、カリフォルニア、テキサス、インド、オーストラリアなどである。
主要地域では、多種多様なLDES技術が開発されている。これには、電気化学的、機械的、熱的、水素貯蔵が含まれる。技術の分類は、以下に詳述する特定の技術にさらに細分化することができる。2023年11月現在、これらの技術(水素を除く)を開発する主要企業には、~40億米ドルが投資されている。
エネルギー貯蔵技術の分類。出典:IDTechEx.
2023年11月時点のエネルギー貯蔵技術への資金(百万米ドル)。出典:IDTechEx.
しかし、これらの技術を開発し、LDES用途に適するかどうかを判断する際には、いくつかの重要な点を考慮しなければならない。本レポートでは、主要企業が開発中の以下の技術を分析している: 鉄空気(Fe-air)、充電式亜鉛電池(Zn-air、Zn-ion、充電式Zn-MnO2、Zn-Br)、高温/溶融塩電池、RFB、(CAES)、液体空気エネルギー貯蔵(LAES)、極低温/液体CO2エネルギー貯蔵(LCES)、代替/地下揚水発電(APHS)、重力エネルギー貯蔵システム(GESS)、熱/電熱エネルギー貯蔵(TES)、(ETES)、水素。CAPEX(US$/kWh)、往復効率、サイクル寿命/耐用年数、エネルギー密度など、10以上のLDES技術について、主要指標に対する技術ベンチマークも提供している。
機械式エネルギー貯蔵システムは、大規模(100MW以上)かつ長期間の貯蔵でより経済的に開発できるようになることから、長期的にはLDES市場の主要な担い手となる可能性が高い。LAES、LCES、地下揚水発電の場合、最初の試運転後に容量と貯蔵期間を拡大することが可能であり、これも利点である。機械式ESシステムの開発者の中には、すでに2030年までにGWh規模のシステムを導入しようとしているところもある。しかし、新たな地下資源の採掘(CAESと地下揚水発電の場合)、土地の許認可の取得、より広範なEPCの促進が必要になる可能性があるため、より多額の資金が必要になる可能性があり、機械式ESプロジェクトの絶対コスト(米ドル)は、1億米ドルから10億米ドルのオーダーになる可能性が高い。政府や民間が様々な資金源から大量の資金を調達することは、この規模のシステムのプロジェクト・リードタイムを遅らせ、その一因となる可能性がある。これと、より低コストの材料の使用や性能の向上を提供する可能性のある他の技術が組み合わさることで、2040年代にはLDES技術の多様化が進むと考えられる。
LDES技術をより広範囲に導入するための主な障壁は、長期的な収益見通しの必要性である。LDESシステムはほとんどが100MWhからGWh規模のシステムになるため、これらのシステムの価値は1億~10億米ドル以上になる可能性がある。現在の卸売電力価格の裁定機会だけでは、一般に、LDESの広範な導入に強力な経済的根拠を与えるには十分な頻度も規模もない。LDES開発者は、長期的かつ大量の年間収入を確保するため、容量市場契約を確保しようとするだろうが、これだけでLDES技術への投資のほとんどを賄えるとは考えにくい。最終的に、IDTechExのインタビューに応じた主要関係者は、LDESシステムの経済的ケースを改善し、投資家の信頼を向上させるためには、エネルギー貯蔵からの収益創出に関する規制改革が必要であるとコメントしている。
このIDTechExレポートでは、2022年から2044年までのLDES市場に関する20年間の市場予測も、容量(GWh)と市場価値(億米ドル)の両方で提供しています。容量予測は地域別とLDES技術別に提供している。地域別には、ドイツ、英国、イタリア、インド、オーストラリア、カリフォルニア、テキサス、その他の地域が含まれる。技術別には、CAES、LAES、LCES、APHS、GESS、鉄-空気、Zn-空気、静的Zn-Br、TES、ETES、バナジウム、全鉄、Zn-Br、Zn-Fe、H-Br、有機を含むRFBが含まれる。
本レポートは以下の情報を提供します:
目次
1. 要旨
1.1. 主要市場の結論
1.2. 主要技術の結論
1.3. LDESとVREのエグゼクティブサマリー
1.4. 国/州別の太陽光と風力発電の展開と目標
1.5. GW、GWh、貯蔵期間(時間)対VREによる発電量比率
1.6. LDES技術の市場タイミング: 世界の平均的なVRE発電比率
1.7. LDES技術の早期導入国・州
1.8. 顧客、用途、収益創出の課題
1.9. LDESの収益機会と課題
1.10. 要旨:グリッドの柔軟性と安定性
1.11. 系統の供給側と需要側の柔軟性の概要
1.12. エネルギー貯蔵技術の分類
1.13. エネルギー貯蔵技術へのプレーヤー別資金調達
1.14. 2022-2031年の技術別プロジェクト発表容量
1.15. 技術別・特定プロジェクト別蓄電期間 2015-2031 (2)
1.16. 発表された商業規模のESプロジェクト全体の貯蔵期間
1.17. 蓄電技術のベンチマーク
1.18. 電力とエネルギーのデカップリング、コスト、プロジェクトのリードタイムへの影響
1.19. LDES技術準備レベルのスナップショット
1.20. エネルギー貯蔵技術の利点と欠点
1.21. LDESにおける水素の展望
1.22. 主要国/州別のLDES技術の年間導入量予測(GWh)(2022~2024年)
1.23. LDES技術の技術別年間導入量予測(GWh)(2022~2024年)
1.24. LDES技術の予測(億米ドル)(2022~2024年)
2. LDES市場の概要とデータ分析
2.1. LDESとVREによる発電: データと分析
2.1.1. LDESとVREのエグゼクティブサマリー
2.1.2. 長期エネルギー貯蔵とは何か?
2.1.3. 可変再生可能エネルギー(VRE)の紹介
2.1.4. VREによる発電の世界的展望
2.1.5. 再生可能エネルギーによる発電の地域別内訳
2.1.6. VREによる発電を増加させた主な国・州
2.1.7. 米国の主要州におけるVREによる発電の内訳(1)
2.1.8. 米国の主要州におけるVRE発電量の内訳(2)
2.1.9. 米国主要州の総発電量
2.1.10. カリフォルニア州とテキサス州のVRE発電比率
2.1.11. 国/州ごとの太陽光発電と風力発電の展開状況と目標値
2.1.12. GW、GWh、および貯蔵期間(時間)と、VRE による発電の割合との比較
2.1.13. LDES技術の市場タイミング: 世界平均のVREによる発電ミックス
2.1.14. LDES技術の早期導入国・州
2.1.15. 総発電量に占めるES発電量とVRE発電量の割合
2.2. LDES市場: 概要とデータ分析
2.2.1. エネルギー貯蔵技術への技術別資金調達
2.2.2. エネルギー貯蔵技術への資金提供:プレーヤー別
2.2.3. 2031年までの技術別ESプロジェクト展開・発表累計GWh
2.2.4. 2022~2031年の技術別プロジェクト発表容量
2.2.5. 2031年までの地域別ESプロジェクト展開・発表累積GWh量
2.2.6. 商業規模のLDESプロジェクトの割合
2.2.7. 主要プロジェクトにおける貯蔵の平均期間(2015~2031年)
2.2.8. 2015~2031年の技術別、特定プロジェクト別の貯蔵期間(1)
2.2.9. 2015~2031年の技術別、特定プロジェクト別の貯蔵期間(2)
2.2.10. 発表された商業規模のESプロジェクトにおける貯蔵期間
2.3. エネルギー貯蔵の用途とサービス
2.3.1. エネルギー貯蔵アプリケーションの概要
2.3.2. FTMユーティリティ・サービスにおいて蓄電が提供する価値
2.3.3. FTMアンシラリーサービスにおいて蓄電が提供する価値
2.3.4. BTM-C&Iアプリケーションにおいてストレージが提供する価値
2.4. LDESの電力市場
2.4.1. 長期)エネルギー貯蔵の収益源
2.4.2. 収益の流れの説明
2.4.3. 価格裁定に関する解説
2.4.4. 投資回収期間に対するCAPEXと裁定機会の影響
2.4.5. 裁定取引のボラティリティ
2.4.6. マイナスの電力価格
2.4.7. 容量市場(CM)(1)
2.4.8. 容量市場(CM)(2)
2.4.9. キャパシティ・マーケット(CM)(3)
2.4.10. より長期的な収益の可視化とCRMの再設計の必要性
2.4.11. アンシラリーサービスの提供と収益積み上げ
2.4.12. LDESの収益機会と課題
2.5. 送電網の安定性と柔軟性
2.5.1. 要旨:送電網の柔軟性と安定性
2.5.2. 系統の供給側と需要側の柔軟性の概要
2.5.3. 再生可能エネルギーの抑制とオーバービルド
2.5.4. インターコネクター
2.5.5. インターコネクター入門
2.5.6. ケーブル設計 ACとDC
2.5.7. さらなるケーブル設計
2.5.8. 設置とメンテナンス
2.5.9. インターコネクターのキープレイヤー
2.5.10. 欧州における地理的分布
2.5.11. 英国のインターコネクター市場の成長
2.5.12. ナショナル・グリッドの期待
2.5.13. ノルウェー-英国プロジェクトの中止
2.5.14. その他の開発中の欧州プロジェクト
2.5.15. NAにおける地理的分布
2.5.16. アジア・オセアニアにおける地理的分布
2.5.17. インターコネクターの概要
2.5.18. ビークル・ツー・グリッドとグリッド・ツー・ビークル
2.5.19. ビークル・ツー・グリッド(V2G)要旨
2.5.20. 新たなEVサービスのビジネスモデル V2X
2.5.21. グリッドから見たV2Gの複雑性
2.5.22. 双方向充電に関する一般的な課題
2.5.23. V2Gのさまざまな形態
2.5.24. V2Gアーキテクチャ
2.5.25. サービスタイプ別のV2Gプロジェクト
2.5.26. スマートチャージ実装の概要
2.5.27. 電気自動車とフリート向け充電インフラ
2.5.28. グリッドの柔軟性と安定性のためのその他の技術
2.5.29. 需要側のグリッド柔軟性のための水素製造
2.5.30. SOEL-供給側の柔軟性
2.5.31. SOEL市場
2.5.32. グリーン水素製造: 電解槽市場
2.5.33. グリッドフレキシビリティ(DSRとVPP)用の小規模BESS
2.5.34. 定置用蓄電池(BESS)
2.5.35. 火力発電とCCUS
2.5.36. 炭素回収・利用・貯蔵(CCUS)
3. LDS技術の概要
3.1. エネルギー貯蔵技術の分類
3.2. エネルギー貯蔵技術のベンチマーク
3.3. 電力とエネルギーのデカップリング、コスト、プロジェクトのリードタイムへの影響
3.4. エネルギー貯蔵の安全性
3.5. LDESにリチウムイオン?
3.6. 顧客、用途、収益創出の課題
3.7. LDES技術準備レベルのスナップショット
3.8. エネルギー貯蔵技術の利点と欠点
4. LDES用バッテリー
4.1.1. 要旨
4.2. LDES用バッテリーの紹介
4.2.1. 長時間エネルギー貯蔵の選択肢
4.2.2. 金属空気電池の紹介
4.2.3. LDES用金属空気電池のオプション
4.2.4. 空気正極の紹介
4.2.5. 空気カソード性能の紹介
4.3. 鉄-空気(Fe-空気)
4.3.1. Fe-空気の研究開発
4.3.2. 鉄空気(Fe-air)の運転
4.3.3. 鉄空気(Fe-air)の性能
4.3.4. 鉄空気電池に残る課題
4.3.5. フォームエネルギー
4.3.6. フォームエナジー鉄空気設計
4.3.7. フォームエナジーの特許例
4.3.8. フォームエナジーの特許例
4.3.9. 鉄空気における学術的ハイライト
4.3.10. 鉄空気の強みと弱み
4.3.11. 鉄空気に関する展望
4.4. 亜鉛二次電池(Zn-空気、Zn-イオン、Zn-MnO2二次電池、Zn-Br二次電池)
4.4.1. 亜鉛二次電池設計の長所/短所
4.4.2. 空気亜鉛電池とイオン亜鉛電池の開発
4.4.3. 亜鉛二次電池のプレーヤー
4.4.4. 亜鉛二次電池の開発
4.4.5. 亜鉛電池のメリット/デメリット
4.4.6. 対象用途
4.4.7. 空気亜鉛(Zn-air)
4.4.8. 亜鉛空気研究開発
4.4.9. 空気亜鉛電池の紹介
4.4.10. 空気亜鉛二次電池の開発
4.4.11. 空気亜鉛二次電池の問題点と解決策
4.4.12. 空気亜鉛(Zn-air)の性能
4.4.13. Zinc8エネルギーソリューション
4.4.14. ジンクエイトの技術
4.4.15. Zinc8エネルギーの展開
4.4.16. Zinc8 Energyの特許
4.4.17. ジンクエイトエナジーの特許
4.4.18. ジンクエイトのSWOT
4.4.19. イージンク
4.4.20. イージンクの技術
4.4.21. AZAバッテリー
4.4.22. アカデミック・ハイライト
4.4.23. アカデミック・ハイライト
4.4.24. 亜鉛空気会社
4.4.25. 亜鉛エアーの強みと弱み
4.4.26. 亜鉛イオン
4.4.27. Znイオン電池の紹介
4.4.28. Znイオンと充電可能なZn-MnO2化学
4.4.29. Zn-MnO2の商業化
4.4.30. Znイオン電池 - サリエント・エナジー
4.4.31. サリエント・エナジーIP
4.4.32. サリエント・エナジーIP
4.4.33. エナポリ
4.4.34. エナポリ特許
4.4.35. 都市電力
4.4.36. UEP Zn-MnO2テクノロジー
4.4.37. 学術的なZnイオン・ハイライト
4.4.38. Znイオン/Zn-MnO2の強みと弱み
4.4.39. Zn-Br
4.4.40. 亜鉛臭素電池
4.4.41. ZnBrフロー電池
4.4.42. 静止型非フローZnBr電池
4.4.43. エオスエネルギー企業
4.4.44. Eos Energy - 静的Zn-Br電池
4.4.45. EOSエナジー社の性能
4.4.46. EOSエネルギー特許
4.4.47. ジェリオン
4.4.48. 学術ハイライト
4.4.49. フローとスタティック・コンフィギュレーションの重要な側面
4.4.50. 静的ZnBrとフローZnBrの比較
4.5. 高温/溶融塩
4.5.1. 高温電池
4.5.2. NaS-日本ガイシ
4.5.3. 溶融カルシウム電池 - アンブリ社
4.6. レドックスフロー電池
4.6.1. エグゼクティブ・サマリー レドックスフロー電池
4.6.2. レドックスフロー電池 作動原理
4.6.3. レドックスフロー電池 エネルギーとパワー(1)
4.6.4. RFB エネルギーとパワー(2)
4.6.5. RFB: 保管期間によるコストのスケーリング
4.6.6. RFB vs リチウムイオン
4.6.7. LIBとRFBの平準化貯蔵コスト
4.6.8. レドックスフロー電池: 技術と化学物質
4.6.9. どの RFB 技術が優勢か?(1)
4.6.10. どのRFB技術が優勢か?(2)
4.6.11. オールバナジウムRFB(VRFB)
4.6.12. オール鉄製RFB
4.6.13. 亜鉛-臭素(Zn-Br)RFB
4.6.14. 亜鉛-鉄(Zn-Fe)RFB
4.6.15. アルカリ性亜鉛-フェリシアン化物 RFB
4.6.16. RFB化学の長所と短所
4.6.17. レドックスフロー電池: 市場、プレーヤー、商業活動
4.6.18. 用途と収益の概要
4.6.19. 応用例
4.6.20. テクノロジー市場シェア
4.6.21. VRFBの商業活動
4.6.22. バナジウムRFBのプレーヤー(1)
4.6.23. バナジウムRFBのプレーヤー(2)
4.6.24. その他のRFB商業活動
4.6.25. 世界のRFB計画プロジェクト
4.6.26. RFBの強みと弱み
4.6.27. レドックスフロー電池 材料の紹介
4.6.28. RFBコンポーネントの概要
4.6.29. セルスタック材料マップ
4.6.30. WEVO-CHEMIE:RFB用シーラントと接着剤(1)
4.6.31. WEVO-CHEMIE:RFB用シーラントと接着剤(2)
5. LDS用機械的エネルギー貯蔵
5.1. 機械的エネルギー貯蔵の紹介
5.1.1. 機械的エネルギー貯蔵 要旨
5.1.2. 機械式エネルギー貯蔵の分類
5.1.3. 機械式エネルギー貯蔵の主要企業
5.2. 圧縮空気エネルギー貯蔵
5.2.1. CAES エグゼクティブ・サマリー
5.2.2. CAESシステムの分類(1)
5.2.3. CAESシステムの分類(2)
5.2.4. CAES 技術的考察
5.2.5. CAES: アプリケーション
5.2.6. 主なCAES既存及び将来プロジェクト
5.2.7. ハイドロスター技術
5.2.8. ハイドロスター技術の利点
5.2.9. ハイドロスターの商業活動
5.2.10. コレ・エナジー社とストアエレクトリック社
5.2.11. Storelectricプロジェクト
5.2.12. 水素CAESハイブリッド技術
5.2.13. アラカース
5.2.14. ApexCAES: ベセル・エネルギー・センター
5.2.15. CAESの強みと弱み
5.3. 液体空気エネルギー貯蔵
5.3.1. LAES 要旨
5.3.2. 液体空気エネルギー貯蔵(LAES)の動作原理
5.3.3. LAES技術に関する考察
5.3.4. LAESの用途と顧客
5.3.5. LAES住友重機械工業FWプロセス
5.3.6. 住友重機械FWの初期プロジェクトとコスト要因
5.3.7. ハイビューパワー
5.3.8. フェラスと MAN エナジー・ソリューションズ
5.3.9. LAESの強みと弱み
5.4. 液体CO2エネルギー貯蔵
5.4.1. エネルギードーム 液化CO2エネルギー貯蔵
5.4.2. エネルギードーム 技術の利点
5.4.3. エネルギードームの商業活動
5.5. 代替/地下揚水発電
5.5.1. 代替揚水発電(APHS): 要旨
5.5.2. APHS技術に関する考察: スケジュール、システム拡張、地下資源
5.5.3. 揚水発電の代替プロジェクト
5.5.4. UPHSの動作原理
5.5.5. ゼロ地形 背景とパルディスキ・プロジェクト
5.5.6. SENS
5.5.7. ヴォイスとマインストレージ
5.5.8. RheEnergise: 高密度揚水発電所
5.5.9. クイドネット・エナジー 地熱揚水発電
5.5.10. クイドネット・エナジーの資金調達とプロジェクト
5.5.11. クィッドネット・エナジーの地図上の容量
5.5.12. APHSの強みと弱み
5.6. 重力エネルギー貯蔵
5.6.1. 要旨:重力エネルギー貯蔵
5.6.2. 重力エネルギー貯蔵の背景
5.6.3. GESSの分類と解説
5.6.4. エネルギー保管庫
5.6.5. 重力
5.6.6. ARES
5.6.7. グラビティパワー
5.6.8. グリーン・グラビティとハインドル・エネルギー
5.6.9. 重力貯蔵の強みと弱み
6. 熱エネルギー貯蔵
6.1. 導入と概要
6.1.1. 熱エネルギー貯蔵 要旨
6.1.2. 熱エネルギー貯蔵の説明
6.1.3. 熱エネルギー貯蔵アプリケーション
6.1.4. TESシステムの考慮事項
6.1.5. 蓄熱システムの種類-潜熱と顕熱、溶融塩対コンクリート
6.1.6. 蓄熱媒体としての溶融塩対コンクリート
6.1.7. 熱エネルギー貯蔵TRLとシステム仕様マップ
6.1.8. 顕熱・潜熱蓄熱媒体マップ
6.2. プレーヤーと技術
6.2.1. エナジーネスト蓄熱の動作原理
6.2.2. EnergyNest ThermalBatteryTM の仕様
6.2.3. EnergyNestの商業活動
6.2.4. ブレンミラーbGenテクノロジー(1)
6.2.5. ブレンミラーのbGen技術(2)
6.2.6. ブレンミラーbGenテクノロジー(3)
6.2.7. ブレンミラーの財務/商業活動
6.2.8. ブレンミラーのプロジェクト
6.2.9. アゼリオ・テクノロジー(1)
6.2.10. スターリングエンジンの作動原理
6.2.11. アゼリオの技術(2)
6.2.12. アゼリオ・プロジェクト
6.2.13. アゼリオの財務、計画中のプロジェクト、倒産
6.2.14. 1414デグリーズの背景と商業化への道
6.2.15. 1414デグリーズのテクノロジー
6.2.16. 京都グループの経歴とプロジェクト
6.2.17. 京都グループの技術
6.2.18. 京都グループの技術(2)
6.2.19. アントラエネルギー
6.2.20. クラフトブロック
6.2.21. 電化サーマルソリューション(市場概要)
6.2.22. 電化サーマルソリューション(技術)
6.2.23. ロンド・エネルギー
6.2.24. ロンド・エナジー
6.2.25. ストーワークス・パワー
6.2.26. MGA サーマル
6.2.27. MGAサーマル・プロジェクトと製造
6.2.28. ソルトX テクノロジー
6.2.29. 氷河冷却技術
6.3. 電熱エネルギー貯蔵
6.3.1. 電熱エネルギー貯蔵の背景
6.3.2. エコーゲン・パワーシステムズ
6.3.3. エコーゲンの技術
6.3.4. エコージェンシステムコスト
6.3.5. マルタ社
6.3.6. MANエネルギーソリューション
6.3.7. 熱エネルギープレーヤーの概要
6.3.8. 蓄熱の強みと弱み
7. LDS用水素
7.1.1. 水素経済の概要
7.1.2. LDES用水素における主要な商業活動の概要
7.1.3. LDESにおける水素のニッチはどこか?
7.1.4. LDESにおける水素の展望
7.2. LDESにおける水素貯蔵方法、塩の洞窟、主要プロジェクト
7.2.1. LDESにおける水素貯蔵オプション
7.2.2. 圧縮水素貯蔵
7.2.3. 定置式貯蔵システム
7.2.4. 水素貯蔵用金属水素化物
7.2.5. 金属水素化物貯蔵システムの設計
7.2.6. 商用システムのケーススタディ GKN水素
7.2.7. 地下水素貯蔵の紹介
7.2.8. 塩の洞窟
7.2.9. 溶液採掘による塩の洞窟形成
7.2.10. 多孔質岩層
7.2.11. 多孔質岩層-油田・ガス田
7.2.12. 多孔質岩層 - 帯水層
7.2.13. H2、NH3、LOHC貯蔵のための裏打ち岩石洞窟
7.2.14. UHS メカニズムと主要貯蔵パラメータ
7.2.15. UHSの貯蔵機構と地上施設
7.2.16. UHSの主なコスト構成要素
7.2.17. UHSの潜在的使用例
7.2.18. 塩の洞窟貯蔵の長所と短所
7.2.19. 現在UHSに使用されている場所
7.2.20. 塩の洞窟プロジェクトの例
7.2.21. 商業プロジェクトの例 H2CASTエッツェル
7.2.22. 多孔質岩とLRCプロジェクト
7.2.23. UHSの会社概要
7.2.24. UHS手法の比較
7.2.25. 地下水素貯蔵のSWOT分析
7.2.26. 地下水素貯蔵の主要な要点
7.3. LDESにおける水素の主な用途
7.3.1. 電力および暖房用途における水素
7.3.2. なぜ水素を使ったLDESが必要なのか?
7.3.3. 再生可能エネルギー用の電力からガスへのエネルギー貯蔵における水素
7.3.4. 水素エネルギー貯蔵システム(HESS)の作動原理
7.3.5. バットライザー - バッテリーと電解槽システム
7.3.6. エネルギー貯蔵方法の比較
7.3.7. H2によるエネルギー貯蔵の非効率性
7.3.8. エネルギー貯蔵用H2の商業活動
7.3.9. 水素を利用したオフグリッド電力
7.3.10. オフグリッドソリューションを開発する企業
7.3.11. 熱電併給(CHP)発電
7.3.12. 電力用途の水素エンジン
7.3.13. なぜ水素CHPプラントが必要なのか?
7.3.14. 水素CHPにおける企業と商業的取り組み
7.3.15. SOFCの主な用途
7.3.16. 公益事業用SOFC
8. LDS市場予測 2024-2044
8.1.1. 予測方法と前提条件(1)
8.1.2. 予測方法と前提条件(2)
8.1.3. 予測方法と前提条件(3)
8.1.4. 予測方法と前提条件(4)
8.1.5. 主要国/州別のLDES技術の年間需要予測(GWh)(2022~2044年)とその解説
8.1.6. 予測方法と前提条件(5)
8.1.7. 主要国/州別のLDES技術の年間導入量予測(GWh)(2022~2024年、解説付き
8.1.8. 主要国・州別のLDES技術の年間導入量予測(GWh)(2022~2024年)
8.1.9. 主要国・州別LDES技術年間導入量データ表(GWh)(2022~2024年)
8.1.10. 予測方法と前提条件(6)
8.1.11. LDES技術の技術別年間導入量予測(GWh)(2022~2024年)(解説付き
8.1.12. LDES技術の技術別年間導入量予測(GWh)(2022~2024年)(解説付き
8.1.13. LDES技術の技術別年間導入量(GWh)のデータ表(2022~2024年)
8.1.14. 予測方法と前提条件(7)
8.1.15. LDES技術の予測(億米ドル)(2022~2024年)(解説付き
8.1.16. LDES技術の予測(億米ドル)(2022-2024年)(解説付き
8.1.17. LDES技術のデータ表(US$B)(2022-2024)
9. 企業プロファイル
9.1. 1414ディグリーズ
9.2. アンブリ社
9.3. アントラ・エナジー
9.4. AZAバッテリー
9.5. バットライザーシステム
9.6. ブレンミラー・エナジー
9.7. セルキューブ
9.8. CMBlu
9.9. コレ・エナジー
9.10. 大連栄科電力
9.11. エコーゲン・パワー・システムズ
9.12. 電化サーマルソリューションズ
9.13. エレストール
9.14. エナジーネスト
9.15. エネルギーボールト
9.16. エナポリAB
9.17. エネルヴェニュー
9.18. エンライトン・イノベーションズ
9.19. EOSエネルギー企業
9.20. エクイノール
9.21. ESS社
9.22. イージンク
9.23. フォームエナジー
9.24. ジェリオン
9.25. GKN水素
9.26. グラビトリシティ
9.27. H2 Inc.
9.28. ハイビューパワー
9.29. ハイドロスター
9.30. インビニティ・エナジー・システムズ
9.31. クラフトブロック
9.32. 京都グループ
9.33. マルタ
9.34. MANエナジーソリューションズ
9.35. MGAサーマル
9.36. クイドネット・エナジー
9.37. レッドフロー
9.38. リエナジー
9.39. ロンド・エナジー
9.40. サリエント・エナジー
9.41. ソルトエックス
9.42. センス
9.43. シュトラーグ・エッツェル:H₂CAST
9.44. ストアエレクトリック
9.45. ストレンギー
9.46. ストアーワークス・パワー
9.47. 住友電気工業
9.48. 住友重機械工業
9.49. 都市電力
9.50. WeView / ViZn Energy
9.51. ウェボ・ケミー
9.52. ゼロスエナジー
9.53. ゼロ・テレイン/エネルギアサルブ
9.54. ジンク・エイト・エナジー
Summary
この調査レポートは、2022年から2044年までのLDES市場に関する20年間の市場予測を提供しています。
主な掲載内容(目次より抜粋)
LDES市場の概要とデータ分析
Report Summary
IDTechEx forecasts that the LDES market will be valued at US$223B in 2044. As the volume of variable renewable energy (VRE) sources penetrating electricity grids increases globally, so does the need to manage the increasing uncertainty and variability in electricity supply. Grids will be relying on different solutions to manage this, which could include building of overcapacity and interconnections, but also - importantly - long duration energy storage (LDES) technologies.
Aside from pumped hydro, Li-ion batteries currently dominate the global stationary energy storage market, and they are suitable for large, grid-scale installations to provide ancillary and utility services. As VRE penetration increases, however, demand for LDES technologies is expected to increase. These technologies will be needed to dispatch energy over longer timeframes (6+ hours) when energy from VRE sources is not available. The capital cost of Li-ion is unlikely to be low enough for LDES, and instead, alternative energy storage (ES) technologies aim to offer lower costs. One way to achieve this is through designs that allow for energy and power decoupling, resulting in faster and non-linear decreases in CAPEX ($/kWh) with increasing durations of storage. For example, some RFBs only require the scaling of electrolyte storage tanks and electrolyte volumes to increase the duration of storage, and liquid-air energy storage (LAES) systems can have liquid-air storage tank capacities scaled, while turbomachinery requirements do not scale with capacity (GWh) but with power output (GW).
Decoupling of energy capacity and power in redox flow batteries (left), and reductions in CAPEX ($/kWh) (right). Source: IDTechEx.
This is partly why LDES technologies will be useful for providing durations of storage greater than 6 hours. Moreover, suspected Li-ion material constraints coming towards the end of the decade and the safety risks of Li-ion batteries are expected to be other key factors driving demand for other ES technologies generally.
Countries and states have announced VRE deployment targets, which will increase the share of electricity being generated by VRE. When electricity generated by VRE reaches 40-50%, this is when average duration of storage in a given country or state should be 6 hours to be most cost optimal for the electricity system, and thus will be when demand for LDES will increase. On average, globally, it will not be until the late 2030s where VRE forms 45% of the electricity generation mix. There will be key countries and US states that will potentially reach this percentage sooner, and so LDES will be in demand in these key regions sooner than others. Namely, this includes Germany, the UK, Italy, California, Texas, India, and Australia.
A great variety of LDES technologies are being developed across key regions. This includes electrochemical, mechanical, thermal and hydrogen storage. Technology classifications can be further segmented into specific technologies, detailed below. As of November 2023, ~US$4.0B has been invested into key players developing these technologies (excluding hydrogen).
Energy storage technology classification. Source: IDTechEx.
Funding into energy storage technologies (US$M) as of November 2023. Source: IDTechEx.
However, several key considerations must be made when developing these technologies and determining their suitability for LDES applications. This report analyses the following technologies being developed by key players: iron-air (Fe-air), rechargeable zinc batteries (Zn-air, Zn-ion, rechargeable Zn-MnO2, Zn-Br), high-temperature / molten-salt batteries, RFBs, (CAES), liquid-air energy storage (LAES), cryogenic / liquid-CO2 energy storage (LCES), alternative and underground pumped hydro storage (APHS), gravitational energy storage systems (GESS), thermal and electro-thermal energy storage (TES) and (ETES), and hydrogen. Technology benchmarks against key metrics are also provided for 10+ LDES technologies including CAPEX (US$/kWh), round-trip efficiency, cycle-life / lifetime, and energy density.
Mechanical energy storage systems are likely to be a key contributor to the LDES market in the long-term, given that these systems become more economical to develop at larger sizes (100+ MW) and longer durations of storage. In the cases of LAES, LCES, and underground pumped hydro storage, it is possible to expand the capacity and thus duration of storage of such systems after initial commissioning, presenting another advantage. Some developers of mechanical ES systems are already looking to deploy GWh-scale systems by 2030 in some cases too. However, the potential need to mine new underground resources (in the case of CAES and underground pumped hydro), acquire land permits/leases, and facilitate wider EPC can require much larger volumes of funding, and the absolute cost ($) of mechanical ES projects is likely to be in the order of US$100M - US$1B. Acquiring large volumes of government or private financing from various sources can contribute to and delay project lead time for systems of this magnitude. This, paired with other technologies potentially offering the use of lower cost materials, and improved performance will result in the market seeing a greater diversification of LDES technologies in the 2040s.
A key barrier for more wide-scale implementation of LDES technologies is the need for longer term revenue visibility. As LDES systems are mostly going to be 100 MWh-to-GWh-scale systems, the value of these systems could be in the range of US$100M-1B+. Current wholesale electricity price arbitrage opportunities alone are generally not frequent or large enough to make a strong economic case for the widespread deployment of LDES in the current day. LDES developers will be looking to secure capacity market contracts to secure long-term and high volumes of annual revenue, but this alone is unlikely to cover most of the investment into an LDES technology. Ultimately, key players in interview with IDTechEx commented that regulatory reforms to revenue generation from energy storage are needed to improve the economic case for LDES systems, and to improve investor confidence.
This IDTechEx report also provides 20-year market forecasts on the LDES market for the period 2022 - 2044, in both capacity (GWh) and market value (US$B). Capacity forecasts are provided by both region and by LDES technology. Regions include Germany, the UK, Italy, India, Australia, California, Texas, and Rest of the World. Splits by technology include CAES, LAES, LCES, APHS, GESS, iron-air, Zn-air, static Zn-Br, TES, ETES, and RFBs including vanadium, all-iron, Zn-Br, Zn-Fe, H-Br, and organic.
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