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低炭素社会の実現に向けた技術および経済・社会の定量的シナリオに基づく

イノベーション政策立案のための提案書

国立研究開発法人科学技術振興機構低炭素社会戦略センター

Proposal Paper for Policy Making and Governmental Actiontoward Low Carbon Societies

蓄電池システム（Vol.7）—蓄電システムの経済性の考察（現状の効率、コストと今後の課題）—

Secondary Battery System (Vol.7):Evaluation of the Economics of Power Storage Systems; Current Efficiency, Costs and Future Challenges

令和2年 1月

LCS-FY2019-PP-01

国立研究開発法人科学技術振興機構（JST）低炭素社会戦略センター（LCS）

低炭素社会実現に向けた政策立案のための提案書蓄電池システム（Vol.7）　　　　　令和2年1月

概要

蓄電システムの効率モデルを電池および周辺回路につき損失要因に分解して提案した。また、

余剰電力活用を想定して、日回定格出力で定格容量まで日/年充放電した場合の蓄電シス

テムの放電容量と放電可能サイクル数をベースにした蓄電コストモデルを提案した。これらのモ

デルを利用して、大規模実証実験による運転データ、効率データ、およびヒアリングの情報など

から、リチウムイオン電池（）、ナトリウム硫黄（）電池、レドックスフロー型（）電

池の現状の効率とコストを具体的に計算した。

電池システムが蓄電コストはもっとも低くなった。ただ、電池は運転時に常時 ℃

程度に保つ必要上、理想的な充放電パターンでは低コストとなるが、運転形態がコストに大きく

影響する。電池も長寿命の利点を生かすと、電池に次ぐコストまで低下しうることが示

された。

は充放電効率が高いという特徴がある。ただ、膨大な数の単電池を集合してシステムを作

るため、バッテリー制御システムが相当の電力を消費している面がある。なおには長寿命型

（）と高エネルギー型（三元系）がある。高エネルギー型は量産効果により、かなり低価格

であるが、サイクル特性が劣っているし、長寿命型は高価であるという点が問題である。

上記特徴とともに今後の課題を示した。

Summary

低炭素社会実現に向けた政策立案のための提案書

蓄電システム（Vol.7）

令和 2 年 1 月

国立研究開発法人科学技術振興機構（JST）低炭素社会戦略センター（LCS）




令和 2 年 1 月



令和 2 年 1 月

1. ................................................................................................................................................. 1 2. ............................................................................................................................. 2

2.1 ............................................................................................................................... 2 2.2 ............................................................................................................................... 2 2.3 ................................................................................................................... 3 2.4 ........................................................................................................... 4

3. ................................................................................................................. 5 3.1 .................................................................................................................................................. 5 3.2 （FC） ...................................................................................................................... 5 3.3 （VC） ..................................................................................................................... 7

4. ...................................................................................................................................................... 7 4.1 LIB（SCiB ） ............................................................................................................................... 7 4.2 LIB（） ............................................................................................................................... 11 4.3 NAS ........................................................................................................................................ 12 4.4 .............................................................................................................. 14 4.5 （LIB） ........................................................................... 16

5. .................................................................................................................................................. 16 6. ....................................................................................................................... 17

................................................................................................................................................... 18



令和 2 年 1 月

1国立研究開発法人科学技術振興機構（JST）低炭素社会戦略センター（LCS）




令和 2 年 1 月

1

1.

[1,2]

2

Wh

W2

1 1 330 /年

2 国立研究開発法人科学技術振興機構（JST）低炭素社会戦略センター（LCS）


2

2. 蓄電電システム

2.1 システムの

LIB1 LIB

（ 24 ）

（ 22 ）

（ 18 ）

8020 MW/20 MWh

LIB

CMU（）

CMUBMS（）（LC）

PCS（）

2.2 システムの

（DOD）

SOC

（）

（）

（）

1 蓄電システムの



2

2. 蓄電電システム

2.1 システムの

LIB1 LIB

（ 24 ）

（ 22 ）

（ 18 ）

8020 MW/20 MWh

LIB

CMU（）

CMUBMS（）（LC）

PCS（）

2.2 システムの

（DOD）

SOC

（）

（）

（）


3

2.3 蓄電システムの

[7,8]

2

（Esys,in (Wh)）

(Esys,out(Wh))（ sys）

sys = Esys,out/Esys,in (1)

（P(t)）P(t)

Esys,in = Psys,in(t)dt, Esys,out = Psys,out(t)dt (2)

（ t）（ c）

（

）（Pex (kW)）（BMS）（Pbm） (Rcir)Pcir(kW) （Psys,in）

（Psys,out）

Psys,in =(Pin + Pex + Pbm + Pcir)/ t/ c (3)

Psys,out =(Pout - Pcir)× t× c (4)

（Rri）（Pri(kW)）

（Plossir(kW)） (Vop) Pop(kW)

（ b）（Pin）（Pout）

Pout = Pin× b = Pin - Pri - Plossir - Pop (5)

Pin = Psys,in× t× c – Pex - Pcir - Pbm (6)




4

I（A）

Pri = Vri×I = I^2×Rri (7)

Pop = Vop×I (8)

Pcir = Vcir×I = I^2×Rcir (9)

1 Pt E=P× t E

sys = Esys,out/Esys,in = Psys,out/Psys,in = Qsys,out×Vsys,out/(Qsys,in×Vsys,in) (10)

(Eout,max,x = V×Qmax,x)（ b）

2.4 蓄電システム

（ b）（SOC: ）

年 V (V)

(Espec(Wh)=V×Qspec(Ah)) (Q0)（）

（ b）

Qspec = Q0× × b (11)

x Q0（Ah） x Qx(Ah)n （Eout,0） 80

Qe = 0.8×Q0 (12)

SOC（） 100SOC 100

SOC 100 （Qx）

SOC 0 100% 10 90 100（） =（（Ah）-

(Ah)）/ （Ah）E(Wh) （） Eout,0（Wh）

x Eout,x(Wh) Eout,e (Wh)



4

I（A）

Pri = Vri×I = I^2×Rri (7)

Pop = Vop×I (8)

Pcir = Vcir×I = I^2×Rcir (9)

1 Pt E=P× t E

sys = Esys,out/Esys,in = Psys,out/Psys,in = Qsys,out×Vsys,out/(Qsys,in×Vsys,in) (10)

(Eout,max,x = V×Qmax,x)（ b）

2.4 蓄電システム

（ b）（SOC: ）

年 V (V)

(Espec(Wh)=V×Qspec(Ah)) (Q0)（）

（ b）

Qspec = Q0× × b (11)

x Q0（Ah） x Qx(Ah)n （Eout,0） 80

Qe = 0.8×Q0 (12)

SOC（） 100SOC 100

SOC 100 （Qx）

SOC 0 100% 10 90 100（） =（（Ah）-

(Ah)）/ （Ah）E(Wh) （） Eout,0（Wh）

x Eout,x(Wh) Eout,e (Wh)

5

Eout,0 = V×Qspec = V×Q0× × b (13)

Eout,x = V×Qx× × b (14)

Eout,e = V×Qe× × b (15)

3. 蓄電システムのス

3.1 （） 1 Esys,out (kWh) kWh (TC)

（FC）（VC）（SL） TC=FC+VC+SL

FC = (Ysys+Yh+Ym)/n/Esys,out=(Yb+Ypc+Ybm+Ycon+Ym×T+T×Yhp×N)/n/Esys,out (16)

VC = Ye + Yu (17)

SL = Esys,in,x×（1- sys） (18)

（）（FC）（Ysys） (Yh)（Ym）（）年 T 年 n

年

年年

80 20 年

80 （）年

20 年年

（Yb）（Ypc）（BMS）（Ybm）（Ycon）

Ysys = Yb+Ypc+Ybm+Ycon (19)

年 Yhp（ /年）

N /年 Yh=T(年)×Yhp×N

（）（VC）（Ye（ /年））

（Yu（ /年））

3.2 （FC）の

(Yb)Cb（ /kWh） Cbspec( /kWh) Espec



6

E0(kWh) Yb( )

Yb = Espec×Cbspec = E0×Cb = Espec/ b×Cb (20)

年 n1 n Y=n/n1 年

SOC C xEx（kWh） Qx x

x

Qx （1-0.2x/n）×Q0 (21)

n 1 Yb/n XEsys,out, x（kWh） 1 kWh

Yb/(n×Esys,out, x)（Q�x）=1/n Q(x)dx 0.9Q0

n 1 kWhYb/(n×Esys,out,av)( /kWh)

Esys,out,avYb/(0.9×n×Esys,out,0) ( /kWh)

（ b）（x） x （

b(x)） x（ LIB = 95 ）

3 年

1 1 330/年

(Ypc)+ /kW

1,000kW 10 /kW2 年 10 年

年 20 年 10年 20 年 PCS

3094 98 97.5 1,500W 17W

（BMS）BMS

年

( )

（Ycon）



6

E0(kWh) Yb( )

Yb = Espec×Cbspec = E0×Cb = Espec/ b×Cb (20)

年 n1 n Y=n/n1 年

SOC C xEx（kWh） Qx x

x

Qx （1-0.2x/n）×Q0 (21)

n 1 Yb/n XEsys,out, x（kWh） 1 kWh

Yb/(n×Esys,out, x)（Q�x）=1/n Q(x)dx 0.9Q0

n 1 kWhYb/(n×Esys,out,av)( /kWh)

Esys,out,avYb/(0.9×n×Esys,out,0) ( /kWh)

（ b）（x） x （

b(x)） x（ LIB = 95 ）

3 年

1 1 330/年

(Ypc)+ /kW

1,000kW 10 /kW2 年 10 年

年 20 年 10年 20 年 PCS

3094 98 97.5 1,500W 17W

（BMS）BMS

年

( )

（Ycon）

7

25 20

年

年

1.52 1.5

1/2

3.3 （VC）の

LIB SOCNAS 300

4.

2 3 2 4LIB（

SCiB ）（ [3] [4] 2 ） NAS （）

[5] （）[6] 40 MW

PCS

LG LIB DOE（Tehachapi Project）（）

4.1 LIB（SCiB ）

[3,4][8]

4.1.1 SCiB（ LiMn2O4 LiTi2O4） 2.2V

（） 1（[6]）



8

100 kW/300 kWh （）

（）

40 MW/40 MWh 607.2V/27.3 kWh×2,080 = 56 MWh （

SCiB） 20 年（ 1 /年）

PCS 300V, 500 kW×80 66 kV/6.6kV, 22,500 kVA×2 6.6 kV/300V,2,000 kVA×20 123 1200 （） 8,500

24 / ×22 / ×26 / ×80 /

（）

20 MW/20 MWh 607.2 V/24.2 kWh×1,440=35 MWh （

SCiB）20 年（ 1 /年）

PCS 300 V, 500 kW×80 33 kV/6.6 kV, 45,000 kVA 6.6 kV/300 V 2,000kVA×20 92 （ 40 MW） 6,000

24 / ×22 / ×18 / ×80 /

4.1.2 （）（）（）

（）（）

1 2

1 LIB システムの

現状推定システム

TehachapiProject[9]

南相馬蓄電池変電所報告[4]

西仙台蓄電池変電所報告[3]

現状システム[6]

蓄電池種類 LIB（三元系） LIB（三元系（LG）） LIB（SCiB） LIB（SCiB） LIB（SCiB）システム効率 84% 81% 68～84% 52～79% 84%電力変換損失 7% 7% 7% 7% 11%

電池充放電損失 5% 5% 5% 5% 1%補機損失 4% 7% 4～20% 9～36% 4%



9

2 LIB システムの蓄電ス

* の（の 1.5%）+（ + ）（の 3.5%）+

（） 1（[6]）A

84 （） 51 （PCS + ） 6 （ 3 3 ）

B

（）

A

84.3 （）

20（） 95 kW

80 24 hr 95×80/20×24 = 9.1 MWh

70 kW（20 ） 1 370×80/20×3 840 kWh 10 MWh

40 MWh 75

1 8 4（ 0 ）12 7.17 MWh/

0


TehachapiProject[9]



蓄電池種類 LIB 元系）LIB 元系

（LG））LIB SCiB LIB SCiB

システム定格 MW/MWh 10/40 8/32 40/40 20/20総原価(原価+変換ロス）円/kWh/回 43 68 90～95 95～162原価（固定費+変動費）円/kWh/回 41 65 88～90 92～151

費円/kWh/回 31 50 52 84蓄電池ス円/kWh/回 19 35 25 25～44電力変換円/kWh/回 3 8 10 15

円/kWh/回 8 7 17 24～43費* 円/kWh/回 10 12 36 36～58

変動費電円/kWh/回 1 3 1-2 2～10変換ロス円/kWh/回 2 3 2-6 3～11

容量減少率％/年 2.5 3.9 1.0 1.0力 MWh 36 29 36 18

使用可能サイクル数回 2,640 1,980 6,600 6,600耐用年数年 8 6 20 20システム価格百万円 2,900 2,827 12,312 9,936蓄電池価円/kWh 50 (70) (150) (150)

固定費

8

100 kW/300 kWh （）

（）

40 MW/40 MWh 607.2V/27.3 kWh×2,080 = 56 MWh （

SCiB） 20 年（ 1 /年）

PCS 300V, 500 kW×80 66 kV/6.6kV, 22,500 kVA×2 6.6 kV/300V,2,000 kVA×20 123 1200 （） 8,500

24 / ×22 / ×26 / ×80 /

（）

20 MW/20 MWh 607.2 V/24.2 kWh×1,440=35 MWh （

SCiB）20 年（ 1 /年）

PCS 300 V, 500 kW×80 33 kV/6.6 kV, 45,000 kVA 6.6 kV/300 V 2,000kVA×20 92 （ 40 MW） 6,000

24 / ×22 / ×18 / ×80 /

4.1.2 （）（）（）

（）（）

1 2

1 LIB システムの


TehachapiProject[9]



現状システム[6]

蓄電池種類 LIB（三元系） LIB（三元系（LG）） LIB（SCiB） LIB（SCiB） LIB（SCiB）システム効率 84% 81% 68～84% 52～79% 84%電力変換損失 7% 7% 7% 7% 11%

電池充放電損失 5% 5% 5% 5% 1%補機損失 4% 7% 4～20% 9～36% 4%



10

PCS 66 84.32

B1 1（ 84 ）

SCiB （）

1 /年 20 年 6,600（2.3V） 90 /kWh/

50 /kWh/150 /kWh

3 25 /kWh/

10 /kWh/年（） 34

1.5 2 1.5

B2 2（ 66 ）

95 /kWh/ 6 /kWh/

BMSLIB

CMU BMS

（）

20 MW/20 MWhPCS 40 MW 35 MWh

A

87.1 年 5,406 MWh14.8 MWh/ 1 1 20

MWh 5287.1

Tehachapi

B 52 1 1 160 /kWh/

80 95/kWh 40 /kWh/



11

（）

LIB SCiBkWh

4.2 LiB（）

4.2.1 （）Tehachapi Project[9]

DOE Southern California Edison 2 年 5月

[9]56 / ×18 / ×151 / ×4

8 MW/32 MWh 750 V（） 1,050 V（）（LG ） 1,980（） 760 1050 VDC/

PCS 2MW×2 （ 96 ）

12.47kV 25.7 US$ 80.2

（）（）

10 MW/40 MWh （） 8 年 50/kWh PCS 10 MW×2 (500 kW×40 ) 10 /kW 96 1,000 kVA×1012 /kW 99 30 （） 8,500

4.2.2 （）Tehachapi Project[9] A

11.3 2182.0 （ PCS）

90.6 8.696 99 97

B

[9] 7.72 /年

80 3 年 1 21,980 1 1 6 年

68 /kWh/

（）（）

10 MW/40 MWh

10

PCS 66 84.32

B1 1（ 84 ）

SCiB （）

1 /年 20 年 6,600（2.3V） 90 /kWh/

50 /kWh/150 /kWh

3 25 /kWh/

10 /kWh/年（） 34

1.5 2 1.5

B2 2（ 66 ）

95 /kWh/ 6 /kWh/

BMSLIB

CMU BMS

（）

20 MW/20 MWhPCS 40 MW 35 MWh

A

87.1 年 5,406 MWh14.8 MWh/ 1 1 20

MWh 5287.1

Tehachapi

B 52 1 1 160 /kWh/

80 95/kWh 40 /kWh/



12

A

PCS （95）（3 ） 84B

LIB 50/kWh PCS 10 /kWh 12 /kWh

8 年 2,6402.5 /年 43 /kWh/

50

（）

LIB 60 GWh/年

PCS

（）

4.3 NAS 電

4.3.1 （） [5]

50 MW/300 MWh 50 MW 66/6 kV(30 MVA×2 ) 6 kV/320 V 2,000 kVA×32 PCS 800 kW×63 210

14,000（）

10 MW/40 Wh 87 PCS 1,000 kVA×10

1,000 kVA

4.3.2 （）

A

NAS LIB70

（ 3）

NAS 300

3 NAS 電システムの


豊前蓄電池変電所運転報告[5]

蓄電池種類 NAS NASシステム効率 71% 72%電力変換損失 7% 5～7%電池充放電損失 12% 10～14%補機損失 10% 7～10%



13

1/2

B NAS 20 年

30 /kWh/（ 4）

4 NAS 電システムの蓄電ス

* の（の 1.5%）+（ + ）（の 3.5%）+

（）

A

NASB

15 年 5,00035 /kWh 23 /kWh

NAS 424 /kWh/



蓄電池種類 NAS NASシステム定格 MW/MWh 10/40 50/300

総原価(原価+変換ロス）円/kWh/回 24～33 30原価（固定費+変動費）円/kWh/回 19～29 25

費円/kWh/回 8～15 13蓄電池ス円/kWh/回 4～8 7電力変換円/kWh/回 1～2 3

円/kWh/回 3～6 2費円/kWh/回 7～10 8

変動費電円/kWh/回 4 4変換ロス円/kWh/回 5 5

容量減少率％/年 1.0 1.0力 MWh 36 270

使用可能サイクル数回 5,000～6,600 6,600耐用年数年 15～20 20システム価格百万円 2,000～2,800 22,680蓄電池価円/kWh 23～35 48

固定費

12

A

PCS （95）（3 ） 84B

LIB 50/kWh PCS 10 /kWh 12 /kWh

8 年 2,6402.5 /年 43 /kWh/

50

（）

LIB 60 GWh/年

PCS

（）

4.3 NAS 電

4.3.1 （） [5]

50 MW/300 MWh 50 MW 66/6 kV(30 MVA×2 ) 6 kV/320 V 2,000 kVA×32 PCS 800 kW×63 210

14,000（）

10 MW/40 Wh 87 PCS 1,000 kVA×10

1,000 kVA

4.3.2 （）

A

NAS LIB70

（ 3）

NAS 300

3 NAS 電システムの



蓄電池種類 NAS NASシステム効率 71% 72%電力変換損失 7% 5～7%電池充放電損失 12% 10～14%補機損失 10% 7～10%



14

4.4 ス電

LiB NAS

[2][6]

4.4.1 （）

Eout:15 MW Qspec:60 MWh 66/6 kV（30 MVA×1 ）

45 kW 8 / 5 / 13 / 1,250 kW/5,000kWh/ PCS 2,500 kVA×13 （1,250 L/ MDM65 15 kW）

5 5 / （40m3）10 / 10 /

10 / 160

（）

10 MW 40 MAh 85 PCS 1,000 kVA×10 1,000 kVA1,700 m3

4.4.2 （）

A

5（ sys） 700.36 /年

20 年

20年 (10 年)

96.43 年

2,0001 2

B [6] 12.96 GWh/年 1 35 MWh

1 1 62 106 /kWh/30 43.2 GWh/年

56.16 GWh/年 60 MWh 660 /年 15 MW2,880 hr/年 67

/kWh/ （ 6）

5 ス電の


南早来変電所[6]

蓄電池種類レドックスフローレドックスフロー

システム効率 70% 62～72%電力変換損失 7% 7%電池充放電損失 13% 10～15%

補機損失 10% 10～20%



15

6 ス電の蓄電ス

* の（の 1.5%）+（ + ）（の 3.5%）+

（）

A

B 100 /kWh

20 年 1 1 6,600 38/kWh/ 1 2 13,200 24 /kWh/

NAS 10/40 MWh 43

3（）

40年 60 年


南早来変電所報告[6]


システム定格 MW/MWh 10/40 15/60総原価(原価+変換ロス）円/kWh/回 24～38 67, 89～106原価（固定費+変動費）円/kWh/回 21～35 61, 84～98

費円/kWh/回 8～22 23～45ルスック円/kWh/回 2～4 2～5

電力変換円/kWh/回 1～2 2～3円/kWh/回 6～17 19～38

費円/kWh/回 11 29変動費電円/kWh/回 2 9変換ロス円/kWh/回 3 5

容量減少率％/年 0.4 0.4力 MWh 39 58

使用可能サイクル数回 5,000～13,200 6,600～13,200耐用年数年 15～20 20.0システム価格百万円 4,320 17,300蓄電池価円/kWh - -

固定費

14

4.4 ス電

LiB NAS

[2][6]

4.4.1 （）

Eout:15 MW Qspec:60 MWh 66/6 kV（30 MVA×1 ）

45 kW 8 / 5 / 13 / 1,250 kW/5,000kWh/ PCS 2,500 kVA×13 （1,250 L/ MDM65 15 kW）

5 5 / （40m3）10 / 10 /

10 / 160

（）

10 MW 40 MAh 85 PCS 1,000 kVA×10 1,000 kVA1,700 m3

4.4.2 （）

A

5（ sys） 700.36 /年

20 年

20年 (10 年)

96.43 年

2,0001 2

B [6] 12.96 GWh/年 1 35 MWh

1 1 62 106 /kWh/30 43.2 GWh/年

56.16 GWh/年 60 MWh 660 /年 15 MW2,880 hr/年 67

/kWh/ （ 6）

5 ス電の


南早来変電所[6]


システム効率 70% 62～72%電力変換損失 7% 7%電池充放電損失 13% 10～15%

補機損失 10% 10～20%



16

（）

1,250 kW 75 kW 75 kW 150 kW

LIB

NAS 1

4.5 の蓄電スの（LIB）（kW）

（kWh） 1 4 kW PCS

kWh

LIB kW/kWh=1 kW kW/kWh

7 kWh kW/kWh

7 蓄電ス

* （ 1.5%）+（ + ）（ 3.5%）+

5. め

（LIB）（NAS）（RF）8 9 LIB

（SCiB）（） LIB

蓄電池種類LIB（三元系）

システム定格 MW/MWh 10/10 10/20 10/30 10/40総原価(原価+変換ロス）円/kWh/回 64 50 46 43原価（固定費+変動費）円/kWh/回 62 48 43 41

費円/kWh/回 43 35 32 31費円/kWh/回 18 13 11 10

変動費電円/kWh/回 1 1 1 1システム価格百万円 1,025 1,650 2,275 2,900

固定費



17

3,000CMU BMS

NASNAS 300

NAS

8 電蓄電システムの

9 電蓄電システムの蓄電ス

6. 政策立案のための提案

24 /kWh/12 /kWh 36 /kWh

1/2BMS


TehachapiProject[9]

南相馬蓄電池変電所報

告[4]

西仙台蓄電池変電所報

告[3]




南早来蓄電池変電所[6]

蓄電池種類LIB

（三元系）LIB（三元系

(LG)）LIB

(SCiB）LIB

(SCiB）NAS NAS

レドックスフロー


システム効率 84% 81% 68～84% 52～79% 71% 72% 70% 62～72%電力変換損失 7% 7% 7% 7% 7% 5～7% 7% 7%電池充放電損失 5% 3% 5% 5% 12% 10～14% 13% 10～15%補機損失 4% 9% 4～20% 9～36% 10% 7～10% 10% 10～20%


TehachapiProject[9]




豊前蓄電池変電所運転報告

[5]


南早来蓄電池変電所報告[6]

蓄電池種類LIB（三元

系）LIB（三元系

（LG））LIB（SCiB） LIB（SCiB） NAS NAS



システム定格 MW/MWh 10/40 8/32 40/40 20/20 10/40 50/300 10/40 15/60

総原価(原価+変換ロス）円/kWh/回 43 68 90～95 95～162 24~33 30 24～38 67, 89～106

原価（固定費+変動費）円/kWh/回 41 65 88～90 92～151 19-29 25 21-35 61, 84-98

変換ロス円/kWh/回 2 3 2～6 3～11 5 5 3 5容量減少率％/年 2.5 3.9 1.0 1.0 1.0 1.0 0.4 0.4使用可能サイクル数

回 2,640 1,980 6,600 6,6005,000～

6,6006,600

5,000～13,200

6,600～13,200

耐用年数年 8 6 20 20 15～20 20 15～20 20

システム価格百万円 2,900 2,827 12,312 9,9362,000～

2,80022,680 4,320 17,300

16

（）

1,250 kW75 kW 75 kW 150 kW

LIBLIB

NAS1

4.5 の蓄電スの（LIB）（kW）

（kWh） 1 4kW PCS

kWh

LIB kW/kWh=1 kWkW/kWh

7 kWh kW/kWh

7 蓄電ス

* （ 1.5%）+（ + ）（ 3.5%）+

5. め

（LIB）（NAS）（RF）8 9 LIB

（SCiB）（） LIB

蓄電池種類LIB（三元系）

システム定格 MW/MWh 10/10 10/20 10/30 10/40総原価(原価+変換ロス）円/kWh/回 64 50 46 43原価（固定費+変動費）円/kWh/回 62 48 43 41

費円/kWh/回 43 35 32 31費円/kWh/回 18 13 11 10

変動費電円/kWh/回 1 1 1 1システム価格百万円 1,025 1,650 2,275 2,900

固定費



18

LIB（）

LIB（SCiB）LIB

NAS

NAS

NASNAS

NAS

[1] , ,,

, LCS-FY2013-PP-03 , 2014 年 3 月. [2] , , “ （Vol.4）

LCS-FY2016-PP-02 , 2017 年3 月.

[3] , 29年 , “, , 2018 年 1 月

[4] , 28 年 , “

, , 2017 年 2 月. [5] , 28 年 , “

, , 2017 年 2 月. [6] , , “

, , 2019 年 1 月. [7] J. Japan Soc. of Energy and

Resources, 39(3), pp.11-20, 2018. [8] IEEJ Transactions on Power

and Energy 36(11], pp.824-32, 2016.





令和 2 年 1 月

19

[9] Southern California Edison, “Tehachapi Wind Energy Storage Project: Technology Performance Report #1, #2, #3”, DE-OE0000201 （2014 年 12 月, 2016 年 2 月, 2016 年 12 月）

18

LIB（）

LIB（SCiB）LIB

NAS

NAS

NASNAS

NAS

[1] , ,,

, LCS-FY2013-PP-03 , 2014 年 3 月. [2] , , “ （Vol.4）

LCS-FY2016-PP-02 , 2017 年3 月.

[3] , 29年 , “, , 2018 年 1 月

[4] , 28 年 , “

, , 2017 年 2 月. [5] , 28 年 , “

, , 2017 年 2 月. [6] , , “

, , 2019 年 1 月. [7] J. Japan Soc. of Energy and

Resources, 39(3), pp.11-20, 2018. [8] IEEJ Transactions on Power

and Energy 36(11], pp.824-32, 2016.

低炭素社会の実現に向けた技術および経済・社会の定量的シナリオに基づく

イノベーション政策立案のための提案書

本提案書に関するお問い合わせ先●提案内容について・・・低炭素社会戦略センター上席研究員　三枝　邦夫　(SAEGUSA Kunio)

●低炭素社会戦略センターの取り組みについて・・・低炭素社会戦略センター　企画運営室　

〒102-8666　東京都千代田区四番町5-3　サイエンスプラザ4 階

TEL ：03-6272-9270 FAX ：03-6272-9273 E-mail ：

https://www. jst. go. jp/lcs/

© 2020　JST/LCS

許可無く複写・複製することを禁じます。

引用を行う際は、必ず出典を記述願います。

蓄電池システム（Vol.7）―蓄電システムの経済性の考察（現状の効率、コストと今後の課題）―

令和 2年 1月

Secondary Battery System (Vol.7):Evaluation of the Economics of Power Storage Systems; Current Efficiency, Costs and Future Challenges

Proposal Paper for Policy Making and Governmental Actiontoward Low Carbon Societies,

Center for Low Carbon Society Strategy,Japan Science and Technology Agency,

2020.1

国立研究開発法人科学技術振興機構　低炭素社会戦略センター

https://www.jst.go.jp/lcs/

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