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摘要：氢和氨作为新能源备受期待。为将氢和氨投入实际使用，扩大其需求并增加初期投资必不可少。对此，日本政府采取了许多政策。本文对2022年4月召开的“氢能政策小组委员会和氨等脱碳燃料政策小组委员会的第2次联合会议”中的相关内容进行介绍。

关键字：氢、氨、脱碳燃料、需求与成本估算、专烧与混烧、供应链

氢（H₂）和氨（NH₃）在燃烧过程中不会排放CO₂，因此有助于电力和非电力（热利用和运输）等广泛领域的脱碳化，并且对于实现碳中和不可或缺。

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图1 氢和氨的供给源和需求目的地的示意图

来源：氢能政策小组委员会

在《第六次能源基本计划》中，氢和氨首次被定位为电源构成，预计2030年将占总发电组成的约1%（90亿kWh），2050年时将达到约10%。

该政策的目标是将氢能的供应成本降低到与化石燃料相同的水平，进而增加供给量。

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表1 氢能等的未来供应量和成本目标

来源：氢能政策小组委员会

不同领域的氢能需求和成本估算

1. 电力领域——计划扩大专烧/混烧系统的规模

由于氢的燃烧速度较快，因此计划在火力发电与燃气进行混烧，而氨的燃烧速度较慢，因此计划在火力发电与燃煤进行混烧，两者的目标都是在未来实现专烧。

关于利用氢燃烧的发电方法，小型氢专烧燃气轮机已经实现商业化。此外，计划在2025年左右进行大型氢混烧燃气轮机的实机实证，在2030年之前开发大型氢专烧燃气轮机。

假设2050年总发电量的10%,即约1.3～1.5万亿kWh通过氢燃烧发电供应，则所需氢量为578万～667万吨。

将氢能发电成本与化石燃料进行比较，基于HHV（热量等价）由LNG火力价格（过去10年的平均价格）转换成的氢能成本为14.3日元（约0.73元）/Nm³。

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图2 氢能发电平价成本估算

来源：氢能政策小组委员会

关于氨，计划在2024年进行在燃煤火力中混烧20%的实机实证，目标是在2028年进行50%以上氨的高比例混烧实证，在2050年之前实现专烧。

预计燃料氨的使用量在2030年将达到300万吨，随着氨专烧规模扩大，到2050年或将达到3000万吨。此外，预计2050年的氨火力发电成本约为12日元（约0.61元）/kWh。

2. 工业部门——扩大热能和燃料应用

低温热的需求有望通过热泵等的电气化来满足，然而，目前中高温区域的热源难以电气化，因此正在开发以氢和氨等为燃料的燃烧器和锅炉。

在最终能源消耗中，热量和燃料应用所占的比例上升至74%。其中，如果工业部门的1.22亿kL热量和燃料应用全部由氢替代，则预计所需氢量为3400万吨/年。

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表2 最终能源消耗（2019年）燃料和热量的比例

来源：氢能政策小组委员会

3. 运输部门——燃料电池（FC）卡车

在运输部门，氢不仅用于发动机的直接燃烧，还可以用作通过化学反应发电的燃料电池（FC）车的燃料。普通汽车比较容易向电动汽车（EV）转型，目前正在考虑长途运输卡车等大型汽车向FC汽车的转型。

假设日本约有210万辆轻型和重型卡车成功转型为FC汽车，则氢需求量约为636万吨/年。

将氢能成本与化石燃料进行比较，基于HHV（热量等价）由轻油（120日元（约6.16元）/L）价格转换成的氢能成本预测约为50日元（约2.57元）/Nm³。

4. 运输部门——日本内航船舶的燃料

作为船舶的发动机燃料，氢适于中短距离运输，而氨适于国际运输等长距离运输。

假设将日本国内运输船舶消耗的35亿升重油全部转化为氢，则氢需求量约为111万吨。

与A重油（相当于Marine Diesel Fuel、Marine Diesel Oil，硫含量低于2.0%）相比，预测氢的平价成本为23.3日元（约1.20元）/Nm³（※目前C重油（相当于Marine Fuel Oil、Heavy Fuel Oil，硫含量高于3.0%）占据大半，但预计未来SOx法规将更加严格，因此假设为A重油）。

5. 钢铁领域——有望通过氢还原炼钢实现脱碳

目前，在钢铁领域，使用炼焦煤（焦炭）还原铁矿石，但期望通过将焦炭置换为氢来实现脱碳。

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图3 炼铁还原反应式

来源：氢能政策小组委员会

假设将日本8000万吨的生铁产量全部转换为氢还原炼铁，则氢需求量约为700万吨。

然而，若要与炼焦煤（200美元（约1346.14元）/吨）维持相同成本水平的话，预计氢的平价成本需要达到约8日元（约0.41元）/Nm³，远低于能源基本计划中的2050年成本目标——20日元（约1.03元），相当难以实现。

日本的制氢潜力有多大？

氢可以通过不同的方法和在不同的地点制成，例如，利用可再生能源电力电解水得到绿氢；结合化石燃料和CCUS（二氧化碳回收、利用与封存）技术得到蓝氢等。

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图4 电力成本/稼动率/制氢成本示例

来源：氢能政策小组委员会

为降低绿氢的制造成本，重要的是控制电解所用电力的成本和提高水电解装置的稼动率。

目前，日本的可再生能源电力成本依旧很高，因此很难以低成本制造绿氢，但预计未来可再生能源发电成本将会有所降低。

同时，九州等多个地区仍在控制可再生能源电力的输出，存在大量剩余可再生能源电力。如果能够充分利用这种剩余可再生能源电力的话，则有可能进一步降低日本绿氢的制造成本。

日本电力广域运营推进机关（OCCTO）正在制定系统总体规划，在2050年“可再生能源50~60%方案”中，预测可再生能源输出控制率约为39%，剩余电量约为2000亿kWh。

由这2000亿kWh的剩余电力电解可制得的氢量约为470万吨，即便如此，距离能源基本计划中的2050年目标——2000万吨还有很大差距。

因此，预计将从海外进口一定量的氢。

从海外进口氢和构建供应链

氢在-253℃以下液化后，其体积减少至气态的约1/800，因此通过将氢转化为液态氢或甲基环己烷（MCH）等氢载体，易于从海外大规模、长距离运输氢。

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图5 多样的氢与氨供应链

来源：氢能政策小组委员会

为了在海外构建新的氢供应链，每个项目需要投资数千亿日元。

据ENEOS估算，若从海外以MCH形式进口绿氢，则年氢供应量4万吨规模的实证需要约1300亿日元（约66.7亿元）的投资总额，年氢供应量30万吨的商业规模的投资总额则将达到4400亿日元（约225.7亿元）。

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图6 氢供应链相关设备的投资规模

来源：ENEOS

此外，每年制造和进口约23万吨蓝氢的日澳褐煤制氢项目，预测其总项目成本为2.25万亿日元（约1154.3亿元）（初期投资：9000亿日元（约461.7亿元），运营成本：450亿日元（约23.1亿元）/年，项目年限：30年）。

构建氢供应链的总投资额巨大，而且对于制造和进口的氢的需求（数量和价格）也存在很大的不确定性，因此民营企业难以单独承担投资风险。

为此，需要采取政策性支援措施，通过长期合同等稳定销售价格和数量，鼓励民营企业进行大规模投资。

推进支援政策以降低投资风险

日本政府利用绿色创新基金作为鼓励企业投资的现有机制，支持大规模氢供应链的构建和用于降低成本的技术开发（国费负担额：上限3000亿日元（约153.9亿元））。

此外，在JOGMEC（日本石油、天然气、金属和矿产资源组织）法修正案中，通过在JOGMEC的职能中新增加对在日本和海外生产和储存氢与氨的投资和债务担保，致力于降低企业经营者进行大规模设备投资时的风险。

同时，日本政府参考海外先例，正在探讨新的支援方案。例如，英国计划从2023年开始引入对标准价格与参考价格（氢气销售价格等）之间的差额进行长期补偿的方案（差价合约，Contract for Difference），在参考价格超过标准价格时事业经营者进行退款。

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图7 英国CfD方案图

此外，德国将从2022年启动以下机制：交易中介公司在10年内以标准价格全部购入，从而降低氢供应商的价格风险和数量风险。

日本的基础设施建设十分必要，需要从硬件和软件两方面提供支援

在氢与氨项目的初期，重要的是通过大型发电厂和工业园区确保稳定的需求。

无论是在日本制造氢还是从海外进口氢，为了创造大规模的氢与氨需求和高效构建供应链，完善基础设施不可或缺。

通常，需要储罐、管道和船舶等设备。但是，氢载体的单位热量小于化石燃料，因此关于确保相同热量所需的基础设施规模，与重油相比，液化氢需要4～5倍的容量，MCH需要7倍的容量，氨需要3倍左右的容量。

因此，需要更高效地建设并运行设备，为此，日本政府不仅需要提供硬件支持，还需要提供完善基础设施利用规则等的软件支持。

此外，为了使氢和氨作为新一代主力能源之一被社会广泛认可和接受，根据“S+3E”（注：日本能源政策的基本方针；S即安全(safety)，3E即能源保障(energysecurity)、经济效率(economicefficiency)和环境保护(environment)）的原则，安全且适当的法规和宣传活动也必不可少。

扩大脱碳关键的“氢与氨”需求及投资的策略