日本政府发布了“氢能源基本战略”，其中，该战略包括在将来实现氢供应链。氢将通过各种氢供应链加以利用，包括各种能源、转换技术、能源载体技术和最终用途技术。本报告旨在评估各种氢供应链的经济性和CO₂排放量，并选择需要进行详细分析的氢供应链。

主要结果如下：即使利用CCS（碳捕集与封存）技术，使用由天然气气化和重整转化而来的进口LNG（液化天然气）进行氢气发电，其所产生的CO₂排放量也高于LNGCC（LNG复合发电）。假设重整和氢气液化用的电力由现场水力发电提供，那么使用由褐煤气化和重整（利用CCS技术）得到的进口液化氢（LH）进行氢气发电所产生的CO₂排放量要低于LNGCC。但是，假设LH的CIF价格（成本加保险费加运费，又称“到岸价格”）为30日元（约1.89元）/Nm³，再加上LH的卸载和搬运成本，其发电成本约为LNGCC的两倍。褐煤气化和重整（利用CCS技术）所产生的LH热利用的CO₂排放量也低于城市燃气等化石燃料。与通过城市燃气管道输送的城市燃气混合的LH的热利用经济性取决于城市燃气系统的寄售成本的假设。为了提高预期昂贵的氢利用的经济性，需要降低氢运输和电解的投资成本。

综上所述，考虑到可再生能源的引入情况和氢系统的供需调整能力，需要对褐煤重整LH和日本国内可再生电气化的氢供应链进行详细分析。

背景

日本政府发布的“氢能源基本战略”（2017年12月）中提出了构建进口氢供应链和扩大可再生能源电力制氢等基本战略。在氢利用方面，虽设定了制造技术、运输、储存技术等各种氢供应链，但定量评估氢供应链的经济性和CO₂排放量的报告还很少。

目的

本报告旨在比较各种氢供应链的经济性和CO₂排放量，并选取今后需要进行详细评估的氢供应链。

主要成果

根据氢相关技术的文献调查，结合日本电力中央研究所开发的EnergyWin^TM的热效率分析对氢能发电进行了评估。

1. 化石燃料重整的氢能发电和氢能热利用的CO₂排放量与经济性

即使假设利用CCS（碳捕集与封存）技术，日本国内的天然气重整和氢能发电的CO₂排放系数也高于LNGCC（LNG复合发电）（图1（a））。在一些报告中，关于褐煤重整（利用CCS技术）得到的进口液化氢，在重整和氢气液化的动力可利用当地无CO₂的水力发电的前提下，具有比LNG更低的CO₂排放系数，但这些报告并未记载与能源相关的前提条件。

即使假设液化氢的目标价格（CIF到岸价格）为30日元（约1.89元）/Nm³，考虑到卸载成本等，褐煤重整氢能发电的经济性也约为LNGCC的两倍（图1（b））。关于混合有城市燃气的褐煤重整氢气的热利用，经济性取决于假设的氢气运输成本（图2）。

（a）氢能发电和LNGCC的CO₂排放系数

（b）氢能发电和LNGCC的经济性

图1 氢能发电和LNGCC的CO₂排放系数与经济性的比较

注：假设在图（a）的天然气重整中利用日本国内系统电力（尽管在文献（瑞穗信息总研）中未记载CO₂排放系数，但从分析结果可知，其为约0.6kg-CO₂/kWh）。关于褐煤重整（利用CCS）得到的进口液化氢的CO₂排放量，文献（瑞穗信息总研）中未记载能源效率等前提，因此将数值验证作为未来课题，其CO₂排放量不作为比较对象。从图（a）的结果来看，日本国内天然气重整（利用CCS）的CO₂排放系数比LNG高，经济性低于不利用CCS的情况，因此不作为图（b）的评估对象。

图2 氢气和化石燃料的热供给经济性比较（家用）

注：其他成本包括营业成本等。褐煤重整液化氢的单价是指城市燃气、氢混合气体中氢气的单价。城市燃气、氢混合气体的单价可以根据城市燃气单价、氢气单价以及假设的氢气混合比率来估算。

2. 日本国内由可再生能源电力制得的氢气的经济性估算

关于日本国内由可再生能源电力制得的氢气，经估算可知，除电力采购成本以外，氢气运输和水电解等设备成本较高，因此，为了提高经济性，需要降低设备成本并提高设备利用率。

3. 今后需要详细评估的氢供应链的选取

有报告显示，褐煤重整（利用CCS技术）得到的进口液化氢的CO₂排放系数较低，因此有必要确认包括能源效率、能源供给量和氢能电力在当地的可利用性等前提条件在内的CO₂排放系数，并对经济性进行详细评估。

由于日本国内来自可再生能源的氢供应链是一种国产资源，并且具有较低的CO₂排放系数，因此有必要在考虑利用氢化的电力储存优势的前提下，对氢供应链进行详细评估（图3）。由于氢能源基本战略也涵盖了来自日本海外可再生能源的进口氢能，因此有必要也对其进行定量评估。

图3 需详细评估的氢供应链

未来展望

今后，将对褐煤重整而得的进口液化氢和可再生能源制得氢气的供应链进行详细评估。

氢供应链的经济性与CO2排放量的比较