SIP“能源载体”总结报告连载，点击链接即可回顾前文内容：

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（一）

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（二）

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（三）

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（四）

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（五）

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（六）

.....（持续更新中）

摘前篇连载已经提到，零碳NH₃的成本目前已经完全有可能实现“氢能基本战略”中提出的20日元（约1.16元）/Nm³-H₂这一“未来”的氢能成本目标。本文将对其意义进行探讨。

（4）目前有可能实现的未来氢能成本目标的意义

关于“氢能基本战略”中提出的氢能成本的未来目标，2019年3月的“氢能·燃料电池战略路线图”（氢能·燃料电池战略委员会）进行了如下说明：

“IEA在World Energy Outlook 2018中预测，2040年日本LNG价格将在10$/MMBtu左右（CIF价格）。在此基础上，为了达到与常规能源同等的成本竞争力，应该实现的氢能成本水平为13.3日元（约0.77元）/Nm³，相当于10$/MMBtu的LNG价格（CIF价格）经热量等价换算成的氢能价格，而且综合考虑了环境价值。同时，对环境价值的估算有很多种，不过，根据World Energy Outlook 2018的“新政策方案”，2040年东亚的CO2价格将为44$/t-CO₂。因此，为了全面实现氢能社会，在以20日元（约1.16元）/Nm³作为未来目标的同时，还需要进一步包括环境价值在内，达到与现有能源相当的水平。”

也就是所，为了使氢能作为燃料具有竞争力，其需要低于LNG用作燃料时的成本。但是，预计LNG用作燃料的成本到2040年为10$/MMBtu，再加上环境价值——CO₂排放成本：$44/吨，因此为了使氢能低于此成本，必须将氢能价格降低到20日元（约1.16元）/Nm³-H₂以下。

然而，即使目前零碳NH₃的成本可以达到20日元（约1.16元）/Nm³-H₂的“未来”氢能成本目标，由于CO₂的环境价值还没有体现在成本中，同时LNG也较为廉价，因此氢能相对于LNG成本竞争力不足，如果任凭市场调控，则氢能引入无从谈起。

零碳NH₃的巨大优势是可以利用现有的基础设施技术，但是构建供给体制和增设设备机器等需要一定的时间。考虑到这一点，距离2050年时间已所剩无几。为了在包括未来环境价值在内的LNG成本预测的基础上，早日实现“氢能基本战略”目标，迫切需要根据上述零碳NH₃现状提供政策支持^注1），并进行探讨和具体实施（参照【图1】）。

（此外，在上述“氢能·燃料电池战略路线图”的记载中，笔者认为“未来”是指2040年，但是根据日本资源能源厅的最新解释，“未来”是指2050年。因此上篇连载（六）的注2中“此处的‘未来’是指2040年左右”的记述不正确，在此深表歉意，并予以改正。）

【图1】零碳NH₃相对于LNG的价格竞争力变化及必要的政策支持

此处应该注意的是，“氢能·燃料电池战略路线图”中讨论的“CO₂的环境价值”是一个相当保守的预测。所谓“CO₂的环境价值”，就像政府的报告书一样，是经过深思熟虑的术语，表示CO₂排放带来的环境负荷成本，即明示的CO₂排放成本——“Carbon pricing”。关于Carbon pricing水平有各种各样的看法，但2050年左右Carbon pricing有可能达到100$/t-CO₂左右。例如，由倡导引入Carbon pricing的国家、国际机构、企业等构成框架，诺贝尔经济学奖得主、哥伦比亚大学斯蒂格利茨教授担任主席的High-Level Commission on Carbon Prices在2017年提交了有关碳价格对于实现巴黎协定目标的作用的报告，报告提出“达到与巴黎协定的气温目标一致的明示碳价格水平，到2020年至少为40~80$/t-CO₂，到2030年为50~100$/t-CO₂”。

另外，日本的地球环境产业技术研究机构（RITE）发表的分析结果^注2)指出，为了实现2030年日本GHG减排目标（与2013年相比▲26%），来自能源部门的CO₂边际减排成本需达到260$/ton-CO₂。需要注意的是，上述提到的Carbon pricing水平针对的均是2030年，而非2050年。

（5）零碳NH₃的市场特征

零碳NH₃的实际交易价格当然是由相关经营者协商确定，下文将对可能影响价格形成的零碳NH₃的市场特征进行探讨。

从“氢能基本战略”中也可以看出，氢能的全面利用被认为将从发电领域开始。由于利用技术的成熟度和CO₂减排的紧迫性，日本现有燃煤电厂引入零碳NH₃作为与煤炭混烧用的燃料，因此日本目前的零碳NH₃用户是电力公司。此外，零碳NH₃的供应商基本是在海外拥有天然气开采权并且具备可以进行CCS/EOR场地的企业，或者是拥有大型可再生能源发电设备的企业。

在这个市场，拥有资源的供应商的力量也很大，但在发电用燃料的交易中，大量燃料的长期稳定交易为首要目标，因此购买者也具有长期大量购买的议价杠杆。如前所述，零碳NH₃的原价成本透明度高，是容易估算的交涉材料。此外，虽然能够大量供给的供给源有限，但也有许多与零碳NH₃的供给源、供给技术相关的选择。由此，可以认为零碳NH₃的市场是一个竞争性的市场，同时还是反映原料价格水平、以长期稳定的交易价格为基础的市场。

另外，NH₃作为化肥原料，目前每年的国际交易量约为2000万吨，其国际市场行情主要受肥料需求、天气、原材料价格等因素影响，交易价格以此为基础确定。但是，对于零碳NH₃（虽然作为物质与NH₃完全相同），一旦开始作为发电燃料使用，其市场规模将远超肥料原料；并且根据上述市场特征，一般认为零碳NH₃市场是与常规NH₃分开的。但是，脱碳化浪潮已经开始波及到用于肥料的NH₃。全球最大的NH₃、肥料生产商YARA^注3）已将脱碳化作为未来发展的重大课题，因此中长期来看，肥料用NH₃市场有可能被零碳NH₃市场吸收。

由于该市场以大量稳定交易为目标，因此以LNG为例，消费者可能会转向确保原料来源，例如确保天然气田的开采权和保有大型可再生能源发电设备等。

此外，虽然偏离了成本话题，但是由于交易的零碳NH₃作为一种物质与常规NH₃相同，因而需要区分零碳NH₃和含碳NH₃。由此，在整顿零碳NH₃市场时，需要某种国际机制来确保其为零碳NH₃。

5、零碳NH₃是否有助于整个寿命周期的脱碳化？

以上已经进行了许多关于成本的讨论，以下将从与连载（5）中关于“能源脱碳化技术的社会实施要求”的最后要求——“有助于价值链整体的脱碳化”的关系方面，对零碳NH₃进行评估。

【图2】零碳NH₃的寿命周期CO₂排放量

【图2】是关于以UAE（阿拉伯联合酋长国）的天然气和CCS制造零碳NH₃，将其输送到日本的火力发电站，并将其作为发电燃料燃烧，再到排放为止的整个价值链的CO₂排放量（即零碳NH₃的寿命周期CO₂排放量），根据构成价值链的各个技术和工艺的排放清单估算的调查研究^注4）的结果。

图左侧为燃气轮机发电的寿命周期CO₂排放量分析。由图可知，以LNG为燃料（通常的）燃气轮机发电（LNG专烧发电）中，发电1kWh时，整个LNG价值链会排放432g的CO₂（432g-CO₂/kWh）；而如果进行零碳NH₃专烧，则其预计为96g-CO₂/kWh；如果在LNG中混烧20%零碳NH₃，则其预计为368g-CO₂/kWh。之所以零碳NH₃专烧无法实现CO₂排放为零，以及混烧无法实现CO₂排放减少20%到346g-CO₂/kWh，是因为零碳NH₃的运输、制造和燃料进口需要消耗能源，导致发电以外的部分会产生CO₂排放。即便如此，从该分析结果可以明显看出，使用零碳NH₃的CO₂减排效果在整个价值链中得到了清晰的体现（图右侧的燃煤发电也有类似的结果。但燃煤发电中，不存在NH₃专烧的情况）。

在上述的寿命周期分析（LCA分析）中，由于以下原因，关注数值的细节没有多大意义，但即使考虑到这些限制，也可以认为零碳NH₃有助于整个价值链的脱碳化。

另外，关于LCA分析，特别是关于未来技术的看法，还有改进的空间。举一个具体的例子，在本调查研究中，除了此处列举的以外，还估算了在UAE以太阳光发电的电解氢为原料制造的零碳NH₃的寿命周期CO₂排放量。据其结果，在燃气轮机发电中20%混烧零碳NH₃时的CO₂排放量为412g-CO₂/kWh，在燃煤发电中20%混烧零碳NH₃时的CO₂排放量为846g-CO₂/kWh，比起使用天然气+CCS的零碳NH₃大很多。其原因可能是受到用于可再生能源（太阳能）制氢的太阳能电池板、电解设备的制造、以及伴随着其建设和安装而产生的CO₂排放等的影响（基于现有设备和技术的CO₂排放清单估算）。然而，IEA专家对这种方法论提出了异议。原因是其认为未来这些设备的成本会因技术进步而大幅降低，从而制造零碳NH₃的成本也将大幅降低，而上述估算中使用现有技术排放清单的数值是不合适的。

6、零碳NH₃的社会实施可能性及其意义（总结）

到目前为止的（连载5-7）三篇文章中，已经根据以下四个要求，评估了零碳NH₃作为零碳燃料和氢能载体的社会实施可能性及其意义，即零碳NH₃

①从数量上表现出对能源系统的脱碳化的贡献

②可以在10-20年内实现社会实施

③社会实施时的成本处于社会可以实际承受的水平

④对从能源采集到使用再到废弃的新能源系统的全价值链的脱碳化作出贡献

从上述分析和评价中可以看出，零碳NH₃满足这些条件，可以在日本未来的脱碳社会构筑中发挥极其重要的作用。

从下一篇开始，将讨论上述构筑零碳NH₃价值链的世界各国动向，以及有助于其早日实现的政策课题等。

注释：

注1）

例如，以下可以作为一种提供政策支持的思路：对零碳NH₃实施政策补贴，补贴金额为未来预测CO₂排放成本（44$/t-CO₂），加上当时LNG的市价与未来预期价格（10$/MMBtu）的差额。实际上，通过这些经济支援措施，开始引入零碳NH₃后，随着使用扩大，成本便会下降，这之后即使没有这些经济措施，零碳NH₃的导入也会继续进行下去。

注2）

佐野史典、秋元圭吾、本间隆嗣、德重功子，“对日本2030年温室气体减排目标的评估” 能源资源学会论文杂志 Vol.37，No.1 2016，p.51-60。

注3）

YARA：YARA International ASA，总部位于挪威。

注4）

Akito Ozawa, Yuki Kudoh, Naomi Kitagawa, Ryoji Muramatsu: “Life Cycle CO2 emissions from power generation using hydrogen energy carriers”, International Journal of Hydrogen Energy,　44(2019) 11219-11232

氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（七）——零碳NH3的市场特征