摘要：本文对使用固体氧化物燃料电池（SOFC）的水蒸气电解系统制氢的成本进行了评价。通过设计制氢系统和优化制氢效率，总结了降低制氢成本的必要条件。此外，以构建未来氢能社会为目的，明确了加氢站的成本结构。当电力成本在15~2.5日元（约0.88~0.15元）/kWh的范围内时，包括加氢站建设成本在内的制氢成本在运转率为33%的条件下为120~70日元（约7.06~4.12元）/Nm³-H₂，在运转率为90%的条件下为86~37日元（约5.06~2.18元）/Nm³-H₂。根据以上关于加氢站普及的探讨可知，必须提高水蒸气电解系统的寿命并降低成本。通过讨论电化学升圧（电化学氢泵）和氨等能源载体的利用等技术选项，提出了使制氢成本与汽油价格（40日元（约2.35元）/Nm³-H₂）相当的技术创新路线。

目录

摘要

1. 本提案的定位

1.1 本提案在实现低碳（或脱碳）社会方面的定位和意义

1.2 水电解工艺的研发动向

1.3 氢制造和利用相关的政策动向

2. 水蒸气电解系统和站内制氢加氢站的技术评价

2.1 SOEC电池、模块和水蒸气电解系统的设计与优化

2.2 FCV用加氢站的评价

3. 结论

4. 以政策制定为目的的加氢站开发提案

1、本提案的定位

1.1 本提案在实现低碳（或脱碳）社会方面的定位和意义

氢被认为是解决气候变化问题的有效手段之一，除了在削减燃料的碳排放量方面备受关注之外，在钢铁行业、石油精炼、化学产业、长距离运输（能源载体）等领域，氢作为实现低碳化和脱碳化的手段也备受期待^[1]。目前，利用天然气制氢的工艺比较廉价，但在将来，利用太阳能发电等可再生能源制氢的成本有望降低。研究结果表明，在可再生能源资源丰富的国家，利用可再生能源制氢的成本可能比利用天然气制氢的成本更低^[1]。日本也在努力降低可再生能源的成本，将来，水电解制氢成本有望大幅降低。但是，也有报告指出，为了普及氢能，推进以燃料电池汽车（包括轿车和商用车）用加氢站为代表的基础设施建设也很重要^[1]。因此，除了制氢成本之外，对氢基础设施的成本评价对于氢能普及来说也是一项重要研究项目。

本提案书对使用燃料电池的可再生能源制氢系统进行了评价，并根据该评价结果进行了加氢站的设计和成本评价。通过这一系列的评价，总结了关于普及加氢站的建议。日本国立研发法人科学技术振兴机构下设的低碳社会战略中心（JST-LCS）此前对使用固体氧化物燃料电池（SOFC）的水蒸气固体氧化物电解池（SOEC）及SOEC系统的技术和经济性进行了评价^[2~5]。本文将SOEC的单电池记述为SOEC电池，将SOEC电池层叠而成的电堆记述为SOEC模块。另外，将由SOEC模块和压缩机、储压器等构成的整个水蒸气电解系统定义为SOEC系统。在本提案中，基于这些SOEC和SOFC^[6,7]的技术评价结果，对加氢站的成本进行了评价。评价时参照了日本政府的加氢站建设标准，并探讨了基于该建设标准的规格对成本的影响。

1.2 水电解工艺的研发动向

在水电解制氢方面，目前碱性水电解是标准技术^[8]，利用固体高分子燃料电池（PEFC）的水电解池（PEMEC）得到了广泛研究^[9~11]，目前正在推进电极材料的性能提升和低成本化^[12]。PEMEC阳极采用以铱为中心的贵金属电极催化剂，阴极采用以铂为中心的贵金属电极催化剂^[11]，因此PEMEC的电极材料成本非常高。但是，最近有报告指出开发出一种新型催化剂，该催化剂通过将铱高度分散在钛薄片上的电极设计，实现了低成本和高耐久性^[12]。

另一方面，SOEC系统的研发也在积极推进中^[13~18]。SOEC的效率比PEMEC更高，但其电极材料的劣化是一大课题，目前正在进行劣化机理的阐明和高效电极材料的开发^[15,16]。此外，在进行基础研究的同时，日本国内也在开展商用机的研发^[17,18]。本提案书以这些SOEC的研发为基础，设计并优化了专门安装在加氢站中的水蒸气电解系统。

1.3 氢制造和利用相关的政策动向

2014年4月，日本政府在内阁会议上通过了“第四次能源基本计划”。其中记载了政府、民间和学术界共同制定氢能社会路线图，经济产业省于2014年6月制定了《氢能与燃料电池战略路线图》。2016年3月的第1次路线图修订版中记载了关于构建加氢站完善体制的讨论，2019年3月的第2次修订版中增加了对加氢站建设目标的行动计划。在此期间，内阁会议于2017年12月通过了“氢能基本战略”，在2018年7月的“第五次能源基本计划”中提出将氢作为与可再生能源并列的新能源选项。

《氢能与燃料电池战略路线图》（2019年3月修订版）中设想到2030年普及约80万辆燃料电池汽车（FCV）。与此同时，需要引入加氢站（Hydrogen Refueling Stations，HRS）等氢基础设施。截至2020年10月，日本全国共设有135座HRS，计划在2030年达到900座。加氢站有两种模式，一种是从外部（例如液氢、高压储罐、管道等）供给氢的外部供氢方式，另一种是在站内配备制氢装置的站内制氢方式。本提案对站内制氢方式进行了评价。

2、水蒸气电解系统和站内制氢型加氢站的技术评价

2.1 SOEC电池、模块和水蒸气电解系统的设计与优化

平板式SOEC电池的规格如表1所示。参照JST-LCS此前研究过的2019年度提案书^[5]，确定了规格。另外，关于平板式SOEC电池与模块的生产成本，参考了2019年度提案书^[5]。图1示出电流-电压曲线。图1基于文献^[18]的平板式SOEC系统的测量数据，采用考虑了活性过电压、浓度过电压以及电阻过电压的模型公式进行了拟合。

接下来，计算水蒸气电解系统的性能和成本。图2示出水蒸气电解系统的示意图。水蒸气电解系统包括SOEC模块、热交换器、鼓风机、加热器、压缩机和高压储罐。该系统的概要遵循2019年度提案书^[5]，但通过有限最小化内点法优化了SOEC模块的操作条件和热交换器的设定温度^[19]。

表2示出SOEC系统的优化结果。考虑到热中性点，得到除去氢压缩工艺后的制氢效率为83%。另外，即使考虑到升压至80MPa的过程，制氢效率也达到了76%。制氢速率达到300.8Nm³/h，与商用加氢站的标准制氢能力（300nm³/h）基本一致。

图3示出SOEC的系统成本。目前，SOEC模块的寿命为1年左右，预计将来会延长到5~10年左右^[13]。根据图3的系统成本估算，在更换SOEC模块的前提条件下，计算出SOEC模块的寿命为3年，BOS（Balance of System）的寿命为15年。可知，除了SOEC模块，压缩机和储压器（高压储罐）在系统成本中也占据了很大的比例。考虑到量产效果，通过将年产100台增加到1000台，可以将SOEC模块成本大约减半。关于压缩机，在采用往复式的情况下，很难再进一步降低成本，但关于储压器，则可以通过放宽安全系数要求来降低材料成本。关于放宽安全系数要求对成本的影响，将在后文进行讨论。

基于表2、图3（年产1000台SOEC模块）的结果对制氢成本进行了计算。图4示出运转率和SOEC模块的寿命与制氢成本的关系。为了实现与燃烧热标准下的汽油售价（4.2日元（约0.25元）/MJ）相等的制氢成本（40日元（约2.35元）/Nm³-H₂），在电力成本为5日元（约0.29元）/kWh的条件下，必须具备30%以上的运转率和3年以上的寿命。另外，要实现30日元（约1.76元）/Nm³-H₂的制氢成本，在电力成本为5日元（约0.29元）/kWh的条件下，必须具备100%的运转率和3年以上的寿命。因此，除了SOEC模块，还需要更改压缩机和储压器等周边设备的根本性成本对策和技术选项。

图5示出电力成本和SOEC模块的寿命与制氢成本的关系。在电力成本为5日元（约0.29元）/kWh、SOEC模块寿命为3年的条件下，制氢成本可达40日元（约2.35元）/Nm³-H₂。在电力成本为2.5日元（约0.15元）/kWh、SOEC模块寿命为3年的条件下，制氢成本可达30日元（约1.76元）/Nm³-H₂。此外，在电力成本为0日元/kWh、SOEC模块寿命为3年的条件下，制氢成本可以降低到20日元（约1.18元）/ Nm³-H₂。

图6示出对于年产1000台SOEC的情况，在SOEC模块寿命为3年、运转率为33%的条件下（基于加氢站运转率（8h/day））的制氢成本结构。在此，对电力成本（15~2.5日元（约0.88~0.15元）/kWh）进行了灵敏度解析后可知，电力成本对系统成本的影响很大。

2.2 FCV用加氢站的评价

2.2.1 加氢站的结构

在本节中，基于上述SOEC系统的设计，讨论了燃料电池汽车（FCV）用加氢站的成本。加氢站的主要组成部分包括制氢设备、压缩机、储压器、分配器、预冷却器。燃料电池汽车上搭载有高压储氢罐（70MPa），预计氢气的可填充量为122.4L（4.6kg-H₂）^[20]。本提案书考虑了差压式的加氢方式，从储压器（82 MPa）向燃料电池汽车的高压储氢罐（70MPa）供给氢。设想由太阳能发电等可再生能源供给电力，电力成本以5日元（约0.29元）/kWh为标准。

现有的加氢站中，主流的制氢方式是通过水蒸气对城市燃气进行重整的SMR（Steam Methane Reforming），但是“可再生能源加氢站”备受关注，即在制氢装置中，利用可再生能源由来的电力进行水电解，从而制备无碳氢。如上所述，水电解采用了基于SOEC系统的高温水蒸气电解。站内制氢型加氢站的主要组成部分有SOEC制氢系统、压缩机、储压器、分配器、冷冻设备。图7示出从制氢到提供给燃料电池汽车的流程。

将由制氢装置（SOEC或SMR）制造的氢通过压缩机压缩到82MPa，然后储存在储压器（82MPa）中。供给氢时，经由分配器通过差压式填充方式将氢填充到FCV内的储氢罐（70MPa）内。另外，供给氢时，伴随逆焦耳-汤姆孙效应的放热反应会使FCV内的储压器温度升高，因此通过分配器提供由冷冻设备冷却至-40℃的氢。

2.2.2 加氢站组成部分的探讨

本提案书中加氢站的引入成本评价内容包括SOEC制氢系统（SOEC模块和BOS）、压缩机、储压器（82MPa）、分配器和冷冻设备。土地费用不属于评价对象。另外，加氢站的供给能力设定为300Nm³/h。该值相当于日本政府设想的中等规模加氢站，其每小时可填充6台FCV，假设一台FCV（高压储氢罐规格为70MPa，5kg-H₂）只需3分钟就能充满。

关于加氢站的组成部分

①. SOEC系统

对2.1中优化后的SOEC系统进行评价。

②. 储压器的规格

在储压器的设计中，假设厚圆柱的内表面具有最大应力，计算出满足Lame表达式中容许拉伸应力的内径和外径，从而计算出材料的质量和成本。储罐长度为5米。关于安全系数，以4为标准情况，进行了灵敏度解析。高压储氢罐的导入成本是高压罐的原材料成本乘以成本因素（α=8）得出的结果。

③. 压缩机的耗电量

假定压缩机为往复式压缩机，其耗电量根据理论隔热压缩动力公式进行计算。

④. 冷冻机的耗电量

将压缩到82MPa的氢气送进冷冻机冷却，然后储存在燃料电池汽车内的高压储罐中。假设供氢时的气体流速在3分钟内可以充满燃料电池汽车的500kg储氢罐。冷冻机的耗电量通过以下公式计算得出。

⑤. 分配器

分配器（供氢装置）包括用于填充的喷嘴和操作盘，以及监视和控制流量与温度以安全供氢的的系统。

2.2.3 加氢站的布局

包括使用SOEC的高温水蒸气电解制氢装置，或者目前通常使用的水蒸气重整（通过城市燃气中的甲烷和水蒸气的反应制氢）在内，本文对主要包括5种装置的加氢站进行了成本对比。在此，参考了依照高压气体安全法的经济产业省“氢能与燃料电池等的普及促进相关的自治体合作会议”的站内制氢型配置案例^[22]。图8示出导入了本SOEC系统的布局。图中红字的距离基于表3所示的高压气体安全法对场地布局的限制（日本标准）。另外，作为参考，表3示出美国的建设标准^[23]。

2.2.4 加氢站的成本结构

图9示出加氢站的成本结构。计算的前提条件如下。

·SMR型（现状）：根据制氢装置以外的建设费和重整器的当前成本计算得出^[24,25]。此处，SMR的成本是相对于文献[24]所示的重整器型制氢装置8500万日元（498万元）（100Nm³/h），假设300Nm³/h制氢能力的成本为其0.7次方来计算的。

·SOEC系统（现状）：2016年度的制氢装置以外的建设费^[24,25]、以及SOEC模块（年产100台，寿命1年）

·SOEC系统（将来）：2016年度的分配器和其他工程费^[24]、压缩机、冷冻机、储压器和SOEC模块（年产1000台，寿命1年）

·SOEC系统（发展）：以SOEC系统（将来）的设定为基础，对SOEC的技术改善进行灵敏度分析（SOEC模块年产1000台，寿命1年）

目前，每个国家对加氢站的安全要求都不一样，日本主要需要遵守的是基于高压气体安全法的建筑标准和设备配置。本提案书示出了依照日本国内标准的成本结构。如SOEC（发展）所示，将SOEC模块的寿命从现在的1年^[13]提高到3年以上，有可能使加氢站的建设成本降低到4亿日元（约0.24亿元）以下。

2.2.5 电力成本对制氢成本的影响

基于以上成本评价计算了加氢站的制氢成本（日元/Nm³-H₂）。表4中总结了其前提条件。另外，其计算结果如表5、6所示。在表4的条件下，加上加氢站的建设成本时，在电力成本为15~2.5日元（约0.88~0.15元）/kWh和运转率为33%的条件下，制氢成本为120~70日元（约7.06~4.12元）/Nm³-H₂（表5）。此外，在运转率为90%的条件下进行了同样的研究（表6）。在电力成本为15~2.5日元（约0.88~0.15元）/kWh的情况下，制氢成本为86~37日元（约5.06~2.18元）/Nm³-H₂。在2019年度的提案书^[5]中也讨论到通过降低储压器（高压储罐）的压力，可以削减储压器和压缩机的成本。将来还会讨论升压和储存工艺的改进，包括电化学升压和氨等能源载体的利用等，为达到相当于现在汽油价格的40日元（约2.35元）/Nm³-H₂采取必要的措施。

3、结论

本文对使用SOEC的水蒸气电解系统进行了评价。制氢速率为300Nm³/h的标准规模加氢站用SOEC系统在不包含压缩工艺的情况下，得到的制氢效率为83%。另外，即使考虑到将氢升压至80MPa的工序，制氢效率也达到76%。另外，本文也提出了将SOEC系统的制氢成本从40日元（约2.35元）/Nm³-H₂降到30日元（约1.76元）/Nm³-H₂的条件。此外，还讨论了加氢站的建设成本，并且发现通过降低SOEC模块的成本并将其寿命提升至3年以上，有可能将加氢站的建设成本降低约30%。结果显示，在电力成本为15~2.5日元（约0.88~0.15元）/kWh、运转率为33%的条件下，加氢站的制氢成本为120~70日元（约7.06~4.12元）/Nm³-H₂。另外，在运转率为90%的条件下进行了同样的研究，结果显示加氢站的制氢成本为86~37日元（约5.06~2.18元）/Nm³-H₂。将来，通过升压、储存工艺的改进，努力使制氢成本降至现在汽油价格（40日元（约2.35元）/Nm³-H₂）的水平。

4、以政策制定为目的的加氢站开发提案

在2019年度提案书^[5]中已经总结了SOEC系统开发的政策建议。本提案书基于从上述加氢站的技术评价结果中获得的知识，将对普及加氢站的建议总结如下。

（1）设备的小型化、低成本化：已经有报告提出SOEC系统的小型化，制氢模块、压缩机、储压器的小型化和简化也会大大影响加氢站的建设成本，因此设备的小型化和低成本化是必不可少的。

（2）升压、储存工艺的研究：通过降低储压器（高压储罐）的压力，可以削减储压器和压缩机的成本。将来，需要通过探讨升压和储存工艺的改善来使制氢成本达到现在汽油价格（40日元（约2.35元）/Nm³-H₂）的水平，包括使用含有质子传导性电解质膜的燃料电池作为电解池，从而通过电化学升压将水电解生成的氢储存在储压器中以削减压缩机的成本^[26]、以及将氢化学转化为氨等能源载体后进行运输、储存和发电的方法^[27]等。

参考文献：

[1] The Future of Hydrogen, Technology report, International Energy Agency (IEA), June 2019, https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen，（访问日期2020年12月1日)

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构建氢能社会的能源转换及利用技术的评价（SOEC系统和站内制氢加氢站的成本分析）