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摘要：本文将探讨对于面临日本这样的能源环境的国家来说，通过零碳NH3形式引入氢能被认为是重要且有力手段的理由。
关键字：零碳NH3、氢能载体、氢能引入、生命周期的CO2排放、供应链、 液化氢、MCH
1、考虑氢能引入手段时的重要事项
之所以在此处强调“对于面临日本这样的能源环境的国家”，是有重要原因的。这是因为氢能的最佳利用方法因国家或地区而异，其原因在于氢能的本质特性。IEA（国际能源机构）将其记述如下。
“氢与电一样，是一种输送能量的介质，本身并不是能源。而氢和电的主要区别在于氢是分子（化学）能的输送介质，而不是电子能（如电）的输送介质。这种本质区别便是其特征。由于是分子，所以可以长期保存，也可以燃烧产生高温。此外，还可以与碳、氮等其他元素结合，转化为易于处理的氢能载体注1）”。
具有这样特征的氢使多种能源系统成为可能。因此，氢能的合理利用取决于其制造、运输和利用方法。此外，氢能系统的“合理性”因氢能相关资源注2)的赋存状况、地理环境、能源基础设施状况等而异，因此氢能的最佳利用方法因国家或地区的环境而异。
之所以强调这一点，是因为提及氢能引入方法时，经常引用欧洲的例子，但有时无法为日本提供参考。从某种意义上说，欧洲是一个环境特殊的地区：①区域内风力和水力等可再生能源资源丰富，存在剩余的可再生能源电力；②氢需求区与可再生能源电力赋存区相对较近；③区域内已建成输电线路网和燃气管道网；④利用输气管道将氢作为热源的需求较大等。在这样的地区，将剩余的可再生能源电力转化为氢气并将其以气体形式（不使用能源载体）通过天然气管道或油罐车来运输和使用是合理且经济的。但是，在与欧洲环境大不相同的日本，同样的情况并不适用。可以说欧洲在这方面拥有世界上最特殊的能源环境。
对此，IEA在“The Future of Hydrogen”中详细分析并解释了影响氢能成本竞争力的主要原因之一是其运输和储存成本，氢能的成本因氢能的运输距离和方式不同而有很大差异注3）。
因此，必须根据日本所处的赋存状况、地理环境、能源基础设施状况等，来考虑氢能相关资源的合理引入方法。
此处将回顾一下将氢能引入日本的最重要意义。（如连载二所述）其意义是，以零碳能源为手段，从海外氢能相关资源丰富的地区大量引入零碳能源作为发电燃料，以实现GHG（温室气体）减排80%的目标。换言之，如何根据“发电用”、“大量”的要求来评估提出的氢能引入方法，是识别其优缺点时的重要判断标准。另外，在氢能方面，燃料电池汽车(FCV)和家用燃料电池热电联产系统(ENE-FARM)在日本广为人知。虽然这些都是氢能的重要用途，但目前这些用途所需氢能的量有限，因此，开发从国外向日本引入氢能的手段并非当务之急注4）。
2、日本大量引入氢能的手段：氢能载体
正如之前所指出的，像日本这样远离氢能资源丰富地区的国家，为了大量引入氢能，必须将体积能量密度低的氢气转化为易于运输和储存的物质或状态，即使用氢能载体。
在2014年启动的SIP“能源载体”项目中，除了此前在本连载中作为氢能载体进行说明的NH3之外，液化氢和甲基环己烷（MCH）也作为研究开发对象被提及（另外，自1993年以来日本政府一直在进行液化氢相关的研究开发）。下面将尝试比较一下这三种氢能载体引入氢能的方式。在此之前，先总结一下从每种氢能载体（液化氢、甲基环己烷（MCH）、NH3）的基本特性得出的主要特征注5）。请结合【表1、2】来阅读下文的说明。（另外，在日本政府于2017年12月编制的“氢能基本战略”中，还提出将零碳甲烷（CH4）作为氢能的利用手段。然而，IEA在“The Future of Hydrogen”中，将含有零碳CH4的合成碳氢化合物从氢能引入手段的讨论对象中排除。关于零碳CH4的解释和IEA将其排除在讨论对象之外的理由，将在本文最后【补充】部分加以说明）。
① 液化氢
液化氢通过液化将氢的体积压缩至原来的1/800（将氢的体积能量密度提高800倍）来运输氢能。使用这种载体的主要课题是克服由氢的固有特性引起的问题，即氢仅在-253°C的极低温下才会液化。
在日本国内，用于FCV燃料（规模较小）的液化氢运输手段已被实用化，但是使用大量液化氢发电的情况下，目前的气体冷冻技术尚存在局限性，因此需要开发气体液化耗能更小的新型液化技术、以及能够大量制造液化氢的装置，研究人员也正在为此努力注 6)。此外，还必须新开发和维护液态氢专用的运输船等，用于从海外大量运输和处理极低温液态氢的基础设施（需要维护的基础设施规模将于后文叙述）。
② MCH
如【表1】注所示，MCH通过向甲苯中添加氢使其变为MCH，使气体氢气变成体积能量密度增大500倍的液体来运输，MCH脱氢后生成的甲苯再次用作MCH制造的原料。在该系统中，汽油的运输基础设施可以供MCH和甲苯使用。但是，由于MCH的氢能密度较低，并且除MCH外还需要甲苯储存基础设施注7），因此所需基础设施的规模将变大。
此外，为了从MCH中提取氢（脱氢），需要相对较大的能量，因此确保该能量并提高脱氢过程的效率十分重要。
另外，由于MCH脱氢后生成的甲苯中会产生除甲苯以外的一些分解产物等杂质，因此需要控制在甲苯⇔MCH的反复循环过程中积累的杂质量。
液化氢和MCH用作发电燃料时，本质是利用其中的氢气。氢混烧率约10%（热量基准；体积基准则约30%）的天然气/氢气混烧燃气轮机已被开发并实证，目前正在开发氢专烧燃气轮机，以克服【表2】中记载的课题。
③ NH3
关于NH3，请参阅连载三。
④ 能源载体的安全性
如【表1】“其他特性”一栏所述，虽然这些氢能载体的危害性各不相同（易燃性、爆炸性、急性毒性等），但无论哪一种载体都有某种相对较强的危害性，因此有必要严格管理风险。需要说明的一点是，目前大量使用的汽油和重油等许多化石燃料也存在类似的风险，而我们已经管理并掌握了这些化石燃料的风险。
3、不同能源载体作为氢能引入手段的比较
下文将比较这些利用氢能载体作为氢能引入手段的特征。在以下的比较中，将在连载五中记述的“有助于脱碳化的能源技术的技术要求”注8）的基础上进行讨论。
（1）所需供应链的规模
原则上，无论使用哪一种氢能载体，其可以引入的氢能的量没有限制，但实际上，引入时需要构建的供应链规模有可能成为其社会实施时的制约因素。所需构建的供应链规模如【表3】所示。此处将探讨60万kW的氢或NH3专烧发电站的燃料处理所需的设备规模以及现有设备的规模。
即使是氢能载体中体积氢密度较大的NH3，氢能燃料的能量密度也小于化石燃料，因此为了满足发电用途所需的量，需要大幅扩大现有基础设施。
MCH（以及甲苯）能够使用汽油用基础设施，不存在运输、储存基础设施相关的技术课题，因此只要根据需要量来配备设备即可，但是MCH的脱氢过程需要新建相当数量的大型脱氢设备。
为了构建液化氢的供应链，需要大幅提高液化设备、液化氢运输船、储罐等相关技术，并新建大型基础设施。
（2）供应链构建技术的成熟度
目前各氢能载体构建供应链需要解决的技术课题及其内容分别见【图1】和【表4】。这里列出的技术课题在氢能·燃料电池战略协会于2019年3月编制的“氢能·燃料电池战略路线图”中的“路线图”和“行动计划”中都有提及。
由上图可知，在NH3链方面，虽然数百MW级大型燃气轮机的NH3混烧利用技术的开发尚需时日，但构成该链的其他运输技术和利用技术都处于高度成熟的状态。
（3）氢能引入成本
接下来将讨论使用这些能源载体将氢能引入日本的成本。首先，IEA在“The Future of Hydrogen”中提到的结果如【图2】所示。关于该图的详细说明已在另一篇文章中写过，因此这里只介绍要点。
该图分析了可再生能源氢到达日本用户之前的成本（USD/kg-H2）。右侧的三个条形图显示了使用3种不同的能源载体将使用澳大利亚廉价的可再生能源制造的氢交付给日本用户时的各成本比较。
按不同能源载体来看，使用NH3时，交付给用户时的成本最低。
由于NH3可以直接用作燃料，因此无需图中红褐色部分的成本（再转化所需的成本）。这进一步增强了以NH3形式运输和使用可再生能源氢的成本优势。
接下来将说明作为SIP“能源载体”项目研究的一环进行的成本比较的分析结果。另外，SIP“能源载体”项目正在讨论以中东地区的天然气为原料的情况。具体来说，通过重整天然气，以及CCS技术将排放的CO2储存在地下来制造零碳氢。比较使用三种能源载体将零碳氢交付给日本用户时的氢能成本（日元/Nm3-H2）【图3】（仅⑤中的图形略有不同，其说明如下）。
条形图①～③表示在中东重整天然气（3.8$/MMBtu），通过CCS除去重整过程中排放的CO2，将由此产生的零碳氢通过各载体运输到日本用户并用作氢能时的氢成本。
其中③是将零碳氢通过零碳NH3运到日本的情况。该零碳NH3（③）可以直接用作发电燃料，无需提取氢气，因此成本为④（因为不需要“脱氢精制”部分）。
与①～④不同，⑤表示以上述天然气为原料制造NH3（而非使用零碳氢制造），并通过CCS除去制造过程中排放的CO2，将得到的零碳NH3作为日本用户发电燃料时的成本（换算为氢等价成本）（假设用作NH3原料的天然气价格与用作①～④中零碳氢原料的天然气价格相同）。
另外，在⑤中，交付日本用户的氢成本已经接近“氢能基本战略”提出的2050年氢目标成本——20日元（约1.16元）/Nm3（有关更详细的成本估算结果，请参阅连载六）。
无论哪种分析都表明，通过零碳NH3引入氢能具有成本优势。另外，需要注意的是，如【图3】所示，利用液化氢时，交付日本用户的氢成本是在解决了与【表4】所示的液化氢链相关的一些技术课题后，使用各个过程的推算成本计算出来的。
（4）生命周期的CO2排放
最后，将介绍对以上氢能引入手段对日本能源系统价值链脱碳化的贡献的评价结果。
如连载七“5.零碳NH3是否有助于整个生命周期的脱碳？”中所述，用于进行此类评估的LCA分析尚不明确，仍有一些需要改进的地方，但从现有研究成果注10）来看，对于液化氢和MCH的价值链而言，根据海外制造氢能载体时使用的电力和热源类型，纵观整个生命周期，也存在与LNG专烧发电相比，CO2排放量没有减少（或反而增加）的情况注11)。
以液态氢作为能源载体、进行氢专烧（100%）发电时，以及将MCH用作能源载体、进行氢专烧发电时，整个价值链的生命周期CO2排放估算值分别引自上述研究结果的【图4】和【图5】。另外，在本研究中，作为比较基准的LNG专烧发电的生命周期CO2排放量计算为432g-CO2/kWh（关于NH3的分析结果，请参阅连载八，此处省略）。
由此可知，在构建氢能引入供应链时，对整个供应链的生命周期CO2减排效果的评估十分重要。
4、通过零碳NH3引入氢能
从以上分析结果可知，综合来看，使用零碳NH3将“大量”氢能引入并用作“发电”用途是现实且有力的手段。此外，考虑到与煤炭的混烧可能会排放大量CO2，因此零碳NH3是少数有助于无法立即停止的现有燃煤电厂实现CO2减排的有力手段。
考虑到上述情况以及零碳NH3的基础设施建设相对容易，逐步构建零碳NH3供应链是现实的。通过零碳NH3引入氢能将首先从现有的燃煤发电开始，并逐步扩展到整个火力发电领域。
上述评价针对“发电”用途中“大量”引入氢能，这对于日本来说是引入氢能最重要的意义。除此之外，氢能还可以作为维持电力系统“调整力”的储能手段，以及地产地消可再生能源的手段。在此情况下，需要根据氢能引入目的和使用环境，选择包括压缩氢气和NH3以外能源载体在内的适合的引入方法。
最后，笔者（日本国际环境经济研究所首席研究员塩沢文朗）想指出零碳NH3的另一种可能性。为了实现日本能源系统的脱碳化，除了本文提到的电力领域之外，工业领域和热能领域的脱碳化也是非常大的课题（有关此问题的更多详细信息，请参阅另一篇文章注12））。这些领域的脱碳将需要大量的氢能，在这种情况下，如何获得大量的氢能仍是一大问题。作为氢能的运输手段（即，不是本文多次提到的作为零碳燃料的零碳NH3，而是作为氢能载体的零碳NH3），日本以外的调查研究中也开始指出零碳NH3的有用性和可能性，今后也有必要探讨其在技术和经济方面可能性注13)。
【补充】关于零碳CH4的说明
零碳CH4是通过分离回收化石燃料燃烧废气中的CO2，并使其与零碳氢反应而生成的。零碳CH4燃烧会排放CO2，但由于该CO2是从废气中回收的，因此可以减少CO2的排放总量。另外，CH4几乎相当于天然气，因此在使用零碳CH4时，可以直接使用当前LNG（液化天然气）的运输·储存基础设施和燃烧设备。此外，如果使用来自生物燃料的CO2作为原料CO2，则地球上的CO2总量不会增加。
虽然存在上述优势，但是由于①生产零碳CH4需要大量的氢；②生物燃料的资源量有限；③便利性和经济性因原料CO2与可获得零碳氢的地点之间的地理关系而有很大差异等问题，因此IEA在“The Future of Hydrogen”中，将零碳CH4等合成碳氢化合物排除在氢能引入手段的讨论对象之外。
下面将进一步解释这些问题。首先，零碳CH4通过
CO2 + 4H2 ⇒ CH4 + 2H2O -165 kJ
这一反应而生成。从这个反应式可以看出，合成一分子的CH4需要四分子氢（H2）。因此，假设以输出100万kW的燃煤电厂排放的CO2为原料生产CH4，则每年可生产95.6万吨CH4，但为此所需的氢气量每年为47.8万吨。如果尝试通过可再生能源电解水来获得氢气，则每年需要耗电267亿kWh（=几乎相当于输出380万kW的发电站的年发电量）。
以生物资源为原料的问题在于其资源量和资源积累密度有限。由于资源积累密度低，生物资源一般需要大量的能量来收集和运输；另外，资源积累密度的增加会引发另一个环境问题，即 “土地利用变化（Land Use）”的问题。
最后的问题是，可（从火力发电厂等）获取大量CO2的地区和可再生能源资源丰富的地区彼此靠近，或通过输电线路或管道连接（例如欧洲）的地区有限，（包括日本）其他很多地区都没有这样的环境。另外，在欧洲地区，由于能得到剩余的风能，因此即使制造零碳CH4需要大量氢气也不会成为主要障碍。
基于这些理由，IEA在“The Future of Hydrogen”中将零碳CH4等合成碳氢化合物从氢能引入手段的讨论对象中排除。
