2050年的氢能基础设施
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摘 要：氢是由电力和燃料产生的二次能源，同时也可以用作燃料以及用氢制造电力。本文着眼于日本氢利用的基础设施，讨论未来的发展方向。
关键字：氢能、氢利用、氢供需、基础设施、水电解制氢、氢能社会
当前国际社会，应对气候变化是当务之急，日本也发表了到2030年将温室气体排放量减少46%，以及到2050年实现碳中和的目标。为了实现2050年碳中和目标，脱碳化（特别是非电力领域）非常重要，其中氢能作为脱碳燃料的利用是关键。
目前，氢气仅限于作为工业气体使用，而作为能源则需要大量投资用以建设大规模流通的基础设施。在氢能的社会实施中，存在保障供应源、确立运输方式、开拓需求等诸多课题，需要为整个供应链制定最合适的解决方案。此外，氢是由电力和燃料产生的二次能源，同时也可以用作燃料以及用氢制造电力。也就是说，氢气具有连接不同能源的功能。
因此，最大限度发挥氢的“连接”功能，在电力、天然气、石油等能源之间分担角色、相互补充，而不是只考虑氢，可以使日本整体的能源成本、基础设施建设费用最小化。
本文着眼于日本氢利用的基础设施，讨论未来的发展方向。
氢气可以由化石燃料和可再生能源电力等多种能源制造，但是在能源资源匮乏的日本，从提高自给率的观点出发，有效利用日本剩余电力制造氢气十分重要。因此，对日本氢气的供需平衡和地区分布进行了考察。
首先，日本可再生能源的引入潜力存在很大的地区差异，由此氢气的预计产量也存在偏差。从2050年大量引入可再生能源时的电源构成分析实例得出的太阳能和风能输出可知，东日本地区的可再生能源相对丰富，预计北海道的太阳能和风能合计700～1100亿kWh，东北700～1200亿kWh，东京900～1100亿kWh；而西日本地区极少，预计中部约400亿kWh，九州约200亿kWh※1。
假设这些输出产生的剩余电力全部用于电解水制氢，如图1中的“供给量”所示，预计北海道为140～220亿Nm3，东北为140～240亿Nm3，东京为180～220亿Nm3（中部为80亿Nm3，九州为40亿Nm3）※2。实际上，考虑到水电解装置的稼动率，将所有剩余电力全部用完是不现实的，因此实际能够制造的氢气量小于估算值。
另一方面，氢需求的分布基于第25次氢能与燃料电池战略委员会提出的潜在氢需求（FC卡车、氢还原炼铁、化学原料、热利用、日本国内航船），根据各都道府县拥有的汽车数量、工业设备（高炉和乙烯装置）的当前分布、各都道府县的化石燃料需求以及各港口日本国内船舶进港的总吨数，按地区进行划分，并估算了10个电力区域的氢需求（图1、假定50%的潜在需求将变为现实需求）。
从该分析可以看出，工业应用对氢气的需求量很大，比移动应用高出几个数量级，特别是高炉和乙烯装置在东京、中部、关西、中国和九州各地区的分布存在偏差，由此可知氢需求也可能存在巨大偏差。此外，在供需平衡方面，北海道和东北地区会出现供过于求的情况，其他地区则会出现供不应求的情况。
尽管氢气的供需受各种因素影响而发生变化，但重要的是要认识到地区之间将存在供需差距，并且需要基础设施用于在地区之间运输氢气。
下文将从需求者的角度考察所需的供应规模。氢气的实际工业利用需要构筑何种规模的供应链呢？
以用于工业蒸汽制造的2吨锅炉为例，每小时需要450Nm3的氢气供应。假设使用安装在工厂用地内的水电解装置进行供给，则所需的电力约为2500千瓦，需求者需要相应地升级其受电设备。
此外，虽然锅炉的年稼动率各不相同，但对于热需求高的需求者来说，连续运行的情况并不少见。对于每年连续运行8000小时的企业，一台2吨锅炉每年所需氢气量达到400万Nm3——使用液氢拖车运输的话，每两天需要配送一次；而使用压缩氢拖车运输的话，则每天需要配送5-6次※3。可以说如此频繁的燃料配送是不现实的，通过管道等大规模运输基础设施来供应才是现实的。另外，作为大规模企业的例子，炼油厂制氢装置的生产规模大约是2万Nm3/h～7万Nm3/h。
由此，在未来正式讨论工业利用的情况时，需要比现有工业气体供应量高出几个数量级的供应规模，确保大规模氢供应源，以及整备氢管道等大规模供应基础设施至关重要。解决这些课题需要以下3点措施。
（1）推进海外采购
为了100%使用日本可再生能源来满足日本的氢需求，需要大幅增加可再生能源的引入量。另外，日本的可再生能源制氢在成本方面与其他国家相比处于劣势※4，进口廉价的海外氢气是有力的选择之一。目前，日本正在推进着眼于氢能发电的大规模供应链的构筑※5，其不仅可以作为发电的基础设施，还可以作为工业应用（尤其是材料工业）的基础设施。
（2）确保现场的大规模供应源
海外氢气虽然是大规模氢能利用的重要手段，但对提高日本能源自给率毫无贡献。因此，还需要在工厂内大规模安装零碳制氢设备。
首先，需要追求来自可再生能源的水电解设备的大型化。目前世界上最大规模的水电解设备是福岛氢能研究基地（设备规模10MW），但其最大氢气供应量也仅为2000Nm3/h※6，有可能连一家企业的热需求都无法满足。
欧洲的实证项目中已开始披露100MW级※7制氢设备的计划，从需求者需求的角度来看，日本也必须以大型化为目标。此外，预计水电解设备将有助于电力系统的供需调整，在这种情况下，水电解设备的大型化也是有利的。
来自可再生能源的水电解氢是氢能社会的核心，但由于使用多变的可再生能源，其生产可能变得不稳定。为了大量且稳定地供给脱碳氢，使用高温气冷反应堆等新一代核反应堆制氢也是有力的手段之一。日本原子能研究机构正在开发的高温气冷反应堆制氢系统，制氢能力有望达到3万Nm3/h的规模※8，能够满足工业用大规模需求者的需求。另外，由于使用800～900℃左右的高温热，因此从能够大量供给高温热的观点来看也适用于工业需求。虽然大前提是恢复日本对核能的信心并提高社会接受度，但对于日本这样可再生能源等缺乏的国家，这将是一个重要的选项。
（3）利用城市燃气基础设施的广域运输
考虑到日本几乎没有铺设氢气管道，利用现有城市燃气管道被认为是有效的。利用方法有两种：一种是将氢气和CO2合成甲烷后供应给需求者；另一种是将氢气直接注入管道中并作为混合气体供应给需求者。但是，后者仍然使用了来自化石燃料的甲烷，因此只是脱碳化的过渡措施。当实现碳中和时，必须转换为纯氢管道或氢气和CO2甲烷化。考虑到管道的改修和需求设备的转换需要成本和时间，因此氢气和CO2甲烷化是更现实的考量。
随着日本能源需求的下降，大规模基础设施建设难度增加。目前，日本宣布了大规模引入可再生能源的广域系统扩增总计划的中间整理，设定了设备投资规模最大为3.8～4.8万亿日元（约2100～2700亿元）（图2）。
此处将介绍欧洲的研究事例——Infrastructure Outlook2050※9。TenneT（德国、荷兰的输电运营商）和Gasunie（德国、荷兰的燃气网络运营商）联合发布了Infrastructure Outlook2050，根据可再生能源引入量和需求的电气化进展程度划分出多个方案，并对各方案中电力系统和燃气系统所必须的设备扩增进行了分析。该研究仅仅是基于不同方案下的电力需求和燃料需求，对必要的基础设施整备进行分析。因此，需要注意的是，该研究并没有给出包括需求结构变化在内的最佳解决方案，但是将电力和燃气基础设施一体化规划的想法值得关注。
在日本，尚未铺设广域天然气管道，难以为解决地区间供需分布不均作出贡献。然而，正如前文所述，地区内的运输及大规模需求的供给体制也存在很大问题，因此利用现有的天然气基础设施能够解决区域内的问题。
未来，向分布不均的需求者稳定提供可再生能源将变得更加重要。在最大限度利用现有电力和天然气基础设施的同时，最小限度地扩增电力和氢气设备，避免双重投资十分重要。
进一步说，考虑到地区间的能源输送基础设施是一个很大的成本因素※10，可以有效地诱使消耗大量能源的需求者落户可再生能源丰富的地区。虽然有必要慎重比较和评估需求者的选址成本和基础设施扩增成本，但是从应对未来产业结构变化和地方创生的观点来看，需求者的选址引导可能是一项值得探讨的政策。
注释：
※1：日本环境省，“面向实现令和2年长期战略下的中长期温室气体减排目标的可再生能源引进扩大政策研究调查委托业务”报告书
https://www.env.go.jp/earth/report/R2_Report.pdf（访问日期：2021年6月29日）
※2：Nm3：标准状态（0℃、大气压）下的体积
※3：《令和2年氢能与燃料电池路线图的进展确认及日本国内外氢能与燃料电池利用状况调查报告书》（经济产业省委托项目）
https://www.meti.go.jp/meti_lib/report/2020FY/000252.pdf（访问日期：2021年7月20日）
※4：IEA “The Future of Hydrogen” (2019)
※5：第25次氢能·燃料电池战略委员会资料显示，在卸货基地建设了4座5万m3液化氢罐，每年可供22.5万吨（=约25亿Nm3）。
※6：东芝能源系统株式会社、东北电力株式会社、岩谷产业株式会社，“福岛新能源社会构想实现会议，来自可再生能源的氢气项目研究WG”
https://www.meti.go.jp/committee/kenkyukai/energy_environment/fukushima/saisei_kanou/pdf/003_01_00.pdf（访问日期：2021年6月29日）
※7：例如，德国Hybridge、德国Element Eins
※8：日本原子能研究机构，“利用高温气冷反应堆制氢技术的研究开发—用于HI分解器的高性能氢分离膜的开发—”第14次原子能机构报告会（令和元年11月12日）
https://www.jaea.go.jp/jaea-houkoku14/shiryo/03.pdf（访问日期：2021年7月7日）
※9：A joint follow-up study by Gasunie and TenneT of the Infrastructure Outlook 2050（2020年2月）https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/Publications/Technical_Publications/200204_Phase_II_Project_report.pdf（访问日期：2021年6月29日）
※10：上述电力广域运营推进机构“主计划 中间整理”中的扩增成本，在电源分布不均方案（45GW）下估算为3.8～4.8万亿日元（约2100亿～2700亿元），其中北海道～东京之间的长距离直流输电最大为1.5～2.2万亿日元（约846亿～1241亿元），约占成本的40%。
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翻译：李释云
审校：李 涵
贾陆叶
统稿：李淑珊
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