日本主要氢能企业的最新动向（1）——氢的大量制造与大量运输

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摘  要：氢燃烧时不会排放二氧化碳，因此作为新一代能源备受期待。预计氢可用于各种领域，例如，发电、汽车等交通运输的动力源、以及钢铁和化学部门的脱碳化等。2017年，日本率先制定了“氢能基本战略”，提出“到2050年，引入2000万吨氢（2017年的10万倍），并将氢价格降至与液化天然气（LNG）相同的水平”，而且目前正在加速推进相关举措。日本企业为了实现氢能时代，正在做出怎样的努力？本文将介绍其最新动向。

关键字：氢能、氢运输、绿氢、制氢装置、氢能载体、水电解

目录

●谁将抓住氢能机遇？

●川崎重工立志成为氢运输领域的先驱

●千代田化工建设等将氢转化为其他物质后大量运输

●大林组将绿氢项目作为新收益源

●旭化成以开发世界最大的制氢装置为目标

●氢气可于任意地方生产，实现大量运输有助于促进经济增长

谁将抓住氢能机遇？

氢可用于各种领域，例如发电、热源、燃料电池汽车（FCV）等交通运输、钢铁和化学部门的脱碳化等，预计未来氢需求量巨大。国际氢能委员会（Hydrogen Council，总部：比利时）致力于实现氢能社会，其预测到2050年，氢能市场规模将达到2.5万亿美元（约16万亿元），创造3000万个就业机会。

日本已在全球范围内构建了可大量生产和大量运输LNG的大规模供应链（供给网）。日本政府计划在拥有技术优势的氢领域也构建LNG那样的大规模供应链，并主导全球氢产业。

为了实现脱碳并占据全球市场，日本计划将氢引入量从约200吨/年（2017年）扩大到2030年的最高300万吨/年，再扩大到2050年的2000万吨（2017年的10万倍）。此外，日本还提出了以下目标：利用大量生产和大量消费带来的规模经济，将氢成本由100日元（约5.65元）/Nm³降低到2030年的30日元（约1.70元）/Nm³，再进一步降低到2050年的20日元（约1.13元）/Nm³（与LNG等持平）。

在日本很难采购到大量氢气，但另一方面，氢气可以从水、煤炭和天然气等各种资源中制取。因此，为了实现氢能时代，需要实现以下3个要素：

1、使用廉价原料制造氢

2、构建可大量制造和大量运输氢的供应链

3、将大量氢气用于FCV、发电、工业应用等

为响应日本政府提出的氢能战略，日本的商社、石油零售商、海运、重工、造船行业等的企业正在加速采取措施，从澳大利亚、中东和美国大规模进口氢气，从而实现低成本制氢。相关企业有20家以上，本文列出了主要企业的动向。

哪个企业最终会在氢能领域抢占先机呢？下面将介绍日本领先的氢制造以及大量运输的最新动向。

川崎重工立志成为氢运输领域的先驱

在氢的大量制造和大量利用阶段，需要在“制造”、“运输”、“使用”等各个领域进行技术实证。

制造：副产氢=灰氢，化石燃料+CCUS＝蓝氢，可再生能源+水电解装置=绿氢

运输：压缩氢、液化氢、MCH（甲基环己烷）、氨、甲烷化、管道

使用：发电部门（涡轮、燃料电池）、运输部门（FCV、卡车、公共汽车、叉车、铁路、船舶·飞机）、民生·商业部门（燃料电池等）、工业部门（石油精制、化学、钢铁等）

首先，在氢的大量制造方面，“制造”领域的技术实证必不可少，包括确立“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”的制造等。“灰氢”是以海外资源国的廉价褐煤（低品质煤）和未使用的天然气等为原料制成的氢气；“蓝氢”将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成，并使用CCUS（捕捉、利用与封存制造过程中产生的CO₂）；“绿氢”利用可再生能源电力，通过电解水制成。

另外，在“运输（储存）”领域，正在推动液化氢运输船（LNG船技术）、装载系统（极低温密封机构技术）、液化氢罐（极低温技术）、液化氢容器（极低温技术）、高压氢拖车（复合材料相关技术）的实证。特别是在液化氢运输船等“运输”领域，日本在技术上处于世界领先地位。

川崎重工于2019年建造了世界上第一艘运送液化氢的运输船“Suiso Frontia”，一次航程可以运送可充填满约15000辆FCV的氢气。川崎重工致力于将氢冷却到零下253度后液化，以将其体积减少至1/800，从而大量高效地运输氢,目标是使氢项目的销售额在2025年超过1000亿日元（约56.23亿元），在2030年达到3000亿日元（约169.69亿元）。

川崎重工参与了HySTRA（技术研究组合零碳氢供应链推进机构）项目，该项目致力于构建结合澳大利亚廉价褐煤和CCUS技术的“蓝氢”供应链。褐煤是煤化程度最低的煤炭，广泛分布于世界各地，但由于干燥后容易自燃，因此运输困难，仅能用于当地发电。褐煤不进行出口交易，作为未利用资源价格低廉，因此褐煤制氢是最经济的方法之一。

除了川崎重工之外，电源开发、壳牌日本、岩谷产业、丸红、ENEOS、川崎汽船也参与到HySTRA中，并计划在2021年内实施全球首次由澳大利亚褐煤制造的蓝氢的大规模海上运输。然而，要想成功实现此次海上运输，还有许多课题需要解决。其中之一便是成本。从澳大利亚产蓝氢的价格明细来看，成本的一半是用于运送到日本的费用。降低制氢装置、液化用液化机、储罐、运输船等相关设备的成本至关重要。

HySTRA指出，必须通过扩大相关设备规模等获得规模经济，同时创造需求。

千代田化工建设等将氢转化为其他物质并大量运输

氢在低至零下253度（沸点）时才会液化，因此运输和储存成本非常高。但是，如果将氢转化为其他易于运输的物质（能源载体）的话，则能够以较低的成本进口氢。使氢和甲苯发生化学反应，制成MCH（甲基环己烷）液体，然后大量进口到日本。推进这一举措的是千代田化工建设、日本邮船、三井物产和三菱商事共同参与的AHEAD（新一代氢能链技术研究小组）。

AHEAD在文莱LNG工厂以迄今为止未使用的工艺气体为原料制氢，然后使氢与甲苯化合，转化为MCH。MCH在常温常压下为液体，可使用普通化学油轮和储罐等设备运输，因此有望降低氢价格。

MCH运输到日本后在川崎卸载，并运往东亚石油京浜炼油厂进行脱氢化，分离出的氢混入炼油厂内的燃气轮机发电燃料中使用,脱氢后的甲苯则再次运回文莱，与氢结合生成MCH后再运输到日本。AHEAD的目标是构建一个以甲苯作为氢能载体循环的氢供应链。

文莱的氢化设备于2019年11月开始运行，川崎的脱氢设备也于2020年4月竣工，2020年5月开始进行全球首次日本与文莱间的氢供应链的实证运行。2021年6月，甲苯进行第二轮氢化，日本与文莱间的氢供应链成功连接。

关于MCH，千代田化工建设和ENEOS利用澳大利亚的太阳能发电进行水电解生成氢，将氢转换成MCH并运输到日本后，从MCH中提取出氢，并于2021年11月成功将通过该供应链得到的氢用于丰田汽车的FCV——“MIRAI”。

两家公司从2019年开始进行从MCH中提取氢的实证实验，这次成功提取出6公斤氢，可装满MIRAI的储罐。这是世界上首次实现实用水平的运输。

ENEOS还在开发能够将甲苯直接还原为MCH的新技术，并致力于进一步降低成本以实现商业化。

另外，三菱商事和千代田化工建设，ENEOS和住友商事正在讨论分别在新加坡和马来西亚与本地企业合作，以构建使用MCH的供应链。

氨等作为氢能载体备受期待。与氢相比，氨的单位热量体积小，而且可以在与液化石油气（LPG）大致相同水平的零下33度下液化，因此易于运输。此外，正在推进氨的大规模海上运输。

然而，MCH和氨也存在课题。其中之一便是能量损耗。将氢转化为另一种物质后运输并再次转化为氢这一过程中会产生能量损耗。今后的课题是削减损耗。

所有氢能载体都尚处于实证阶段，因此何种运输方式会得到普及还是未知数。因此，经济产业省目前并没有缩小氢能载体的范围，而是计划促进竞争，综合评估氢化和脱氢的成本以及国际运输和日本国内配送等的成本。

大林组将绿氢项目作为新收益源

在对进口澳大利亚、中东、美国等地生产的氢的大规模供应链构建进行实证的同时，大林组将对利用新西兰以及大分县九重町的地热发电电力进行水电解以大量生产绿氢的项目进行验证。

只要使用LNG等作为氢的原料，或在电解水时使用来自化石燃料的电力，就不能说是真正的绿氢。此外，虽然可以回收制造过程中排放的CO₂，但是CCUS的技术还尚未确立。

大林组于2017年12月与新西兰的Tuaropaki Trust公司合作，反复实证以利用Tuaropaki Trust公司拥有的地热发电厂的电力制造零碳氢并进行运输。2021年3月，拥有1.5MW制氢能力的工厂开始运转，旨在构建每年向日本输送100吨绿氢（液氢）的供应链。

此外，2021年7月，在大分县九重町开发的地热发电厂和利用该发电厂电力的制氢系统实证设备竣工。实证设备由输出功率125kW的地热发电系统和制造能力为10Nm³的制氢系统（可为30至40辆FCV提供燃料）构成。生产的绿氢将提供给丰田的氢发动机汽车等。这是日本首次对从制氢到供给至丰田、洋马等多家公司的一系列流程进行实证。

利用地热发电电力的绿氢制造实证设备

（来源：大林组）

大林组在中期经营计划（2021年为最终年度）中提出，对包含氢在内的技术开发投资1000亿日元（约56.5亿元）以上，目的是使来自可再生能源的绿氢成为补充主力建筑行业的新收益源。

旭化成以开发世界最大的制氢装置为目标

虽然日本企业争相建立供应网以采购廉价的海外氢气，但在保障能源安全方面，不仅需要采购来源多元化，同时在日本国内也必须为剩余可再生能源制氢奠定基础。当务之急是开发“水电解装置”，以通过电解水制造绿氢。

日本在2020年3月开始运行具有世界最大级别水电解装置（10MW）的“福岛氢能研究场（FH2R）”等，进行世界最先进的研究开发。日本经济产业省预测，到2050年，制造绿氢的水电解装置的世界市场将扩大到4.4万亿日元（约2472亿元），然而这也意味着与海外公司的开发竞争正在加剧。

目前，已经实用化的水电解装置分为两种：一种是使用氢氧化钾强碱溶液的“碱性水电解装置”，另一种是使用纯水的“固体高分子（PEM）型水电解装置”。碱性水电解装置的成本低且易于大型化，而对于发电量波动的太阳能发电等可再生能源而言，PEM型水电解装置在灵活性和小型化方面表现优异。

旭化成拥有全球领先的碱性水电解装置。

旭化成一直在反复进行实证实验，例如福岛10MW装置的开发等，计划通过装置的大型化和在装置上安装优质部件等，到2030年将装置价格从目前每千瓦20万日元（约1.12万元）降至5.2万日元（约2921元）。

日立造船和东丽（仅电解膜）等致力于PEM型水电解装置的开发。

东丽等参与了NEDO（日本新能源产业技术综合开发机构）在山梨县甲府市的实证项目，正在建设使用太阳能发电站电力的2.3MW级PEM型装置，并准备向县内企业等供给制造的绿氢。目标是在2030年将PEM型装置的价格降至6.5万日元（约3652元）/KW。

德国西门子能源和蒂森克虏伯等以水电解装置的大型化为目标。另外，2021年10月，伊藤忠商事与碱性/PEM型水电解装置均有涉及的挪威Nel公司合作，共同构建绿氢的国际价值链。

欧洲企业已经率先开发制氢装置，预计市场也将在可再生能源价格便宜的欧洲等地率先起步。

日本经济产业省将从绿色创新基金中投资高达700亿日元（约39.32亿元）以支持水电解装置的开发，从而确立利用剩余可再生能源的日本国内制氢基础并率先占领海外市场。

氢气可于任意地方生产，实现大量运输有助于促进经济增长

氢气可以在任意地方生产，因此如果可以实现大量运输，则不仅可以实现脱碳，还有望带动经济增长。日本有将氢定位为下一个LNG的趋势。日本经济产业省预计通过绿色创新基金投资高达3000亿日元（约168.54亿元）以构建液化氢等全球供应链。日本企业希望通过拥有的技术来引领世界。

日本的可再生能源价格仍然高于欧洲。因此，目前日本国内的绿氢制造形势严峻。但是，如果能发挥日本的液化氢运输船等优势，不仅可以从海外采购廉价氢气，还有望引领约280万亿日元（约16万亿元）以上的全球氢能市场。

日本企业能否席卷全球氢能市场，其开发动向值得关注。

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翻译：李释云

审校：贾陆叶

李   涵

统稿：李淑珊

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