報告書番号

C17009

タイトル（和文）

水素サプライチェーンの経済性とCO2排出量の比較- 詳細評価の必要な水素サプライチェーンの抽出-

タイトル（英文）

A Comparison of Economic Efficiency and CO2 Emissions of Hydrogen Supply Chains -Extraction of Hydrogen Supply Chains to be Evaluated in Detail-

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

背 景
政府の水素基本戦略(2017 年12 月)では、輸入水素のサプライチェーンの構築や再生可能エネルギー電気からの水素製造(PtG)の拡大などの基本戦略が示された。水素利用には、製造技術、輸送・貯蔵技術など様々な水素サプライチェーンが想定されるが、これらについて経済性およびCO2排出を定量評価した事例は少ない。
目 的
様々な水素サプライチェーンの経済性およびCO2 排出を比較する。今後詳細評価の必要のある水素サプライチェーンを抽出する。
主な成果
水素関連技術の文献調査を基に、水素発電については当所開発のEnergyWinTMによる熱効率分析を組み合わせて評価した。
1. 化石燃料改質の水素発電および水素熱利用のCO2排出と経済性天然ガス国内改質・水素発電のCO2 排出原単位は、CCS(炭素回収貯留)有りを仮定しても、LNGCC(LNG複合発電)よりも高い(図1(a))。褐炭改質(CCS有り)液化水素輸入は、改質・水素液化の動力を現地のCO2フリーの水力発電で賄うという想定下で、CO2排出原単位がLNG よりも低いとの報告があるが、エネルギー関連の前提条件が示されていない。褐炭改質水素発電の経済性は、液化水素目標(CIF 到着価格)30 円/Nm3 を想定しても、荷揚げ費用等を考慮すると、LNGCCの約2 倍になる(図1(b))。都市ガス混合による褐炭改質水素の熱利用は、水素託送費の想定により、経済性が左右される(図2)。
2. 国内再生可能エネルギー電気由来水素の経済性試算
国内再エネ由来水素に関しては、電力調達費の他に、水素輸送、水電解等の設備費が高いと試算され、経済改善のために設備費低減や設備利用率向上が必要である。
3.今後詳細評価すべき水素サプライチェーンの抽出
褐炭改質(CCS 有り)液化水素輸入はCO2排出原単位が低いとの報告例があるため、エネルギー効率やエネルギー投入量、現地の水素電力の利用可能性などの前提条件を含めたCO2 排出原単位の確認と、経済性の詳細評価が必要である。国内再エネ由来の水素サプライチェーンは、国産資源でCO2 排出原単位が低いので、電力の水素化による貯蔵メリット等を考慮した詳細評価が必要である(図3)。海外再エネ由来の水素輸入についても、水素基本戦略で取り上げられているため、定量評価を行う必要がある。
今後の展開
褐炭改質液化水素輸入および再エネ由来水素のサプライチェーンの詳細評価を行う。

概要 （英文）

The Japanese government released the hydrogen basic plan that includes realization of hydrogen supply chains in the future. Hydrogen would be utilized through various hydrogen supply chains that comprise kinds of energy resources, conversion technologies, energy carrier technologies, and end-use technologies. The purpose of this report is to evaluate economy and CO2 emissions of various hydrogen supply chains and select hydrogen supply chains that need to be analyzed in details. The main results are as follows. The CO2 emission of hydrogen power generation using imported LNG converted from natural gas gasification and reforming, even if CCS (Carbon Capture and Storage) is attached, is higher than that of LNGCC. The CO2 emission of hydrogen power generation using imported liquefied hydrogen (LH) from lignite gasification and reforming with CCS is lower than that of LNGCC on the assumption that the electric power for reforming and hydrogen liquefaction is supplied by on-site hydro power generation. However, the cost of power generation, on the assumption that the CIF price of LH is 30 JPY/Nm3 and additional costs of unloading and handling of LH, is about twice as much as that of LNGCC. The CO2 emission of heat use of LH from lignite gasification and reforming with CCS is also lower than those of fossils such as city gas. The economy of heat use of the LH mixed with city gas that is carried through city gas pipelines depends on the assumptions of consignment cost of city gas system. In order to improve economy of hydrogen uses that is expected to be expensive, the capital costs about hydrogen transportation and electrolysis need to be reduced. In conclusion, detailed analysis would be needed concerning hydrogen supply chains from lignite reforming LH and domestic renewable electrification in consideration of introduction scenarios of renewables and ability of supply and demand adjustment of hydrogen systems.

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