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本文2814字，阅读约需7分钟 摘 要：本文为日本佳能全球战略研究所的研究主任杉山大志关于使用进口氢气进行发电的经济性的个人见解以及对日本内外价格差异的担忧。 关键字：进口氢气、氢能发电、经济性、价格差异、成本、核能制氢 日本政府的氢能源基本战略（2017年12月26日）中明文规定了引入氢燃料电池汽车（FCV）。 在日本，使用氢气的最大问题是成本。该战略中要求通过规模效益来降低成本，并且记述了“重要的是通过引入消耗大量氢气的氢能发电来显著地增加氢气的需求（p17）”。作为氢能发电的候选，提到了使用从海外进口的氢气进行发电。 该战略中规定2030年的进口氢气的成本目标为30日元（约1.77人民币）/Nm3（相当于当前加氢站的氢气价格的1/3以下）。另外，氢能发电成本的目标是17日元（约1.01人民币）/kWh（p23）。 那么，这种氢能发电在经济上是否可行呢？此外，届时日本内外的价格差异将会如何？ 尽管数据有些陈旧，但NEDO 2015年的报告中给出了NEDO在1999年所做的成本估算（表1）。
表1 氢能发电的成本估算，NEDO 2015 由上可见，如果使用国外仅需2日元（约0.12人民币）/ kWh的水电制氢，并进口到日本用来发电的话，则发电成本估计将从31日元（约1.84人民币）增加到33日元（约1.95人民币）/kWh。 该估算清楚地表明了氢的弱点——氢很难进口。很久以前，笔者（杉山大志）看了这个估算，从而认为氢能发电没有前途。 从上面的表中可知，氢气进口存在将氢气液化的方法，但液化需要耗费大量能源。天然气（甲烷）可在-162℃（111K）的时候液化，但氢气的液化必须冷却至-253℃（20K）。 除了液化方法之外，还有将氢气合成为甲醇或氨并输送的方法，但是如果化学合成后再还原成氢气的话，仍然需要大量的能量。制造氢气，将其液化或者化学合成后还原成氢气的这一系列的过程需要大量能量，随之而来的设备成本也很高。 到目前为止，日本已经进口了各种资源和能源，因此人们期望氢气也一样。但是，没有其他产品像氢气一样难以进口。这是由氢的物理和化学性质所决定的，除非有重大的技术突破，否则毫无办法。 在上述氢能源基本战略中，虽然没有阐明氢能发电成本的细节，但是表1所示的令人沮丧的情况有所改善吗？ 在中央电力研究所（Central Electric Power Institute）的2020年报告注1）中，源自澳大利亚褐煤的氢气（假设利用CCS（碳捕获和封存）技术，将CO2储存到地下）到2030年的发电站交付价格为40.7日元（约2.4人民币）/Nm3。这大大高于氢能源基本战略中给出的30日元（约1.78人民币）/Nm3的目标。 其中，褐煤制氢的成本为10日元（约0.59人民币）/Nm3，但与进口相关的成本（液化设备费、运转维护费、电费，以及货物基地存储、国际运输、卸货基地存储与蒸发）为20.7日元（约1.23人民币）。如此高运输成本的结构仍与表1相同。 据报告，利用太阳能发电和风力发电来制氢的成本更高，为53日元（约3.14人民币）/Nm3左右。通过扩大制氢设备和发电设备的规模，氢气成本有望降低到46日元（约2.72人民币）/Nm3。 但是，该报告没有给出使用廉价的核电的制氢成本。该报告的图1中显示了成本结构，但是由于可再生能源存在波动，因此电解设备的设备利用率较低，由此导致单位氢气制造的设备费用变高。如果使用核电的话，电解设备的利用率会显著地提高而稳定，所以如果通过电解制氢的话，核能制氢将毫不逊色于褐煤制氢。 另外，在未来，关于核能制氢，比起单纯的电解，用高温气体反应堆制氢更加经济。关于高温气体反应堆的研究开发状况，请参考文献注2）。 此外，即使不仅仅依靠核能，如果日本能够构筑由原子能、可再生能源、LNG火电等构成的低碳基载能源，并充分用于电解设备的话，制氢成本足以对抗来自澳大利亚的进口氢气。 另外，关于褐炭制氢，褐炭分解制氢工艺、CCS等工艺尚未完全开发成熟，制氢总成本无法预测。此外，虽说是利用了CCS技术，但与其他CCS系统一样，并不是全部的CO2都被储存在地下，一部分会被释放到大气中，因此如果使用了大量的褐煤，那么由此得到的氢气究竟能否称之为零碳氢气也将存在疑问。 日本公司长期以来一直遭受国内外能源价格差异的困扰。 从历史上看，由于日本内外工业用电价格之间的差异，炼铝、炼硅等工序都依赖于日本国外。 自页岩气开发以来，日本内外的天然气价格差异越来越大。目前美国等国家正在建设乙烯生产等化工厂，与之相比，日本的化工厂正在逐渐关闭。 到目前为止，日本钢铁业之所以仍然能够在国际竞争中幸存下来，是因为凭借其具备的高技术能力，煤炭的国内外的价格差异还不足以降低其国际竞争力。 今后如果进口和使用氢气的话，国内外的价格差异令人担忧。 表1中所暗示的是，即使日本的氢能发电成本下降，届时国外发电成本将会更低。 如此一来，电力密集型产业将走向海外，而不在日本国内开展业务。简而言之，表1中的计算表明，明明在加拿大可以使用2日元（约0.12人民币）/kWh的电力，谁还会特意留在日本使用32日元（约1.89人民币）/kWh的电力？即使通过技术进步将32日元（约1.89人民币）/kWh降到氢能源基本战略中目标的17日元（约1.01人民币）/kWh，国内外价格之间的差异仍大到令人绝望。 应该注意的是，电力密集型产业不一定是材料产业。例如，ICT现在占电力消耗的10％，数据中心消耗大量电能。比特币挖矿在中国很普遍，其低廉的电力成本具有优势。 在发电以外的用途上，国内外的价格差异也令人在意。例如，在钢铁行业使用氢气还原时，使用进口氢气将导致国内外的价格差异变大。如果可以在澳大利亚廉价地生产氢气，则氢气还原钢厂可能建在澳大利亚。这样的话，将对日本的供应链（如汽车制造）产生重大影响。 对于使用进口氢气进行发电和炼铁，进行基础研究具有重要意义。 但是，有必要谨慎评估它是否在经济上可行，以及能否克服国内外的价格差异。如果过早地扩大规模，最终可能会浪费金钱。 作为氢气的供给手段，除了从国外进口以外，还存在使用低碳基载电力进行电解的方法，以及核能制氢的方法等。此外，人工光合作用也将成为可能。未来究竟哪种方法最具经济效益目前尚无法预测。但笔者（杉山大志）认为，当前不应急于扩大某一种方法的规模，而应该在多种方法竞争的同时，进行基础研究并寻求降低成本的方法。 注释： 注1）：西美奈他，使用可再生能源电解制氢的经济性-国内外成本的比较以及电解设备容量抑制的效果-、中央电力研究所-图1 https://criepi.denken./jp/kenkikaku/report/detail/M19003.html 注2）：关于高温气体核反应堆的开发状况 https://www.jaea./02/press2018/p19012502/https://eneken.ieej./data/8667.pdfhttp://www./Search/data/33-01-004.pdf 翻译：王宁愿 审校：李涵、贾陆叶 统稿：李淑珊  ●氨作为零碳燃料和氢能载体的可能性（一）——SIP“能源载体”的成果 |
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