燃料の未来としての水素の役割について知っておくべきことすべて

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3月18日、2021

by
ミシェル・ヌーサン ピアパオロライモンディ ロッサナシタ マンフレッドハフナー

Fondazione Eni Enrico Mattei、Corso Magenta 63、20123ミラノ、イタリア

 

抽象

水素は現在、多くの国内および国際的な気候戦略において、新たな広範な勢いを享受しています。 このレビューペーパーは、潜在的な水素社会のさまざまな視点に基づいている、緑と青の水素に関連する課題と機会の分析に焦点を当てています。 多くの政府や民間企業が水素技術の開発に多大なリソースを投入していますが、技術的な課題、経済的および地政学的な影響など、未解決の問題が依然として多数残っています。

 

水素のサプライチェーンには多くのステップが含まれているため、追加のエネルギー損失が発生します。水素の生成コストに重点が置かれていますが、その輸送と保管を怠ってはなりません。 低炭素水素経済は、気候変動と戦うだけでなく、エネルギー安全保障を強化し、多くの国で地元産業を発展させるための有望な機会を提供します。 しかし、ゼロカーボンエネルギーシステムへの移行という大きな課題に直面するには、利用可能なすべての技術が、透明性のある基準と目標に基づく強力な国際的コンセンサスを必要とする測定可能な指標に基づいて貢献できるようにする必要があります。

 

1。 導入

エネルギーシステムは、気候変動の大きな課題に直面するために、温室効果ガス(GHG)排出量を削減することを可能にする技術への移行に直面しています。 水素は、産業から輸送までのさまざまなセクターに適用される、国内および国際戦略の潜在的なプレーヤーとしてますます検討されています。 専用の水素戦略とロードマップは、日本[1]、ドイツ[2]、オーストラリア[3]、欧州連合[4]などの主要な世界経済によって開発されています。 研究プロジェクトと産業用アプリケーションは、生成、送電、貯蔵、流通、最終用途など、水素経路のさまざまなコンポーネントに取り組んでいます。

 

水素はすでに、製油所からアンモニアやメタノールの製造に至るまで、さまざまな産業用途で原料として使用されている商品です。 純水素の世界的な需要は、20年の1975Mt未満から70年には2018Mt以上に増加しました[5]。 しかし、現在の水素需要は、天然ガス、石油、石炭などの化石燃料によって供給されています。これらは今日最も安価な経路であり、水素コストは1 kgあたり3〜6米ドルです[XNUMX]。

 

ただし、水素は、主に再生可能エネルギー源(RES)から生成される低炭素エネルギーのより広範な展開をサポートするための潜在的なエネルギーキャリアとしても提案されています。 さまざまな熱意の波が、主に運輸部門での燃料電池アプリケーションを活用して、化石燃料の代替に基づいた低コストのクリーンな水素の物語を支持してきました。 以前は、5つの異なる瞬間に、水素技術の可能性に対する科学的および産業的関心が見られました[1970]。 世界が潜在的な石油不足に直面し、地域の汚染や酸性雨などの環境問題に取り組むための代替ソリューションを探していたため、XNUMX年代の石油危機の間に初めて起こりました。

 

水素に関する研究プログラムや活動は実施されましたが、新たな石油の発見により石油価格が最終的に下落し、不足の恐れがなくなったため、大きな効果はありませんでした。 他の1990つの熱狂の波は、2000年代と7年代に発生し[2000]、気候変動の問題とピークオイルのシナリオに関連する懸念が高まっています。 繰り返しになりますが、石油価格の低さが水素技術の普及を制限し、XNUMX年代末の経済および金融危機も同様でした。

 

今日、水素の可能性についてのコンセンサスが再び高まっています。これは主に、挑戦的な目標を伴うより強力な気候アジェンダによるものです。 クリーンな水素は、気候に優しいエネルギー源への移行を確実にするために、最終用途全体に展開する必要がある一連の技術の一部です[8]。 水素技術は、COVID-19のパンデミック後の回復の観点から、国内の産業部門を発展させる機会としても考慮されています。

 

水素製造技術は、さまざまな色に基づくスキームを参照することによってますます体系化されています[9、10]。 検討されている主な色は次のとおりです。

灰色(または茶色/黒色)の水素、化石燃料(主に天然ガスと石炭)によって生成され、その過程で二酸化炭素の排出を引き起こします。

青い水素、灰色の水素と炭素の回収および貯蔵(CCS)の組み合わせにより、プロセスのGHG排出量のほとんどを回避します。

ターコイズ水素、副産物が固体炭素である化石燃料の熱分解を介して;

グリーン水素、再生可能電力によって供給される電解槽によって生成される場合(場合によっては、バイオメタン改質や固体バイオマスガス化などのバイオエネルギーに基づく他の経路を介して)。

黄色(または紫色)の水素、原子力発電所からの電力によって供給される電解槽によって生成される場合。

 

これらの色に加えて、「クリーン水素」、「低炭素水素」、「再生可能水素」など、水素経路のグループを指すときにさまざまな命名法が使用されることがよくあります。 共通の参照を提供するための固有の標準がないため、これらの定義は混乱を招く場合があります。 この論文では、低炭素水素という用語には、緑、青、ターコイズ、および黄色の水素が含まれます。 ただし、各「色」内でも、パラメータの数が多いため、炭素強度に大きなばらつきがある可能性があることを覚えておくことが重要です。 場合によっては、バイオエナジーとCCSが一緒に関与する経路のように、水素が炭素陰性になることさえあります。

 

主な異なる経路のスキームが図1に報告されています。追加の経路が存在しますが、それらはまだ研究段階にあり、含まれていません。

 

図1。 色で分けられたさまざまな水素製造方法。 SMR:水蒸気メタン改質、ATR:自動熱改質、CCS:炭素の回収と隔離。

さまざまな水素製造方法
色で分けられたさまざまな水素製造方法。 SMR:水蒸気メタン改質、ATR:自動熱改質、CCS:炭素の回収と隔離。

 

各技術経路には機会と制限がありますが、特定のソリューションの選択は、多くの場合、リソースの可用性、エネルギー安全保障の懸念、または特定の産業部門[11]。 さらに、国境を越えた水素貿易は、今後数十年のエネルギーシステムの非常に強力な脱炭素化の必要性のために、世界のエネルギー地政学における潜在的なゲームチェンジャーになる可能性があります[12]。

 

グリーン水素の普及と効果的な開発には、かなりの量の再生可能電力が必要です。これは、既存の電力需要を脱炭素化するためにRESがすでに必要であるため、短期的には問題になる可能性があります。 このため、青色水素は、後の段階で緑色水素への道を開くのに役立つことにより、短期および中期的に有用な選択肢となる可能性があります[13]。

 

このレビューペーパーでは、今後数十年の水素ベースの技術の潜在的な進化に関連する主な側面を紹介します。 このホワイトペーパーでは、低炭素水素経済をサポートするために世界の国々で主に検討されているXNUMXつのアプローチである、緑と青の水素経路に焦点を当てています。 この作業では、水素コストの主な推進要因のXNUMXつである技術的な課題と機会、世界中で進行中の開発、および地政学への影響を分析します。 目的は、世界中に存在するさまざまな視点の公平な説明を提示すること、および開発する必要のあるサプライチェーンの複雑さの全体像を提供することです。

 

このペーパーは次のように構成されています。セクション2では、水素に関連する主な技術的側面について説明します。これには、生成、流通、貯蔵の技術、および産業、輸送などのさまざまな最終セクターでの水素の潜在的な用途が含まれます。 、建物および発電。 セクション3では、水素の地政学的側面に焦点を当て、さまざまな国の戦略、民間企業の潜在的な役割、および国間の合意について議論および比較します。 最後に、セクション4では、エネルギー転換の文脈で水素の持続可能かつ効果的な使用をサポートするためのいくつかの政策提言とともに、取り上げられた主要なトピックに関する批判的な議論を提示します。

 

2.技術的側面

長くて複雑な水素サプライチェーン全体でさまざまな技術的課題に取り組む必要があります。これは一般に、比較的低い効率の影響を受け、最終ユーザーのコストが高くなります。 一般に、緑または青の経路を介した水素生成に多くの注意が払われていますが、保管、輸送、および最終用途の機器には、追加のコストと障壁が伴う場合があります。 このセクションでは、現在の状況と潜在的な将来の進化について説明することにより、サプライチェーン全体で機能している主な側面を示します。

 

2.1。 水素製造

水素は地球の表面で19番目に豊富な化学元素ですが、酸素とシリコンに次いで、純粋な形では入手できないため、エネルギー源とは見なされません。 逆に、水素は他の供給源から生成されるべきエネルギー担体です。 水から電気分解による水素製造はXNUMX世紀にまでさかのぼりますが、今日の水素需要は、水蒸気メタン改質(SMR)、自動熱改質(ATR)など、化石燃料(天然ガス、石炭、石油)に基づく他のプロセスによってほぼ満たされています。 )、部分酸化および石炭ガス化。 これらのプロセスは通常、灰色の水素経路と呼ばれます。 CCSと組み合わせると、低炭素溶液に変換でき、青色水素経路と呼ばれます。

 

水素製造
現在、世界の水素の98%以上が化石燃料から生産されており、毎年70万トンの水素が生産されています。また、ドイツ全体に次ぐ6番目に大きなCO2排出国でもあり、グリーン水素の生産コストは40年から2015%減少し、 40年までにさらに2025%減少

 

逆に、コストが高いために放棄された水の電気分解からの水素生成は、RESからの発電と組み合わせてグリーン水素を生成することができます。 現在のコストは化石ベースのソリューションよりも高いままですが、RES発電と電解槽の両方で予想される学習曲線により、今後数十年で実行可能なソリューションになる可能性があります。

 

BNEFデータからの推定に基づいた、緑と青の水素の将来のコスト傾向の推定が図2に報告されています[14]。 この図は、左軸の水素質量と、水素の低位発熱量(120kgあたり33.3MJ、または1.1 kWh)を考慮したエネルギー量の両方の観点からコストを報告しています。 再生可能水素コストは、設備投資の楽観的な予測を伴う大規模プロジェクトに基づいています。 ブルー水素は、10.3〜40 / MMBtuの天然ガス価格、および116〜XNUMX米ドル/ tの石炭価格に基づいています。 将来のコスト範囲の不確実性は、複数の側面に関連しています。

 

図2。 さまざまな経路の将来の水素コストの見積もり。 水素低位発熱量(LHV)に基づくエネルギー値。 BNEFデータに関する著者の詳細、2020年[14]。

さまざまな経路の将来の水素製造コストの見積もり
さまざまな経路の将来の水素製造コストの見積もり。 水素低位発熱量(LHV)に基づくエネルギー値。 BNEFデータに関する著者の詳細、2020年

 

他の研究では、同等の値と将来の推定値が報告されています。 国際再生可能エネルギー機関(IRENA)は、2050年までに、風力発電で生産された場合は0.95 kgあたり1.2米ドル、太陽光発電に基づいた場合は8kgあたり2.1.1米ドルの水素の均等化発電原価を見積もっています[2.1.2]。 これらの経路の詳細については、セクションXNUMXおよびセクションXNUMXで説明します。

 

緑と青の水素経路に加えて、特に特定の国や地域では、他のオプションが検討される可能性があることに注意することが重要です。 原子力からの水素製造[15、16]は、ヨーロッパの戦略ではめったに言及されていませんが、中国[17]やロシア[18]などのさまざまな世界地域で実行可能な代替手段になる可能性があります。 再生可能水素の他のソリューションは、バイオマスガス化またはバイオガス原料に基づくSMRに基づく場合がありますが、これらのソリューションは電気分解よりもスケールアップが難しい場合があります。

 

2.1.1。 グリーン水素製造

グリーン水素生産経路は、再生可能エネルギー源からの発電と水の電気分解の組み合わせとして定義されます。 電気分解装置に電気と純水を供給することにより、水素と酸素の出力フローが生成されます。

 

ブラウン/ブラック、グレー、グリーンの水素製造方法
ブラウン/ブラック、グレー、グリーンの水素製造方法。 グリーン水素生産経路は、再生可能エネルギー源からの発電と水の電気分解の組み合わせとして定義されます。 電気分解装置に電気と純水を供給することにより、水素と酸素の出力フローが生成されます。

 

水の電気分解にはさまざまな技術が利用できます。 アルカリ電解槽は最先端技術であり、プロトン交換膜(PEM)技術は実証段階にあり、固体酸化物電解槽はまだ研究開発パイプラインにあります[19]。 PEM電解槽は、より高い出力圧力、より優れた部分負荷範囲、より迅速な起動と負荷変動など、同等のエネルギー消費に対してさまざまな利点を提供する可能性があります[20]。 世界的な電解槽の展開を考慮すると、25年の年間容量追加は2019 MWに達しましたが、発表されたプロジェクトは急速に拡大しており、1.5年には2023 GWの新しい容量に達し、最大のプロジェクトは540MWだけを占めます[21]。

 

現在の産業用ソリューションは、電解槽のサイズとタイプ、および考慮される出力圧力に応じて、さまざまな電力消費量を示しています。 水素エネルギー含有量(より高い発熱量として測定)と電解消費電力の比率として定義される平均電解効率は、65%〜70%の範囲です(10〜30 bargの出力圧力を考慮した場合)[22]。

 

グリーン水素エネルギー
グリーン水素は最近の新しい流行語です。 多くの人がそれを「燃料の未来」と呼んでいます。 水素エネルギー密度はガスの2.5倍であり、最も効率的なバッテリーの約100倍です。

 

電気分解に関連する追加の問題は、水の消費量です。 純水の消費量は、一般に水素排出量10 kgあたり15〜23 Lの範囲であり[24]、投入水は脱イオン化する必要があります。 淡水源がない場合、オプションには海水淡水化または廃水回収が含まれます。 海水淡水化のためにさまざまな技術がすでに商業的に展開されており、それらはエネルギー消費の非常に限られた増加で電気分解と組み合わせることができます[XNUMX]。

 

しかし、特に気候変動により水不足がさらに悪化する深刻な懸念であるという事実のために、非海事サイトでの水の利用可能性は多くの世界の地域で深刻な問題になる可能性があります。 この側面は、砂漠など、太陽光発電の可能性が高い地域でのグリーン水素プロジェクトの成功における重大な障壁になる可能性があります。

 

グリーン水素の製造コストは、一般に2.5 kgあたり4.5〜14米ドルの範囲と見なされます[90]が、他の情報源はより高い値を見積もっています。 コストの750つの最も重要な要素は、電解槽の投資コストと電気コストであり、これはOPEXコストの約900%に相当します。 アルカリ電解槽の現在のCAPEXコストは約500EUR / kW(約600 USD / kW)であり、2025年までに約20 EUR / kW(約80 USD / kW)に減少すると予想されています[4000]。 専門家は、コストの約XNUMX%がOPEXに起因すると推定しています(年間XNUMX稼働時間を考慮すると)。したがって、電気のコストは、グリーン水素コストの重要な推進力です。

 

水素製造コストの比較
現在のグリーン水素製造コストは、グレー/ブラックおよびブルーと比較してかなり高いです。

 

ただし、電気料金と年間稼働時間の間にはトレードオフが存在します。 電力ネットワークでの電力削減の活用に基づくビジネスモデルは、ゼロまたはマイナスの電気料金の恩恵を受けることができますが、非常に限られた時間数であり、CAPEXの重みは持続不可能です。 さらに、Cloete etal。 [25]結果は、電解槽の場所によっては、水素パイプラインと貯蔵インフラストラクチャ(断続的な水素生産を処理するため)、および送電網(余剰電力を電解槽に伝送するため)にも、より多くの設備投資が必要になる可能性があることを示唆しています。 電力システムの現在の構成に関連する追加の潜在的な制約は、他の学者によって報告されています[26]。

 

逆に、グリッド上で電解槽を運用するということは、再生可能エネルギーを確実に使用するためにグリーン証明書を購入する必要があることに加えて、追加の税金と課徴金を支払うことを意味します。 最善の解決策は、水素生産を専用の太陽光発電所または風力発電所に統合するようです。これにより、選択した場所で許容可能な年間負荷率に達することができます。 この場合、RESと電解槽の両方からの発電の好ましい学習曲線は、製造業の高級化によって推進され、大幅なコスト削減をもたらす可能性があります。

 

BNEFは、グリーン水素の価格を1年までに2.6〜2030米ドル、0.8年までに1.6〜2050米ドルと見積もっています[14]。 しかし、他の研究によると、状況によっては、化石燃料による従来の生産と比較して、グリーン水素生産は今日すでに競争力を持っている可能性があります[27]。 一部の学者はまた、より低い発電価格を得るために太陽エネルギーと風力エネルギーを組み合わせることを提案しています[28]。

 

グリーン水素と電力の将来の可能性
グリーン水素から作られたグリーンアンモニアは、既存の火力発電所で化石燃料の可能な代替品としてテストされています

 

これらのコストは水素製造のみを考慮していることを覚えておくことが重要です。 送信、保管、および配布に関連する追加コストがあります。 以下で説明するように、場合によっては、これらのコストがユーザーの最終コストの半分に達することもあります。

 

2.1.2。 ブルー水素製造

ブルー水素製造は、化石燃料から水素を製造するために使用されている現在のプロセスをCCS技術と組み合わせて、GHG排出量のほとんどを削減できるという考えに基づいています。 このアプローチはグリーン水素に移行するよりも費用がかからないように見えますが、CCSの実装には、社会的受容性に関連する問題に加えて、技術的な障壁が含まれる可能性があることを覚えておくことが重要です。 ブルー水素経路は現在、7(石炭ガス化+ CCS)から8(SMR + CCS)の間の技術準備レベル(TRL)を持っています[29]。

 

定義を灰色から青色の水素にシフトするために必要なCO2回収率の標準的な定義はないようです。 ほとんどの研究は、技術とCO70回収が適用される段階に応じて、95%から2%の範囲の最大回収率を引用しています[9]。 天然ガスに基づく青色水素を検討する場合、上流相でのメタンの漏出によって引き起こされる追加の影響を覚えておくことが重要です。 正確に定量化することは困難ですが、この側面は調査研究では見過ごされがちです。

 

低炭素水素(すなわち、青色水素)を定義するための参照しきい値は、2019年にCertifHy Steering Groupによって提案されました(緑色および低炭素水素の一般的なヨーロッパ全体の定義に到達するために開発されたプロジェクト)。 SMRに基づくベンチマークプロセスと比較したGHG排出量の%削減[60]。 このしきい値は、30 gCO36.4e / MJの水素(2 gCO131e / kWh)のベンチマーク値から開始して、2 gCO91e / MJ(2 gCO328e / kWh)に設定されています。

 

青い水素の生産経路には、灰色の水素からの既存の産業経験に基づいて構築するという利点があり、場合によっては、CCSシステムを追加することによって既存のプラントの改造を行うことができます。 ただし、CO2を効果的かつ耐久性のある方法で貯蔵するには、特定の条件を満たす必要があります。 多くの場合、発電施設を保管場所に接続するために追加のインフラストラクチャが必要になることがありますが、その場所では利用できない場合があります。 専用のCO2インフラは、総コストを大幅に増加させる可能性があり、各プラントに依存するため、一般化するのは困難です。 さらに、CCSシステムの運用により、SMRプロセスのエネルギー効率が5%〜14%低下する可能性があります[29]。

 

また、青色水素の生成経路では、水の消費量は見過ごされがちな側面です。 水の消費量は電気分解プロセスに関連していることがよくありますが、青色の水素経路もかなりの量の水を消費し、場合によってはさらに多くの水を消費します。 ライフサイクルインベントリに従って具体化された水を比較すると、結果は、H2 24kgあたりの水の消費量がSMRで38L、石炭ガス化で23Lに達する可能性があることを示しています[XNUMX]。

 

最後に、ターコイズ水素と呼ばれることもあり、TRLがまだ3〜5 [23]である追加の経路は、メタンの熱分解です。 現在、オーストラリア、ドイツ、フランスなど、世界中のいくつかの場所でさまざまな技術ソリューションが開発されています[31]。 このプロセスでは、天然ガスが原料として使用されますが、エネルギー消費は、おそらく低炭素源からの電力から発生します。 メタンは高温で水素と固体炭素(カーボンブラックとも呼ばれます)に分解されます。これらはガス状のCO2よりも保管と管理が簡単です。

 

さらに、固体炭素は産業用途に使用できるため、副産物ではなく資源と見なすことができます。 タイヤ製造やプリンター用インクへの応用を含むカーボンブラックの現在の産業市場は、現在の純水素の世界市場の約5%である年間最大7Mtの青色水素をサポートする可能性があります[31]。

 

2.2。 水素の輸送と貯蔵

水素の輸送は、環境と経済の両方の観点から、サプライチェーンの持続可能性において重要な側面です。 水素輸送は、圧縮または液化するため、またはアンモニアや他の液体有機水素担体(LOHC)など、取り扱いが容易な別の化学物質に変換するために、かなりのエネルギー消費を必要とする可能性があります。 もうXNUMXつの選択肢は、ほとんどが開発の初期段階ですが、既存の天然ガスグリッドに水素を混合する可能性です。

 

水素サプライチェーンの追加の側面は、さまざまなレベルで必要とされるその貯蔵であり、安全手順を尊重し、エネルギー消費と損失を最小限に抑えるために適切に対処する必要があります。

 

2.2.1。 天然ガスグリッドでの水素混合

水素経路を徐々に拡大するための潜在的なオプションは、既存の天然ガスネットワークの統合です。 これは、既存の資産を活用し、クリーンな水素を使用して天然ガスの炭素強度を低下させ始めるために、ヨーロッパのさまざまな国で提案されています[32、33、34]。 しかし、そのような戦略には、燃焼プロセスで使用される天然ガスと混合することによって、純粋な水素に関連するより高い価値を十分に活用しないという強い制限があります。 したがって、環境上の利益を考慮しても、その経済的持続可能性を証明するのは難しいかもしれません。

 

天然ガスネットワークでの水素混合を検討する場合、通常の混合比が体積シェアとして表されるという事実を強調することが重要です。 ただし、水素の体積エネルギー密度は、メタンの約2分の10です。 したがって、エネルギーシェアを考慮してガスブレンドを検討する場合、つまり水素の発熱量のシェアを考慮すると、水素シェアははるかに低く、それに関連する潜在的なCO20排出量の節約も同様です。 参考までに、一般的に考えられている3.5%と7.6%の体積水素混合比は、それぞれ2%と3%のエネルギー比に対応します。 さまざまな混合率でのCO90排出量の変化を図XNUMXに示します。これは、緑色の水素と青色の水素をXNUMX%の捕捉率で比較したものです。

 

図3。 天然ガスグリッドでのさまざまなH2体積混合比に対する潜在的なCO2節約(純粋なメタンを考慮)。

CO2排出削減とH2体積混合
天然ガスグリッドでのさまざまなH2体積混合比に対する潜在的なCO2節約(純粋なメタンを考慮)

 

排出削減量は、メタンと水素の混合物の排出係数を天然ガスの排出量と比較することによって計算されます。 このグラフは、CCSの200%の仮説に基づいて、32.8 g / kWhの天然ガス排出量と90g / kWhの青色水素排出量に基づいています。 したがって、天然ガスを水素で完全に置き換えると、緑色の水素を使用すると100%、青色の水素を使用すると84%の排出量を節約できます(青色の水素への天然ガスの変換効率のため、90%未満です)。 。 このチャートでは、天然ガスと青色水素の上流のメタン排出量は考慮されていません。

 

この側面は技術的な詳細に見えるかもしれませんが、通常議論される混合比は対応する排出削減を表していないため、それらの潜在的な役割はしばしば過大評価される可能性があることを覚えておくことが重要です。

 

現在の天然ガスサプライチェーンを高シェアの水素を受け入れるように変換するには、送電および配電ネットワーク、ガスメーター、コンプレッサー、および最終ユーザーを含む多数のコンポーネントのアップグレードが必要になります。

 

調査研究は、既存のグリッドを水素ネットワークに変換することは、新しいパイプラインの設置と比較した場合、大きな経済的利益につながる可能性があることを強調しています[35]。 ただし、腐食や水素脆化に関連する問題に対処するために材料を適合させる必要があることに加えて[36]、メタンと比較して水素のエネルギー密度が低いため、現在のパイプラインサイズでは不可能であることに注意することが重要です。現在天然ガスによって供給されているのと同じエネルギー需要を管理するため。 したがって、現在のエネルギー需要は、エネルギー効率対策によって削減されるか、電化などの他のオプションによって部分的に供給される必要があります。

 

2.2.2。 長距離輸送

水素は、液化天然ガス(LNG)の現在のロジスティクスと同様に、世界的に取引される可能性のあるエネルギーキャリアとしてますます見られています。 次のセクションでさらに説明するように、多くの国際戦略とロードマップは、有利な地域で水素を生成し(たとえば、低コストの再生可能資源が豊富にある)、需要が高く、地域の選択肢が少ない国に水素を出荷するという考えに基づいています。その世代。

 

中距離で水素を輸送するための最も安価なオプションは、多くの場合パイプライン経由であり、さまざまな国の産業施設にサービスを提供する水素ネットワークがすでに存在します。 ただし、パイプラインの輸送コストは距離に比例して増加するため、非常に長い距離では、船の輸送は(柔軟性などに関連する他の利点に加えて)安価になります。 天然ガスについては、パイプラインの経済的持続可能性は、大量生産と数年にわたる継続的な供給によって改善されています。 その結果、長期的な計画が必要になり、柔軟性が低下します。

 

対照的に、適切なインフラストラクチャがあれば、単一の輸出業者が複数の国に供給する可能性があるため、出荷はより大きな柔軟性を提供します。 この側面は、過去数年間でLNGの台頭を促進しており、同様の論理が将来の水素にも適用される可能性があります。 さまざまな研究が、環境的および経済的側面を考慮して、海上水素輸送の利用可能な代替案を比較しています[37]。 いくつかの研究は、ノルウェーからヨーロッパまたは日本[38]、オーストラリアから日本と韓国[39]、チリ-日本[40]、アルゼンチン-日本[41]を含む特定のルートに焦点を当てた詳細な評価を示しています。 船舶での水素輸送には、過度のコストを回避するために、単位体積あたり可能な限り高いエネルギー密度が必要です。 水素は気体の形で船内で輸送できないため、他の解決策が検討されています。

 

長距離水素輸送について評価中のオプションには、液体水素、アンモニア、またはLOHCが含まれます。 LOHCは、化学反応によって水素を吸収および放出できる有機化合物です。 液体水素は、液化と極低温での維持に高いエネルギー消費を意味します。 それどころか、アンモニアなどの他の化学物質への変換、またはLOHCでの保管には、さらなるエネルギー消費に関連する追加のプロセスが必要です。 液体水素よりも簡単に貯蔵できるこれらの化合物は、非常に長距離で有利になる可能性があります。

 

入手可能な文献における代替の海上輸送手段の比較は、供給量と距離に強く依存していることを示しています。 将来の傾向は有望かもしれませんが、液体水素の長距離国際輸送のための現在の商業的選択肢がないことを強調することが重要です。 オーストラリアと日本の間など、いくつかの実証プロジェクトが開発されており、それらは来年にテストされる予定です。

 

それどころか、アンモニアはすでに化石燃料からではあるが、現在世界規模で生産され出荷されている商品である[42]。 したがって、液体水素よりもアンモニアを選択することで、サプライチェーンに沿った既存の実証済みの技術と標準を活用できます。 それでも、アンモニアの生成には追加のエネルギー消費が伴い、最終ユーザーが純粋な水素を必要とする場合は、追加の変換ステップが必要になります。 透過膜燃料電池などの特定の技術は、アンモニア中毒の影響を受けやすく、非常に高いレベルの水素純度を必要とします[43]。

 

大陸間水素船輸送の経済学は、現在の化石燃料の輸送と比較して、より低い体積エネルギー密度に直面する必要があります。 操業中の最大の船である場合もある石油タンカーは、体積10.3立方メートルあたり約6.2MWhの原油を輸送できます。 LNGのエネルギー密度は2.4立方メートルあたり3.2MWhであるため、LNG輸送には同じエネルギー量に対してより多くのスペースが必要です。 この数値は、XNUMX立方メートルあたりそれぞれXNUMXMWhとXNUMXMWhのエネルギー密度を持つ液体水素とアンモニアではさらに悪化します。

 

さらに、液体水素は非常に低い温度(つまり、約20K)に保つ必要があります。 これには非常に高品質の断熱材が必要であり、長い旅行中のエネルギー損失は重大な場合があります(セクション2.2.4でさらに説明します)。 船内電力システムに供給するための蒸発水素の使用を含む緩和オプションが利用可能であり、安全上の問題を回避するために蒸発水素の正しい除去を確実にする必要がありますが、大型船にそれらを適用する可能性についての研究が進行中です。

 

2.2.3。 水素分布

長距離輸送に加えて、水素も最終ユーザーに供給する必要があります。 利用可能なオプションには、パイプラインを介したガス状H2輸送、またはトラックを介した液体または圧縮水素が含まれます。 ドイツ[44]やフランス[45]などの特定の国に焦点を当てた文献研究は、最終ユーザーへの水素供給に最適なソリューションの選択は複数の要因に依存することを強調しています。 輸送に水素を使用することを検討する場合[44]、重要なパラメータは給油所の密度です。高密度のプラントの場合、配電パイプラインを配備することの経済的利点が明らかになります。 逆に、定期的な需要が少ないか少ない地域では、ガス圧縮トレーラーが最良の選択肢です。

 

ガストラックを検討する場合、圧力レベルは水素の最終コストに大きな影響を与える可能性のある追加のパラメータです[46]。 250〜540バールの範囲のさまざまな圧力レベルを検討する場合、輸送、保管、および圧縮のコストが最終コストのさまざまな部分を占めるため、最適なソリューションは距離と体積の両方に依存します。 長距離で大量の水素供給は高圧トラックに依存していますが、200 km未満の距離では、低圧で水素を貯蔵するトラックの方が経済的パフォーマンスが優れています。

 

各エリアに最適なソリューションの選択は、水素生成施設の場所にも関係します。 グリーン水素を検討する場合、電解槽の位置とサイズの最適な戦略は、再生可能電力の利用可能性に依存しますが、送電網を介した送電とパイプラインまたはトラックを介した水素輸送との間のトレードオフにも依存します。 最適なソリューションを選択するには、両方のエネルギーキャリアを含むシステムの観点が必要になります。

 

2.2.4。 ストレージ

水素の貯蔵は、サプライチェーンのさまざまなレベルで確保する必要があり、テクノロジーとソリューションは、水素の物理的形態(液体/気体)、その量、貯蔵期間、および保証する必要のあるその他の運用パラメーターによって異なります。 サプライチェーンの運用に必要な水素の貯蔵と、RES発電所の変動に対処するための季節ごとの大規模な水素貯蔵との間には大きな違いがあります。

 

サプライチェーンに沿った水素の貯蔵には、港などのターミナル、給油所、さらには船、トラックなどの経路に沿って使用されるさまざまな車両、および推進に使用する車両への水素の貯蔵が含まれます。 。

 

高圧での水素ガス貯蔵は、一般に、鋼、ガラス繊維、炭素繊維、ポリマーなど、さまざまな材料の容器で行われます。 現在、使用する材料の種類に応じて4種類の容器があり、その結果、重量、圧力、およびコストが変動します。 動作圧力は50〜100 MPaの範囲で変化し、特定の圧力に対して、固定ソリューションは一般に価格を最小化することによって設計されますが、車載ストレージシステムの場合、重量とコストの両方が設計パラメータとして考慮されます[47]。

 

別のオプションは、水素を液体状態で保管することですが、アドホック液化はかなりのエネルギー消費を伴うため、この解決策は一般に水素がすでに液体の形で利用できる状況に限定されます。 大規模な産業施設での水素の液化は、一般にH12.5 15 kgあたり2〜48 kWhの電力を消費します[33.3]。これは、水素の低い発熱量である7.5kgあたり9kWhと比較してかなりの割合です。 技術的な改善により、電力消費量をH2 XNUMX kgあたりXNUMX〜XNUMX kWhに削減できます。これは、水素のエネルギー量の約XNUMX分のXNUMXです。

 

液体水素の貯蔵は通常、2日あたり0.2%〜0.3%のボイルオフの影響を受けます。 さまざまな現象によって引き起こされる水素の蒸発は、タンク内の圧力の上昇につながるため、安全上の問題を回避するために排出する必要があります。 トラックや船などの輸送システムでの液体水素貯蔵は、より高いレベルのボイルオフを示しますが、水素を回収して車両に電力を供給することができます。 真空断熱、追加の冷凍システム、液体窒素冷却など、ボイルオフを制限するためのさまざまなソリューションが提案されています[49]。

 

アンモニアやLOHCなどの他の化学物質を介した水素の貯蔵は、操作パラメーター(つまり、温度と圧力)の​​点でより低い課題を提示し、これが、変換プロセスに必要な追加のサプライチェーンステップとエネルギー消費を正当化する主な理由です。 。 アンモニアは、標準の鋼製タンクを使用することにより、25°Cおよび中程度の圧力(10バール)で液体状態で保管できます。 LOHCにはさまざまな化合物と化学溶液が含まれていますが[50]、それらの共通の特徴は、周囲温度で液体状態で保管および処理できることです。

 

水素サプライチェーンを運用するには、中小規模の貯蔵が必要です。 逆に、RESからの発電を最適化するための解決策として、特に太陽光などの一部の地域で年間を通じて出力に大きな変動が見られる場合に、大規模な季節水素貯蔵が提案されています[51]。 季節的な水素貯蔵には高い貯蔵容量が必要であり、その操作には年間のサイクル数が少なくて済みます。 したがって、その経済的収益性は、長期間の貯蔵期間にわたる低エネルギー損失と貯蔵容量の低コストに関連しています[52]。

 

水素貯蔵には、塩の洞窟、帯水層、枯渇した石油やガスの貯留層など、さまざまな地下オプションがあります。 現在、純粋な水素は、米国と英国の53つの場所に保管されており、すべて塩の洞窟に基づいています[54]。 文献調査では、ヨーロッパ[55、56]、中国[57]、カナダ[XNUMX]などのさまざまな地域の貯蔵可能性が評価されています。

 

いくつかの研究イニシアチブ[58]で高い関心に直面している水素貯蔵の追加オプションは、ガス状水素の貯蔵圧力を下げるためにさまざまな吸着材料を利用する可能性です。 固体水素貯蔵材料は、一般に59つのクラスに分類されます。化学結合形成によって水素を貯蔵する金属水素化物と、水素の物理吸着を伴う多孔質材料です[XNUMX]。 主な研究目標は、これらの材料の重量をさらに最小限に抑え、ガス状水素貯蔵と競合することです。

 

現在のアプリケーションは、固定保管[60]やフォークリフト[61]など、重量が重要なパラメータではない特定のケースに限定されています。 さらなる研究では、水素の結合強度を制御して高温高圧を回避することを目的として、さまざまな材料をナノサイズ化する可能性を調査しています[59]。

 

2.3。 水素需要

将来の潜在的なエネルギー需要に最も焦点が当てられていますが、現在の世界の水素需要は数十年にわたって増加していることに注意することが重要です。 IEA [5]によると、水素の世界的な需要は、30年の2Mt未満のH1975から115年には2018Mtに増加しました。これには、純粋な形の水素または他のガスと混合された水素(合計で70を超える純粋な水素)が含まれます。 2018年の山)。 需要の大部分は、主に石油精製所または化学製品(アンモニアとメタノール)からの産業用途に関連しています。

 

欧州連合に焦点を当てた最近の研究[62]は、現在の水素生産のグリーン水素生成へのシフトは、検討されているすべての国の再生可能エネルギー生成の可能性をはるかに下回っていると報告しています。 現在のEUの水素の年間生産量9.75Mtは、電気分解に移行した場合、約290 TWhの電力を必要とします。これは、現在の総生産量の約10%です。

 

しかし、将来的にはエネルギーシステムを脱炭素化するための水素需要が大幅に増加すると予想され、クリーンな発電をサポートするために必要なRESのスケールアップでは不十分な場合があります。 このため、RESのスケールアップは既存の電力需要の脱炭素化に専念する必要があるため、移行段階で水素需要を満たすには青色水素が必要です[13]。

 

2.3.1。 業界

業界は現在の世界の水素消費量すべてに事実上責任があり、製油所と化学業界は最も要求の厳しいセクターです。 水素は現在、特定の環境基準を満たすために石油製品の硫黄含有量を減らし、場合によっては低品質の重油をアップグレードするために製油所で使用されています。 世界規模では、需要の約5分のXNUMXは他の製油所プロセスの副産物として得られる水素で賄われ、残りはSMRを介して現地で生産されるか、外部の生産者によって供給されます[XNUMX]。

 

場合によっては、水素のコストは、昨年の厳しい精製経済マージンと比較すると、かなりの額になる可能性があります。 既存の水素製造施設は、製油所の将来の総生産能力の最大のシェアを維持する可能性が高く、新しい電解能力を配備するよりも、CCSを現在のローカルSMRプラントに統合する方が簡単な場合があります。 ただし、CCS施設は特定の条件に一致する必要があり、一部のサイトでは利用できない場合があります。

 

水素は、アンモニアとメタノールの生産のための原料としても使用されています。 アンモニアの生産は主に肥料に使用されますが、メタノールはプラスチック用の高価値化学物質やその性能を向上させるための燃料とのブレンドなど、さまざまな用途に使用されます。 2018年の時点で、アンモニアの生産には30 Mt以上のH2が消費され、メタノールには約12Mtが消費されました[5]。 これらの非エネルギー用途の歴史的傾向は、42年までにそれぞれ23Mtと2050Mtにつながる可能性があります。 ただし、これらの数値は現在の用途のみを考慮しており、燃料としてアンモニアとメタノールをより多く使用する場合、これらの量は大幅に増加する可能性があります。

 

水素に依存するもう10つの産業用途は、海綿鉄(DRI)による鉄鋼生産です。 この技術は現在、世界の一次鉄鋼生産の63%未満に制限されていますが、すべてのセクターを脱炭素化する必要があり、水素コストが下がれば、将来的にそのシェアが増える可能性があります[2]。 現在のHXNUMX消費量は、通常、天然ガスまたは石炭のいずれかから現場で生産されます。 業界での水素の将来の使用は、直接帯電がオプションではない高温熱を生成するために水素を使用する可能性を含む、他のアプリケーションにも拡張される可能性があります。

 

2.3.2。 水素輸送

輸送は現在、世界の水素需要のわずかなシェアを占めていますが、このセクターは、石油製品への依存度が高く、一部のアプリケーションでは低炭素オプションが少ないため、水素技術の開発に最も有望です。

 

水素アプリケーションが焦点を当てられた最初のセグメントの4つは、乗用車です。 図2015に示すように、一部の国では、日本、韓国、米国(主にカリフォルニア)、ドイツなど、水素自動車の市場がすでに存在します。2019年から世界の水素自動車の19,000倍の増加4.8年は約2019台に達し、世界のバッテリー式電気自動車は17,000年に2010万台に達し、64年の約XNUMX台の電気自動車から増加したことを考慮する必要があります[XNUMX]。 一部の国で水素モデルを販売している企業もありますが、世界中でますます多くの自動車メーカーがバッテリー式電気自動車を選択しています。

 

図4。 水素乗用車はさまざまな国に在庫があります。 参考文献[64、65、66]における著者の詳細。

さまざまな国の水素乗用車の在庫
米国、日本、韓国、ドイツ、およびその他の国々の水素乗用車在庫、2015年から2019年

 

水素自動車は、電気自動車と比較して、特に長距離で燃料補給時間が短いという点で、特定の利点があります。 現在の水素の高価格は開発を大きく妨げており、これはサプライチェーン全体を考慮した場合のEVよりも効率が低いことの結果でもあります。 電気自動車は電気の約67分のXNUMXを有用なエネルギーに変換できますが、水素自動車の同じ数値はXNUMX分のXNUMXと低くなっています。 バッテリー式電気自動車は送電と貯蔵のために損失を被りますが、水素自動車は電解槽、水素圧縮と貯蔵、および車載燃料電池を含む追加のコンポーネントを必要とします。 ただし、代替技術の将来の開発における潜在的な不確実性を考慮すると、特定のソリューションを選択するのは早いかもしれません。ロックインの決定を回避するために、利用可能なすべてのオプションを互いに並行して進める必要があります[XNUMX]。

 

自家用車に加えて、一部の国ではタクシーのフリートなどの特定のアプリケーションも実験しています。 注目すべき例はパリ市で、100台の水素タクシーがすでに稼働しており、600年末までに2020台のタクシーに到達することを目標としています[68]。 欧州送電系統運用者ネットワーク(ENTSO-E)が協議中のプロジェクトは、50,000 GWhの水素貯蔵容量を追加するための2030億ユーロの投資の一環として、この艦隊を11年までにパリで69台のタクシーに増やすことを目的としています。市[XNUMX]。

 

特に高密度の都市部で水素自動車を配備する際の重要なステップは、給油所の効果的なネットワークの利用可能性です[70]。 給油所の場所の最適な計画は、浸透のさまざまな段階でさまざまな発生源からの水素生成の利用可能性を考慮して開発する必要があります。 特に、第一段階では複数の国が化石ベースの水素生成を利用する可能性がありますが、グリーン水素へのシフトはサプライチェーン全体に影響を与える可能性があります。 したがって、給油所の設計は中長期的な視点で行われることが重要です。 さらに、給油所の配備は、水素ベースのカーシェアリングシステムなどの特定のアプリケーションに結合することもできます[71]。

 

バッテリーと比較した水素の現在の利点は、特に長距離輸送において、道路貨物輸送におけるこの技術の可能性につながります。 ディーゼルと比較した水素トラックの利点はライフサイクルの観点から実証されていますが[72]、圧縮と液化のための電力消費は最終結果に大きな影響を及ぼします。 道路貨物に水素を徐々に採用する可能性のある短期的な機会は、既存の燃料噴射システムを改造することによってデュアル燃料トラックを採用することです[73]。 予想される排出削減量は、ディーゼル排気量比に比例することがわかります。 しかし、一部の専門家は、予想される電池のコスト削減により、おそらく電気高速道路[74]などの他の技術と組み合わせて、トラックの標準的な低炭素ソリューションになると推定しています[75]。

 

産業会社は徐々にトラックでの水素アプリケーションのテストに向かっていますが、まだ道路上に商用モデルはありません。 車両の配備と並行して、適切な給油インフラストラクチャの可用性を保証することが重要です。 水素トラックはノルウェー[76]とオランダ[77]でテストされており、ドイツの会社はディーゼル大型トラックを水素ハイブリッドドライブトレインに変換するために取り組んでいます[78]。 さらに、2025年までに道路上の数千台の燃料電池トラックに到達することを目的としたロッテルダム港でのイニシアチブなど、より大規模なイニシアチブが展開されており、サプライチェーン全体の複数のパートナーが関与しています[79]。 彼らの目的は、オランダ、ベルギー、ドイツに水素回廊を提供することです。 他の研究でも、中国[80]や米国[81]などの他の世界地域での水素トラックの利点が評価されています。

 

自家用車や貨物輸送に加えて、大きな関心を集めているアプリケーションは水素バスの開発です。 テストケースはさまざまな国(イタリア、ドイツ、スウェーデン、英国[82、83]、日本、米国[84]を含む)で実施されており、水素バスは実証済みで信頼性の高い技術ですが、経済的持続可能性は困難です。現在の水素価格で達成する[85、86]。

 

水素は、道路輸送だけでなく、電車、船、飛行機にも潜在的な解決策となる可能性があります。 水素を動力源とする燃料電池は、技術的または経済的障壁のために電化が困難な旅客および貨物鉄道に電力を供給するための興味深いソリューションです。 システムの性能を最適化するために、給油インフラストラクチャと車両設計は、運用スケジュールと予想される範囲を評価することによって慎重に評価する必要があります[87]。 地域の旅客列車の商用アプリケーションは、ドイツ[88]、英国[89]、イタリア[90]、フランスなど、ヨーロッパのさまざまな国で関心が高まっています。

 

水素はまた、海運部門の脱炭素化の潜在的な解決策として提案されていますが、主にアンモニアを使用することで、非常に低温に達する必要なしに液体の形で船に貯蔵するのが簡単になります[91]。 水素は、航空輸送用の低炭素ソリューションとしても評価されていますが、高高度での運用には、安全基準と高エネルギー密度が非常に必要です[92]。 エアバスは最近、2035年までに最初の水素を動力源とする民間航空機を製造するという野心を宣言しましたが、これまでのところ予備的な概念しか提示されていません[93]。

 

2.3.3。 建物

一部のプロジェクトでは、天然ガスグリッドで水素を混合するか、専用の水素ボイラーを開発することにより、建築部門での水素の使用の可能性を検討しています。 ただし、建物の暖房への適用は、非常に特殊な状況を除いて、ヒートポンプ(RESからの電気に結合)などの他の低炭素技術と比較した場合、利点が少なくなります。

 

小型ボイラー[94、95]、工業用ボイラー、ガスエンジン[96]、マイクロタービン[97]など、天然ガス中の水素の体積濃度が上昇するさまざまな技術の挙動を評価するために、さまざまな研究が行われています。定常発電。 水素を動力源とする住宅用ボイラーを考慮すると、現在、オランダと英国で最先端のアプリケーションがテストされています。

 

英国は、水素を現在のエネルギーインフラストラクチャに統合するためのさまざまな研究の対象となっています。 最もよく知られているのは、おそらくH21プロジェクト[98]であり、リーズ市で既存のガスグリッドを2016%水素を運ぶように変換する技術的実現可能性を推定することによって100年に開始されました。 英国政府は現在、25万ポンドのHy4Heatプロジェクト[99]を支援しています。その使命は、「住宅および商業ビルやガス器具で天然ガス(メタン)を水素に置き換えることが技術的に可能で、安全で、便利かどうかを確認することです。 」。

 

並行して、一部の企業はすでに100%水素で稼働できる商用ボイラーを提案しています[100]。技術的な障壁と制限(限られたスペース、断熱の難しさなど)により、ヒートポンプで簡単に脱炭素化できない可能性のあるアプリケーションを対象としています。歴史的建造物と低温暖房システムへの移行)。 ただし、技術をテストするためにいくつかのデモンストレーションサイトがすでに開発されていますが[101]、住宅ユーザーに水素を供給するための効果的なインフラストラクチャの展開には時間がかかる場合があり、直接電気加熱に対する経済的利点は明らかではありません。

 

建物で水素を使用するためのもう102つのオプションは、燃料電池の高い電気効率を利用して、オンサイトの熱電併給(CHP)プラントに電力を供給することです。 過去の研究は、水素コストが非常に低く、他の燃料のコストが高いという仮定の下で、マイクロCHPに水素を利用する可能性について楽観的でした[XNUMX]。 しかし、現在の状況では、特に住宅部門で天然ガスのマイクロCHPが示した成功がほとんどないため、建物でのマイクロCHPの可能性はあまり期待できないように思われます。

 

最後に、一部の研究者は、燃料電池と水素貯蔵システムに関連する非常に高い投資コストを認めながらも、季節的な出力を補うために、太陽光発電(PV)システムを備えた建物の年間自給自足を保証するローカル水素貯蔵を提案しました[103 ]。

 

2.3.4。 発電

水素は、最終セクターでの直接使用に加えて、ディスパッチ可能発電としての使用も検討されています。 発電自体の効率は通常、燃料電池または適合ガスタービンと複合サイクルのいずれかによって高くなりますが、水素の生産と貯蔵を含むプロセス全体を考慮すると、エネルギー損失は70%にもなる可能性があります。 経済的持続可能性は、ゼロまたは負のコストの電力で保証できますが、そのような状況でも、年間の稼働時間は、設備投資を正当化するのに十分な長さである必要があります。

 

それにもかかわらず、完全に脱炭素化されたエネルギーシステムに到達するためには、長期の電力貯蔵は避けられないようであり、水素は利用可能な数少ない解決策の104つである可能性があります。 水素を介した電力貯蔵のフルサイクルコストを削減し、より効果的なエネルギー転換をサポートするには、研究への追加投資が必要です[XNUMX]。

 

輸入水素からの発電に基づく気候戦略は、主に日本で、地域の再生可能エネルギーの可能性が低い地域のために提案されてきました[105、106]。 追加のアプリケーションには、鉱山、港湾都市、または北極圏などの再生可能エネルギーの可能性が低い島などの遠隔地へのクリーンエネルギー供給を確保する可能性が含まれます[107]。 さまざまな再生可能資源に結合された電解槽と燃料電池の使用は、離島や孤立したマイクログリッドでの輸入化石燃料への依存を回避する可能性を評価するために、複数の研究で評価されています[108、109、110]。

 

3.地政学的側面

水素への新たな関心は、水素の開発によって引き起こされる潜在的な地政学的結果に関するいくつかの分析に火をつけました[12、111]。 多くの国が、気候目標を達成し、世紀半ばまでに完全に脱炭素化するために、衰えるのが難しい分野での青と緑の両方の水素の使用を考慮しています。 その高い可能性と複数の用途のために、水素も主要な地政学的問題になる可能性があります。 技術的ノウハウは、低炭素の将来において、エネルギー地政学のより適切な問題になると予想されます。 国と民間企業の両方が、脱炭素化の取り組みの主要なプレーヤーになるために、特定の技術的知識と競争力を獲得することに取り組んでいます。

 

水素技術が定着するにつれて、新しい「輸入業者」と「輸出業者」が出現するでしょう。 一方、化石燃料の生産者と輸出者は、エネルギー転換によって引き起こされる潜在的な地政学的および経済的損失を相殺するために、将来の水素プロジェクトと計画を検討しています。 このセクションの目的は、水素の地政学的影響の概要を説明し、主要な国の水素戦略を提示し、潜在的な水素プレーヤー、水素開発プロジェクトにおける民間プレーヤーの役割、および水素貿易に関する国際協定を概説することです。

 

3.1。 国家戦略

ますます多くの国が、水素技術と市場の開発を目的とした国家水素戦略を発表または取り組んでいます[11]。 このような戦略は、各国のさまざまな野心とエネルギー需要、および「輸入業者」と「輸出業者」の間の潜在的な区分を反映しています。 最近のIRENAの論文[112]で概説されているように、国家戦略はより長いプロセスの最後のステップにすぎません。 実際、各国は当初、水素技術の基礎を理解し、長期ビジョン文書に移行するための研究開発プログラムを確立しています。 さらなるステップは、水素の可能性をよりよく評価するために必要な活動を含む統合計画を定義する「ロードマップ」です。 ロードマップは、水素の展開を進めるために必要な短期および中期の行動を特定し、研究分野での最優先事項を定義します。 最後のステップは、戦略が目標を定義し、具体的な政策に取り組み、既存のエネルギー政策との一貫性を評価することです。

現在、アジアとヨーロッパは水素需要の創出を支配するXNUMXつの大陸です。

 

日本は水素経済の主要なフロントランナーです。 2017年2019月、日本は水素戦略を発表しました。 さらに、2019年に日本は水素および燃料電池の戦略的ロードマップを更新しました。 現在、日本はエネルギー輸入、主に化石燃料に大きく依存しています。 2011年、日本は87番目に大きな原油輸入国、トップのLNG輸入国、そして2050番目に大きな石炭輸入国でした。 この状況は、XNUMX年の福島原発事故後の日本の原発計画の閉鎖によって悪化した。 原発事故後、日本のエネルギーミックスと発電は大幅に変化しました。 天然ガス、石油、再生可能エネルギーは、核のシェアに取って代わるために、総エネルギー消費のシェアを増やしました。 日本は一部の原子力発電所を再開することを決定しましたが、化石燃料は日本の一次エネルギー供給のXNUMX%以上に貢献しており、国の気候目標を損なっています。 したがって、水素は、その気候目標(すなわち、XNUMX年までのカーボンニュートラル)を実施するための実行可能な解決策を提供する可能性があります。

 

日本では、商用アプリケーションの実際の展開にはほとんど影響を与えませんが、過去数十年間に燃料電池の研究に多くの予算が費やされてきました[113]。 対照的に、サプライチェーンの他のステップにはほとんど焦点が当てられておらず、その結果、発電と供給に関する国内の専門知識が低くなっています。 日本の非常に高い輸入依存度(国はすべての石油とガスの必要性を輸入している)は、水素の大部分を輸入することを計画しているので、消えることはありません。 日本は、特定の水素経路に対する優先を明確に発表しなかった。

 

他の国々は、特定のセクターに戦略を集中させています。 たとえば、中国は、燃料電池車の採用を促進するための専用のインセンティブの実施を含む、運輸部門での水素戦略を開発しました[114]。

 

2020年に、中国は2060年までにカーボンニュートラルに到達する計画を発表しました。この取り組みにおいて、原子力は中国のエネルギーミックスにおいてより重要性を増す可能性があります。 中国は現在、XNUMX基以上の新しい原子炉を建設または計画しています。 原子力部門は、原子力の高い経済的コストを相殺し、クリーンな水素を開発するための努力において、追加の水素源になる可能性があります。

 

現在、中国は世界最大の水素生産国であり、年間20万トンを超え、世界の総生産量のほぼ35分の2030に相当します。 それにもかかわらず、中国の水素のほとんどは石炭から来ています。 中国水素同盟は、水素需要が15年に2040万トン増加し、グリーン水素が国内総需要の45%を占めると予測しています。 40年には水素需要は2050万トン(グリーン水素が60%を占める)に増加し、75年には115万トン(グリーン水素がXNUMX%を占める)に増加すると予想されています[XNUMX]。

 

韓国で水素戦略を開始したもう2019つのアジアの国。 6.2年の初めに、韓国は水素経済ロードマップを発表しました。 その優先事項は、韓国の自動車部門の強力な役割も考慮して、自動車用燃料電池および電力用大規模固定燃料電池におけるリーダーシップです。 ロードマップは、2040年までに2.9万台のFCEVを生産することを目指しています。この数字のうち、3.3万台を国内市場に、15万台を輸出に充てる必要があります。 さらに、ロードマップは、2040年までに7 GWの燃料電池を発電用に供給することを概説しており、そのうち116GWは輸出用です[XNUMX]。

 

ヨーロッパでは、水素はヨーロッパと国の両方のレベルで特別な関心を集めています。 2020年2030月、欧州連合は水素戦略を発表しました。 EUの戦略では、グリーン水素をヨーロッパの最優先事項として設定していますが、ブルー水素は中期的な一時的な解決策と見なされています。 40年までに、EUは、世界最大の発電所である中国の長江三峡のほぼ470倍の容量である2050GWの水素電解槽容量を確保することを約束しています。 この目標を達成するために、EUは40年までにXNUMX億ユーロもの公的および私的投資を想定しています。さらに、同期間に、東部および南部の近隣諸国からの追加のXNUMX GWを備えた輸入サプライチェーンの建設を発表しました(すなわち、ウクライナと北アフリカ諸国)。

 

並行して、いくつかの欧州加盟国は独自の水素戦略を発表しました。 その中で、スペイン、ドイツ、フランスは、それぞれ4年までに5、6.5、2030GWのグリーン水素を設置するというコミットメントを発表しました[117]。 ドイツ、フランス、ポルトガル、オランダ、スペインのグリーン水素国家目標は、50年にEUが目標とする40 GWの設置済み電解槽容量の2030%以上をすでに占めています。これらの国々は、水素への数十億の投資を発表しました。 COVID-19と景気減速の余波を受けて、政府は、気候目標を実施しながら経済回復を促進するための実行可能な方法として、水素に資金を割り当てることを検討するかもしれません。

 

さまざまな潜在的な水素輸入業者は、さまざまな水素戦略に依存しています。 ヨーロッパはグリーン水素の優先を明確に発表していますが、アジア市場(つまり、韓国、日本、中国)は、今後数十年間、より多様なグレーブルーグリーン戦略を採用しています。

 

ほとんどの国が国内の脱炭素目標に基づく水素戦略を開発しましたが、他の国は輸出される可能性のある資源として低炭素水素に焦点を合わせ始めています。

 

政府の歳入を石油とガスの輸出に依存している国々は、輸出用の水素の開発に特に関心を持っています。

 

注目すべき例は、世界クラスの輸出国になることを目指していくつかのプロジェクトを開発しているオーストラリアです。 オーストラリアは地理的な位置と大きな資源の利用可能性を考慮して、アジア市場、特に日本と韓国にクリーンな水素を供給しようとしています。 2020年2月、オーストラリアのエネルギー排出削減大臣は、水素製造コストを2kgあたり2AUD(つまり、1.5 kgあたり118米ドル)未満に削減することを目的とした、野心的な「HXNUMXunderXNUMX」目標を発表しました。 この挑戦的な目標には、産業戦略や研究活動と調整された支援政策が必要です[XNUMX]。

 

中東および北アフリカ(MENA)地域の主要な石油およびガス生産者は、水素プロジェクトおよび計画をますます評価しています。 これらの国々は、化石燃料に基づく既存の世界的なエネルギーシステムの基礎です。 化石燃料、特に石油は、これらの国の多くの主要な政府および輸出収入源です。 したがって、RESの役割が高まる世界的なエネルギー転換は、国内の安定に実存的な脅威をもたらします。 これらの国々は、将来の脱炭素化された世界におけるマクロ経済の悪影響と地政学的役割の減少を相殺する方法を検討しています。 再生可能エネルギーとCCSの可能性が豊富であることを考えると、MENAの石油とガスの生産者は、グリーン水素の主要な輸出国としての地位を確立することができます。 大きな可能性にもかかわらず、MENA諸国の水素への野心は、この地域の高い水不足によって損なわれる可能性があります。 MENAの水ストレスは、気候変動によってのみ悪化すると予想されます。 MENA諸国は、水不足に対処するために、Neomのように淡水化計画とともに水素プロジェクトを開発することができます。 これにより、現在世界の淡水化能力のほぼ半分を占めるMENAの淡水化能力がさらに発展します。

 

本日現在、湾岸諸国の2020か国が水素プロジェクトを発表しています。サウジアラビア、アラブ首長国連邦(UAE)、オマーンです。 5年2025月、Air Products、サウジACWA、およびNeomは、太陽光および風力エネルギーを動力源とする4億米ドルのグリーン水素およびグリーンアンモニアプラント(世界最大と見なされる)を開発するための合弁契約に署名しました。 プロジェクトは119年にオンラインになるはずです。このプラントは、太陽光と風力からのXNUMXGWを超える再生可能エネルギーの統合によって電力を供給されます[XNUMX]。 サウジアラビアをグリーン水素のトップ輸出国として位置付けることはできますが、プロジェクトは深刻な課題に直面しています。 水素計画に電力を供給する発表された再生可能エネルギー容量は重要です。

 

さらに、2020年の石油価格の下落によって引き起こされたサウジアラビアのマクロ経済的および財政的制約にもかかわらず、プロジェクトは大規模な財政的支援を必要とするでしょう。

 

UAEは、新しいクリーンエネルギー源を開発するために、緑と青の水素プロジェクトに投資しています。 アラブ首長国連邦はまだ公式の水素ロードマップに取り組んでいますが、国営のドバイ電力水道局(DEWA)は、モハメッドビンラシッドアルマクトゥームの太陽光駆動電気分解施設を利用して、グリーン水素モビリティプロジェクトの開発に取り組んでいます。ソーラーパーク。 ソーラーパークの設備容量は5年までに2030GWになると予想されています。UAEは、太陽光発電による競争力のある価格がグリーン水素価格の削減を可能にするものと確信しています[120]。 再生可能エネルギーへの野心にもかかわらず、UAEはCCUSの可能性を活用する青い水素も検討しています。

 

オマーンは、水素の国内使用の可能性を研究している250番目の湾岸諸国です。 そのために、オマーンは、輸出に焦点を合わせた大規模な製油所および石油化学施設が開発されているDuqm港にグリーン水素プラントを建設することを発表しました。 Hyport Duqm施設は、最初のフェーズから500〜XNUMX MWの電解槽容量を持ち、製品は輸出用に割り当てられると予想されます。 国営石油開発オマーンは、アジア諸国、特に日本からの投資を呼び込むことを目指しており、将来の生産量の一部がアジアへの輸出に向けられる可能性が高いことを示唆している。 オマーンは、今後の水素戦略を発表しました。

 

重要な水素輸出国になることを計画しているもう2030つのMENA国はモロッコです。 モロッコは既知の炭化水素の埋蔵量を保持していませんが、水素を開発するためにその大きな太陽と風力の可能性を利用しようとしています。 モロッコは、輸入への依存度を下げるために、すでに再生可能エネルギー(風力、太陽光発電、集光型太陽光発電)に重要な投資を行っています。 52年までに、国は再生可能エネルギー源から電力の11%を生産することを目指しています。これは、設置された再生可能エネルギーの約121GWに相当します[3.3]。 野心は、モロッコのグリーン水素のXNUMX分のXNUMXを国内市場に、XNUMX分のXNUMXを輸出に充てることです。 広大な太陽光と風力の資源とヨーロッパへの近さを考えると、モロッコはヨーロッパへのグリーン水素の主要な供給源になる可能性があります。 XNUMX節で概説したように、ドイツとの緊密な関係は、将来の地政学的景観の一例です。

 

ヨーロッパの脱炭素化が進むにつれ、ロシアは、その収入と地政学的影響を維持するために潜在的な水素プロジェクトを検討する必要があるもう2020つの主要な石油とガスの輸出国です。 ロシアは、主要な天然ガス埋蔵量の恩恵を受けて、水素経済の主要なプレーヤーになることができます。 200,000年2024月、ロシアのエネルギー副大臣Pavel Sorokinは、2年までに年間2035万トンの水素を輸出し、122年までにXNUMX万トンに増やすという新しい政府の政策を発表しました[XNUMX]。 ロシアはまた、水素を生産するその核能力から利益を得ることができます。 ガスと核の可能性に加えて、大量の淡水とヨーロッパとアジアの間の戦略的位置は、ロシアを主要な水素プレーヤーとして位置付けることにさらに貢献する可能性があります。

 

さらに、他の可能性のあるグリーン水素輸出業者が世界中で出現しています。 チリもその一つです。 すでに鉱物の主要な供給国である南米の国は、グリーン水素を輸出する可能性があり、25年までに年間2050万トンのグリーン水素を生産します。クリーン水素の輸出は、30億米ドル以上と推定されるかなりの収入をもたらす可能性があります。 11]。 その地理的位置を考えると、チリは、北米と西ヨーロッパに加えて、アジア市場(韓国、日本、そして潜在的には中国)にクリーンエネルギーを提供し、水素貿易の主要なプレーヤーになる可能性があります。

 

最後に、国の水素戦略は、各国が果たすことができる潜在的な役割を反映しています。 図5に示すように、国内消費と再生可能エネルギー生産の可能性は、将来の「輸入業者」と「輸出業者」を定義する主な要因のほんの一部にすぎません。

 

図5。 グリーン水素の国内消費と生産の可能性に基づいた選択された国の比較。 GCCとは、湾岸協力会議(バーレーン、クウェート、オマーン、カタール、サウジアラビア、アラブ首長国連邦を含む)を意味します。 出典:[123]。

グリーン水素国内消費と生産の可能性
グリーン水素国内消費と生産の可能性

 

3.2。 民間企業の役割

水素は、国の政府だけでなく、民間部門からも関心を集めています。

 

まず、国際石油会社(IOC)は、気候変動への取り組みと政治的圧力の高まりに照らして、潜在的な水素プロジェクトの検討を開始しました。 IOC間の一般的な傾向、つまりヨーロッパと米国のエネルギーメジャー間の相違の増加に注意することが重要です。 ヨーロッパのIOCは再生可能エネルギー源への投資を増やしていますが、米国のIOCは引き続き従来の化石燃料資産に重点を置いています。

 

2020年2月、NortH1は、シェル、ガスニー、フローニンゲンの各港で構成されるコンソーシアムによって立ち上げられました。 このプロジェクトは、北海の巨大なオフショアファームで生成された再生可能電力を使用してグリーン水素を生成することを目的としています。 このプロジェクトは、2027年に4 GW、2030年までに10 GWの容量を持ち、2040年までに約2020 GWに成長するという野心を持っています。このプロジェクトは、2021年2021月に新しいパートナーとなったEquinorとRWEのサポートを得ました。XNUMX年までに、プロジェクトは、XNUMX年後半にプロジェクト開発活動を開始することを目的として、実現可能性調査を完了します。

 

2020年50月、BPはオーステッドと協力して、グリーン水素の工業規模生産のためのプロジェクト、リンゲングリーン水素の開発を開始しました。 このプロジェクトでは、両社はドイツ北西部にあるBPのリンゲン製油所に最初の2022MW電解槽と関連インフラストラクチャを構築することを目指しています。 これは、北海のオーステッド洋上風力発電所で生成された再生可能エネルギーを動力源とし、生成された水素は製油所で使用されます。 BPとオーステッドは2024年初頭までに最終投資決定(FID)を行う計画であり、プロジェクトはXNUMX年までに運用可能になる可能性があります。

 

また、スペイン最大のエネルギー会社であるレプソルは、水素への投資を拡大しています。 スペインに60万ユーロを投資して、風力発電からのグリーン水素と近くのペトロノール製油所のCCSを組み合わせて超低排出燃料を製造するプラントを建設します。

 

第二に、電力会社は特に水素への投資に熱心です。 彼らは国内外でグリーン水素を推進しています。 一例は、チリでグリーン水素を生産する最初のプロジェクトを建設することを計画しているイタリアのエネルです。 このプロジェクトは風力エネルギーを動力源とし、2022年までに生産を開始する可能性があります。スペインのIberdrola、米国のNextEra、ドイツのUniperなどの他の主要な電力会社が水素プロジェクトを開始しました。 電化と脱炭素化が進むにつれ、電力会社の関連性はますます高まっています。 水素は、脱炭素化の主要なエネルギープレーヤーとしての役割を強化するための追加の分野を提供します。

 

第三に、ガスグリッド事業者は、再生可能エネルギー源の成長により、収益と影響力が減少する可能性があります。 水素は彼らに気候変動への取り組みの一部となる機会を提供します。 ガスグリッド事業者は、水素を輸送するために既存のガスパイプラインを変換することを提案しています。 ガスパイプラインでの水素の使用にはいくつかの課題がありますが、ヨーロッパのガスグリッド事業者は2020年124月に計画(いわゆる「ヨーロッパの水素バックボーン」)を発表し[2020]、2030年代半ばから出現したインフラストラクチャネットワークを提示しました以降。 6800年までに、2040 kmの初期パイプラインネットワークは選択された水素谷に制限されますが、23,000年までに、そのネットワークは大陸全体に広がるほぼXNUMXkmに拡大します。

 

イタリアのスナムのようなガスグリッド事業者は、インフラストラクチャを使用した脱炭素化プロセスの一部となり、潜在的な座礁資産を回避するために水素に賭けています。 2020年、スナムは今後7.4年間で50億ユーロを投資する計画を約束しました。 Snamは、その合計のXNUMX%を「水素対応」インフラストラクチャの作成、または水素対応標準による新しい資産の交換と開発に充てることに取り組んでいます。 スナムは、イタリアが北アフリカ諸国から緑と青の水素を輸入し、ヨーロッパ市場の水素ハブになるのに適した位置にあると信じています。

 

手頃な水素経済の発展は大きな課題に直面しています。 そのため、さまざまなセクターにまたがる多数の企業が取り組みを調整し始めています。 例としては、スペインのイベルドローラ、デンマークのオーステッド、イタリアのスナム、サウジアラビアのACWA、CWP再生可能エネルギー、ヤラの25社によって設立されたグリーン水素カタパルトイニシアチブがあります。 Green Hydrogen Catapultは、世界で最大2 GWの再生可能エネルギーベースの水素生産能力を開発し、現在の生産コストを2026年までに110米ドル/ kg未満に半減することを目指しています。この目標には、約125億米ドルの投資が必要です[XNUMX]。

 

3.3。 国際協定

水素は将来の国際的なエネルギー取引を再描画する可能性があります。 実際、国の水素戦略と並行して、一部の国はすでに、生産の可能性が高い国と水素需要の高い国を結びつけるための専用の二国間協定を設定しています。 潜在的な輸入国の中で、ドイツはモロッコと協力して国内でのグリーン水素の生産を支援しており、最初の100MWプロジェクトは太陽エネルギーを利用しています。

 

2020年XNUMX月、ドイツはオーストラリアとの間で、オーストラリアの太陽光発電所での水素生産の輸入を増やすことを目的とした二国間協定にも署名しました。 潜在的な輸出国の中で、オーストラリアは最有力候補です。 最近のドイツとの合意により、オーストラリアは水素の生産と輸出の大国になるという野心においてさらに一歩前進しました。 前述のように、オーストラリアは急成長しているアジアのエネルギー市場への水素の輸出も検討しています。 ドイツとのパートナーシップは、オーストラリアが日本、韓国、シンガポールなどの他の国々とすでに求めている既存のコミットメントに加えてもたらされます。

 

2020年40月、サウジアラビアから日本への世界初のブルーアンモニアの出荷は、エネルギーベクトルとしてのアンモニアの将来の貿易において重要なマイルストーンを設定しました。 日本に出荷された最初の126トンの青いアンモニア貨物が発電に使用された[2050]。 日本は、XNUMX年にカーボンニュートラルを達成するための日本の取り組みの一環として、アンモニアが日本の火力発電において重要な役割を果たすことを発表しました。

 

4.結論とポリシーの推奨事項

現在、世界中で将来の水素戦略の開発に向けて大きな勢いがあります。 このペーパーでは、水素技術に基づくエネルギーシステムの実装に関連する主な側面と、緑または青の経路を介した水素生成、その輸送、保管、およびさまざまなセクターでの最終使用に関連する市場および地政学的な視点を示しました。 。

 

将来の水素経済の成功には、競争力のあるコストで関心のあるユーザーに水素を供給するために現在の技術を改善することによって、複数の側面に取り組む必要があります。 目的は、水素自体の使用ではなく、現在のエネルギーシステムを低炭素の代替エネルギーに移行することです。 したがって、水素は全体像の重要な要素であり、その実装のための将来の戦略が他のソリューションと十分に統合されていることが重要です。

 

この観点から、低炭素エネルギーシステムをサポートするための両方のソリューションの潜在的な貢献を検討することにより、緑と青の水素経路の比較に取り組む必要があります。 多くの国では、RES電力容量のスケールアップは、低炭素水素需要をサポートするのに十分ではない可能性があり、移行中にこのギャップを埋めるために青色水素が使用される可能性があります。

 

水素生成に加えて、そのバリューチェーン全体を考慮することが重要です。 ほとんどの技術は水素サプライチェーンのさまざまなレベルですでに成熟していますが、最終ユーザーに水素を供給するために必要なプロセスが多数あるため、その複雑さによりエネルギー効率が比較的低くなります。 多くの場合、発電コストに焦点が当てられますが、水素の輸送と貯蔵の両方が、エネルギー損失と必要なインフラストラクチャの観点から重要な課題であることを示す証拠があります。 技術的な限界に対処し、明確で首尾一貫した戦略を展開することに成功することは、低炭素水素の許容可能なコストに到達するためのXNUMXつの重要な側面になります。

 

それにもかかわらず、水素サプライチェーンの複雑さは、水素が、脱炭素化の実行可能な代替手段がほとんどないアプリケーションで主に使用されるべき貴重な担体であることを示唆しています。 リソースを他の代替手段に置き換える可能性が低いほど、その価格は高くなるため、これは通常、価格に反映されます。

 

気候変動は地球規模の問題であるため、効果的な戦略には、GHG排出削減の観点から潜在的な利益を完全に認識し、定量化するための強力な国際協定が必要です[127]。 特に、水素経路の開発と予想される影響について、考慮される技術、システム境界(システム運用またはライフサイクルアセスメントを含む)、および想定されるしきい値を含む、透明で明確な基準と目標を定義することが重要です。低炭素水素を定義します。 国間の明確な調整がないと、異なるビジョンが互いに重なり合い、利用可能なリソースの最適な展開につながらない可能性があるというリスクがあります。 さらに、現実的なタイムラインと中間目標を真剣に提示せずに、最終目標を設定することを避けることが重要です。 そのためには、ポリシーとロードマップで不確実性と課題を考慮し、新しい知識と現実に定期的に適応する必要があります。

 

水素は新しい地政学的地図を描くことができます。 また、水素地政学では、各国は、需要と供給の安全性や多様化など、古典的なエネルギー地政学的問題を検討します。 地政学は、資源の利用可能性とともに、技術的優位性をますます考慮に入れるでしょう。 現在の石油とガスの主要な生産者は、RESに恵まれた他の国々とともに、地政学的な役割(およびその結果としての収入)を維持または獲得するために、安全で信頼できる水素輸出国としての地位を確立しようとします。 一部の国や地域では、水素需要の一部を国内で生産することに加えて、気候目標を達成するために水素(緑および/または青)を輸入する必要があります。

 

国際的な水素貿易が台頭しています。 一部の地域では、水素が排出量の削減と削減が困難なセクターの脱炭素化に貢献する可能性がありますが、すべての国が市民にクリーンエネルギーを提供することに焦点を当てるべきであることを忘れてはなりません。 したがって、政府と企業は、地域のエネルギー需要がより汚染されたエネルギー源で部分的に満たされている間にグリーン水素が輸出される状況を防ぐために協力する必要があります。

 

水素開発の主な推進力はエネルギーシステムの脱炭素化ですが、特定の水需要は異なりますが、淡水が緑と青の両方の水素を生成する必要性など、見過ごされがちな追加の影響を考慮することが重要です。 実際、海水淡水化や廃水再利用などの特定の解決策がこの重大な問題に取り組むのに役立つ場合でも、地域の生態系への悪影響や他の用途での淡水の利用可能性の制限を回避するには、包括的な分析が必要です。

 

著者らは、気候変動との戦いを目的とした他の技術と同様に、低炭素水素経路の開発は、グローバルな視点に基づく明確なビジョンによってサポートされるべきであると考えています。 国の戦略は、国間のギャップを広げ、既存の不平等を悪化させるリスクがあるため、グローバルな状況に広く焦点を当てなければほとんど効果がない可能性があります。 このように分断された世界では、気候変動を制限するために必要な挑戦的な目標を達成することはさらに困難な作業になるでしょう。

 

著者寄稿

MN、PPR、RS、およびMHは、研究を一緒に概念化し、作業のすべてのセクションにさまざまな程度で貢献してきました。 MNは技術部門の筆頭著者であり、PPRは地政学部門の筆頭著者です。 MN、PPR、RS、およびMHは、最終論文の執筆とレビューに貢献しています。 すべての著者は、出版された原稿を読み、同意しました。
著者らは、利害の対立を宣言していない。

 

略語

この原稿では以下の略語が使用されています。
ATR-自動熱改質
BNEF-ブルームバーグ新エネルギーファイナンス
CHP-熱電併給
DRI-鉄の直接還元
EV-電気自動車
GHG-温室効果ガス
IEA-国際エネルギー機関
IRENA-国際再生可能エネルギー機関
LHV-低位発熱量
LNG-液化天然ガス
LOHC-液体有機水素キャリア
PEM-プロトン交換膜
PV-太陽光発電
RES-再生可能エネルギー源
SMR-水蒸気メタン改質
TRL-技術準備レベル

 

この記事は、31年2020月XNUMX日にスイスのバーゼルにあるMDPIによって最初に公開され、 Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International Public License。 元の記事を読むことができます  。 この記事で表現されている見解は、WorldRefではなく、著者のみの見解です。

 

再発行者 : Aks Kuldeep Singh

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