WO2025004901A1 - ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法 - Google Patents

ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2025004901A1
WO2025004901A1 PCT/JP2024/022015 JP2024022015W WO2025004901A1 WO 2025004901 A1 WO2025004901 A1 WO 2025004901A1 JP 2024022015 W JP2024022015 W JP 2024022015W WO 2025004901 A1 WO2025004901 A1 WO 2025004901A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hydrogen
amount
emissions
emission
carbon intensity
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2024/022015
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
愛 蓑田
淳 井上
義教 根岸
征児 前田
謙二 町井
匡 清家
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Eneos Corp
Original Assignee
Eneos Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Eneos Corp filed Critical Eneos Corp
Priority to EP24831763.8A priority Critical patent/EP4738234A1/en
Priority to JP2025529660A priority patent/JPWO2025004901A1/ja
Priority to CN202480043215.3A priority patent/CN121399648A/zh
Priority to KR1020267002622A priority patent/KR20260029376A/ko
Priority to AU2024309533A priority patent/AU2024309533A1/en
Publication of WO2025004901A1 publication Critical patent/WO2025004901A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/10—Services
    • G06Q50/26—Government or public services

Definitions

  • the present disclosure relates to a CO 2 eq emission amount evaluation device, a CO 2 eq emission amount evaluation system, and a CO 2 eq emission amount evaluation method.
  • Hydrogen which does not emit CO2 when burned, is expected to be an energy source that can mitigate global warming. Hydrogen can be produced from a variety of resources, but small amounts of CO2 may be emitted during the production process or when hydrogen is extracted from a hydrogen carrier.
  • Patent Literature 1 discloses a server that issues coupons that can be used in stores located near a power supply facility to a user of a vehicle that is being CO2 - free charged when the vehicle is being CO2 - free charged.
  • the conventional technology has a problem in that the amount of CO 2 eq emitted during hydrogen trading is not evaluated.
  • the present disclosure provides a technique capable of evaluating CO 2 eq emissions when trading hydrogen.
  • the present disclosure provides a CO2 emission evaluation device that can communicate with a factory system and an authentication system related to the production of hydrogen via a network, and has a communication unit that receives CO2 emissions during the production of hydrogen and hydrogen identification information for the produced hydrogen from the factory system, and an authentication information acquisition unit that requests the authentication system to certify the CO2 emission amounts associated with the hydrogen identification information, and acquires authentication information for the CO2 emission amounts associated with the hydrogen identification information.
  • the present disclosure can provide a technique for evaluating CO 2 eq emissions when trading hydrogen.
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating the process for producing a hydrogen carrier and extracting hydrogen from the hydrogen carrier.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a system configuration of a CO 2 emission amount evaluation system.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a hardware configuration of an example of a CO 2 emission amount evaluation device, an authentication system, and a factory system.
  • FIG. 2 is a diagram showing a functional configuration of an example of a CO 2 emission amount evaluation system.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an authentication method using a digital signature.
  • FIG. 1 illustrates the phases of authentication for a hydrogen source, a hydrogen carrier, and hydrogen removal.
  • FIG. 1 is a diagram for explaining a case where hydrogen extracted from a hydrogen carrier is mixed with hydrogen produced from other raw materials.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a system configuration of a CO 2 emission amount evaluation system.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a hardware configuration of an example of a CO 2 emission amount evaluation device, an authentication
  • FIG. 11 is a flowchart illustrating an example of a flow in which a simulation unit estimates an amount of extracted hydrogen.
  • FIG. 1 is an example of a flowchart illustrating an overall flow of processes performed by an authentication system, a CO 2 emission amount evaluation device, and a factory system.
  • FIG. 13 is a flowchart illustrating an example of a flow of calculation and authentication of carbon intensity in a case where there is one hydrogen source.
  • FIG. 13 is an example of a flowchart illustrating the flow of calculation and authentication of carbon intensity in a case where there are two hydrogen sources.
  • FIG. 13 is an example of a flowchart illustrating the flow of calculation and certification of carbon intensity in a case where there are two hydrogen carriers.
  • FIG. 1 is an example of a flowchart illustrating an overall flow of processes performed by an authentication system, a CO 2 emission amount evaluation device, and a factory system.
  • FIG. 13 is a flowchart illustrating an example of a flow of calculation and authentication of carbon intensity in a case where
  • FIG. 1 is an example of a flowchart illustrating the flow of calculation and certification of carbon intensity in a case where hydrogen is extracted from a hydrogen carrier and produced by an existing process.
  • FIG. 1 is a diagram for explaining a case in which hydrogen extracted from MCH is added to hydrogen produced from existing raw materials and then increased.
  • FIG. 13 is a diagram illustrating a case in which the production rate of hydrogen produced from existing raw materials is slowed down to create room (space) for hydrogen to be removed from the MCH.
  • FIG 1 is a schematic diagram explaining the process of manufacturing a hydrogen carrier and extracting hydrogen from it.
  • a hydrogen carrier is a medium or method for efficiently storing and transporting hydrogen, which has low storage and transport efficiency when in gaseous form.
  • Examples of hydrogen carriers include MCH (methylcyclohexane) and liquid hydrogen. Extracting hydrogen refers to extracting hydrogen from the hydrogen carrier (dehydrogenation).
  • CO2 - free hydrogen is produced, and a hydrogen carrier containing this CO2 - free hydrogen is produced at a production facility 63.
  • the hydrogen produced at the production facility 63 is transported to a storage facility 61.
  • a hydrogen extraction facility 62 extracts hydrogen from the hydrogen carrier at the storage facility 61.
  • the extracted hydrogen is supplied to a customer 64.
  • customer 64 There are various types of customer 64, and they may be, for example, a hydrogen station, a general household, a power plant, or a factory.
  • the trading partner 64 may want to trade the hydrogen to be purchased with the value reflected as to how much CO2 was actually emitted when it was produced.
  • CO2 is mainly emitted during renewable energy production, hydrogen production, transportation, and hydrogen extraction.
  • the CO2 emission evaluation system of this embodiment calculates the CO2 emissions during hydrogen production and hydrogen extraction, for example, and calculates carbon intensity from the CO2 emissions.
  • the CO2 emission evaluation system also certifies the carbon intensity, hydrogen, and process (such as during hydrogen production and hydrogen extraction) in association with each other as follows. Note that carbon intensity is an index indicating the amount of carbon emitted per unit when the product is produced, and the smaller the value, the smaller the CO2 emission. Carbon intensity is the CO2 emission relative to some benchmark (for example, conventional CO2 emission).
  • the CO2 emission assessment device certifies the carbon intensity associated with hydrogen during hydrogen production.
  • the CO2 emission evaluation device certifies the carbon intensity in correspondence with the hydrogen when the hydrogen is extracted.
  • the hydrogen being traded is assigned a carbon intensity and has been certified, so even for hydrogen produced overseas or in remote locations, fair trading can be achieved that reflects a value according to its carbon intensity. It also ensures transparency and traceability in hydrogen trading.
  • ⁇ Terminology> Certification refers to proving that a document (in this embodiment, electronic data) was created and written in accordance with legitimate procedures.
  • the authentication method may be a method agreed upon among multiple countries, or authentication performed by a third-party organization. In this embodiment, it refers to proving that the amount of CO2 emissions emitted during hydrogen production, etc. is correct.
  • Authentication information is information that proves that authentication has been performed.
  • Hydrogen identification information is information for identifying hydrogen that has been produced. Hydrogen is amorphous, but is identified by unique information such as the production site, period, and production volume. If the production site is the same, hydrogen identification information may be a lot number linked to the period and production volume.
  • CO2eq means " CO2 CO2eq is an abbreviation for "global warming potential equivalent” and refers to a gas that has the same greenhouse effect as CO2 . It is possible to convert the emissions of other gases into CO2 equivalent amounts using global warming potential (GWP). In this embodiment, the evaluation of CO2 emissions will be described, but similar calculations can be made for the emissions of other gases, making it possible to evaluate CO2eq emissions.
  • the CO2 emission evaluation device 10 is an example of a CO2eq emission evaluation device.
  • ⁇ System configuration example> 2 is a diagram showing an example of the system configuration of the CO 2 emission evaluation system 100.
  • the CO 2 emission evaluation device 10 the authentication system 30, and the factory system 40 are communicatively connected via a network N.
  • the network N may be a wide area network such as the Internet, but may also be a dedicated network such as a VPN (Virtual Private Network).
  • VPN Virtual Private Network
  • the authentication system 30 is a Renewable Energy Certificate (REC).
  • the authentication system 30 issues a Certificate of Authenticity (CAC) and performs the above authentications (i) and (ii) when hydrogen is produced and taken out.
  • CAC Certificate of Authenticity
  • the specific authentication method is not a feature of this embodiment, and any authentication method may be adopted.
  • the authentication system 30 performs authentication by attaching an electronic signature to the carbon intensity, etc. The method of attaching an electronic signature will be described in detail later.
  • the factory system 40 is a system such as a server that manages the equipment of a factory that produces renewable energy, produces hydrogen, or extracts hydrogen.
  • the factory system 40 for example, produces hydrogen (in this embodiment, CO2- free hydrogen), produces hydrogen carriers such as MCH (methylcyclohexane), which is a compound with toluene, from hydrogen, and produces hydrogen from raw materials 1 and 2 (for example, LPG (Liquefied Petroleum Gas) and the like) by existing processes.
  • the factory system 40 extracts hydrogen from the hydrogen carrier by a method suitable for the hydrogen carrier (for example, dehydrogenation).
  • the hydrogen carrier may be ammonia, a hydrogen storage material, methane, a hydrogen storage material, or the like, or may be transported in the form of liquefied hydrogen or compressed hydrogen.
  • the factory system 40 does not need to be located in one place, but may exist in each factory that produces hydrogen and each factory that extracts hydrogen. Furthermore, the factory system 40 may be called anything, such as a plant, refinery, or production facility, as long as it is a facility that produces hydrogen or extracts hydrogen.
  • the CO2 emission evaluation device 10 is an information processing system such as a server managed by a company that distributes, manufactures, or sells hydrogen.
  • the CO2 emission evaluation device 10 communicates with a factory system 40, calculates the amount of CO2 emission and carbon intensity during renewable energy production, hydrogen production, hydrogen carrier production, hydrogen extraction, etc., and compares the carbon intensity with a threshold value to evaluate whether or not the process can be called CO2 - free.
  • the CO2 emission evaluation device 10 also communicates with an authentication system 30, requests the authentication system 30 to certify the carbon intensity of each process, and obtains authentication information.
  • the processes to be authenticated are, for example, hydrogen production and hydrogen extraction, but are not limited to these, and may be any process in which CO2 is emitted, such as renewable energy production and hydrogen carrier production.
  • the CO2 emission amount evaluation device 10 may be realized by cloud computing or by a single information processing device.
  • Cloud computing refers to a form in which resources on a network are used without being aware of specific hardware resources.
  • the CO2 emission amount evaluation device 10 may exist on the Internet or on-premise.
  • a terminal device operated by a user may be connectable to the network N. Since the CO2 emission assessment device 10, the authentication system 30, and the factory system 40 can have a web server function, a user can connect a terminal device to these and display and transmit any information such as authentication information.
  • the terminal device may be, for example, a PC (Personal Computer), a smartphone, a tablet terminal, or the like used by the user, but may be any device capable of executing a web browser.
  • Fig. 3 is a diagram showing an example of the hardware configuration of the CO 2 emission evaluation device 10, the authentication system 30, and the factory system 40 according to this embodiment. As shown in Fig.
  • the CO 2 emission evaluation device 10, the authentication system 30, and the factory system 40 are constructed by a computer 500, and include a CPU 501, a ROM 502, a RAM 503, a HD (Hard Disk) 504, a HDD (Hard Disk Drive) controller 505, a display 506, an external device connection I/F (Interface) 508, a network I/F 509, a bus line 510, a keyboard 511, a pointing device 512, a DVD-RW (Digital Versatile Disk Rewritable) drive 514, and a media I/F 516.
  • a computer 500 and include a CPU 501, a ROM 502, a RAM 503, a HD (Hard Disk) 504, a HDD (Hard Disk Drive) controller 505, a display 506, an external device connection I/F (Interface) 508, a network I/F 509, a bus line 510, a keyboard 511, a pointing device 512, a DVD-RW (
  • the CPU 501 controls the operation of the entire computer 500.
  • the ROM 502 stores programs used to drive the CPU 501, such as IPL.
  • the RAM 503 is used as a work area for the CPU 501.
  • the HD 504 stores various data such as programs.
  • the HDD controller 505 controls the reading and writing of various data from the HD 504 according to the control of the CPU 501.
  • the display 506 displays various information such as a cursor, menu, window, character, or image.
  • the external device connection I/F 508 is an interface for connecting various external devices. In this case, the external device is, for example, a USB (Universal Serial Bus) memory or a printer.
  • the network I/F 509 is an interface for data communication using the network N.
  • the bus line 510 is an address bus, a data bus, or the like for electrically connecting each component such as the CPU 501 shown in FIG. 3.
  • the keyboard 511 is a type of input means equipped with multiple keys used to input characters, numbers, or various instructions.
  • the pointing device 512 is a type of input means for selecting and executing various instructions, selecting a processing target, moving the cursor, and the like.
  • the DVD-RW drive 514 controls the reading and writing of various data from the DVD-RW 513, which is an example of a removable recording medium. Note that the DVD-RW drive 514 is not limited to a DVD-RW, and may be a DVD-R or the like.
  • the media I/F 516 controls the reading and writing (storing) of data from the recording medium 515, such as a flash memory.
  • Fig. 4 is a diagram showing the functional configuration of an example of the CO 2 emission evaluation system 100.
  • the authentication system 30 has a communication unit 31, an authentication processing unit 32, and a storage unit 33.
  • Each functional unit of the authentication system 30 is a function or means realized by the CPU 501 shown in FIG. 3 executing instructions included in one or more programs installed in the authentication system 30.
  • the communication unit 31 transmits and receives various information to and from the CO 2 emission evaluation device 10.
  • the communication unit 31 receives requests from the CO 2 emission evaluation device 10 and transmits authentication information to the CO 2 emission evaluation device 10.
  • the authentication information includes, for example, an REC and an electronic signature.
  • the authentication processing unit 32 authenticates the information to be authenticated transmitted by the CO 2 emission amount evaluation device.
  • the authentication processing unit 32 performs the following authentication, for example.
  • the authentication processing unit 32 authenticates the evaluation results such as carbon intensity, whether the hydrogen can be called CO2 -free based on the carbon intensity, hydrogen identification information A for identifying the hydrogen (production location, production period, production volume, CO2 emissions, etc.), and the process name (when hydrogen is produced).
  • the certification criteria may depend on whether the requirements of the consumer are met.
  • the authentication processing unit 32 authenticates the carbon intensity, the evaluation result of whether the hydrogen can be called CO2 -free based on the carbon intensity, hydrogen identification information B for identifying the hydrogen (extraction location, extraction period, extraction amount, CO2 emissions, etc.), and the process name (when hydrogen is extracted).
  • the authentication process will be described in detail with reference to Fig. 5.
  • the storage unit 33 stores various pieces of authentication information created by the authentication processing unit 32.
  • the factory system 40 has a communication unit 41, a production management unit 42, a removal management unit 43, and a simulation unit 44.
  • Each functional unit of the factory system 40 is a function or means realized by the CPU 501 shown in FIG. 3 executing instructions included in one or more programs installed in the factory system 40.
  • the communication unit 41 transmits and receives various information to the CO 2 emission evaluation device 10.
  • the communication unit 41 transmits to the CO 2 emission evaluation device 10 the production location, production period, production amount (taken out amount), CO 2 emission amount, process name, and the like.
  • the production management unit 42 creates information such as the production location, production period, production volume, CO2 emissions, and process name.
  • the extraction management unit 43 When hydrogen is extracted, the extraction management unit 43 creates information such as the extraction location, extraction period, extraction amount, CO2 emission amount, and process name.
  • the simulation unit 44 is a simulator that estimates the amount of hydrogen extracted based on the raw material composition of the hydrogen carrier, etc. and the operating conditions when hydrogen is extracted. Therefore, if the raw material composition and operating conditions are known, the amount of CO2 - free hydrogen extracted can be estimated even if CO2 - free hydrogen and hydrogen from an existing process are mixed.
  • the CO2 emission evaluation device 10 has a communication unit 11, a carbon intensity calculation unit 12, an authentication information acquisition unit 13, a provision unit 14, a reduction amount calculation unit 15, a power generation amount calculation unit 16, an incentive calculation unit 17, and a storage unit 18.
  • Each functional unit of the CO2 emission evaluation device 10 is a function or means realized by the CPU 501 shown in FIG. 3 executing instructions included in one or more programs installed in the factory system 40.
  • the communication unit 11 transmits and receives various information to and from the authentication system 30 and the factory system 40.
  • the communication unit 11 transmits information to be authenticated to the authentication system 30, and receives authentication information from the authentication system 30.
  • the communication unit 11 receives information created by the production management unit 42 and removal management unit 43 from the factory system 40.
  • the carbon intensity calculation unit 12 calculates the amount of CO2 emission of hydrogen using the respective amounts of CO2 emission. Details will be described later.
  • the authentication information acquisition unit 13 requests the authentication system 30 to authenticate the carbon intensity, the evaluation result of whether the hydrogen can be called CO2 - free based on the carbon intensity, the hydrogen identification information A or B for identifying the hydrogen, and the process name (when hydrogen is produced), and acquires the authentication information.
  • the authentication information is stored in the storage unit 18.
  • the providing unit 14 provides the authentication information to business partners who require the authentication information, such as business partners of the hydrogen carrier containing the produced hydrogen and business partners of the hydrogen extracted from the hydrogen carrier.
  • the reduction amount calculation unit 15 calculates the amount of CO2 emissions that have been reduced by introducing CO2- free hydrogen (i.e., by using the carbon intensity) and the CO2 reduction rate with respect to the benchmark CO2 emissions.
  • the power generation amount calculation unit 16 calculates the amount of power generated by introducing CO2 - free hydrogen (i.e., using the carbon intensity) that can be said to be 100% CO2 - free. The power generation amount calculation unit 16 also calculates the amount of CO2 emissions during power generation.
  • the incentive calculation unit 17 converts the amount of CO2 reduction achieved by introducing CO2 - free hydrogen into a monetary amount.
  • the incentive is the monetary effect of introducing CO2 - free hydrogen.
  • Fig. 5 is a diagram for explaining an authentication method using an electronic signature.
  • the carbon intensity, the evaluation result of whether it can be called CO2- free based on the carbon intensity, the hydrogen specification information A or B, and the process name are assumed to be the objects of authentication.
  • the authentication processing unit 32 calculates the carbon intensity, the evaluation result, the hydrogen identification information A or B, and the hash value of the process name.
  • the authentication processing unit 32 encrypts the hash value with a secret key 53 that is preset in the CO 2 emission amount evaluation device 10.
  • the encrypted hash value is called a digital signature 54.
  • the electronic signature 54 is attached to the electronic data 51 to be authenticated (carbon intensity, evaluation results, hydrogen specific information A or B, and process name).
  • the authentication processing unit 32 attaches the electronic certificate 52 of the authentication system 30 to the electronic data 51.
  • the electronic certificate 52 includes a public key 52a of the CO2 emission evaluation device 10 and an electronic signature 52b of the authentication system 30.
  • the public key 52a is paired with the private key 53, and information encrypted with the private key 53 can only be decrypted with the paired public key 52a.
  • the electronic signature 52b of the authentication system 30 is used to certify that the electronic certificate 52 has been granted by the authentication system 30.
  • the electronic data 51, the electronic signature 54, and the electronic certificate 52 constitute authentication information 50.
  • the flow of verifying the electronic data 51 to which the thus created electronic signature 54 and electronic certificate 52 are attached is as follows (not shown). It is assumed that the verification will be performed by a business partner purchasing hydrogen, but anyone may perform the authentication. (5) The business partner calculates the hash value of the carbon intensity, the evaluation result, the hydrogen identification information A or B, and the process name. (6) The trading partner decrypts the electronic signature 54 attached to the electronic data 51 using the public key 52a to return it to the original hash value. (7) If the hash value of (5) matches the hash value of (6), the purchaser can determine that the electronic data 51 has not been tampered with and that the electronic data 51 was issued by the CO2 emission evaluation device 10.
  • authentication method is just one example, and authentication may be performed by methods other than certification by a third-party organization, etc.
  • FIG. 6 is a diagram for explaining the authentication phase for the hydrogen source, the hydrogen carrier, and the extraction of hydrogen.
  • the CO 2 emission evaluation device can certify (A) the carbon intensity at the time of production.
  • a hydrogen carrier production facility 72 produces a hydrogen carrier from two hydrogen sources (the hydrogen source may be single or multiple).
  • the hydrogen carrier is stored in a storage facility 73.
  • the carbon intensity, etc. of the hydrogen contained in this storage facility 73 is certified (B). That is, the CO 2 emission evaluation device 10 causes the certification system 30 to certify the carbon intensity of a hydrogen carrier (liquid water, MCH, etc.) mixed with hydrogen produced from one or more hydrogen sources.
  • the hydrogen carrier in the storage facility 73 is transported and stored in the storage facility 75 together with a hydrogen carrier in another storage facility 74.
  • the hydrogen carrier stored in the storage facility 74 may or may not be CO2 - free hydrogen.
  • Hydrogen is taken out from the hydrogen carrier in the storage facility 75 by the hydrogen take-out device 76.
  • the CO2 emission evaluation device 10 causes the certification system 30 to certify (C) the carbon intensity of the hydrogen taken out from the storage facility 75. If the hydrogen of the hydrogen carrier stored in the storage facility 74 is not CO2 - free hydrogen, some of the hydrogen taken out from the storage facility 75 is not CO2 - free hydrogen, and some is CO2 - free hydrogen.
  • the amount of CO2 - free hydrogen taken out is calculated from the mixing ratio of the hydrogen carrier in the storage facility 75.
  • the hydrogen of the hydrogen carrier stored in storage facility 74 is CO2 - free hydrogen
  • all hydrogen extracted from storage facility 75 is CO2 - free hydrogen.
  • the amount of CO2 reduction differs depending on the hydrogen source, it is preferable to estimate the amount of CO2 reduction for each of storage facilities 73 and 74.
  • the CO2 emission evaluation device 10 calculates the amount of CO2 reduction depending on the mixture ratio of CO2 - free hydrogen and non-CO2-free hydrogen, or depending on the fact that all hydrogen sources are CO2 - free hydrogen but the CO2 reduction amount differs.
  • the CO2 emission evaluation device 10 can notify the destination of the extracted hydrogen of an equal amount of CO2 reduction, or can notify that hydrogen for a specific destination is 100% CO2 - free hydrogen.
  • Fig. 7 is a diagram for explaining a case where hydrogen extracted from a hydrogen carrier is mixed with hydrogen produced from other raw materials.
  • a hydrogen carrier containing CO2 - free hydrogen is transported and stored in a storage facility 81.
  • Hydrogen is extracted from the hydrogen carrier in the storage facility 81 by a hydrogen extraction facility 82.
  • toluene is recovered in a toluene recovery device 83 and transported to a production site of CO2- free hydrogen.
  • the existing process 84 hydrogen is also produced from various raw materials within the refinery (this is called the existing process 84), and when hydrogen is extracted, the CO2 - free hydrogen from the storage facility 81 is mixed with hydrogen from the existing process.
  • the hydrogen produced by the existing process 84 is not CO2 - free. In such cases, the extent to which CO2 emissions have been reduced is evaluated based on the ratio of hydrogen certified as CO2 - free to the total hydrogen consumption in the refinery.
  • the carbon intensity calculation unit 12 calculates the carbon intensity during hydrogen production in the following procedure. Note that here, the amount of CO2 emissions during hydrogen production is assumed to be zero, and the carbon intensity during hydrogen carrier production is calculated. In addition, a method for calculating the carbon intensity of hydrogen with different hydrogen sources and CO2 emissions will be explained. When there is one hydrogen source, the carbon intensity is the CO2 emissions of that hydrogen source itself. Note that the CO2 emissions are a relative value per unit amount to the benchmark hydrogen production method.
  • Hydrogen source 1 By-product hydrogen CO2 emissions 1
  • Hydrogen source 2 Water electrolysis hydrogen CO2 emissions 0.1
  • a hydrogen carrier is produced from these hydrogens, and the volume ratio is assumed to be "1:1.”
  • the value of hydrogen may be determined by agreement between the parties in the transaction.
  • the carbon intensity calculation unit 12 calculates the carbon intensity when hydrogen is extracted in the following manner. The calculation method for the carbon intensity when hydrogen is extracted from hydrogen carriers with different hydrogen carriers and CO2 emissions when extracted will be described below. When there is one hydrogen carrier, the carbon intensity is the CO2 emissions when hydrogen is extracted from that hydrogen carrier.
  • Hydrogen carrier 1 Hydrogen derived from Australian CO2- free MCH CO2 emissions: 0.1
  • the total amount of CO2 emissions may be calculated, and the extent to which the total amount of CO2 emissions has been reduced may be evaluated based on the total amount of CO2 emissions up to the time of hydrogen use.
  • the value of hydrogen may be determined by an agreement between the parties in the transaction.
  • the CO 2 emission amount evaluation device 10 can also include the amount of reduction in CO 2 emissions in the certification target.
  • the reduction amount calculation unit 15 calculates the reduction amount of CO2 emissions for CO2- free hydrogen whose carbon intensity has already been calculated as follows: "t-CO2" means the amount of carbon dioxide in tons, and "t-H2" means the amount of hydrogen in tons.
  • ⁇ CO2 emissions from CO2- free hydrogen (t-CO2) Amount of CO2 - free hydrogen (t-H2) x carbon intensity (t-CO2/t-H2)...(3)
  • ⁇ CO2 reduction amount (t-CO2) CO2 emissions before replacement with CO2- free hydrogen (t-CO2) - ⁇ CO2 emissions from refinery hydrogen (t-CO2) + CO2 emissions from CO2 -free hydrogen (t-CO2) ⁇ ...
  • ⁇ CO2 reduction rate (%) ⁇ CO2 emissions from refinery hydrogen (t-CO2) + CO2 emissions from CO2 -free hydrogen (t-CO2) ⁇ / CO2 emissions before switching to CO2 -free hydrogen (t-CO2)...(5)
  • the benchmark CO2 emission amount used to calculate the carbon intensity is the CO2 emission amount during the production of hydrogen produced by an oil refinery
  • the CO2 reduction rate can be calculated as follows.
  • ⁇ CO2 reduction rate (%) ( CO2 emissions before switching to CO2 - free hydrogen - CO2 emissions from CO2- free hydrogen (t-CO2)) / CO2 emissions before switching to CO2 -free hydrogen (t-CO2)...(6)
  • the reduction amount calculation unit 15 calculates the amount of reduction in CO2 emissions when power is generated using CO2- free hydrogen whose carbon intensity has been calculated, as follows.
  • ⁇ CO2 emissions during power generation (t-CO2/MWh) Amount of CO2 - free hydrogen used for power generation (t-H2) x carbon intensity (t-CO2/t-H2) / power generation (MWh) ...
  • the power generation amount calculation unit 16 calculates the amount of power generated using CO2 - free hydrogen.
  • the CO2 emission evaluation device 10 can also include the amount of power generated using CO2 - free hydrogen in the certification target.
  • the incentive calculation unit 17 calculates an incentive ( CO2- free incentive) according to the amount of CO2 reduction.
  • the incentive may be expressed in monetary terms (e.g., yen, dollars, euros, etc.).
  • the incentive calculation unit 17 can also include the incentive in the certification target.
  • Fig. 8 is a flow chart for explaining the flow of estimating the amount of extracted hydrogen by the simulation unit 44. Estimation of the amount of extracted hydrogen by simulation is effective in cases where hydrogen extracted from the hydrogen carrier and hydrogen produced from raw materials are mixed, as shown in Fig. 7.
  • the simulation unit 44 analyzes the composition of the raw materials in the tank (S501). It is assumed that the composition of the raw materials in the tank is known.
  • the simulation unit 44 estimates the amount of hydrogen produced according to the raw material composition and the operating conditions (S502).
  • the amount of hydrogen produced according to the raw material composition and the operating conditions is estimated using a database or an estimation model generated by machine learning.
  • the simulation unit 44 calculates the amount of hydrogen produced from the existing process and the amount of CO2 - free hydrogen extracted from the MCH (S503).
  • the amount of hydrogen produced from the existing process and the MCH depending on the raw material composition and operating conditions is estimated using a database or an estimation model generated by machine learning.
  • FIG. 9 is a flow chart for explaining the overall flow of the processes performed by the authentication system 30, the CO 2 emission evaluation device 10, and the factory system 40. As shown in FIG.
  • the factory system 40 produces renewable energy (electricity generated by solar power, hydraulic power, wind power, etc.).
  • the factory system 40 transmits the production location, production period, production volume, and information required for calculating the emission coefficient of the renewable energy to the CO2 emission assessment device 10.
  • the information required for calculating the emission coefficient is the fuel and electricity consumed in producing the renewable energy.
  • the CO2 emission assessment device 10 calculates the emission coefficient ( CO2 emission amount relative to the benchmark) using information necessary for the emission coefficient calculation (carbon intensity calculation). The emission coefficient corresponds to the carbon intensity.
  • the CO2 emission assessment device 10 transmits the production location, production period, production amount, and carbon intensity of the renewable energy to the authentication system 30. If the produced hydrogen is not CO2 - free hydrogen (not green hydrogen), the CO2 emissions upstream of hydrogen production (thermal power generation, etc.) may be included in the carbon intensity.
  • the authentication system 30 registers the renewable energy production location, production period, production volume, and carbon intensity in association with each other.
  • the authentication system 30 authenticates the production location, production period, production amount, and carbon intensity of the renewable energy, and creates authentication information.
  • the authentication information is made public.
  • the authentication system 30 transmits the authentication information to the CO2 emission evaluation device 10.
  • the CO 2 emission evaluation device 10 registers authentication information regarding the production of renewable energy.
  • the factory system 40 consumes renewable energy to produce hydrogen.
  • the factory system 40 transmits the production location, production period, production volume, and information necessary for calculating the emission coefficient to the CO2 emission assessment device 10.
  • the information necessary for calculating the emission coefficient is the fuel and electricity consumed in producing hydrogen.
  • the CO2 emission evaluation device 10 calculates an emission coefficient ( CO2 emission amount relative to a benchmark) using information necessary for calculating the emission coefficient.
  • the emission coefficient corresponds to carbon intensity.
  • the CO2 emission evaluation device 10 also compares the emission coefficient with a threshold value to evaluate whether or not the hydrogen can be considered CO2 - free.
  • the CO2 emission evaluation device 10 transmits the hydrogen identification information A, the process name (when hydrogen is produced), the carbon intensity, and the evaluation results to the authentication system 30.
  • the authentication system 30 registers the hydrogen specific information A, the process name (when hydrogen is produced), the carbon intensity, and the evaluation results.
  • the authentication system 30 authenticates the hydrogen identification information A, the process name (at the time of hydrogen production), the carbon intensity, and the evaluation results, and creates authentication information.
  • the authentication information is made public. This authentication information may be called a clean hydrogen certificate.
  • the authentication system 30 transmits the authentication information to the CO2 emission evaluation device 10.
  • the CO 2 emission amount evaluation device 10 registers authentication information related to the production of hydrogen.
  • the factory system 40 converts hydrogen into a hydrogen carrier (MCH, liquid hydrogen, etc.).
  • the factory system 40 transmits the production location, production period, production volume, and information required for calculating the emission coefficient of the hydrogen carrier to the CO2 emission assessment device 10.
  • the information required for calculating the emission coefficient is the amount of CO2 emissions during the production of the fuel and electricity consumed in the production of the hydrogen carrier, and the amount of CO2 emissions generated by the consumption of these.
  • the carbon intensity calculation unit of the CO2 emission evaluation device 10 calculates an emission coefficient ( CO2 emission amount relative to the benchmark) using information necessary for calculating the emission coefficient.
  • the emission coefficient corresponds to the carbon intensity.
  • the CO2 emission evaluation device 10 registers authentication information related to the production of the hydrogen carrier.
  • the hydrogen carrier produced in the factory system 40 is transported to a business partner, etc.
  • the factory system 40 transmits the production location (source and destination) of the hydrogen carrier, the production period, the production volume, and information required for calculating the emission coefficient to the CO2 emission assessment device 10.
  • the information required for calculating the emission coefficient is the CO2 emissions during the production of the fuel and electricity consumed for transportation, and the CO2 emissions generated by their consumption. It is.
  • the carbon intensity calculation unit of the CO2 emission evaluation device 10 calculates an emission coefficient ( CO2 emission amount relative to the benchmark) using information necessary for calculating the emission coefficient.
  • the emission coefficient corresponds to the carbon intensity.
  • the CO2 emission evaluation device 10 registers authentication information related to the transportation of the hydrogen carrier.
  • the factory system 40 extracts hydrogen from the hydrogen carrier.
  • the factory system 40 transmits the production location, production period, production volume, and information required for calculating the emission coefficient of the hydrogen extracted to the CO2 emission assessment device 10.
  • the information required for calculating the emission coefficient is the CO2 emissions during the production of the fuel and electricity consumed to extract the hydrogen, and the CO2 emissions generated by their consumption.
  • the CO2 emission evaluation device 10 calculates an emission coefficient ( CO2 emission amount relative to a benchmark) using information necessary for calculating the emission coefficient.
  • the emission coefficient corresponds to carbon intensity.
  • the CO2 emission evaluation device 10 also compares the emission coefficient with a threshold value to evaluate whether or not the hydrogen can be considered CO2 - free.
  • the CO2 emission evaluation device 10 transmits the hydrogen identification information B, the process name (when hydrogen is extracted), the carbon intensity, and the evaluation result to the authentication system 30.
  • the CO2 emission evaluation device 10 may request the authentication system 30 to certify the amount of CO2 emissions during conversion to a hydrogen carrier and during transportation individually, or may request the authentication system 30 to certify the amount of CO2 emissions during conversion to a hydrogen carrier, during transportation, and during removal all together.
  • the authentication system 30 registers the hydrogen specific information B, the process name (when hydrogen is extracted), the carbon intensity, and the evaluation results.
  • the authentication system 30 authenticates the hydrogen identification information B, the process name (when hydrogen is extracted), the carbon intensity, and the evaluation results, and creates authentication information.
  • the authentication information is made public. This authentication information may be called a clean hydrogen certificate.
  • the authentication system 30 transmits the authentication information to the CO2 emission evaluation device 10.
  • the CO 2 emission amount evaluation device 10 registers authentication information related to the time of taking out hydrogen.
  • the CO2 emissions generated in each phase of renewable energy production, hydrogen production, conversion to hydrogen carriers, transportation, and extraction are certified.
  • the CO2 emissions up to that point may be calculated in each phase, and the CO2 emissions including the CO2 emissions up to that point may be certified.
  • FIG. 10 is a flow chart illustrating the flow of calculation and authentication of carbon intensity in the case where there is one hydrogen source.
  • the factory system 40 produces CO2 - free hydrogen and calculates the amount of CO2 emissions during production (S101).
  • the communication unit 41 of the factory system 40 transmits the production location, production period, production amount, and CO2 emissions to the CO2 emission evaluation device 10. For simplicity, it is assumed here that the factory system 40 calculates the amount of CO2 emissions.
  • the carbon intensity calculation unit 12 of the CO2 emission evaluation device 10 calculates the relative value of the CO2 emission during production to the CO2 emission of the benchmark hydrogen as the carbon intensity (S102). For example, the carbon intensity calculation unit 12 sets the ratio of the CO2 emission in step S101 to the CO2 emission of the benchmark hydrogen as the carbon intensity. The carbon intensity calculation unit 12 compares the carbon intensity with a threshold value to determine the evaluation result.
  • the authentication information acquisition unit 13 of the CO2 emission evaluation device 10 transmits the authentication object (carbon intensity, evaluation result of whether it can be called CO2 - free based on the carbon intensity, hydrogen identification information A, and process name) to the authentication system 30 via the communication unit 11.
  • the authentication processing unit 32 of the authentication system 30 authenticates the authentication object and creates authentication information (S103).
  • the communication unit 31 of the authentication system 30 transmits the authentication information to the CO2 emission evaluation device 10.
  • the authentication information acquisition unit 13 acquires the authentication information.
  • the sales company of the hydrogen carrier receives the hydrogen carrier and manages it together with the authentication information. In this case, the sales company of the hydrogen carrier is the company that manages the CO2 emission evaluation device 10 or a related company.
  • Figure 10 shows the authentication process when hydrogen is produced, but the authentication process when hydrogen is extracted can follow a similar flow.
  • Figure 11 is a flow chart that explains the process of calculating and certifying carbon intensity when there are two hydrogen sources.
  • the factory system 40 produces by-product hydrogen and CO2- free hydrogen, and further produces a hydrogen carrier, and calculates the amount of CO2 emissions during each production (S201).
  • the communication unit 41 of the factory system 40 transmits the production location, production period, production amount, and CO2 emissions of each to the CO2 emission evaluation device 10.
  • the carbon intensity calculation unit 12 of the CO2 emission evaluation device 10 calculates the carbon intensity based on the mixing ratio of hydrogen from different hydrogen sources and the relative value of the CO2 emission in step S201 to the CO2 emission of the benchmark hydrogen (S202). The method of calculating this carbon intensity is shown in formula (1).
  • the carbon intensity calculation unit 12 compares the carbon intensity with a threshold value to determine the evaluation result.
  • the authentication information acquisition unit 13 of the CO2 emission evaluation device 10 transmits the authentication object (carbon intensity, evaluation result of whether the process can be called CO2 - free based on the carbon intensity, hydrogen identification information A, and process name) to the authentication system 30 via the communication unit 11.
  • the authentication processing unit 32 of the authentication system 30 authenticates the authentication object and creates authentication information (S203).
  • the communication unit 31 of the authentication system 30 transmits the authentication information to the CO2 emission evaluation device 10.
  • the authentication information acquisition unit 13 acquires the authentication information.
  • the hydrogen sales company receives the hydrogen carrier and manages it together with the authentication information.
  • FIG. 12 is a flow chart that explains the flow of calculating and authenticating carbon intensity when there are two hydrogen carriers. Note that the explanation of FIG. 12 mainly explains the differences from FIG. 10. Steps S301 to S303 in FIG. 12 may be the same as steps S201 to S203 in FIG. 11.
  • the hydrogen sales company extracts hydrogen and sells it to its business partners.
  • the reduction amount calculation unit 15 calculates the amount of CO2 emissions based on the authentication information and adds up the amounts of CO2 emissions during hydrogen production for the multiple hydrogen carriers (S304).
  • the reduction amount calculation unit 15 substitutes the carbon intensity included in the certification information and the amount of CO2 - free hydrogen extracted from the hydrogen carrier (assuming a mixture of the same hydrogen carriers containing CO2 - free hydrogen, such as MCH) into formula (3) to calculate the amount of CO2 emissions. If there are multiple hydrogen carriers, there will also be multiple pieces of certification information, so the reduction amount calculation unit 15 calculates the amount of CO2 emissions for each hydrogen carrier.
  • the CO2 emissions of hydrogen used as the benchmark in formula (3) are known.
  • the communication unit 11 receives the amount of CO2 emissions when hydrogen is extracted from the factory system 40, and the reduction calculation unit 15 adds up the amount of CO2 emissions when hydrogen is extracted to the amount of CO2 emissions calculated in step S404.
  • the authentication information acquisition unit 13 of the CO2 emission evaluation device 10 can authenticate the amount of CO2 emissions from production to extraction calculated in step S404 in the authentication system 30.
  • the provision unit 14 can provide the authentication information to the business partner.
  • the CO2 emissions can be calculated using the certified carbon intensity.
  • FIG. 13 is a flow chart that explains the flow of calculating and authenticating carbon intensity in the case where hydrogen is extracted from a hydrogen carrier and produced by an existing process. Note that the explanation of FIG. 13 will mainly explain the differences from FIG. 10. Steps S401 to S403 in FIG. 13 may be the same as steps S201 to S203 in FIG. 11.
  • a hydrogen sales company extracts hydrogen and sells it to its business partners.
  • the simulation unit 44 estimates the amount of hydrogen extracted from the MCH and calculates the CO2 emissions based on the certified carbon intensity (S404).
  • the amount of hydrogen extracted from the MCH cannot be measured, so the simulation unit 44 estimates the amount of hydrogen extracted.
  • the amount of hydrogen in the existing process is the amount of hydrogen obtained by subtracting the amount of hydrogen calculated by the simulation unit 44 from the total amount of hydrogen extracted.
  • the reduction amount calculation unit 15 substitutes the carbon intensity included in the authentication information and the amount of CO2 - free hydrogen estimated by the simulation unit 44 into equation (3) to calculate the amount of CO2 emissions during the production of hydrogen contained in the MCH.
  • the carbon intensity calculation unit 12 calculates the carbon intensity of the total amount of hydrogen based on the amount of CO2 emissions associated with the hydrogen extracted from the existing process and the amount of CO2 emissions in step S404 (S405).
  • the communication unit 11 acquires the amount of hydrogen extracted from the existing process and the amount of CO2 emissions from the factory system 40.
  • the communication unit 11 also acquires the amount of hydrogen extracted from the MCH (calculated by simulation) and the amount of CO2 emissions when extracting hydrogen from the factory system 40. This is to add up the amount of CO2 emissions when extracting hydrogen from the MCH to the amount of CO2 emissions during the production of hydrogen contained in the MCH .
  • the carbon intensity calculation unit 12 can calculate the carbon intensity using formula (2).
  • the authentication information acquisition unit 13 of the CO2 emission evaluation device 10 transmits the authentication subject (carbon intensity, the evaluation result of whether the process can be called CO2- free based on the carbon intensity, the hydrogen identification information B, and the process name) to the authentication system 30 and acquires authentication information at the time of hydrogen extraction. Furthermore, the provision unit 14 can provide the authentication information to a business partner.
  • FIG. 14A and 14B are diagrams showing the relationship between time and the amount of extracted hydrogen, where Fig. 14A shows a case where hydrogen extracted from the MCH is increased in production in addition to hydrogen produced from existing raw materials.
  • t1 After hydrogen production ramp-up begins, hydrogen extraction from MCH is stopped.
  • t2 CO2 - free hydrogen is produced until hydrogen returns to normal levels ((supplied to other companies) CO2 - free hydrogen volume is calculated using a flow meter)
  • FIG. 14B illustrates the case where the production rate of hydrogen produced from existing feedstock is slowed to make room for hydrogen to be removed from the MCH.
  • CO2- free hydrogen is produced (supplied to other companies) from the start of feed + time lag to the end of feed + time lag 14B, the amount of CO2 - free hydrogen is calculated based on a simulator.
  • the CO2 emission evaluation device 10 can supply hydrogen corresponding to the carbon intensity calculated as above to other companies.
  • the hydrogen being traded is associated with a carbon intensity that has also been certified, making it possible to realize fair trading that reflects a value according to its carbon intensity, even for hydrogen produced overseas or in remote locations.
  • CO2 emission evaluation device 10 CO2 emission evaluation device 30 Certification system 40 Factory system 100 CO2 emission evaluation system

Landscapes

  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Educational Administration (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

水素の取り引き時にＣＯ２ｅｑ排出量を評価すること。本開示は、水素の製造に関する工場システム及び認証システムとネットワークを介して通信できるＣＯ２ｅｑ排出量評価装置であって、前記工場システムから水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報を受信する通信部と、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証を前記認証システムに要求し、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証情報を取得する認証情報取得部と、を有する。

Description

ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法
　本開示は、ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、及び、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法に関する。
　燃焼してもＣＯ２を排出しない水素は温暖化抑制が可能なエネルギーとして期待されている。水素は様々な資源から作ることができるが、製造工程や水素キャリアからの水素取り出し時においては若干のＣＯ２を排出する場合がある。
　再生可能エネルギーを用いた外部充電について考案された技術が知られている（例えば、特許文献１参照。）。特許文献１には、車両においてＣＯ２フリー充電が行なわれる場合に、ＣＯ２フリー充電が行なわれる車両のユーザーに対して、給電設備の周辺に存在する店舗で使用可能なクーポンを発行するサーバが開示されている。
特許2020－102024号公報
　しかしながら、従来の技術では、水素の取引の際に、ＣＯ２ｅｑがどの程度排出されたかが評価されていないという問題がある。
　本開示は、上記課題に鑑み、水素の取り引き時にＣＯ２ｅｑ排出量を評価できる技術を提供する。
　本開示は、水素の製造に関する工場システム及び認証システムとネットワークを介して通信できるＣＯ２排出量評価装置であって、前記工場システムから水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報を受信する通信部と、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証を前記認証システムに要求し、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証情報を取得する認証情報取得部と、を有する。
　本開示は、水素の取り引き時にＣＯ２ｅｑ排出量を評価する技術を提供できる。
水素キャリアの製造と水素キャリアからの水素取り出しの流れを説明する概略図である。 ＣＯ２排出量評価システムのシステム構成例を示す図である。 ＣＯ２排出量評価装置、認証システム、及び、工場システムの一例のハードウェア構成を示す図である。 ＣＯ２排出量評価システムの一例の機能構成を示す図である。 電子署名を用いた認証方法を説明する図である。 水素源、水素キャリア、及び水素の取り出しについて認証のフェーズを説明する図である。 水素キャリアから取り出した水素と、他の原材料から製造される水素とが混成される場合を説明する図である。 シミュレーション部が水素の取り出し量を推定する流れを説明するフローチャート図の一例である。 認証システム、ＣＯ２排出量評価装置及び工場システムが行う処理の全体的な流れを説明するフローチャート図の一例である。 水素源が１つのケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図の一例である。 水素源が２つのケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図の一例である。 水素キャリアが２つのケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図の一例である。 水素キャリアから水素が取り出され、既存プロセスで水素が製造されるケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図の一例である。 既存の原材料から製造される水素に追加してＭＣＨから取り出した水素を増産するケースを説明する図である。 既存の原材料から製造される水素の製造速度を落として、ＭＣＨから取り出される水素のルーム（空き）を作るケースを説明する図である。
　以下、本発明を実施するための形態の一例としてＣＯ２排出量評価システムと、ＣＯ２排出量評価システムが行うＣＯ２排出量評価方法について図面を参照しながら説明する。
　＜ＣＯ２排出量評価システムの概略＞
水素は、再生可能エネルギーの製造、低炭素水素の製造、再生可能エネルギーを用いた水素の製造、水素キャリアの製造、及び、水素キャリアから水素の取り出しの各プロセスでプロセスに応じたＣＯ２を排出する。各プロセスが実施される場所が様々なので、最終的に水素を購入する取引先等は、どのくらいのＣＯ２を排出して製造された水素なのか不明になり、ＣＯ２排出量に応じた価値を反映した公平な取引が困難であった。そこで本開示では、これら水素の製造等の各フェーズで認証を行い、水素と共に認証情報を提供する。
　図１は、水素キャリアの製造と水素キャリアからの水素取り出しの流れを説明する概略図である。水素キャリアとは、気体のままでは貯蔵や輸送の効率が低い水素を、効率的に貯蔵・運搬する媒体やその方法を言う。水素キャリアとしてはＭＣＨ（メチルシクロヘキサン）、液体水素などがある。水素取り出しとは、水素キャリアから水素を抽出することをいう（脱水素）。
　図１では、ＣＯ２フリー水素が製造され、このＣＯ２フリー水素を含む水素キャリアが製造施設６３で製造されている。製造施設６３で製造された水素は貯蔵施設６１まで輸送されている。水素の取り出し施設６２は、貯蔵施設６１の水素キャリアから水素を取り出す。取り出された水素は、取引先６４に供給される。取引先６４は様々であるが、例えば水素ステーション、一般家庭、発電所、又は工場などである。
　取引先６４としては、購入する水素が実質どの程度のＣＯ２排出量により製造されたかを価値に反映させて取引したい場合がある。ＣＯ２が排出されるのは、主に、再生可能エネルギーの製造時、水素製造時、輸送時、及び、水素取り出し時である。本実施形態のＣＯ２排出量評価システムは、例えば水素製造時と水素取り出し時のＣＯ２排出量を算出し、ＣＯ２排出量から炭素強度を算出する。また、ＣＯ２排出量評価システムは、以下のように、炭素強度と水素とプロセス（水素製造時と水素取り出し時等）を対応付けて認証する。なお、炭素強度とは、その製品が生産される際に排出された炭素の、単位当たりの排出量を示す指標であり、値が小さいほど、ＣＯ２排出量が少ないことを意味する。炭素強度は、何らかのベンチマーク（例えば従来のＣＯ２排出量）に対するＣＯ２排出量である。
　(i) ＣＯ２排出量評価装置は、水素製造時において水素に対応づけて炭素強度を認証させる。
　(ii) ＣＯ２排出量評価装置は、水素取り出し時において水素に対応づけて炭素強度を認証させる。
　取引される水素には、炭素強度が対応づけられており、かつ、認証済みなので、海外や遠隔地にて製造された水素においても、炭素強度に応じた価値を反映した公平な取引を実現できるようになる。また、水素取引において透明性や追跡性を確保できる。
　＜用語について＞
認証とは、文書（本実施形態では、電子データ）の成立及び記載が、正当な手続きでなされたことを証明することをいう。認証方法は、複数の国の間で合意された方法や、第三者機関により行われる認証等でよい。本実施形態では、水素の製造時等に排出されたＣＯ２排出量が正しいものであることを証明することをいう。認証情報は、認証が行われたことを証明する情報である。
　水素特定情報とは、製造等された水素を特定するための情報である。水素は不定形であるが、製造場所、期間及び製造量など一意性がある情報により特定される。水素特定情報は、製造場所が同じであれば期間及び製造量が紐付けられたロット番号などでもよい。
　ＣＯ２eqとは、“ＣＯ２
equivalent”の略であり、ＣＯ２と同等の温室効果を有するガスをいう。地球温暖化係数（GWP）を用いて他のガスの排出量をＣＯ２相当量に換算することが可能である。本実施形態では、ＣＯ２排出量の評価について説明するが、他のガスの排出量についても同様に算出でき、ＣＯ２eq排出量の評価が可能である。ＣＯ２排出量評価装置１０はＣＯ２ｅｑ排出量評価装置の一例である。
　＜システム構成例＞
図２は、ＣＯ２排出量評価システム１００のシステム構成例を示す図である。ＣＯ２排出量評価システム１００では、ＣＯ２排出量評価装置１０、認証システム３０、及び、工場システム４０がネットワークＮを介して通信可能に接続されている。ネットワークＮは例えばインターネットなどの広域なネットワークでよいが、ＶＰＮ（Virtual Private Network）など専用のネットワークでもよい。また、ＣＯ２排出量評価装置１０は、認証システム３０及び工場システム４０と通信できればよく、認証システム３０と工場システム４０とは互いに通信しなくてもよい。
　認証システム３０は、ＲＥＣ（Renewable
Energy Certificate）を発行すると共に、水素製造時と水素取り出し時に上記(i)(ii)の認証を行う。具体的な認証方法は本実施形態の特徴でなくどのような認証方法が採用されてもよい。認証システム３０は、一例として、炭素強度等に電子署名を付与することで認証する。電子署名の付与方法について詳細は後述する。
　工場システム４０は、再生可能エネルギーの製造、水素を製造又は水素を取り出す工場の設備を管理するサーバなどのシステムである。工場システム４０は、例えば、水素（本実施形態では、ＣＯ２フリー水素）を製造したり、水素からトルエンとの化合物であるＭＣＨ（メチルシクロヘキサン）などの水素キャリアを製造したり、原材料１，２（例えばＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）等）から既存プロセスにより水素を製造したりする。また、工場システム４０は、水素キャリアに適した方法で水素キャリアから水素を取り出す（例えば、脱水素）。水素キャリアは、アンモニア、水素吸蔵材、メタン、水素吸蔵材などでもよいし、液化水素や圧縮水素の形態で輸送されてもよい。
　したがって工場システム４０は一カ所にある必要はなく、水素を製造する工場、水素を取り出す工場ごとに存在してよい。また、工場システム４０は、水素を製造又は水素を取り出す設備であればプラント、製油所、生産所など、どのように呼ばれていてもよい。
　ＣＯ２排出量評価装置１０は、水素の流通、製造又は販売の１つ以上を行う企業が管理するサーバなどの情報処理システムである。ＣＯ２排出量評価装置１０は、工場システム４０と通信し、再生可能エネルギーの製造時、水素製造時、水素キャリア製造時及び水素取り出し時等のＣＯ２排出量及び炭素強度を算出したり、炭素強度と閾値を比較してＣＯ２フリーと呼べるか否かを評価したりする。また、ＣＯ２排出量評価装置１０は認証システム３０と通信して、各プロセスの炭素強度の認証を認証システム３０に要求し、認証情報を取得する。認証するプロセスは例えば水素製造時及び水素取り出し時であるが、これらに限られず、再生可能エネルギーの製造時及び水素キャリア製造時等、ＣＯ２が排出されるプロセスであれば対象としてよい。
　なお、ＣＯ２排出量評価装置１０は、クラウドコンピューティングにより実現されてもよいし、単一の情報処理装置によって実現されてもよい。クラウドコンピューティングとは、特定ハードウェア資源が意識されずにネットワーク上のリソースが利用される形態をいう。ＣＯ２排出量評価装置１０は、インターネット上に存在しても、オンプレミスに存在してもよい。
　図２に示していないが、ネットワークＮにはユーザーが操作する端末装置が接続可能でよい。ＣＯ２排出量評価装置１０、認証システム３０及び工場システム４０はＷｅｂサーバの機能を有することができるため、ユーザーは端末装置をこれらに接続させ、認証情報等、任意の情報の表示及び情報の送信等が可能である。端末装置は、例えば、ユーザーが使用するＰＣ（Personal Computer）、スマートフォン、タブレット端末等でよいが、Ｗｅｂブラウザが実行可能であればどのような装置でもよい。
　＜ハードウェア構成例＞
図３を参照して、本実施形態に係るＣＯ２排出量評価装置１０、認証システム３０、及び、工場システム４０のハードウェア構成について説明する。図３は、本実施形態に係るＣＯ２排出量評価装置１０、認証システム３０、及び、工場システム４０の一例のハードウェア構成を示す図である。図３に示されているように、ＣＯ２排出量評価装置１０、認証システム３０、及び、工場システム４０はコンピュータ５００によって構築されており、ＣＰＵ５０１、ＲＯＭ５０２、ＲＡＭ５０３、ＨＤ（Hard Disk）５０４、ＨＤＤ(Hard Disk Drive)コントローラ５０５、ディスプレイ５０６、外部機器接続Ｉ／Ｆ(Interface)５０８、ネットワークＩ／Ｆ５０９、バスライン５１０、キーボード５１１、ポインティングデバイス５１２、ＤＶＤ－ＲＷ(Digital Versatile Disk Rewritable)ドライブ５１４、メディアＩ／Ｆ５１６を備えている。
　これらのうち、ＣＰＵ５０１は、コンピュータ５００全体の動作を制御する。ＲＯＭ５０２は、ＩＰＬ等のＣＰＵ５０１の駆動に用いられるプログラムを記憶する。ＲＡＭ５０３は、ＣＰＵ５０１のワークエリアとして使用される。ＨＤ５０４は、プログラム等の各種データを記憶する。ＨＤＤコントローラ５０５は、ＣＰＵ５０１の制御にしたがってＨＤ５０４に対する各種データの読み出し又は書き込みを制御する。ディスプレイ５０６は、カーソル、メニュー、ウィンドウ、文字、又は画像などの各種情報を表示する。外部機器接続Ｉ／Ｆ５０８は、各種の外部機器を接続するためのインターフェースである。この場合の外部機器は、例えば、ＵＳＢ(Universal Serial Bus)メモリやプリンタ等である。ネットワークＩ／Ｆ５０９は、ネットワークＮを利用してデータ通信をするためのインターフェースである。バスライン５１０は、図３に示されているＣＰＵ５０１等の各構成要素を電気的に接続するためのアドレスバスやデータバス等である。
　また、キーボード５１１は、文字、数値、又は各種指示などの入力に使用される複数のキーを備えた入力手段の一種である。ポインティングデバイス５１２は、各種指示の選択や実行、処理対象の選択、カーソルの移動などを行う入力手段の一種である。ＤＶＤ－ＲＷドライブ５１４は、着脱可能な記録媒体の一例としてのＤＶＤ－ＲＷ５１３に対する各種データの読み出し又は書き込みを制御する。なお、ＤＶＤ－ＲＷドライブ５１４は、ＤＶＤ－ＲＷに限らず、ＤＶＤ－Ｒ等であってもよい。メディアＩ／Ｆ５１６は、フラッシュメモリ等の記録メディア５１５に対するデータの読み出し又は書き込み（記憶）を制御する。
　＜機能について＞
次に、図４を参照し、本実施形態に係るＣＯ２排出量評価システム１００の機能構成について説明する。図４は、ＣＯ２排出量評価システム１００の一例の機能構成を示す図である。
　＜＜認証システム＞＞
認証システム３０は、通信部３１、認証処理部３２、及び、記憶部３３を有している。認証システム３０が有する各機能部は、認証システム３０にインストールされた１以上のプログラムに含まれる命令を図３に示したＣＰＵ５０１が実行することで実現される機能又は手段である。
　通信部３１は、ＣＯ２排出量評価装置１０と各種の情報を送受信する。通信部３１は、ＣＯ２排出量評価装置１０から要求を受信したり、認証情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信したりする。認証情報は、例えばＲＥＣと電子署名等を含む。
　認証処理部３２は、ＣＯ２排出量評価装置が送信する認証対象の情報を認証する。認証処理部３２は、例えば以下の認証を行う。
・認証処理部３２は、炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるか等の評価結果、水素を特定するための水素特定情報Ａ（製造場所、製造期間、製造量、ＣＯ２排出量など）、及び、プロセス名（水素製造時）を認証する。認証の基準は、需要家の要求事項を満たすかどうかに依存してよい。
・認証処理部３２は、炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるかの評価結果、水素を特定するための水素特定情報Ｂ（取り出し場所、取り出し期間、取り出し量、ＣＯ２排出量など）及び、プロセス名（水素取り出し時）を認証する。
認証の処理については図５にて詳細に説明する。記憶部３３には、認証処理部３２が作成した各種の認証情報が保存される。
　＜＜工場システム＞＞
工場システム４０は、通信部４１、製造管理部４２、取り出し管理部４３、及び、シミュレーション部４４を有している。工場システム４０が有する各機能部は、工場システム４０にインストールされた１以上のプログラムに含まれる命令を図３に示したＣＰＵ５０１が実行することで実現される機能又は手段である。
　通信部４１は、ＣＯ２排出量評価装置１０と各種の情報を送受信する。通信部４１は、製造場所、製造期間、製造量（取り出し量）、ＣＯ２排出量、及び、プロセス名などをＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。
　製造管理部４２は、水素製造時において、製造場所、製造期間、製造量、ＣＯ２排出量、及び、プロセス名等を作成する。
　取り出し管理部４３は、水素取り出し時において、取り出し場所、取り出し期間、取り出し量、ＣＯ２排出量、及び、プロセス名等を作成する。
　シミュレーション部４４は、水素キャリア等の原料組成と水素取り出し時の運転条件に基づいて取り出される水素量を推測するシミュレータである。したがって、原料組成と運転条件が分かれば、ＣＯ２フリー水素と既存プロセスの水素が混成していても、ＣＯ２フリー水素の取り出し量を推測できる。
　＜＜ＣＯ２排出量評価装置＞＞
ＣＯ２排出量評価装置１０は、通信部１１、炭素強度算出部１２、認証情報取得部１３、提供部１４、削減量算出部１５、発電量算出部１６、インセンティブ算出部１７、及び、記憶部１８を有している。ＣＯ２排出量評価装置１０が有する各機能部は、工場システム４０にインストールされた１以上のプログラムに含まれる命令を図３に示したＣＰＵ５０１が実行することで実現される機能又は手段である。
　通信部１１は、認証システム３０及び工場システム４０と各種の情報を送受信する。通信部１１は、認証システム３０に認証の対象の情報を送信し、認証情報を認証システム３０から受信する。通信部１１は、製造管理部４２や取り出し管理部４３が作成する情報を工場システム４０から受信する。
　炭素強度算出部１２は、水素が異なる水素源から製造された場合、及び、異なる水素キャリアから水素が取り出される場合、それぞれのＣＯ２排出量を用いて、水素のＣＯ２排出量を算出する。詳細は後述する。
　認証情報取得部１３は、炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるかの評価結果、水素を特定するための水素特定情報Ａ又はＢ、及び、プロセス名（水素製造時）の認証を認証システム３０に要求し、認証情報を取得する。認証情報は記憶部１８に保存される。
　提供部１４は、認証情報を、製造された水素を含む水素キャリアの取引先、及び、水素キャリアから取り出された水素の取引先等、認証情報を必要とする取引先に提供する。
　削減量算出部１５は、ＣＯ２フリー水素を導入することで（すなわち、炭素強度を用いて）ベンチマークとされるＣＯ２排出量に対し、削減できたＣＯ２排出量及びＣＯ２削減率を算出する。
　発電量算出部１６は、ＣＯ２フリー水素を導入することで発電された（すなわち、炭素強度を用いて）、100%ＣＯ２フリーと言える発電量を算出する。また、発電量算出部１６は、発電時のＣＯ２排出量も算出する。
　インセンティブ算出部１７は、ＣＯ２フリー水素を導入することで削減できたＣＯ２削減量に応じて、それを金額に換算する。つまり、インセンティブとは、ＣＯ２フリー水素を導したことによる金銭的な効果である。
　＜認証システム＞
図５を参照して認証システム３０が行う認証方法について説明する。図５は、電子署名を用いた認証方法を説明する図である。図５では、炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるかの評価結果、水素特定情報Ａ又はＢ、及び、プロセス名（再生可能エネルギーの製造時、水素製造時、水素キャリア製造時、水素取り出し時等）が認証対象であるとする。
　(1) 認証処理部３２は、炭素強度、評価結果、水素特定情報Ａ又はＢ、及び、プロセス名のハッシュ値を算出する。
　(2) 認証処理部３２は、ＣＯ２排出量評価装置１０が予め設定してある秘密鍵５３でハッシュ値を暗号化する。暗号化されたハッシュ値を電子署名５４という。
　(3) 電子署名５４は認証対象となる電子データ５１（炭素強度、評価結果、水素特定情報Ａ又はＢ、及び、プロセス名）に添付される。
　(4) 認証処理部３２は、認証システム３０の電子証明書５２を電子データ５１に添付する。電子証明書５２は、ＣＯ２排出量評価装置１０の公開鍵５２ａと認証システム３０の電子署名５２ｂを含む。公開鍵５２ａは秘密鍵５３とペアであり、秘密鍵５３で暗号化された情報はペアの公開鍵５２ａでのみ復号できる。また、認証システム３０の電子署名５２ｂは電子証明書５２が認証システム３０により付与されたことを照明するためのものである。電子データ５１、電子署名５４、及び電子証明書５２が認証情報５０である。
　このように作成された電子署名５４と電子証明書５２が添付された電子データ５１を検証する場合の流れは以下のようになる（不図示）。検証するのは水素を購入する取引先等が想定されるが誰が認証してもよい。
(5) 取引先は、炭素強度、評価結果、水素特定情報Ａ又はＢ、及び、プロセス名のハッシュ値を算出する。
(6) 取引先は、電子データ５１に添付されている電子署名５４を公開鍵５２ａで元のハッシュ値に復号する。
(7) 購入者は、(5)のハッシュ値と(6)のハッシュ値が一致する場合に、電子データ５１に改ざんがないこと、及び、電子データ５１がＣＯ２排出量評価装置１０により発行されたものであると判断できる。
　なお、上記の認証方法は一例であって、第三者機関等による認証を得る以外の方法で認証してもよい。
　＜水素源、水素キャリア、水素の取り出し＞
図６を参照して、認証情報が作成されるフェーズについて説明する。図６は、水素源、水素キャリア、及び水素の取り出しについて認証のフェーズを説明する図である。図６では、２つの水素７１が製造される。まず、ＣＯ２排出量評価装置は製造時の炭素強度を認証（Ａ）することができる。２つの水素源（水素源は単独であっても複数でも構わない）から水素キャリア製造施設７２が水素キャリアを製造している。水素キャリアは貯蔵施設７３に貯蔵されている。一例として、この貯蔵施設７３が含む水素について炭素強度等が認証（Ｂ）される。すなわち、ＣＯ２排出量評価装置１０は、１つ以上の水素源から製造された水素が混成された水素キャリア（液水、MCHほか）の炭素強度を認証システム３０に認証させる。
　貯蔵施設７３の水素キャリアは輸送され、別の貯蔵施設７４の水素キャリアと共に貯蔵施設７５に貯蔵される。貯蔵施設７４に貯蔵される水素キャリアは、ＣＯ２フリー水素でもそうでなくもよい。水素キャリアは単独であっても複数でも構わない。貯蔵施設７５の水素キャリアから水素取り出し装置７６により水素が取り出される。水素取り出し時、ＣＯ２排出量評価装置１０は、貯蔵施設７５から取り出された水素に対する炭素強度を認証システム３０に認証（Ｃ）させる。貯蔵施設７４に貯蔵される水素キャリアの水素がＣＯ２フリー水素でない場合、貯蔵施設７５から取り出された水素の一部はＣＯ２フリー水素でなく、一部がＣＯ２フリー水素である。この場合、取り出されたＣＯ２フリー水素量は、貯蔵施設７５における水素キャリアの混合比から算出される。貯蔵施設７４に貯蔵される水素キャリアの水素がＣＯ２フリー水素である場合、貯蔵施設７５から取り出された水素は全てＣＯ２フリー水素であるが、水素源が異なればＣＯ２削減量も異なるので、貯蔵施設７３と７４ごとにＣＯ２削減量を推定することが好ましい。
　ＣＯ２排出量評価装置１０は、ＣＯ２フリー水素とそうでない水素の混合比、又は、全ての水素源がＣＯ２フリー水素であるがＣＯ２削減量が異なることに応じてＣＯ２削減量を算出する。ＣＯ２排出量評価装置１０は、取り出した水素の行き先に均等なＣＯ２削減量を伝えることもできるし、ある特定の行き先の水素が100%ＣＯ２フリー水素であると伝えることもできる。
　図７は、水素キャリアから取り出した水素と、他の原材料から製造される水素とが混成される場合を説明する図である。図６と同様に、ＣＯ２フリー水素を含む水素キャリアが輸送され貯蔵施設８１に貯蔵される。貯蔵施設８１の水素キャリアから水素取り出し施設８２により水素が取り出される。水素キャリアから水素が取り出された後、トルエン回収装置８３でトルエンが回収され、ＣＯ２フリー水素の製造場所まで輸送される。
　一方、製油所内での各種の原材料からも水素が製造され（これを既存プロセス８４という）、水素取り出し時には貯蔵施設８１からのＣＯ２フリー水素と、既存プロセスの水素とが混成される。既存プロセス８４で製造される水素はＣＯ２フリーでない。このような場合、製油所内利用においては全体の水素消費量に対する、ＣＯ２フリーであると認証された水素の割合をもとに、どの程度ＣＯ２排出量が削減されたかを評価する。
　販売会社が、製造した水素のうちＣＯ２フリー水素と称して取引先に販売する場合、既存プロセスからの水素とＣＯ２フリー水素の割合をもとに、ＣＯ２フリー水素のみを販売したとみなし、その分の認証を取引先へ渡すことができる。なお、所内利用した場合は、所内利用した水素の総量からＣＯ２フリー水素の取引量を差し引く。
　＜炭素強度の算出例＞
続いて、炭素強度の算出方法を説明する。
　(1) 水素製造時における炭素強度
炭素強度算出部１２は、水素製造時における炭素強度を以下のような手順で算出する。なお、ここでは、水素製造時のＣＯ２排出量はゼロとして、水素キャリア製造時の炭素強度を求める。また、水素源及びＣＯ２排出量が異なる水素の炭素強度の算出方法を説明する。水素源が１つの場合、炭素強度はその水素源のＣＯ２排出量そのものである。なお、ＣＯ２排出量はベンチマークとする水素製造法との単位量当たりの相対値である。
　水素源１：副生水素   　ＣＯ２排出量　１
　水素源２：水電解水素　ＣＯ２排出量　0.1
これらの水素により水素キャリアが製造されるとして、その容量比率が「１:１」とする。
炭素強度＝ 1 × 0.5 ＋　0.1 × 0.5 ＝ 0.55　……(1)
　この炭素強度は、ＣＯ２フリーと判断できるかどうかの閾値を例えば0.6とすると、閾値未満なので、全体としてＣＯ２フリー水素と評価できる。炭素強度や評価結果を製造された水素に対応づけて認証することで、水素キャリアの取引の際に水素源がＣＯ２フリーと見なせるかどうかを追跡可能とする。なお、取引当事者同士の取り決めによって水素の価値が決定されてもよい。
　(2) 水素取り出し時における炭素強度
炭素強度算出部１２は、水素取り出し時における炭素強度を以下のような手順で算出する。水素キャリア及び取り出し時のＣＯ２排出量が異なる水素キャリアからの水素取り出し時の炭素強度について算出方法を説明する。水素キャリアが１つの場合、炭素強度はその水素キャリアからの水素の取り出し時のＣＯ２排出量そのものである。
　水素キャリア１：豪州産ＣＯ２フリーMCH由来水素　ＣＯ２排出量　0.1  　
　水素キャリア２：中東産ＣＯ２フリーMCH由来水素　ＣＯ２排出量　0.5
　これらの水素キャリアから水素を取り出すとして、その容量比率が「１：１」とする。
炭素強度＝　0.1 × 0.5 ＋　0.5 × 0.5 ＝ 0.30　……(2)
　この炭素強度は、ＣＯ２フリーと判断できるかどうかの閾値を例えば0.6とすると、閾値未満なので、全体としてＣＯ２フリー水素と評価できる。炭素強度や評価結果を取り出された水素に対応づけて認証することで、水素の取引や使用時の際に水素がＣＯ２フリーと見なせるかどうかを追跡可能とする。なお、取引当事者同士の取り決めによって水素の価値を決定してもよい。
　あるいは、総ＣＯ２排出量を算出し、水素の使用時までの総ＣＯ２排出量をもとにトータルでのＣＯ２排出量がどの程度削減できたかを評価してもよい。なお、取引当事者同士の取り決めによって水素の価値が決定されてもよい。
　＜ＣＯ２排出量の削減量の算出＞
続いて、ＣＯ２排出量の削減量の算出方法について説明する。ＣＯ２排出量評価装置１０は、ＣＯ２排出量の削減量についても認証対象に含めることができる。
　(1) 製油所で自家消費する場合
削減量算出部１５が、炭素強度を算出済みのＣＯ２フリー水素についてＣＯ２排出量の削減量を算出する算出方法は以下のようになる。なお、「t－CO2」はトン単位の二酸化炭素の量を意味し、「t－H2」はトン単位の水素の量を意味する。
・ＣＯ２フリー水素のＣＯ２排出量(t－CO2)　＝
ＣＯ２フリー水素量 (t－H2)×炭素強度(t－CO2/t－H2)……(3)
・ＣＯ２削減量(t－CO2) ＝
ＣＯ２フリー水素に置き換え前のＣＯ２排出量(t－CO2) － ｛製油所水素からのＣＯ２排出量(t－CO2)＋ＣＯ２フリー水素のＣＯ２排出量(t－CO2)｝……(4)
・ＣＯ２削減率(%) ＝
｛製油所水素からのＣＯ２排出量(t－CO2) ＋ ＣＯ２フリー水素のＣＯ２排出量(t－CO2)｝/ ＣＯ２フリー水素に置き換え前のＣＯ２排出量(t－CO2)……(5)
　なお、炭素強度の算出に使用したベンチマークのＣＯ２排出量が、製油所が製造する水素の製造時のＣＯ２排出量の場合、ＣＯ２削減率を以下のように算出できる。
・ＣＯ２削減率（%) ＝ (ＣＯ２フリー水素に置き換え前のＣＯ２排出量－ＣＯ２フリー水素のＣＯ２排出量(t－CO2))/ ＣＯ２フリー水素に置き換え前のＣＯ２排出量（t－CO2）……(6）
　(2) 製油所等の自家発電で水素を使用する場合
削減量算出部１５が、炭素強度を算出済みのＣＯ２フリー水素で発電した場合のＣＯ２排出量の削減量を算出する算出方法は以下のようになる。
・発電時のＣＯ２排出量(t－CO2/MWh) ＝ 
発電に使用したＣＯ２フリー水素量（t－H2）x炭素強度（t－CO2/t－H2）/発電量（MWh）……(7)
売電時は、導入前の総発電量のＣＯ２排出量に対し、導入後のＣＯ２排出量の差分がＣＯ２排出量の削減量となる。なお、導入済みとはＣＯ２フリー水素を発電燃料に導入済みという意味である。
　また、発電量算出部１６は、炭素強度を算出済みのＣＯ２フリー水素を使用して発電した場合に、発電量のうちＣＯ２フリー水素で発電された発電量を算出する。ＣＯ２排出量評価装置１０は、ＣＯ２フリー水素で発電された発電量についても認証対象に含めることができる。
・100%ＣＯ２フリーの発電量(MWh) ＝
総発電量（MWh) x {導入前のＣＯ２排出量(t－CO2/MWh) － 導入後のＣＯ２排出量（t－CO2/MWh）} / 導入前のＣＯ２排出量（t－CO2/MWh）……(8)
　製油所が売電する場合、「炭素強度○○％の電気です」と称して売電する。あるいは、式(8)で算出した100%ＣＯ２フリーの発電量(MWh)だけ、「100%ＣＯ２フリー電気」と称して売電する。
　＜インセンティブの算出方法＞
インセンティブ算出部１７は、ＣＯ２削減量に応じて、インセンティブ（ＣＯ２フリーインセンティブ）を算出する。インセンティブの単位は金額（例えば円、ドル、ユーロ等）でよい。インセンティブ算出部１７は、インセンティブについても認証対象に含めることができる。
　製造又は供給した水素に応じたＣＯ２フリーインセンティブの計算方法は以下のとおりである。
・ＣＯ２削減量(t－CO2) ＝ (1 － 炭素強度) ×
ベンチマークとする水素（製造時又は取り出し時）のＣＯ２排出量(t－CO2) ……(9)
・ＣＯ２フリーインセンティブ（円） ＝ ＣＯ２削減量(t－CO2) × ＣＯ２価格（円／t－CO2）
　＜シミュレーションによる水素の取り出し量の算出＞
図８は、シミュレーション部４４が水素の取り出し量を推定する流れを説明するフローチャート図である。シミュレーションによる水素の取り出し量の推定は、図７に示したように、水素キャリアから取り出した水素と、原材料から製造される水素とが混成される場合などに有効になる。
　シミュレーション部４４は、タンク内原料組成を分析する（Ｓ５０１）。タンク内原料組成は既知であるとする。
　シミュレーション部４４は、原料組成と運転条件に応じた水素製造量を推定する（Ｓ５０２）。原料組成と運転条件に応じてどのくらいの水素が製造されるかは、データベースや機械学習で生成された推測モデルなどにより推測される。
　シミュレーション部４４は、既存プロセスから製造された水素量と、ＭＣＨから取り出したＣＯ２フリー水素量を算出する（Ｓ５０３）。原料組成と運転条件に応じて既存プロセスとＭＣＨからどのくらい水素が製造されるかは、データベースや機械学習で生成された推測モデルなどにより推測される。
　＜水素の製造、水素の取り出し、認証の流れ＞
図９は、認証システム３０、ＣＯ２排出量評価装置１０及び工場システム４０が行う処理の全体的な流れを説明するフローチャート図である。
　S1：まず、工場システム４０が再生可能エネルギー（太陽光発電、水力、風量等による電力）を作成する。工場システム４０は再生可能エネルギーの製造場所、製造期間、製造量、排出係数算定に必要な情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。排出係数算定に必要な情報とは、再生可能エネルギーの製造に消費した燃料や電力である。
　S2：ＣＯ２排出量評価装置１０は、排出係数算定（炭素強度算定）に必要な情報を用いて排出係数（ベンチマークに対するＣＯ２排出量）を算出する。排出係数が炭素強度に相当する。ＣＯ２排出量評価装置１０は、再生可能エネルギーの製造場所、製造期間、製造量、炭素強度を認証システム３０に送信する。製造された水素が、ＣＯ２フリー水素でない（グリーン水素でない）場合は、水素製造より上流(火力発電等)のＣＯ２排出量を炭素強度に計上してもよい。
　S3：認証システム３０は、再生可能エネルギーの製造場所、製造期間、製造量、及び炭素強度を対応付けて登録する。
　S4：認証システム３０は、再生可能エネルギーの製造場所、製造期間、製造量、及び炭素強度を認証し、認証情報を作成する。認証情報は公開される。認証システム３０は認証情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。
　S5：ＣＯ２排出量評価装置１０は再生可能エネルギーの製造に関する認証情報を登録する。
　S6：次に、工場システム４０が再生可能エネルギーを消費して水素を製造する。工場システム４０は製造場所、製造期間、製造量、排出係数算定に必要な情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。排出係数算定に必要な情報とは、水素の製造に消費した燃料や電力である。
　S7：ＣＯ２排出量評価装置１０は、排出係数算定に必要な情報を用いて排出係数（ベンチマークに対するＣＯ２排出量）を算出する。排出係数が炭素強度に相当する。また、ＣＯ２排出量評価装置１０は排出係数を閾値と比較してＣＯ２フリー水素と見なせるか否かの評価も行う。ＣＯ２排出量評価装置１０は水素特定情報Ａ、プロセス名（水素製造時）、炭素強度及び評価結果を認証システム３０に送信する。
　S8：認証システム３０は、水素特定情報Ａ、プロセス名（水素製造時）、炭素強度及び評価結果を登録する。
　S9：認証システム３０は、水素特定情報Ａ、プロセス名（水素製造時）、炭素強度及び評価結果を認証し、認証情報を作成する。認証情報は公開される。この認証情報をクリーン水素発行書という場合がある。認証システム３０は認証情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。
　S10：ＣＯ２排出量評価装置１０は水素の製造時に関する認証情報を登録する。
　S11：次に、工場システム４０が水素を水素キャリア（ＭＣＨ、液体水素等）に変換する。工場システム４０は水素キャリアの製造場所、製造期間、製造量、排出係数算定に必要な情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。排出係数算定に必要な情報とは、水素キャリアの製造に消費した燃料や電力の製造時のＣＯ２排出量、及び、これらの消費により発生したＣＯ２排出量である。
　S12：ＣＯ２排出量評価装置１０の炭素強度算出部は、排出係数算定に必要な情報を用いて排出係数（ベンチマークに対するＣＯ２排出量）を算出する。排出係数が炭素強度に相当する。ＣＯ２排出量評価装置１０は水素キャリアの製造に関する認証情報を登録する。
　S13：工場システム４０で製造された水素キャリアが取引先等に輸送される。工場システム４０は水素キャリアの製造場所（輸送元と輸送先）、製造期間、製造量、排出係数算定に必要な情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。排出係数算定に必要な情報とは、輸送に消費した燃料や電力の製造時のＣＯ２排出量、及び、これらの消費により発生したＣＯ２排出量である。
である。
　S14：ＣＯ２排出量評価装置１０の炭素強度算出部は、排出係数算定に必要な情報を用いて排出係数（ベンチマークに対するＣＯ２排出量）を算出する。排出係数が炭素強度に相当する。ＣＯ２排出量評価装置１０は水素キャリアの輸送に関する認証情報を登録する。
　S15：工場システム４０は、水素キャリアから水素を取り出す。工場システム４０は水素の取り出しの製造場所、製造期間、製造量、排出係数算定に必要な情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。排出係数算定に必要な情報とは、水素の取り出しに消費した燃料や電力の製造時のＣＯ２排出量、及び、これらの消費により発生したＣＯ２排出量である。
　S16：ＣＯ２排出量評価装置１０は、排出係数算定に必要な情報を用いて排出係数（ベンチマークに対するＣＯ２排出量）を算出する。排出係数が炭素強度に相当する。また、ＣＯ２排出量評価装置１０は排出係数を閾値と比較してＣＯ２フリー水素と見なせるか否かの評価も行う。ＣＯ２排出量評価装置１０は水素特定情報Ｂ、プロセス名（水素取り出し時）、炭素強度及び評価結果を認証システム３０に送信する。
　なお、ステップS16では、ＣＯ２排出量評価装置１０は、水素キャリアへの変換時のＣＯ２排出量、輸送時のＣＯ２排出量の認証を個別に認証システム３０に要求してもよいし、水素キャリアへの変換時、輸送時、及び、取り出し時のＣＯ２排出量の認証をまとめて認証システム３０に要求してもよい。
　S17：認証システム３０は、水素特定情報Ｂ、プロセス名（水素取り出し時）、炭素強度及び評価結果を登録する。
　S18：認証システム３０は、水素特定情報Ｂ、プロセス名（水素取り出し時）、炭素強度及び評価結果を認証し、認証情報を作成する。認証情報は公開される。この認証情報をクリーン水素発行書という場合がある。認証システム３０は認証情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。
　S19：ＣＯ２排出量評価装置１０は水素の取り出し時に関する認証情報を登録する。
　なお、図９では、再生可能エネルギーの製造、水素の製造、水素キャリアへの変換、輸送、及び、取り出しのそれぞれのフェーズでそれぞれのフェーズで発生したＣＯ２排出量が認証されている。しかし、各フェーズでそれまでのＣＯ２排出量を算出し、それまでのフェーズのＣＯ２排出量を含めてのＣＯ２排出量が認証されてもよい。
　＜炭素強度の算出と認証のいくつかの利用例＞
　図１０は、水素源が１つのケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図である。
　工場システム４０がＣＯ２フリー水素を製造し、製造時のＣＯ２排出量を算出する（Ｓ１０１）。工場システム４０の通信部４１は、製造場所、製造期間、製造量、ＣＯ２排出量をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。ここでは、簡単のため、工場システム４０がＣＯ２排出量を算出したものとする。
　ＣＯ２排出量評価装置１０の炭素強度算出部１２は、ベンチマークとする水素のＣＯ２排出量に対する製造時のＣＯ２排出量の相対値を、炭素強度として算出する（Ｓ１０２）。例えば、炭素強度算出部１２は、ベンチマークとする水素のＣＯ２排出量に対するステップＳ１０１のＣＯ２排出量の割合を炭素強度とする。炭素強度算出部１２は、閾値と炭素強度を比較して評価結果を決定する。
　ＣＯ２排出量評価装置１０の認証情報取得部１３は、通信部１１を介して、認証対象（炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるかの評価結果、水素特定情報Ａ、及び、プロセス名）を認証システム３０に送信する。認証システム３０の認証処理部３２は、認証対象を認証し、認証情報を作成する（Ｓ１０３）。認証システム３０の通信部３１は認証情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。認証情報取得部１３が認証情報を取得する。水素キャリアの販売会社は水素キャリアを受け取り、認証情報と共に管理する。この場合、水素キャリアの販売会社はＣＯ２排出量評価装置１０を管理する企業又は関連する企業である。
　図１０は、水素の製造時の認証処理であるが、水素の取り出し時の認証処理も同様の流れでよい。
　図１１は、水素源が２つのケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図である。
　工場システム４０が副生水素とＣＯ２フリー水素を製造し、更に水素キャリアを製造し、それぞれの製造時のＣＯ２排出量を算出する（Ｓ２０１）。工場システム４０の通信部４１は、それぞれの製造場所、製造期間、製造量、及びＣＯ２排出量をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。
　ＣＯ２排出量評価装置１０の炭素強度算出部１２は、水素源が異なる水素の混合割合、及び、ベンチマークとする水素のＣＯ２排出量に対するステップＳ２０１のＣＯ２排出量との相対値をもとに、炭素強度を算出する（Ｓ２０２）。この炭素強度の算出方法は式(1)に示した。炭素強度算出部１２は、閾値と炭素強度を比較して評価結果を決定する。
　ＣＯ２排出量評価装置１０の認証情報取得部１３は、通信部１１を介して、認証対象（炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるかの評価結果、水素特定情報Ａ、及び、プロセス名）を認証システム３０に送信する。認証システム３０の認証処理部３２は、認証対象を認証し、認証情報を作成する（Ｓ２０３）。認証システム３０の通信部３１は認証情報をＣＯ２排出量評価装置１０に送信する。認証情報取得部１３が認証情報を取得する。水素の販売会社は水素キャリアを受け取り、認証情報と共に管理する。
　図１２は、水素キャリアが２つのケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図である。なお、図１２の説明では主に図１０との相違を説明する。図１２のステップＳ３０１～Ｓ３０３は図１１のステップＳ２０１～Ｓ２０３と同様でよい。
　水素の販売会社が水素を取り出し、取引先に販売する。複数の供給元の水素キャリアを混合して使用している状況において（図６参照）水素を取り出す際、削減量算出部１５が、認証情報をもとにＣＯ２排出量を算出し、複数の水素キャリアについて水素の製造時のＣＯ２排出量を合算する（Ｓ３０４）。
　このため、削減量算出部１５は、認証情報に含まれる炭素強度と、水素キャリアから取り出されたＣＯ２フリー水素量（ＭＣＨ等の、ＣＯ２フリー水素を含む同一の水素キャリアが混合したものとする）とを式(3)に代入し、ＣＯ２排出量を算出する。水素キャリアが複数の場合は認証情報も複数あるので、削減量算出部１５は、水素キャリアごとにＣＯ２排出量を算出する。式(3)のベンチマークとする水素のＣＯ２排出量は既知である。
　また、通信部１１は、水素の取り出し時のＣＯ２排出量を工場システム４０から受信し、削減量算出部１５は、水素の取り出し時のＣＯ２排出量を、ステップＳ４０４で算出したＣＯ２排出量と合算する。ＣＯ２排出量評価装置１０の認証情報取得部１３は、ステップＳ４０４で算出された製造から取り出しまでのＣＯ２排出量を認証システム３０で認証することができる。また、提供部１４は、認証情報を取引先に提供できる。
　このように、複数の水素キャリアから水素が取り出された場合でも、認証済みの炭素強度によりＣＯ２排出量を算出できる。
　図１３は、水素キャリアから水素が取り出され、既存プロセスで水素が製造されるケースにおいて炭素強度の算出と認証の流れを説明するフローチャート図である。なお、図１３の説明では主に図１０との相違を説明する。図１３のステップＳ４０１～Ｓ４０３は図１１のステップＳ２０１～Ｓ２０３と同様でよい。
　水素の販売会社が水素を取り出し、取引先に販売する。ＭＣＨだけでなく既存プロセスからも水素が製造される状況では（図７参照）、シミュレーション部４４がＭＣＨからの水素取り出し量を推定し、認証済みの炭素強度をもとにＣＯ２排出量を算出する（Ｓ４０４）。既存プロセスからも水素が製造される場合、ＭＣＨからの水素取り出し量を測定できないので、シミュレーション部４４が取り出される水素量を推定する。また、取り出した全量の水素からシミュレーション部４４が算出した水素量を減じた水素量が既存プロセスの水素量である。
　削減量算出部１５は、認証情報に含まれる炭素強度と、シミュレーション部４４が推定したＣＯ２フリー水素量とを式(3)に代入し、ＭＣＨに含まれていた水素の製造時のＣＯ２排出量を算出する。
　次に、炭素強度算出部１２は、既存プロセスから取り出される水素に伴うＣＯ２排出量と、ステップＳ４０４のＣＯ２排出量に基づいて、全量の水素の炭素強度を算出する（Ｓ４０５）。既存プロセスから取り出される水素量とＣＯ２排出量は、通信部１１が工場システム４０から取得する。また、通信部１１は、ＭＣＨから取り出された水素量（シミュレーションで算出）と水素を取り出す際のＣＯ２排出量も工場システム４０から取得する。これは、ＭＣＨに含まれていた水素の製造時のＣＯ２排出量にＭＣＨから水素を取り出す際のＣＯ２排出量を合算するためである。炭素強度算出部１２は、式(2)により炭素強度を算出できる。
　また、ＣＯ２排出量評価装置１０の認証情報取得部１３は、認証対象（炭素強度、炭素強度に基づいたＣＯ２フリーと呼べるかの評価結果、水素特定情報Ｂ、及び、プロセス名）を認証システム３０に送信し、水素の取り出し時の認証情報を取得する。また、提供部１４は、認証情報を取引先に提供できる。
　なお、水素の行き先が複数ある場合は、全量の水素のうち特定の行き先の水素のみがＣＯ２フリー水素であると評価してもよいし、全量の水素に対するＣＯ２フリー水素量の割合がＣＯ２フリー水素であると評価してもよい。
　＜製油所でＣＯ２フリー水素を供給する際の製油所側の運用（MCH)＞
定常状態の水素だけＣＯ２フリー水素だと、例えば10tのうち9.5tしか定常状態で使われないので、0.5t分、無駄が発生する。この定常状態から供給状態への過渡期に無駄が発生するという課題あった。
　図１４Ａ、図１４Ｂは、時間と水素の取り出し量の関係を示す図である。図１４Ａは、既存の原材料から製造される水素に追加してＭＣＨから取り出した水素を増産するケースを示す。
t1：水素増産が始まってから、ＭＣＨからの水素の取り出しを停止
t2：水素が通常量に戻るまで、ＣＯ２フリー水素を生産（（他社へ供給）流量計にてＣＯ２フリー水素量を積算）
　図１４Ｂは、既存の原材料から製造される水素の製造速度を落として、ＭＣＨから取り出される水素のルーム（空き）を作るケースを示す。
t1：ＭＣＨから水素の取り出し時を開始し予め測定したタイムラグの経過を待つ
t2：フィード開始＋タイムラグ時間からフィード停止＋タイムラグ時間までＣＯ２フリー水素を生産（他社へ供給）
　なお、図１４Ｂでは、シミュレータをもとにＣＯ２フリー水素量を積算する。ＣＯ２排出量評価装置１０は、上記により算出した炭素強度に対応した水素を他社に供給できる。
　＜主な効果＞
本実施形態では、取引される水素に、炭素強度が対応づけられており、かつ、認証済みなので、海外や遠隔地にて製造された水素においても、炭素強度に応じた価値を反映した公平な取引を実現できるようになる。
　本出願は、２０２３年６月２９日に日本国特許庁に出願した特願2023-106802号に基づく優先権を主張するものであり、特願2023-106802号の全内容を本出願に援用する。
　１０　　ＣＯ２排出量評価装置
　３０　　認証システム
　４０　　工場システム
　１００　ＣＯ２排出量評価システム
 

Claims (14)

  1. 　水素の製造に関する工場システム及び認証システムとネットワークを介して通信するＣＯ２ｅｑ排出量評価装置であって、
    　前記工場システムから水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報を受信する通信部と、
    　前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証を前記認証システムに要求し、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証情報を取得する認証情報取得部と、
    　を有するＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  2. 　前記通信部は、水素キャリアから水素を取り出す際のＣＯ２排出量及び取り出された水素の水素特定情報を前記工場システムから受信し、
    　前記認証情報取得部は、水素を取り出す際のＣＯ２排出量と前記水素特定情報の認証を前記認証システムに要求し、水素を取り出す際のＣＯ２排出量と前記水素特定情報の認証情報を取得し、
    　前記認証情報を取り出された水素の取引先に提供する提供部を有する請求項１に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  3. 　前記通信部は、複数の前記工場システムから水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報を受信し、
    　複数の前記工場システムからの、前記ＣＯ２排出量、及び、前記水素特定情報に含まれる水素量に基づいて、複数の前記工場システムが水素の製造時に排出したＣＯ２排出量を算出できる炭素強度を算出する炭素強度算出部を有し、
    　前記認証情報取得部は、前記炭素強度と前記水素特定情報の認証を前記認証システムに要求し、前記炭素強度と前記水素特定情報の認証情報を取得し、
    　前記提供部は、前記認証情報を製造された水素を含む水素キャリアの取引先に提供する請求項２に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  4. 　前記通信部は、複数の前記工場システムから、水素キャリアから水素を取り出す際のＣＯ２排出量及び取り出された水素の水素特定情報を受信し、
    　複数の前記工場システムからの、前記ＣＯ２排出量、及び、前記水素特定情報に含まれる水素量に基づいて、複数の前記工場システムが水素の取り出し時に排出したＣＯ２排出量を算出できる炭素強度を算出する炭素強度算出部を有し、
    　前記認証情報取得部は、前記炭素強度と前記水素特定情報の認証を前記認証システムに要求し、前記炭素強度と前記水素特定情報の認証情報を取得し、
    　前記提供部は、前記認証情報を取り出された水素の取引先に提供する請求項２又は３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  5. 　前記認証情報取得部は、前記炭素強度と前記水素特定情報に加え、前記炭素強度を閾値と比較した評価結果の認証を前記認証システムに要求し、前記炭素強度、前記水素特定情報及び前記評価結果の認証情報を取得し、
    　前記提供部は、前記認証情報を取り出された水素の取引先に提供する請求項３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  6. 　前記炭素強度算出部は、前記認証情報に含まれる炭素強度、及び、前記工場システムから取得した前記水素キャリアから取り出されたＣＯ２フリー水素量に基づいて、取り出された水素の製造時のＣＯ２排出量を算出する請求項４に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  7. 　前記工場システムが、前記水素キャリアから水素を取り出すと共に、既存プロセスにて水素を製造する場合、
    　前記炭素強度算出部は、前記認証情報に含まれる炭素強度、及び、シミュレーション部が算出した前記水素キャリアから取り出されるＣＯ２フリー水素量に基づいて、取り出された水素の製造時のＣＯ２排出量を算出する請求項３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  8. 　前記通信部は、前記工場システムから、前記水素キャリアから取り出された水素量と取り出し時のＣＯ２排出量、及び、前記既存プロセスにより取り出された水素量とＣＯ２排出量を受信し、
    　前記炭素強度算出部は、前記水素の製造時のＣＯ２排出量が合算された前記取り出し時のＣＯ２排出量、前記水素キャリアから取り出された水素量、及び、前記既存プロセスにより取り出された水素量とＣＯ２排出量に基づいて、水素の取り出し時に排出されたＣＯ２排出量に関する前記炭素強度を算出し、
    　前記認証情報取得部は、前記炭素強度と取り出された全量の水素の水素特定情報の認証を前記認証システムに要求し、前記炭素強度と前記水素特定情報の認証情報を取得し、
    　前記提供部は、前記認証情報を取り出された水素の取引先に提供する請求項７に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  9. 　水素キャリアから取り出された水素で発電する場合に排出されるＣＯ２排出量を、
    　発電に使用したＣＯ２フリー水素量、認証済みの前記炭素強度、及び発電量に基づいて算出し、
    　総発電量、ＣＯ２フリー水素の導入前のＣＯ２排出量、及び、導入後のＣＯ２排出量に基づいてＣＯ２フリー水素による発電量を算出する発電量算出部を有する請求項３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  10. 　水素の製造時又は取り出し時に削減されたＣＯ２排出量を、
    　ベンチマークとする水素で発電した場合のＣＯ２排出量、及び、認証済みの前記炭素強度、に基づいて算出し、
    　削減されたＣＯ２排出量を、ＣＯ２価格に基づいて金額に変換するインセンティブ算出部を有する請求項３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  11. 　前記通信部は、水素キャリアの製造に消費した燃料又は電力の製造時のＣＯ２排出量、及び、これらの消費により発生したＣＯ２排出量を含む、炭素強度算定に必要な情報を前記工場システムから受信し、
    　前記炭素強度算出部は、前記炭素強度算定に必要な情報を用いて水素キャリアの製造における前記炭素強度を算出する請求項３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  12. 　前記通信部は、水素キャリアの輸送に消費した燃料又は電力の製造時のＣＯ２排出量、及び、これらの消費により発生したＣＯ２排出量を含む、炭素強度算定に必要な情報を前記工場システムから受信し、
    　前記炭素強度算出部は、前記炭素強度算定に必要な情報を用いて水素キャリアの輸送における前記炭素強度を算出する請求項３に記載のＣＯ２ｅｑ排出量評価装置。
  13. 　水素の製造に関する工場システム及び認証システムと、ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置がネットワークを介して通信するＣＯ２ｅｑ排出量評価システムであって、
    　前記工場システムは、水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報をＣＯ２ｅｑ排出量評価装置に送信し、
    　前記ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置は、
    　前記工場システムから水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報を受信する通信部と、
    　前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証を前記認証システムに要求し、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証情報を取得する認証情報取得部と、
    　を有するＣＯ２ｅｑ排出量評価システム。
  14. 　水素の製造に関する工場システム及び認証システムとネットワークを介して通信するＣＯ２ｅｑ排出量評価装置が行うＣＯ２ｅｑ排出量評価方法であって、
    　前記工場システムから水素の製造時のＣＯ２排出量及び製造された水素の水素特定情報を受信する処理と、
    　前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証を前記認証システムに要求し、前記水素特定情報が対応付けられた前記ＣＯ２排出量の認証情報を取得する処理と、
    　を行うＣＯ２ｅｑ排出量評価方法。
PCT/JP2024/022015 2023-06-29 2024-06-18 ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法 Ceased WO2025004901A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP24831763.8A EP4738234A1 (en) 2023-06-29 2024-06-18 Co2eq emission evaluation device, co2eq emission evaluation system, and co2eq emission evaluation method
JP2025529660A JPWO2025004901A1 (ja) 2023-06-29 2024-06-18
CN202480043215.3A CN121399648A (zh) 2023-06-29 2024-06-18 CO2eq排放量评估装置、CO2eq排放量评估系统、CO2eq排放量评估方法
KR1020267002622A KR20260029376A (ko) 2023-06-29 2024-06-18 CO2eq 배출량 평가 장치, CO2eq 배출량 평가 시스템, CO2eq 배출량 평가 방법
AU2024309533A AU2024309533A1 (en) 2023-06-29 2024-06-18 Co2eq emission evaluation device, co2eq emission evaluation system, and co2eq emission evaluation method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2023-106802 2023-06-29
JP2023106802 2023-06-29

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2025004901A1 true WO2025004901A1 (ja) 2025-01-02

Family

ID=93939012

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2024/022015 Ceased WO2025004901A1 (ja) 2023-06-29 2024-06-18 ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法

Country Status (6)

Country Link
EP (1) EP4738234A1 (ja)
JP (1) JPWO2025004901A1 (ja)
KR (1) KR20260029376A (ja)
CN (1) CN121399648A (ja)
AU (1) AU2024309533A1 (ja)
WO (1) WO2025004901A1 (ja)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007034865A (ja) * 2005-07-29 2007-02-08 Hitachi Ltd 環境影響物排出管理システム及び環境影響物排出管理方法
JP2020102024A (ja) 2018-12-21 2020-07-02 トヨタ自動車株式会社 充電処理システム
CN115526533A (zh) * 2022-10-21 2022-12-27 北京国氢中联氢能科技研究院有限公司 一种基于绿氢认证识别方法的绿氢认证系统
JP2023106802A (ja) 2022-01-21 2023-08-02 日東精工株式会社 自動ねじ締め機

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007034865A (ja) * 2005-07-29 2007-02-08 Hitachi Ltd 環境影響物排出管理システム及び環境影響物排出管理方法
JP2020102024A (ja) 2018-12-21 2020-07-02 トヨタ自動車株式会社 充電処理システム
JP2023106802A (ja) 2022-01-21 2023-08-02 日東精工株式会社 自動ねじ締め機
CN115526533A (zh) * 2022-10-21 2022-12-27 北京国氢中联氢能科技研究院有限公司 一种基于绿氢认证识别方法的绿氢认证系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN121399648A (zh) 2026-01-23
KR20260029376A (ko) 2026-03-04
AU2024309533A1 (en) 2026-02-12
JPWO2025004901A1 (ja) 2025-01-02
EP4738234A1 (en) 2026-05-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Babel et al. Enabling end-to-end digital carbon emission tracing with shielded NFTs
Hugo et al. Hydrogen infrastructure strategic planning using multi-objective optimization
JP2019133630A (ja) 制御方法、コントローラ、データ構造及び電力取引システム
JP7469715B2 (ja) データ格納方法、データ格納プログラム、および情報処理装置
JP7445226B1 (ja) 管理装置
US12597024B2 (en) System to massively scale the reduction of greenhouse gas emissions with climate action platform that solves many challenges including double counting, traceability, and friction
CN114358969A (zh) 一种绿电确认方法、设备和计算机可读存储介质
CN114358766A (zh) 一种绿电凭证的交易的方法、设备和区块链系统
EP4012585B1 (en) Computer-readable recording medium storing information processing program, information processing method, information processing device, and information processing system
JP2020009121A (ja) バッテリー蓄電情報対応仮想通貨発行システム
Bhattacharyya et al. Nuclear hydrogen production for industrial decarbonization: Creating the business case for the near term
CN111160998A (zh) 基于区块链的点评数据处理方法、装置及点评系统
JP7797155B2 (ja) 環境価値デジタルアートの生成システム、生成方法及び生成プログラム
Rajasekar et al. Blockchain utility in renewable energy
JP2019067250A (ja) 環境価値取引システム、環境価値取引方法及び環境価値取引プログラム
Crespo del Granado et al. Investments in the EU power system: a stress test analysis on the effectiveness of decarbonisation policies
US20230020412A1 (en) Intermediary server, system, intermediating method, and non-transitory recording medium
WO2025004901A1 (ja) ＣＯ２ｅｑ排出量評価装置、ＣＯ２ｅｑ排出量評価システム、ＣＯ２ｅｑ排出量評価方法
Wuisan et al. Reliable smart grid for blockchain technology transactions
Saraji Blockchain and sustainable energy
US20240161126A1 (en) Methods and apparatus for dlt-enabled digitized tokens for carbon credits
JP2023127617A (ja) 水素供給システム
Sianaki et al. The Impact of the Blockchain Technology on the Smart Grid Customer Domain: Toward the Achievement of the Sustainable Development Goals (SDGs) of the United Nations
Ayo et al. Electric Vehicle Charging with Fractional Renewable Energy Certificates Using Blockchain Technology
JP7761018B2 (ja) 情報処理装置、生産計画作成方法及び生産計画作成プログラム

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 24831763

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2025529660

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2025529660

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 202617006990

Country of ref document: IN

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 1020267002622

Country of ref document: KR

Free format text: ST27 STATUS EVENT CODE: A-0-1-A10-A15-NAP-PA0105 (AS PROVIDED BY THE NATIONAL OFFICE)

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: AU2024309533

Country of ref document: AU

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2024831763

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024831763

Country of ref document: EP

Effective date: 20260129

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024831763

Country of ref document: EP

Effective date: 20260129

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024309533

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20240618

Kind code of ref document: A

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 202617006990

Country of ref document: IN