パーミアン随伴ガスメタン熱分解による水素と固体炭素生産の不確実性を考慮した技術経済的・炭素強度評価

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a comprehensive model for techno-economic analysis of methane pyrolysis with uncertainty quantification, useful for benchmarking and further optimization.

🏢実務担当者:Offers cost and carbon intensity estimates for a modular hydrogen production unit, aiding project feasibility assessments.

🏛政策担当者:Informs on the impact of carbon pricing and energy sources on hydrogen production costs, supporting policy design for hydrogen incentives.

Permian Basinの随伴ガスは、メタンに富むものの、空間的に分散し、断続的に利用可能な原料である。メタン熱分解は、炭化水素を水素と固体炭素に変換でき、反応器内でプロセスCO2を生成しないが、その実用的価値は、回収ガスの設備利用率、原料組成、高温熱供給、製品精製、連続的な炭素取出し、炭素のオフテイク、および透明性のある温室効果ガス会計に依存する。本研究は、モジュール式の100万標準立方フィート/日（MMSCFD）のPermian随伴ガスユニット向けに実装されたスクリーニングモデルを提示する。代表的なPermian組成が、炭化水素分解の化学量論、触媒および熱変換の範囲、正味水素回収率の仮定、エネルギー負荷配分、均等化コストモデル、およびwell-to-gate炭素強度モデルを用いて評価される。触媒ベースケースでは、90%の圧力スイング吸着（PSA）回収後、販売可能なH2を3.78 t/d、固体炭素を14.27 t/d生成する。熱的ほぼ完全変換の上限ケースでは、販売可能なH2を4.31 t/d、固体炭素を16.15 t/d生成する。設備利用率0.85、設置資本支出（CAPEX）1000万ドル、実質割引率8%、耐用年数20年、エネルギー強度10 kWh/kg H2、電力価格0.06ドル/kWhの条件下では、決定論的なプラントゲート水素均等化コスト（LCOH）は、炭素価値ゼロの場合1.81ドル/kg H2、正味実現炭素価値0.20ドル/kg Cの場合1.05ドル/kg H2となる。設備利用率、CAPEX、エネルギー強度、電力価格、炭素価値、原料/回収コスト、および収率の不確実性に対するモンテカルロ分析では、水素均等化コストの10パーセンタイル、50パーセンタイル、90パーセンタイル（P10/P50/P90）は、それぞれ1.32ドル/1.91ドル/2.57ドル/kg H2となる。対応するスクリーニング用炭素強度分布は2.34/4.11/5.89 kg二酸化炭素換算（CO2e）/kg H2であり、電力の炭素強度と上流のメタン損失が支配的である。地熱または廃熱による予熱は、低温および中温の熱負荷に対する部分的な相殺として定量的に扱われ、900～1200 °Cの高品位トリム熱の代替とは見なされない。本プロセスは、水蒸気メタン改質、炭素回収・貯留を伴うオートサーマルリフォーミング、電気分解、小規模液化天然ガス、およびガス転換（GTL）とベンチマーク比較される。報告されたLCOH値はプラントゲートの生産コストであり、別途の水素物流および負の炭素価値に関する感応度テストにより、遠隔地への配送または炭素処分が見かけ上の経済的優位性を損なう可能性のある条件が特定される。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

Associated gas in the Permian Basin is a methane-rich but spatially fragmented and intermittently available feedstock. Methane pyrolysis can convert hydrocarbons to hydrogen and solid carbon without forming process CO2 in the reactor, but its practical value depends on the captured-gas capacity factor, feed composition, high-temperature heat supply, product purification, continuous carbon withdrawal, carbon offtake, and transparent greenhouse-gas accounting. This study presents an implemented screening model for a modular 1 million standard cubic feet per day (MMSCFD) Permian associated-gas unit. A representative Permian composition is evaluated with hydrocarbon cracking stoichiometry, catalytic and thermal conversion envelopes, a net hydrogen recovery assumption, an energy-duty allocation, a levelized-cost model, and a well-to-gate carbon-intensity model. The catalytic base case produces 3.78 t/d of saleable H2 after 90% pressure-swing adsorption (PSA) recovery and 14.27 t/d of solid carbon; the thermal near-complete conversion bound produces 4.31 t/d of saleable H2 and 16.15 t/d of solid carbon. At a 0.85 capacity factor, $10 million installed capital expenditure (CAPEX), 8% real discount rate, 20-year life, 10 kWh per kg H2 energy intensity, and $0.06 per kWh electricity, the deterministic plant-gate levelized cost of hydrogen (LCOH) is $1.81 per kg H2 at zero carbon value and $1.05 per kg H2 at a net realized carbon value of $0.20 per kg C. Monte Carlo analysis over capacity factor, CAPEX, energy intensity, electricity price, carbon value, feed/capture cost, and yield uncertainty gives levelized cost of hydrogen values at the 10th, 50th, and 90th percentiles (P10/P50/P90) of $1.32/$1.91/$2.57 per kg H2. The corresponding screening carbon-intensity distribution is 2.34/4.11/5.89 kg carbon dioxide equivalent (CO2e) per kg H2, dominated by electricity carbon intensity and upstream methane loss. Geothermal or waste-heat preheat is treated quantitatively as a partial offset to low- and mid-temperature duties, not as a replacement for high-grade 900–1200 °C trim heat. The pathway is benchmarked against steam methane reforming, autothermal reforming with carbon capture and storage, electrolysis, small-scale liquefied natural gas, and gas-to-liquids conversion. Reported LCOH values are plant-gate production costs; separate hydrogen-logistics and negative-carbon-value stress tests identify conditions under which remote delivery or carbon disposal can erode the apparent economic advantage.

• openalex https://doi.org/10.3390/hydrogen7030095first seen 2026-07-16 05:27:23