Агентство по ядерной энергии Organisation for economic co-operation and development (OECD), Nuclear Energy Agency (NEA) выпустило отчет [1], в котором анализирует перспективы и роль ядерной энергетики в развитии водородной стратегии как неотъемлемой части будущей мировой и энергетической структуры.
Анализ выполнен в контексте актуальной оценки внедрения инноваций в области водородных технологий, которые, по утверждению Международного энергетического агентства в глобальном обзоре по водороду за 2021 год, уже отстают от графика и не достигают целей, опубликованных агентством в начале того же года. Выполнение планов пятикратного роста водородного рынка к 2050 году будет зависеть от того, насколько эффективно мировому сообществу удастся решить возникшие политические и технологические проблемы, а также какой вектор развития будет выбран для развития водородного производства. В отчете оценивается как в целом перспектива внедрения водорода в глобальную цепочку стоимости интегрированных электроэнергетических систем, так и конкретные затраты и конкурентоспособность водорода, произведенного с использованием атомных станций. Особое внимание уделяется среднесрочной перспективе: временному горизонту до 2035 года, определенному как поворотный момент в глобальных водородных стратегиях.
В отчете обозначаются две лидирующие технологии производства водорода: паровая конверсия метана (ПКМ) и электролиз воды, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки. ПКМ позволяет уже сейчас получать водород десятками тысяч тонн в год по самой выгодной цене 0.5–1.7 $/кг. Сопутствующие выбросы парникового газа при этом оцениваются в 9т СО2/т Н2 и не соответствуют стандартам принятых низкоуглеродных стратегий. Широко обсуждаемые технологии улавливания, использования и хранения углерода (ССUS) на практике сталкиваются с операционными проблемами транспортировки и хранения улавливаемого CO2, что уже сейчас мешает их внедрению в крупномасштабном производстве. Электролиз воды может осуществляться с использованием различных перспективных технологий и является самым чистым способом производства водорода, при условии, что он использует СО2-нейтральный источник электроэнергии. Электролиз непосредственно с использованием возобновляемых источников энергии и атомных электростанций является вдвойне привлекательным решением, объединяющем две зеленые энергетические технологии. Однако по состоянию на 2021 год электролиз воды занимал малозначительный сегмент общего объема производства водорода, что объясняется существенным разрывом в конкурентоспособности: стандартные затраты на производство водорода путем электролиза воды оцениваются в 3–8 $/кг, что примерно в 2–4 раза больше, чем при паровой конверсии метана.
Для анализа конкурентоспособности основных технологий авторы выбрали аналитическую модель с рядом допущений и известных параметров и смоделировали различные производственные технологии, используя собственное программное обеспечение. Стоимость получаемого водорода разделили на две важнейшие составляющие цепочки добавленной стоимости: нормированная стоимость производства на уровне предприятия и нормированная стоимость хранения, транспортировки и распределения. В качестве наиболее перспективных технологий электролиза рассмотрены протонообменные мембраны (ПОМ) и твердооксидные электролизеры (ТОЭ), а для учета стоимости производства электроэнергии в расчетах использованы значения для электричества от электросети, возобновляемых источников энергии и атомной энергии. Потенциальная роль ядерной энергии учитывалась как в качестве специального генератора для крупных промышленных установок, так и в качестве источника низкоуглеродной базовой мощности электросети.
Результаты расчетов нормированной стоимости производства водорода показали, что конкуренция между технологиями электролиза воды и конверсией метана будет сильно зависеть от цены на природный газ. Детализация стоимости производства водорода в ПКМ с CCUS показывает, что на сырье приходится 51% общих затрат при цене газа 20 $/МВт·час и до 84% при цене газа 100 $/МВт·час, оставшаяся часть составляет капитальные вложения. В денежном эквиваленте себестоимость водорода при таком производстве будет варьироваться от 1,91 до 5,83 $/кг Н2 при цене газа 20 и 100 $/МВт·час, соответственно.
Для всех рассмотренных технологий электролиза воды критическим фактором, определяющим стоимость получаемого водорода, станет стоимость используемой электроэнергии. Расчет на основе средних цен на электричество дает наименее конкурентоспособные варианты: при стоимости газа 75–150 $/МВт·час стоимость водорода колеблется от 3.9–7.5 $/кг. Однако для большинства технологий с альтернативными источниками электричества стоимость производства водорода к 2035 году оценивается не выше 3,5$/кг и в самых выгодных случаях опускается до 2 $/кг. Интересно, что по результатам расчетов, затраты на производство водорода с использованием ядерной энергии в Европейском союзе близки к затратам с использованием солнечной энергии даже с учетом постройки новых АЭС. Во многом это связано с более высоким коэффициентом нагрузки атомной электростанции, который компенсирует более высокую стоимость этого вида электроэнергии (примерно на 50% выше, чем у солнечной энергии в Европейском Союзе). Цены на электроэнергию около 60 $/МВт·час и выше приводят к тому, что нормированная стоимость водорода превышает 3 $/кг независимо от коэффициента нагрузки системы.
Расчеты выявили, что важнейшим фактором, способным снизить общее потребление электроэнергии предприятием и стоимость электролизного водорода, должно стать повышение электрического КПД электролизера. В этом контексте, пониженное потребление электроэнергии высокотемпературными электролизерами делает их конкурентноспособными, несмотря на высокие капитальные затраты и короткий срок службы из-за более высоких рабочих температур. Наконец, многообещающей выглядит система, которая сочетает в себе ядерную и солнечную энергию. При такой комбинации атомная станция способствует повышению коэффициента нагрузки системы, в то время как солнечная система обеспечивает более дешевую электроэнергию, оптимизируя общую экономику производства.
Что касается затрат на хранение, транспортировку и распределение водорода, оценивается, что они составят 5–36% от общих затрат, при этом определяющее влияние будет иметь профиль производства водорода: в системах с постоянным производством эти затраты в четыре-пять раз ниже, чем в системах с переменным производством. Плохо спланированная цепочка добавленной стоимости может в итоге привести к дополнительным затратам на хранение, транспортировку и распределение водорода, значительно превышающим 1 $/кг H2. По результатам расчетов, самой рентабельной технологией транспортировки водорода, существенно снижающей затраты на всей цепочке добавленной стоимости, станет использование модернизированных трубопроводов.
В последней части обзора приведена попытка системного анализа конкурентоспособности технологий получения водорода в полном цикле производства, где в качестве допущений выбраны разные схемы взаимодействия технологий производства водорода и потребления энергии. Рассмотрены варианты, когда генераторы электроэнергии физически связаны с электролизерами без взаимодействия с системой электроснабжения (так называемый совмещенный режим работы электролизеров), а также могут быть подключены к сети и работать в других режимах (например, гибко, используя только избыточную электроэнергию или базовую нагрузку). Рассмотрены только две технологии производства водорода: электролиз с использованием технологии ПОМ и существующие установки ПКМ. Оцениваются различные ограничения по углероду (сопутствующие выбросы 0 и 25 Мт CO2, соответственно), доля ядерной энергетики в общей установленной мощности (случай ограниченной и неограниченной ядерной энергетики) и потребности в водороде (0.5 и 1.5 Мт H2).
Основным выводом этой части стало обоснование высокого потенциала использования энергии АЭС, особенно в случае строительства новых станций. При отсутствии дополнительных ядерных мощностей затраты на производство водорода, в зависимости от оптимизации масштабов производства водорода и гибкости системы оцениваются в 1.3–3.8 $/кг. С добавлением ядерных мощностей затраты на производство водорода не превысят 2.5 $/кг независимо от уровня потребности в водороде. Существующие установки ПКМ остаются самым дешевым вариантом производства водорода, однако присутствующие выбросы должны компенсироваться за счет их сокращения в электроэнергетической системе. Чем выше потребность в водороде, которую необходимо удовлетворить за счет паровой конверсии метана, тем выше затраты на обезуглероживание сети и, следовательно, тем выше разрыв в стоимости системы между сценариями со строительством новой АЭС и без нее. По мере того, как интегрированная система приближается к нулевому уровню выбросов, роль атомной энергетики в снижении общих системных затрат становится все более важной.
Подводя итог, в отчете отражено всестороннее представление о детерминантах, определяющих структуру водородной экономики и ключевой роли, которую в ней должна сыграть ядерная энергия. Приведенный анализ показал, что ключевыми факторами развития водородных технологий станут наличие ресурсов и политические предпочтения в каждом регионе, при этом любая всесторонняя оценка конкурентоспособности водорода должна учитывать всю цепочку создания стоимости, включая затраты, связанные с хранением, транспортировкой и распределением водорода. Обе наиболее обсуждаемые технологии, паровая конверсия метана и электролиз воды, на сегодняшний день имеют сильные и слабые стороны, и в конечном счете, вопрос о том, какое решение станет доминирующим в мире, будет зависеть от осуществимости рентабельной ПКМ с CCUS и возможности производить достаточно чистую электроэнергию по конкурентоспособной цене. Использование недорогой солнечной энергии (доступна для Ближнего Востока) или ядерной энергии долгосрочной эксплуатации способны снизить затраты на производство водорода электролизом воды с 7.54 до 3-3.5 $/кг H2 к 2035 году, что сделает его конкурентноспособным с паровой конверсией метана с CCUS, для которого приведенная стоимость водорода будет зависеть от цены на газ и оценивается в 1.91 $/кг при цене газа 20 $/МВт·час и 5,83 $/кг при цене 100 $/МВт·час. Кроме того, повышение конкурентноспособности электролиза связано с усовершенствованием технологий электролизеров и повышения общего КПД электролизного водородного завода. Для ПКМ определяющими факторами также станут возможность хранения CO2, например, в геологических кавернах, и его политическая приемлемость. Применение атомной энергии способно качественно снизить затраты по всей цепочке добавленной стоимости производства водорода. Существующие сегодня АЭС не способны обеспечить необходимое количество энергии для выхода технологий электролиза на лидирующие позиции, однако строительство новых станций выглядит рентабельной и привлекательной стратегией при формировании государственной политики стран – производителей водорода. Эффективность внедрения атомной энергетики в производство водорода зависит от строгости ограничений, регулирующих выбросы парниковых газов: преимущества, предлагаемые ядерной энергетикой, оцениваются примерно в 11% при разрешенных выбросах в 25 Мт CO2 и в 40–50 % для нулевого уровня выбросов.
Анализ выполнен в контексте актуальной оценки внедрения инноваций в области водородных технологий, которые, по утверждению Международного энергетического агентства в глобальном обзоре по водороду за 2021 год, уже отстают от графика и не достигают целей, опубликованных агентством в начале того же года. Выполнение планов пятикратного роста водородного рынка к 2050 году будет зависеть от того, насколько эффективно мировому сообществу удастся решить возникшие политические и технологические проблемы, а также какой вектор развития будет выбран для развития водородного производства. В отчете оценивается как в целом перспектива внедрения водорода в глобальную цепочку стоимости интегрированных электроэнергетических систем, так и конкретные затраты и конкурентоспособность водорода, произведенного с использованием атомных станций. Особое внимание уделяется среднесрочной перспективе: временному горизонту до 2035 года, определенному как поворотный момент в глобальных водородных стратегиях.
В отчете обозначаются две лидирующие технологии производства водорода: паровая конверсия метана (ПКМ) и электролиз воды, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки. ПКМ позволяет уже сейчас получать водород десятками тысяч тонн в год по самой выгодной цене 0.5–1.7 $/кг. Сопутствующие выбросы парникового газа при этом оцениваются в 9т СО2/т Н2 и не соответствуют стандартам принятых низкоуглеродных стратегий. Широко обсуждаемые технологии улавливания, использования и хранения углерода (ССUS) на практике сталкиваются с операционными проблемами транспортировки и хранения улавливаемого CO2, что уже сейчас мешает их внедрению в крупномасштабном производстве. Электролиз воды может осуществляться с использованием различных перспективных технологий и является самым чистым способом производства водорода, при условии, что он использует СО2-нейтральный источник электроэнергии. Электролиз непосредственно с использованием возобновляемых источников энергии и атомных электростанций является вдвойне привлекательным решением, объединяющем две зеленые энергетические технологии. Однако по состоянию на 2021 год электролиз воды занимал малозначительный сегмент общего объема производства водорода, что объясняется существенным разрывом в конкурентоспособности: стандартные затраты на производство водорода путем электролиза воды оцениваются в 3–8 $/кг, что примерно в 2–4 раза больше, чем при паровой конверсии метана.
Для анализа конкурентоспособности основных технологий авторы выбрали аналитическую модель с рядом допущений и известных параметров и смоделировали различные производственные технологии, используя собственное программное обеспечение. Стоимость получаемого водорода разделили на две важнейшие составляющие цепочки добавленной стоимости: нормированная стоимость производства на уровне предприятия и нормированная стоимость хранения, транспортировки и распределения. В качестве наиболее перспективных технологий электролиза рассмотрены протонообменные мембраны (ПОМ) и твердооксидные электролизеры (ТОЭ), а для учета стоимости производства электроэнергии в расчетах использованы значения для электричества от электросети, возобновляемых источников энергии и атомной энергии. Потенциальная роль ядерной энергии учитывалась как в качестве специального генератора для крупных промышленных установок, так и в качестве источника низкоуглеродной базовой мощности электросети.
Результаты расчетов нормированной стоимости производства водорода показали, что конкуренция между технологиями электролиза воды и конверсией метана будет сильно зависеть от цены на природный газ. Детализация стоимости производства водорода в ПКМ с CCUS показывает, что на сырье приходится 51% общих затрат при цене газа 20 $/МВт·час и до 84% при цене газа 100 $/МВт·час, оставшаяся часть составляет капитальные вложения. В денежном эквиваленте себестоимость водорода при таком производстве будет варьироваться от 1,91 до 5,83 $/кг Н2 при цене газа 20 и 100 $/МВт·час, соответственно.
Для всех рассмотренных технологий электролиза воды критическим фактором, определяющим стоимость получаемого водорода, станет стоимость используемой электроэнергии. Расчет на основе средних цен на электричество дает наименее конкурентоспособные варианты: при стоимости газа 75–150 $/МВт·час стоимость водорода колеблется от 3.9–7.5 $/кг. Однако для большинства технологий с альтернативными источниками электричества стоимость производства водорода к 2035 году оценивается не выше 3,5$/кг и в самых выгодных случаях опускается до 2 $/кг. Интересно, что по результатам расчетов, затраты на производство водорода с использованием ядерной энергии в Европейском союзе близки к затратам с использованием солнечной энергии даже с учетом постройки новых АЭС. Во многом это связано с более высоким коэффициентом нагрузки атомной электростанции, который компенсирует более высокую стоимость этого вида электроэнергии (примерно на 50% выше, чем у солнечной энергии в Европейском Союзе). Цены на электроэнергию около 60 $/МВт·час и выше приводят к тому, что нормированная стоимость водорода превышает 3 $/кг независимо от коэффициента нагрузки системы.
Расчеты выявили, что важнейшим фактором, способным снизить общее потребление электроэнергии предприятием и стоимость электролизного водорода, должно стать повышение электрического КПД электролизера. В этом контексте, пониженное потребление электроэнергии высокотемпературными электролизерами делает их конкурентноспособными, несмотря на высокие капитальные затраты и короткий срок службы из-за более высоких рабочих температур. Наконец, многообещающей выглядит система, которая сочетает в себе ядерную и солнечную энергию. При такой комбинации атомная станция способствует повышению коэффициента нагрузки системы, в то время как солнечная система обеспечивает более дешевую электроэнергию, оптимизируя общую экономику производства.
Что касается затрат на хранение, транспортировку и распределение водорода, оценивается, что они составят 5–36% от общих затрат, при этом определяющее влияние будет иметь профиль производства водорода: в системах с постоянным производством эти затраты в четыре-пять раз ниже, чем в системах с переменным производством. Плохо спланированная цепочка добавленной стоимости может в итоге привести к дополнительным затратам на хранение, транспортировку и распределение водорода, значительно превышающим 1 $/кг H2. По результатам расчетов, самой рентабельной технологией транспортировки водорода, существенно снижающей затраты на всей цепочке добавленной стоимости, станет использование модернизированных трубопроводов.
В последней части обзора приведена попытка системного анализа конкурентоспособности технологий получения водорода в полном цикле производства, где в качестве допущений выбраны разные схемы взаимодействия технологий производства водорода и потребления энергии. Рассмотрены варианты, когда генераторы электроэнергии физически связаны с электролизерами без взаимодействия с системой электроснабжения (так называемый совмещенный режим работы электролизеров), а также могут быть подключены к сети и работать в других режимах (например, гибко, используя только избыточную электроэнергию или базовую нагрузку). Рассмотрены только две технологии производства водорода: электролиз с использованием технологии ПОМ и существующие установки ПКМ. Оцениваются различные ограничения по углероду (сопутствующие выбросы 0 и 25 Мт CO2, соответственно), доля ядерной энергетики в общей установленной мощности (случай ограниченной и неограниченной ядерной энергетики) и потребности в водороде (0.5 и 1.5 Мт H2).
Основным выводом этой части стало обоснование высокого потенциала использования энергии АЭС, особенно в случае строительства новых станций. При отсутствии дополнительных ядерных мощностей затраты на производство водорода, в зависимости от оптимизации масштабов производства водорода и гибкости системы оцениваются в 1.3–3.8 $/кг. С добавлением ядерных мощностей затраты на производство водорода не превысят 2.5 $/кг независимо от уровня потребности в водороде. Существующие установки ПКМ остаются самым дешевым вариантом производства водорода, однако присутствующие выбросы должны компенсироваться за счет их сокращения в электроэнергетической системе. Чем выше потребность в водороде, которую необходимо удовлетворить за счет паровой конверсии метана, тем выше затраты на обезуглероживание сети и, следовательно, тем выше разрыв в стоимости системы между сценариями со строительством новой АЭС и без нее. По мере того, как интегрированная система приближается к нулевому уровню выбросов, роль атомной энергетики в снижении общих системных затрат становится все более важной.
Подводя итог, в отчете отражено всестороннее представление о детерминантах, определяющих структуру водородной экономики и ключевой роли, которую в ней должна сыграть ядерная энергия. Приведенный анализ показал, что ключевыми факторами развития водородных технологий станут наличие ресурсов и политические предпочтения в каждом регионе, при этом любая всесторонняя оценка конкурентоспособности водорода должна учитывать всю цепочку создания стоимости, включая затраты, связанные с хранением, транспортировкой и распределением водорода. Обе наиболее обсуждаемые технологии, паровая конверсия метана и электролиз воды, на сегодняшний день имеют сильные и слабые стороны, и в конечном счете, вопрос о том, какое решение станет доминирующим в мире, будет зависеть от осуществимости рентабельной ПКМ с CCUS и возможности производить достаточно чистую электроэнергию по конкурентоспособной цене. Использование недорогой солнечной энергии (доступна для Ближнего Востока) или ядерной энергии долгосрочной эксплуатации способны снизить затраты на производство водорода электролизом воды с 7.54 до 3-3.5 $/кг H2 к 2035 году, что сделает его конкурентноспособным с паровой конверсией метана с CCUS, для которого приведенная стоимость водорода будет зависеть от цены на газ и оценивается в 1.91 $/кг при цене газа 20 $/МВт·час и 5,83 $/кг при цене 100 $/МВт·час. Кроме того, повышение конкурентноспособности электролиза связано с усовершенствованием технологий электролизеров и повышения общего КПД электролизного водородного завода. Для ПКМ определяющими факторами также станут возможность хранения CO2, например, в геологических кавернах, и его политическая приемлемость. Применение атомной энергии способно качественно снизить затраты по всей цепочке добавленной стоимости производства водорода. Существующие сегодня АЭС не способны обеспечить необходимое количество энергии для выхода технологий электролиза на лидирующие позиции, однако строительство новых станций выглядит рентабельной и привлекательной стратегией при формировании государственной политики стран – производителей водорода. Эффективность внедрения атомной энергетики в производство водорода зависит от строгости ограничений, регулирующих выбросы парниковых газов: преимущества, предлагаемые ядерной энергетикой, оцениваются примерно в 11% при разрешенных выбросах в 25 Мт CO2 и в 40–50 % для нулевого уровня выбросов.
[1] Organisation for economic co-operation and development (OECD), Nuclear Energy Agency (NEA), The Role of Nuclear Power in the Hydrogen Economy, Cost and Competitiveness, 2022, https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_73133/the-role-of-nuclear-power-in-the-hydrogen-economy