Б.И. Нигматулин, М.Г. Салтанов, Институт проблем энергетики

Атомная энергетика в качестве первичного источника электроэнергии в соединении с водородными технологиями в очень многих случаях не только надежнее, но и экономически эффективнее чем ВИЭ. А, учитывая «цену вопроса» и экологические факторы (выбросы, парниковые газы) – эффективнее чем традиционная энергетика.

Возможные сценарии, типы проектов, а также их непосредственный анализ, собственные конкретные расчеты и прогнозы в горизонтах 2030-2050 года, являются предметом настоящей работы.

В 2020-2021 годах Институтом проблем энергетики совместно с ГК Росатом (Русатом  Оверсиз - ключевое подразделение по продвижению водородных проектов) проведен обзор и анализ практически всех основных стратегий стран и игроков на рынке водорода по всем странам и подходам в части атомноводородной энергетики и применения водорода в целом.

При этом, кроме определения круга задач, анализа рынка и востребованности водорода, сравнения сценариев безуглеродной энергетики, были проведены обзоры ключевых технологий – производство, транспортировка, хранение, использование на транспорте, выработка электроэнергии из водорода и пр. и их технико-экономические параметров, а также технологических проблем и рисков.

В рамках анализа рынка проведены обзоры тенденций развития водородной экономики, как в рамках страновых планов и стратегий развития, так и агрегированных прогнозов континентального и мирового масштабов в горизонте до 2030-2050 годов ведущих мировых аналитических организаций, принятых в последнее время (2017-2021 г.г.). Составлены обзоры водородных планов и программ по основным странам и регионам, в т.ч. Европейский Союз (новая водородная стратегия Европы),  Австралия, Великобритания, Германия, Канада, Казахстан, Китай, Литва, Норвегия, Польша, Португалия, США, Узбекистан, Украина, Франция, Чили, Япония и др. а также сводные обзоры и прогнозы агрегированных материалов Всемирного Водородного Совета,  МЭА, IRENA, Bloomberg, EnergyNet и пр. При этом по результатам обзора появились все необходимые референтные исходные данные по исходным технико-экономическим параметрам для расчетов: удельным капитальным вложениям, эксплуатационным расходам и пр. На данный момент, возможно, эта подборка, является самой полной и актуальной в России.

Проанализированы возможные примеры реальных российских проектов (Приложение 1), например, использование избытка мощностей АЭС западного региона (Смоленская АЭС, БелАЭС) для энергообеспечения «водородного шоссе М1» с переводом части грузооборота Россия-Беларусь-Европа на безуглеродный автотранспорт - преимущественно автотраки на водороде.

Основным предметом разработки являлось создание расчетно-аналитической модели, позволяющей оценивать экономику и балансы водородно-энергетических систем с учетом капиталовложений, текущих издержек, а также суточной, среднесрочной и сезонной динамики эксплуатации, так как оценка по «средним» параметрам даёт искаженные результаты.

В рамках работ ИПЭ рассмотрены связки АЭС, ВИЭ, традиционной энергетики и водорода. Проведены оценки рынка и цен. Проанализированы технико-экономические характеристики систем производства, транспортировки и хранения водорода и их сочетаний в различных сценариях.

Определены наиболее перспективные направления (см. «Водород – товар ли это?Приоритетные рынки и сценарии использования») в том числе комплекса «безуглеродная энергетика»-«безуглеродный транспорт» на базе водородных технологий хранения энергии.

В частности, по направлению «Большая энергетика» и «Транспорт. Магистральные грузоперевозки».проведены сбор данных, анализ и расчеты в том числе:

-               Сравнение технологий хранения энергии в «Li-ion АКБ», ГАЭС  и «водороде» для АЭС и ВИЭ. В результате получается, что для АЭС технологии хранения сравнимы (демпфируется суточная неравномерность потребления). Также показано, что для ВИЭ (дополнительно демпфируется суточная и сезонная прерывистость генерации) водородное хранение приемлемо, а Li-ion недопустимо дороже. Если у АЭС появляется сезонная составляющая неравномерности потребления, то в этом случае также предпочтительнее водородная система. Такое же сравнение с ГАЭС показало аналогичное преимущество водородной системы хранения.

-               Сравнение гибрида АЭС и ВИЭ с водородной системой резервирования и покрытия переменной части потребления с газовыми ТЭС, и ДГУ. Показано, что при учете платы за выбросы (даже при снижении цен на газ) безуглеродная генерация эффективнее чем ТЭС и ДГУ.

-               Сравнение систем транспортировки водорода в сжатом, сжиженном состоянии и по трубам от производителя. Доставка — это то что обычно не учитывают при оценке рынка водорода. Рынок «водород у производителя» отличается от рынка «водород у потребителя». В результате получаются явные, но разнонаправленные эффекты, требующие анализа. Однако, в реальном случае, схема «электролитическая выработка водорода на месте (например, АЗС) с использованием электроэнергии от сети», предпочтительнее чем схема «выработка водорода на АЭТС с ВТГР и доставка от места потребления по трубе или в цистернах».

-               Оценка водородного транспорта: проведено сравнение различных типов автомобилей (ДВС, дизель, гибрид, электрокар, водородный автомобиль) по параметрам цены километра и дальности пробега на 1 заправке. Оценочно показано, что наиболее эффективны водород и гибрид.

-               Оценка системы заправки водородного транспорта – показана перспектива системы ночного электролиза, хранения в сжатом виде и дневной заправки водородомобилей большой грузоподъемности и дальности. Определены количественные технико-экономические характеристики (вплоть до расчетов сроков окупаемости конкретных проектов) в привязке к реальному и перспективному оборудованию, а также к существующим особенностям ценообразования на рынке электроэнергии.

-               Комплексная оценка системы «Энергетика+транспорт» с различными вариантами (АЭС, ВИЭ) генерации, инфраструктуры заправки и непосредственно типа автопарка (ДВС, дизель, гибрид, электрокар, водородный автомобиль)

-               Сравнение водородных и иных систем хранения энергии (Li-ion, ГАЭС). Определены ценовые показатели и приоритеты в сравнении по использованию для различных типов режимов энергосистем.

-               Сравнение эффективности проектов выработки электроэнергии на базе топливных элементов из водорода или природного газа.

-               Оценка проекта с выработкой водорода в больших количествах как товара на АЭС методом паровой конверсии метана. Показаны крайне существенные технологические (в части хранения и распределения), рыночные (в части сбыта продукции), инвестиционные (в части окупаемости) и экологические (в части выбросов СО₂) риски проекта.

-                Проведена оценка рисков конкурентоспособности водорода при экспорте в Европу и Японию.

Анализ существующих проектов показал, что очень много технологических интуитивно понятных приложений по использованию водорода уже в значительной степени проработаны и реализуются не только в пилотных, но и в коммерческих проектах. Вместе с тем во многообразном спектре аналитики масса побочных, конъюнктурных, общих рассуждений и неадекватных спорных оценок. С другой стороны, множество проектов получило практическое развитие.

Однако просматривается несколько общих особенностей, негативно отражающихся на уровне адекватной оценки предлагаемых проектов.

Водород рассматривается как отдельный продукт, товар, хотя наиболее масштабное применение ожидается в энергетическом и транспортном сегменте, где водород - часть системы и промежуточный энергоноситель, требующий анализа своей цены в полном комплексе создания стоимости конечного продукта (например, киловатт-часа тонно-километра пробега). Это приводит к диспропорциям и искажению оценки экономики проектов (см. «Приложения Водород – товар ли это? Приоритетные рынки и сценарии использования»).

В мегамасштабных проектах нет проработки рынка сбыта с ТЭО цепочки от производства водорода до конечного потребителя. Зачастую, не определен конечный потребитель, его потребности, локализация и пр.  При этом, обычно рассматриваемая цена(например, 1,5-3 $/кг) на условиях «франко-завод при централизованном производстве» без учета издержек доставки к конечному потребителю не даёт возможности оценить экономику проектов, так как во многих случаях эффективнее оказывается выработка водорода на месте потребления.

Крайне мало рассматриваются вопросы безопасности, связанные с спецификой использования водорода.

Практически нигде нет проработки связки производства водорода за счет электроэнергии и его использования с режимом и динамикой работы энергосистемы, графиком потребления и соответствующими особенностями ценообразования на энергорынках (например, возможными отрицательными ценами на электроэнергию[1]). Хотя при массовом применении соответствующие эффекты становятся весьма существенными[2]. В частности, они позволяют при определенных условиях повысить долю АЭС в балансе энергосистемы вместе со снижением издержек на ее производство.

Возможные причины сравнительно низкого интереса к этим темам в том, что по конъюнктурным причинам развитие атомной энергетики либо не востребовано, либо развитие энергетики связано с ВИЭ.  Тем не менее, связка «АЭС и водород» – также безуглеродная и данная тематика может развиться в одно из главных направлений исследования и развития атомноводородной энергетики. Тем не менее связка водорода с АЭС начинает серьёзно рассматривается, в Японии, Великобритании, Канаде и России.

При этом только в России развитие водородных технологий и атомной энергетики, а также их связка обозначены как ключевые инициативы стратегического развития России, принятые решениями высшего уровня в июле 2021 года. Они стоят на первом месте в блоке «Технологический рывок» (см. «Приложение 5. Место водородных технологий и атомной энергетики в принятых блоках 42 инициатив стратегического развития России»).

Основные выводы

Основные выводы и результаты расчетов - главные направления развития (энергетика и транспорт) связаны не с водородом как с товаром либо сырьём, а с водородом как чрезвычайно эффективным энергоносителем. Причем, при оценке эффективности существующих методов транспортировки пределен круг сценариев, где наиболее эффективнавы работка водорода электролизом на месте использования. Это практически все возможные направления крупномасштабного применения водорода.

Оценка показала крайне значительные риски, связанные с экспортными планами, требующими как более глубокой проработки  рынка, так и анализа издержекна компенсацию технологических и коммерческих рисков, в т.ч. связанных с такими агрессивными свойствами водорода как текучесть, летучесть, проникание водорода в  металлы, приводящему к их коррозии и охрупчиванию,  горючесть и, при определенных условиях, взрывоопасность при транспортировке водорода и пр.Но даже без их учета этой специфики издержки на доставку могут сделать водород неконкурентоспособным по цене, например, при поставках в Европу или Японию в горизонте 2025-2030 годов (см. «Риски экспорта. Востребованность водорода»

Таким образом, приоритетными технологическими направлениями становится не транспортировка водорода, а его производство, хранение и обратное преобразование в электроэнергию. В энергетике эффект сводится к регулированию отклонений между дешевой, безуглеродной, но нерегулируемой (АЭС) и неуправляемой (ВИЭ) генерацией электроэнергии и ее потреблением (также слаборегулируемым) энергосистемы в целом. На транспорте водородная система энергообеспечения движения обладает по сравнению с электромобилями такими преимуществами, как большая автономность, быстрая зарядка (заправка). В некоторых случаях водород может быть самым дешевым топливом для транспорта, исходя из цены километра пробега, даже с учетом реформирования парка транспортных средств и инфраструктуры заправки, затрат на электролиз и пр.

В  энергетике при определенных уровнях удельных капиталовложений гибридная электростанция АЭС с водородом  уже сейчас - самый надежный и дешевый способ безуглеродного энергоснабжения по сравнению с ВИЭ и энергетикой на ископаемом топливе, а к 2030-2050 годам, за счет возможного снижения цены и повышения эффективности водородных технологий может стать абсолютным лидером по надежности и эффективности.

Возможная техническая реализация в большой энергетике - гибридный генерационный блок включая АЭС (возможно с ВИЭ) и систему водородной компенсации отклонений. Соответствующие сценарии (АЭС с ВВЭР-1200, РИТМ-200 и системой водородного регулирования для различных условий:Арктическая зона России, Европа, Африка) также смоделированы и просчитаны.

Использование водорода на транспорте по цепочке «АЭС-система передачи электроэнергии-водородная автозаправка (с циклом электролиз-хранение-заправка)-автомобили на водородном топливе»не только снижает цену пробега, но и дает возможность оптимизировать режим энергосистемы, заполняя ночной спад потребления за счет зарядки системы водородных хранилищ на АЗС. При этом водородный транспорт по сравнению с электромобилями обладает большим пробегом и меньшим временем заправки. Одним из возможных проектов может быть водородное шоссе М1 в связке с использованием мощностей СмАЭС и БелАЭС. В этом случае система водородных заправок являясь распределенной системой хранения энергии служит дополнительным коммерческим потребителем мощностей АЭС в часы ночного провала потребления.

При этом для российских производителей возможен новый продукт для внутреннего рынка: обеспечение перевода грузооборота и пассажирских перевозок на водород как топливо, включая локализацию таких элементов как системы локального хранения водорода, электролизеры, топливные элементы.

Приложение 1. Водород – товар ли это? Приоритетные рынки и сценарии использования

Водородная энергетика – один из основных трендов развития современной энергетики. Во всех развитых странах, включая Россию, принимаются программы и дорожные карты развития этого сегмента, массово проводится анализ конкурентоспособности способов выработки и применения водорода.

Одним из системных пороков является рассмотрение водорода как автономного универсального товара (как, например, угля или металла), вне целей его применения и специфики технологической цепочки его выработки, хранения транспортировки и использования.

Следствием этого является невозможность однозначного анализа экономической эффективности, так как в зависимости от способов, локализации и графика производства водорода, стоимость его энергетического эквивалента для конечного потребителя может различаться на порядки.

В 90-е годы в России стоило большого труда вывести понимание электроэнергии как товара (в основном из-за кризиса неплатежей, когда электроэнергия воспринималась не как товар), который безусловно должен быть оплачен, а как бесплатная государственная услуга).

С водородом ситуация обратная. До сих пор он в основном использовался в качестве технического сырья. Однако в будущем для него видится совершенно иная роль. В новых для водорода перспективных областях использования – в энергетике и на транспорте – водород является не товаром или топливом, а способом, средством или механизмом оптимизации энергообеспечения. При этом оценка его эффективностивне всего комплекса - от выработки первичной энергии до конечного потребителя, но как автономного товара, некорректна и аналогична оценке, например, транспортировке электроэнергии в батарейках.

Конкретизируя возможные эффективные направления использования водорода, в рамках настоящего исследования можно выделить, достаточно узкий круг приоритетов. Однако они по объёмам – самые масштабные.

Роль водорода в энергетике можно рассматривать в двух ипостасях – как оптимизатора режимов работы энергосистемы с целью снижения издержек на покрытие переменной и пиковой части потребления, демпфирование отклонений потребления и генерации (в первую очередь ВИЭ и АЭС) и как антагониста «углеродной энергетике».

В России[3] на долю сжигания топлива в 2017 годуприходилось 84,6% (1,44 млрд. тонн СО₂-экв.) всех выбросов парниковых газовв энергетической отрасли, при этом энергетикой было обеспечено 56,1% выбросов, на транспорт приходилось 17,3%.. Для непосредственно промышленности значения показателя для металлургии, -46,3% выбросов парниковых газов от промышленности, на долю химической промышленности пришлось 29,6%, а на производство минеральных продуктов — 15,9%.

Стоимость углерода в энергетике косвенно можно оценить через «плату за выбросы». При принятии её на уровне 40 $/тонну СО₂ стоимость выбросов в России ~60 млрд долларов.

Однако глобальные намерения типа снижения выбросов, замедление общего потепления или зелёного мира, хоть и пользуются успехом у СМИ и имеют политический профит и goodwill в виде государственной поддержки и программ, однако, в чисто рыночном виде с трудом находят конкретного конечного потребителя на рынке и плохо продаются.

Соответственно, применение водородных технологий прежде всего оправдано в энергетике больших масштабов, энергосистем целых стран и регионов. Там – товары типа «исключение в балансе выработки электроэнергии углерода как сжигаемого топлива», «снижение затрат на энергоснабжение», там – их конечный потребитель. Для единой энергосистемы единый потребитель – всё общество в целом.

При этом:

-          основным сценарием будет использование водорода как аккумулятора энергии для среднесрочного (сутки) хранения энергии, вырабатываемой АЭС и ВИЭ для покрытия переменной части нагрузки, а также для долгосрочного резервирования прерывистой  генерации ВИЭ на случай «темного штиля», либо сезонных колебаний солнечного и ветрового энергопотенциала.

-          основным «товаром» энергосистемы будет полное и надежное удовлетворение потребностей в энергоснабжении в соответствии с графиком нагрузки потребителей, а водород – составной частью процесса производства этого товара.

-          основным сравниваемым показателем конкурентоспособности водородных технологий в сочетании с технологиями генерации (ископаемое топливо, ВИЭ, АЭС) – нормализованная цена (себестоимость) электроэнергии с учетом всех экономических эффектов, в т.ч. оплаты выбросов, экономии за счет смены топлива, цены системных услуг (резервирование, балансирование) и пр.

Крупномасштабный вариант использования водорода для демпфирования суточной неравномерности потребления энергосистемы при постоянной выработке АЭС вообще не предполагает его транспортировки. Хранилище находится непосредственно вблизи генерации, и эта близость ограничивается только соображениями безопасности. Однако, этот вопрос может встать при сочетании систем выработки электроэнергии АЭС и ВИЭ и соответствующей делокализацией комплексной системы выработки, хранения водорода и производства электроэнергии для урегулирования отклонений как потребления, так и производства электроэнергии. Это предполагает оптимизацию системных услуг и их топологии внутри энергосистемы типа «первичная генерация (АЭС, ВИЭ) - вторичная генерация (система электролиза - водородное хранилище – выработка электроэнергии на топливных элементах)».

Комбинация генерации АЭС+СЭС и водородного хранилища (для оптимизации графика энергоснабжения) даёт возможность более равномерной его зарядки– в период ночного провала потребления энергией АЭС, а в период дневного профицита – энергией СЭС.

В этом случае технология становится практически безальтернативной, так как позволяет сделать более безопасными и оптимизировать локации типов генерации и хранения на основе единой системы передачи энергии – через электроэнергию.

Однако, при рассмотрении конкретных проектов не в энергосистеме, а непосредственно у потребителя, целесообразна оценка систем «генерация-потребление».Необходимо проанализировать альтернативу – в чем доставлять энергию от первичного источника (ВИЭ, АЭС) до потребителя. В «электроэнергии» или в «водороде».

В работах рассмотрены конкретные энергетические проекты применительно, например, к различным географическим (Арктическая зона России, Якутия, Центральная Россия, Калифорния, Африка и пр.) и технологическим (ВИЭ - СЭС/ВЭС, АЭС - ВВЭР-1200, РИТМ-200 и пр.) условиям.

Одно из основных, новых направлений исследований развития этого рынка – переход транспорта на водородное топливо.

Именно автотранспорт с его технологической неконсервативностью, мобильностью технологий производства и эксплуатации индивидуального товара – автомобиля, с одной стороны, с другой – серийностью, массовостьюи быстрой реакцией производителя на рынок, а, с третей, – энергозатратностью использования автомобиля является одной крупнейшей системой, которая постоянно испытывает на прочность парадигму собственного энергообеспечения,

Для транспортных систем водород, вырабатываемый с помощью электролиза, используется как топливо для электромобилей с топливными ячейками и соответствующей системой хранения.

По оценкам международного Водородного Совета мировой спрос на водород, как топливо (а это товар), может составить до 550млн.тонн в год к 2050 году, из них 150-160 млн.тонн – на транспорте при условии замены до 20-35% транспорта на углеродном топливе на водородный транспорт.

При этом ключевым параметром является цена водорода в точке заправки. Прогнозируется, что с текущих 5÷8 $/кг, она может снизится к 2030 году до 2,5÷3,5 $/кг и к 2040 году до 1,5÷2,2 $/кг. При этом, учитывая энергетический эквивалент водорода ~120 МДж/кг, КПД топливных ячеек (до 83% у ToyotaMirai[4]) и условный расход 1,36 МДж/км[5], цена километра пробега на водороде может снизиться до 0,02$/км по сравнению с 0,1-0,15$/км у автомобиля cДВС (цена 1,5-2$[6]/л, расход ~0,07 л/км)

Однако этот показатель не полностью отражает эффективность решения в целом. При анализе основным рассматриваемым «товаром проекта» должен быть не сам водород, но, в комплексе, энергообеспечение пробега личного, грузового и пассажирского транспорта с учетом издержек на инфраструктуру транспортировки, хранения и распределения, переоборудование автопарка и пр.

А основным показателем конкурентоспособности водородных технологий по сравнению с прочими (бензин, газ, электромобили) – нормализованная цена километра пробега.

Дополнительным бонусом может быть предоставление системных услуг по оптимизации графика нагрузки энергосистемы, так как за счет регулирования режимов электролитической выработки и хранения водорода, транспорт может стать «умным потребителем» для энергосистемы, дополнительным демпфером отклонений и игроком балансирующего рынка электроэнергии.

В том случае, если будет показано, что комбинации «АЭС плюс водородный демпфер отклонений» и электромобилей на водородном топливе дают по отдельности экономический эффект, то интересно рассмотреть их в связке. В этом случае демпфером неравномерности суточного графика нагрузки служит как водородная мегасистема, расположенная при АЭС[7] (либо между АЭС, СЭС и ВЭС) и демпфирующая переменную часть потребления и отклонения генерации, так и система ночной зарядки и заправки системы хранения энергии для электромобилей. Создавая дополнительный спрос на электроэнергию во время ночного провала потребления, она выравнивает его график, тем самым потенциально повышая долю атомной генерации, в случае ее экономической эффективности.

Например, для использования водорода как системы хранения энергии для водородных электромобилей (в баке водород, преобразуемый в электроэнергию в топливной ячейке) можно рассмотреть и сравнить такие сценарии как:

Так же возможны различные сценарии для таких групп потребления как, крупные центры потребления электроэнергии (крупное производство, торговые центры, поселки и т.п.). мелкие центры потребления (домохозяйства, средний и мелкий бизнес и пр.).

Весь спектр применения водорода можно условно разделить на 2 сегмента: производство, где водород выступает сырья либо энергетика, где водород – энергоноситель, топливо (ото относится и к энергообеспечению транспорта).

Востребованность электроэнергии и транспорта – универсальна. В тех же случаях, когда водород – промежуточное сырьё для получения конкретного товара, его востребованность зависит от рынка этого товара.

Для резкого скачка в использовании для производства необходимо либо экстраординарное развитие потребления товаров, в цепочке создания которых присутствует расходуемый водород, либо появление новых, мегавостребованных технологий. Резкого развития ни одной из материалоемких отраслей (а все уже существующие потребители водородом обеспечены), либо появлений соответствующих технологий не предвидится. Отдельные проекты – типа использования водорода в производстве стали[8] для замены угля в доменной печи картины не меняют. Модификация же существующих технологий получения водорода также не даёт взрывного эффекта, так как объём водорода, потребляемого в производстве сам по себе невелик.

Прочие направления либо не обладают значительными масштабами либо имеют характер локальной технологической модернизации, не затрагивающей экономику в целом (например, в химической промышленности), либо, при изящности технических решений (например водородо-кислородные парогенераторы мегаваттного класса мощности для улучшения динамических характеристик парогенераторов[9]) требуют значительных сопутствующих затрат при неопределенности эффективности и конкурентоспособности по сравнению с альтернативными технологиями АРЧМ и пр.

При этом, для внедрения качественно новых технологий производства, транспортировки, хранения и использования водорода, требуется именно акцент на использование, востребованность конечного продукта этого использования. Поскольку сам водород не цель, а лишь средство достижения определенного результата, необходим масштаб внедрения этого «результата». Именно массовый сбыт позволяет снизить нагрузку первоначальных инвестиций, сделать технологический рывок экономически эффективным.

Отсутствие масштабности и затратность новых, водородных технологий  ведет к возрастанию удельных инвестиционных издержек и, в конечном счете - неокупаемости.

Примером рыночных рисков подобного рода является предлагаемая в некоторых проектах выработка водорода путем конверсии метана на АЭС в огромных товарных количествах[10] (до 50 млн.тонн в год)[11]. При анализе рынка сбыта товарного водорода, зачастую как целевой рынок, предполагается возможность использования водорода для  производства конечного продукта: метанола или аммиака.

Приложение 2. Технологические риски

Существуют много технологических проблем, связанных с крупномасштабными проектами, требующими сооружения инфраструктуры, ориентированной на специфику водорода, такие его свойства как текучесть, летучесть, проникание в  металлы и охрупчивание,  горючесть и, при определенных условиях, взрывоопасность и пр. Среди них из наиболее критичными являются химические процессы воздействия водорода на металлы. взаимодействие водорода с металлом трубопровода.

Влияние водорода на различные металлы – агрессивно, но до сих пор до конца не изучено. Скопление даже незначительных объемов водорода в ловушках кристаллических решеток, а также на границах неметаллических включений вызывает рост внутренних напряжений в стали и, как следствие, провоцирует образование в ней трещин и последующее разрушение. При этом существует взаимосвязь парциального давления водорода в транспортируемой смеси с процессом водородного охрупчивания. негативное влияние водорода на металлические конструкции,процессы водородного охрупчивания, растрескивания и коррозии, приводящие к разрушению сталей и, как следствие, технологические риски - снижение надежности, безопасности и срока их эксплуатации,

Особенно актуальны эти риски в связи, например, с проектами транспортировки водорода по существующим трубопроводам, ориентированным на прокачку природного газа, так как они не рассчитаны на водород. Однако даже подмешивание небольшой доли водорода вызывает те же последствия в части коррозии, летучести и пр. Негативные свойства водорода не меняются в зависимости от того, смешан ли он с другим газом, меняется степень воздействия.

Необходимость снятия этих рисков имеет прямое влияние на финансовые результаты таких проектов.

Меньшая объёмная энергоемкость, влечет либо необходимость кратного повышения давления, либо скорости в потоке при транспортировке по трубопроводам. В совокупности с большей вязкостью это приводит к кратному увеличению издержек на прокачку.

Малая плотность (0,098 кг/м3 против 0,7 кг/м3 для природного газа), кроме этого, требует замены оконечного оборудования (насосы, измерительная аппаратура). Также необходима адаптация всей регулирующей и запорной арматуры.

В рамках исследования рассматривались только основные эффекты, связанные с меньшей энергоёмкостью водорода и увеличением цены при транспортировке по существующим газопроводам. Перечисленные технологические проблемы повышают соответствующие издержки. Однако уже на этой, первичной стадии показаны экспортные риски в связи с возможной неконкурентоспособной ценой с поставкой как в Европу так и в Японию.

3.1. Планы, объёмы и цены потенциальных импортеров

Стабильный сбыт водорода (а это непременное условие технологии) может быть обеспечен: либо крупным потребителем рядом с производством(например – метанола)[12]. Однако это приводит к зависимости от этого потребителя и рисков сбыта его продукции (конечной продукции). Эти экономические риски проанализированы выше и являются крайне актуальными.

Либо сбыт гарантирует масштаб, диверсифицированность рынка и конкурентоспособность конечного продукта (например, водород как топливо для транспорта) в точке потребления. Это требует развитой и дешевой системы распределения водорода.

Экспорт водорода, как топлива или сырья в Европу или Японию возможен. Однако эти проекты требуют учета конъюнктуры и специфических рисков

Особенностями потребления водорода, обозначенными в принятых стратегиях предполагаемых импортеров (Европа, Япония, Германия и др.), в материалах Водородного Совета, в том, что все направления применения водорода и его рынка, в основном, не предполагают дальней транспортировки.

Наиболее перспективным и эффективным по цене, инвестициям и технологиям производства и потребления считается рынок водорода, который вырабатывается на месте электролизом с помощью дешевой генерации на базе ВИЭ по приемлемой для потребителя (1,5-2,5 $/кг) цене[13] (а в Японии, например, до 1,9 $/кг[14]). При этом снижение издержек с текущих цен (5-9 $/кг) прогнозируется за счет новых технологий ВИЭ, электролиза, хранения и пр.[15]. В Европе, в предельном сценарии, потребление планируется не выше 50‑55 млн. тонн в год, а практически ожидается не более 20 млн. тонн водорода в год[16].

При этом в стратегических документах Евросоюза и отдельных европейских стран приоритетно использование не чужого и «серого»[17], а своего, «зелёного» водорода.

В Японии – Стратегия зеленого роста для достижения углеродной нейтральности к 2050 году, о которой было объявлено в конце 2020 года, предполагает разморозку атомной генерации, «ускоренные инновации» в ядерных технологиях, включая небольшие модульные реакторы и «оранжевый» водород.

Таким образом в Европе, Японии и прочих странах рынок российского водорода (с учетом стоимости доставки) пока однозначно не востребован в качестве актуального в принятых перспективных планах.

Тем не менее, в некоторых перспективных планах импорт в Европу предусматривается.

Связано это с тем, что пока планируемая мощность электролизеров составляет до 60 ГВт. При 100% загрузки, максимальном КПД и энергоемкости водорода 40 кВтч/кг, объём водорода, вырабатываемого электролизом, составит не более 13 млн тонн водорода в год. Таким образом образуется разрыв в 7 млн тонн, который может быть заполнен импортом. Однако, при этом для потребителя водорода в Северо-Западной Европе самым дешевым источником низкоуглеродного водорода в 2030 году предполагается зеленый водород, производимый в Нидерландах или голубой в Норвегии, за которым последует импорт зеленого водорода из Марокко с учетом исходно низкой цены электроэнергии СЭС.[18]

При отсутствии явных ценовых преимуществ, актуальным станет стремление защиты внутреннего рынка ЕС и специфика «зеленой тематики». Показательным примером может служить противодействие в 2002-2010 годах Еврэлектрик проекту объединения европейской и постсоветской энергосистем, переходу их на параллельную и синхронную работу с целью взаимных поставок электроэнергии. Тогда по предложению европейских партнеров были созданы 2 направления согласования в специализированных рабочих группах ЭЭС СНГ - Еврэлектрик – непосредственно по общему рынку и по экологии. Как показала практика, этот механизм использовался европартнерами для защиты своего рынка и оппонирования проекту. При этом, ключевым контраргументом объединения было требования «зеленых» не допустить на европейский рынок «грязную», по их мнению, атомную энергию из России.

Если оценить цену экспортного российского водорода у конечного европейского потребителя, то, при отпускной цене[19] водорода с АЭС ~2 $/кгН₂ и цене транспортировки в Европу, аналогичной цене[20] транспортировке природного газа (31,72$/1000 м³ или 0,36 $/кгН₂), этот водород становится практически неконкурентным уже на входе в европейский оптовый рынок ещё до распределения конечным потребителям. А, учитывая возможный штраф за углеродный след (0,4-0,6 $/кгН₂) этот риск реален даже при цене производства меньше 1 $/кгН_2.  Цена российского водорода, предлагаемый к реализации как товар проекта на условиях поставки на оптовый рынок Японии – 2,4-3 $/кгН_2.  В Европе и Японии целевая цена водорода ниже – 1,5-2,5 $/кгН₂ непосредственно у потребителя. Таким образом, существует риск, того, что импорт водорода из России по трубопроводам будет невостребован в любом объёме.

Эти оценки подтверждаются и другими исследованиями[21]. Например, эксперты IHS Markit[22] считают, что экспорт произведенного в России водорода обойдется странам Европы дороже собственного производства. По оценкам зарубежных экспертов, килограмм низкоуглеродного водорода, произведенного в Европе из российского газа, будет стоить $1,1-1,5 против $1,9-2,1 в результате транспортировки водорода из России по газопроводу.

3.4. Необходимость создания системы распределения товарного водорода с АЭС -  критические риски в части возможности сбыта

Если использовать для сбыта и экспорта газотранспортную систему, аналогичную системам подачи природного газа на электростанцию, то годовой прокачиваемый объём газа в размере 2 млн.тонн или ~22 млрд.м³(по водороду)мог бы обеспечить газом 4 ГРЭС с выработкой более 15 млрд. кВтч в год. Таких ГРЭС и, соответственно, газотранспортных систем в России тожевсего 4: Рефтинская, Костромская, Сургутские ГРЭС-1 и 2.

Этот годовой объём перекачки эквивалентен 40% мощности «Северного потока – 1»[23].

3.4.2        Трубопроводный транспорт – смешанная прокачка водорода и природного газа по существующей газотранспортной системе

В последнее время обсуждается способ доставки водорода с использованием существующей газотранспортной и газораспределительной инфраструктуры[24]. В месте производства происходит смешивание водорода с природным газом (до 20%) и доставка в газораспределительной сети, а на месте потребления происходит его отделение.

При этом, использование готовых газовых трубопроводов безусловно порождает серьёзные технологические и коммерческие риски, связанные с коррозией, модернизацией оконечного оборудования, летучестью и пр. 

Как показано выше - по своим свойствам водород резко отличается от природного газа по объемной энергоёмкости – в ~3 раза меньше и плотности - в 8 раз меньше. Это значит, что при том же объеме передачи энергии требуется гораздо большее давление или скорость потока.

При подмешивании водорода в существующие газопроводы объемная энергоемкость транспортируемой смеси снижается на 0,67% на 1 процент добавленного водорода. Это снижает эффективность трубопровода для транспортировки энергии. Для доставки одинакового количества энергии требуется в 3 раза больший объём водорода по сравнению с природным газом.

Специального решения требуют риски коррозионной активности и текучести.  Водород не утрачивает своих негативных агрессивных свойств от смешивания с природным газом. Требуется не только новая транспортно-распределительная сеть, но и специальное, новое промежуточное и оконечное оборудование[25].

Трубопроводная транспортировка водорода связывает передачу водорода с гораздо менее универсальной и распространенной, чем сеть электропередачи, сетью газопроводов.

При этом рынок сбыта ограничивается топологией существующей газотранспортной сети, либо снова возникают дополнительные инфраструктурные издержки. Причем необходимо создание не только специальной транспортной, но и распределительной сети (например, для АЗС автомобилей на водороде).

Всё это кардинально ограничивает возможности дальнего экспорта, а также массового использования системы централизованного крупномасштабного производства водорода при транспортировке и распределенииего, как товара в самой России.

В Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года (раздел «Водородная энергетика»)показателем решения задачи водородной энергетики является экспорт водорода: к 2024 году - 0,2 млн. тонн; к 2035 году - 2 млн. тонн[26]. При этом основным направлением его реализации предполагался экспорт, в частности в Европу, Японию.

Водород как топливо дороже, чем природный газ. Сейчас стоимость газа на спот-рынке в Европе[27] 0,33 $/м³, цена в России – 0,08 $/м³. Объёмная теплотворная способность водорода ~30% от природного газа. Один кубометр газа нужно заместить 3-мя кубометрами водорода[28]. Это значит, что, как топливо, водород становится выгоднее, чем природный газ, при цене у потребителя менее 0,025-0,1 $/м³ или 0,4-1,2 $/кгH₂. В случае наличия углеродного налога на выбросы в размере 100 $/тоннуСО₂добавка к цене природного газа составит ~0.2 $/м³(200 $/1000 м³). В этом случае конкурентная цена водорода составит 0,6-2 $/кгH_2. Цена водорода в Европе сейчас 5-9 $/кгH_2. Прогнозные цены гораздо ниже.

Однако, даже при снижении цены в России и Европе  существуют серьезные риски того, что российский водород (при его производстве в России и транспортировке в Европу по трубопроводам путем полной либо частичной природного газа) будет неконкурентоспособен с аналогичным европейским продуктом.

Референтные оценки европейских исследований[29] дают примерно такие же тарифы на транспортировку. Оценка для 40000 км даёт 0,12-0,23 $/кг/1000 км или 1,1-2,0 $/1000м³/100км , а тариф прокачки российского газа в Европу через ГТС Украины (для ~1200 км) составит^[30]  2,66 $/1000м³/100 км – эта  величина принята в качестве ориентира для цены транспортировки российского водорода  в Европу. При этом, например, в принятых для оценки эффективности транспортировки европейских проектах (Национальный Совет по водороду Германии) это тариф принят в размере 0,16 евро / кг/1000 км или ~0,19$/кг/1000 км[31].

При этом рассматривается минимальный рубеж цены транспортировки водорода- с приведением и нормированием её к действующему тарифу природного газа по энергоемкости[32].

Однако, очевидно, что сопутствующие издержки на модернизацию оконечного оборудования под водород с целью ликвидации дополнительных технологических рисков (см.выше), а также непосредственно на транспортировку и распределение до конечного потребителя,  ещё  более снизят экономическую эффективность проекта. Учет издержек на распределительную систему и ее замену с метановой на водородную в корне может изменить , например, экономику потенциального использования переоборудованных на водород трубопроводов Северного потока-2, так как конкурентоспособная цена на выходе из самого трубопровода будет ниже с учетом издержек переоборудования распределительной системы до конечного потребителя.

Но даже при этом не учтено, что:

1.      Для прокачки одинакового количества «энергии в водороде» необходимо больше энергии по сравнении с природным газом. Это, в первую очередь, связано с меньшей плотностью и объёмным энергосодержанием, большей динамической вязкостью.

2.      Дополнительным обременениям является необходимость большей скорости потока либо большим давлением, чтобы эффективность трубопровода была сравнима с его использованием для транспортировки природного газа.

Таким образом, даже при учете только части издержек, причем на минимальном уровне (1,7 $/кг – производство+0,36 $/кг – транспортировка) российский «серый» водород в точке входа в Европу не выигрывает у европейского «зеленого» водорода (1,5-2,5 $/кг для потребителя к 2030 году).

4.1.  Пример проекта-1. Комплексный проект. Безуглеродная гибридная генерация на основе Смоленской и Белорусской АЭС и демпфирования отклонений за счет водородного аккумулирования энергии. Замещение дизельного транспорта региона за счёт электротранспорта с Li-ionАКБс либо на водородном топливе, вырабатываемом за счет атомной генерации

Рассматривается проект с переброской временных префицитов генерации АЭС для зарядки водородных хранилищ автозаправочных станций на трассе М1 и последующим энергообеспечением грузооборота региона на основе водородных автотраков. При этом в контуре полной экономической оценки включены как сооружение и издержки генерации электроэнергии, так и затраты на создание инфраструктура и выработки водорода, а также модернизацию (перевод на водород) автопарка и его эксплуатационные издержки.

Энергобаланс центра и запада России может коренным образом измениться с введением БелАЭС. Её мощность избыточна для Беларуси, сбыт на Запад невозможен, в т.ч. и из-за ликвидации кольца БРЭЛЛ и невостребованности в Европе.

12 августа 2020 года еврокомиссар по вопросам охраны окружающей среды заявил, что   «Страны Балтии должны принять необходимые меры к тому, чтобы электроэнергия, которая будет вырабатываться находящейся у литовской границы и в 50 км от Вильнюса Белорусской атомной электростанцией (БелАЭС), не попала в энергетическую систему ЕС». Сейм (парламент) Литвы объявил БелАЭС угрозой национальной безопасности и в 2017 году законодательно запретил покупку, а также экспортный пропуск ее электроэнергии через свои электросети

При этом, минимум потребления энергосистемы Беларуси составляет ~5-6 ГВт. При работе только 2-х блоков БелАЭС (2400 МВт) и Лукомльской ГРЭС (2890 МВт) он уже будет превышен и мощность оставшихся 40 ТЭС Беларуси остается невостребованной. 

Повышение ВВП самой Беларуси не нуждается в этой мощности БелАЭС. Такие направления экспорта как Украина, Балтия, Польша, учитывая существующие специфические риски, представляются малореализуемыми. Практически единственный выход – экспорт,  прежде всего в Россию в направлении ОЭС Центра (Смоленской области). При этом, место в энергорынке России белорусская электроэнергия может занять только за счет российской генерации.

Таким образом, главная задача - обеспечить экономически оправданный сбыт электроэнергии БелАЭС.

Решение на основе вышеприведенных сценариев гибридного комплекса водородного шоссе М1, системы водородных заправок и энергообеспечения электролиза за счет префицита электроэнергии БелАЭС в часы ночного провала,  в целом предусматривает 4 крупных направления. При этом учитываются (в соответствии с данными и методиками МЭА) капитальные затраты, операционные и иные переменные расходы, ставка дисконта, сроки жизни и прочие ключевые параметры для всех составляющих цепочки от генерации электроэнергии до непосредственно грузооборота.

1)  Сценарная оценка инвестиций и эффективности инфраструктуры зарядки/заправки[33], объединяющей энергосистему и транспорт, и оценка эффектов непосредственно на транспорте. В сценариях, в качестве исходного параметра, задаётся доля транспорта, переводимого на водород либо электричество и определяется соответствующая потребность в электроэнергии, потребляемой «из сети». Конечный результат – цена пробега, объём инвестиций, топливные издержки автотранспорта при определенных исходных ценах на электроэнергию и параметрах инвестиций в инфраструктуру, включая норму прибыли, объём потребляемой электроэнергии. 

2)  Оценка переоборудования автопарка, в первую очередь, грузовых автомобилей и пассажирского автотранспорта с различными видами топлива, на электротягу с различными видами исходного энергоносителя (водородный бак, Li-ion  аккумулятор)

3) Оценка эффектов в энергосистеме от появления дополнительного потребителя электроэнергии.

4)  Оценка экономики гибридной генерации

Предварительная оценка показала, что при  переходе~15-20%  энергообеспечения грузооборота региона на электро- и водородные технологии региона, появляется возможность обеспечения ночного, самого «несъедобного» префицита АЭС в объёме выработки минимум 1 блока ВВЭР-1200 новым, транспортным потребителем. Это дает возможность выстраивания эффективного режима энергосистемы с использованием как Смоленской, так и Белорусской АЭС.

Дополнительный анализ  с учетом возможности масштабного хранения ночной электроэнергии в водородном хранилище при АЭС и дневной разрядке в пиковом потреблении энергосистемы показал эффективность гибридной выработки электроэнергии для всего компенсации суточного и сезонного спектра отклонений и балансирования.

Для Росатома возможен новый специфический продукт для внешнего рынка. Это гибрид АЭС и системы накопления электроэнергии (заряд/хранение/разряд). Водород можно использовать в качестве аккумулятора энергии как демпфер между постоянной мощностью АЭС и переменной мощностью потребления. Во время ночного провала потребления и локального префицита генерации на АЭС водород вырабатывается и хранится, а затем, во время дневных и вечерних пиков, используется для выработки электроэнергии и покрытия локальной дефицита мощности АЭС – средней по суточному потреблению. При этом АЭС превращается в универсальный генерирующий комплекс, способный полностью обеспечить энергоснабжение потребителя не только в базовом, а в любом режиме нагрузки.

Система балансирования может быть ограниченной, модульной и наращиваемой мощности (в зависимости от степени неравномерности потребления) (возможно наращиваемой мощности). АЭС сможет участвовать не только в замещении базовой части потребления на предельном уровне мощности блока, но минимальном уровне потребления энергосистемы.

Комплекс АЭС + система накопления энергии позволит участвовать и в торговле электроэнергией в более дорогие, пиковые часы в полном объеме и надежно обеспечить энергоснабжение потребителя.

Проведенные расчеты для арктической зоны России и других регионов (Европа, Африка) и сравнение гибрида АЭС с ВВЭР-1200, РИТМ-200 и системой водородного регулирования с системами традиционным энергообеспечением (на основе газовой, дизельной генерации,  и пр.) показали большую эффективность гибрида при условии автономности и безуглеродности энергоснабжения, а также возможностей использования водорода в качестве топлива для транспорта.

Оценка показала, что, при определенных сценариях, водородное хранилище может использоваться как регулирующая мощность в связке с АЭС и, возможно, ВИЭ. Экономический эффект может формироваться как за счёт плановой (например, суточной) неравномерности цены на суточном рынке электроэнергии, так и за счёт участия в оперативном регулировании отклонений и на балансирующем рынке.

При этом, отбор невостребованной мощности генерации во время провалов может быть органичным дополнением к системе управления спросом, которая сейчас находится в фазе активного развития и суть которой состоит в снижении пикового потребления путем денежного поощрения потребителя за формирование соответствующего графика нагрузки.

Соответствующие ценовые показатели пилотного проекта ценозависимого потребления также могут быть ориентирами при оценке эффективности водородной системы хранения электроэнергии, позволяющей запасать её в "дешевые" часы и отдавать в "дорогие".

Как показала предварительная оценка, такая система (в отсутствии ГЭС) может являться самой экономически эффективной системой регулирования отклонений генерации и потребления особенно в среднесрочном и долгосрочном (сезонном) периоде.  Особенно явно её преимущества проявляется в системе с маломаневренной (АЭС) или нестабильной (ВИЭ) первичной генерацией.

Приложение 5. Место водородных технологий и атомной энергетики в принятых блоках 42 инициатив стратегического развития России

5.1.   Блок «Технологический рывок» в составе 42 инициатив стратегического развития России

В июле 2021 года в правительстве завершилась восьмимесячная работа над созданием инициатив социально-экономического развития. В результате было отобрано 42 инициативы, с помощью которых в 2021-2024 годах можно будет улучшить положение России в самых разных сферах

Блок «Технологический рывок»: 4 программы, проект и комплексные меры потребуют 130,5 миллиарда рублей и 118,7 миллиарда инвестиций ФНБ (Фонд национального благосостояния).[34]

-          Программа создания малых атомных реакторов и полигонов водородной энергетики — в том числе, в арктической зоне.

-          Программа автономного судовождения.

-          Программа создания электромобилей.

-          Программа поддержки агронауки.

-          Проект платформы университетского технологического предпринимательства.

-          Поддержка передовых инженерных школ.

Из выступления Председателя Правительства М.В.Мишустина:

«По направлению «технологическое развитие» хочу отметить проект создания собственной линейки электромобилей, в том числе на водородных топливных элементах. … Особое внимание будет уделено проектам в сфере чистой энергетики. Один из них предполагает создание линейки промышленной продукции для производства и применения водорода, а также строительство полигонов для водородной энергетики, в том числе в арктической зоне. Наши усилия в этом направлении, по расчётам специалистов, могут привести к сокращению выбросов CO₂ на несколько миллионов тонн в год, а запланированные мероприятия в сфере новой атомной энергетики позволят обеспечить гарантированное снабжение изолированных регионов низкоуглеродной энергией. Результатом работы станет ввод четырёх малых плавучих атомных энергоблоков и пилотных малых наземных АЭС».