Все больше стран начинают ставить стратегические цели в области водородной энергетики, и некоторые инвестиции направлены на развитие экологически чистых водородных технологий. ЕС и Китай лидируют в этом развитии, стремясь получить преимущества первопроходца в технологиях и инфраструктуре. Между тем, Япония, Южная Корея, Франция, Германия, Нидерланды, Новая Зеландия и Австралия с 2017 года опубликовали стратегии развития водородной энергетики и разработали пилотные планы. В 2021 году ЕС выдвинул стратегическое требование к водородной энергетике, предложив увеличить производственную мощность по выпуску водорода в электролитических ячейках до 6 ГВт к 2024 году за счет ветровой и солнечной энергии, а к 2030 году — до 40 ГВт, при этом мощность производства водорода в ЕС будет увеличена на 40 ГВт за счет дополнительных 40 ГВт за пределами ЕС.
Как и все новые технологии, «зеленый» водород переходит от первичных исследований и разработок к массовому промышленному внедрению, что приводит к снижению удельных затрат и повышению эффективности проектирования, строительства и монтажа. LCOH «зеленого» водорода состоит из трех компонентов: стоимости электролитического элемента, цены на возобновляемую электроэнергию и других эксплуатационных расходов. В целом, стоимость электролитического элемента составляет около 20–25% от LCOH «зеленого» водорода, а наибольшая доля приходится на электроэнергию (70–75%). Эксплуатационные расходы относительно невелики, как правило, менее 5%.
На международном уровне цена возобновляемой энергии (в основном, солнечной и ветровой энергии промышленного масштаба) значительно снизилась за последние 30 лет, и ее эквивалентная себестоимость энергии (LCOE) сейчас близка к стоимости энергии угольных электростанций (30-50 долл. США/МВт·ч), что делает возобновляемые источники энергии более конкурентоспособными по стоимости в будущем. Стоимость возобновляемой энергии продолжает снижаться на 10% в год, и примерно к 2030 году она достигнет около 20 долл. США/МВт·ч. Эксплуатационные расходы существенно снизить невозможно, но себестоимость отдельных элементов может быть снижена, и ожидается, что кривая затрат на обучение для элементов будет аналогична кривой для солнечной или ветровой энергии.
Солнечная фотоэлектрическая энергетика была разработана в 1970-х годах, и цена LCOE солнечных фотоэлектрических систем в 2010 году составляла около 500 долларов США/МВт·ч. С 2010 года LCOE солнечных фотоэлектрических систем значительно снизилась и в настоящее время составляет от 30 до 50 долларов США/МВт·ч. Учитывая, что технология электролитических элементов аналогична промышленному эталону для производства солнечных фотоэлектрических элементов, в период с 2020 по 2030 год технология электролитических элементов, вероятно, будет следовать аналогичной траектории, что и солнечные фотоэлектрические элементы, с точки зрения себестоимости единицы продукции. В то же время LCOE ветровой энергетики значительно снизилась за последнее десятилетие, но на меньшую величину (примерно на 50 процентов в морской ветроэнергетике и на 60 процентов в наземной).
В нашей стране для производства водорода методом электролиза воды используются возобновляемые источники энергии (такие как ветровая энергия, фотоэлектрическая энергия, гидроэнергия). При контроле цен на электроэнергию на уровне ниже 0,25 юаня/кВт·ч себестоимость производства водорода имеет относительную экономическую эффективность (15,3–20,9 юаня/кг). Технико-экономические показатели производства водорода методом щелочного электролиза и электролиза с использованием протонообменной мембраны (PEM) приведены в таблице 1.
Метод расчета себестоимости электролитического производства водорода показан в уравнениях (1) и (2). LCOE = постоянные затраты / (количество произведенного водорода × срок службы) + эксплуатационные затраты (1) Эксплуатационные затраты = потребление электроэнергии для производства водорода × цена электроэнергии + цена воды + стоимость обслуживания оборудования (2) В качестве примера возьмем проекты щелочного электролиза и электролиза с протонообменной мембраной (1000 Нм³/ч). Предположим, что общий срок службы проектов составляет 20 лет, а срок эксплуатации – 9 × 10⁴ ч. Постоянные затраты на комплектную электролитическую ячейку, устройство очистки водорода, стоимость материалов, стоимость строительных работ, стоимость монтажных работ и другие статьи расходов рассчитываются как 0,3 юаня/кВт·ч для электролиза. Сравнение затрат представлено в таблице 2.
По сравнению с другими методами производства водорода, если цена электроэнергии из возобновляемых источников ниже 0,25 юаня/кВт·ч, стоимость «зеленого» водорода может снизиться примерно до 15 юаней/кг, что начинает давать ценовое преимущество. В контексте углеродной нейтральности, с уменьшением затрат на производство электроэнергии из возобновляемых источников, масштабным развитием проектов по производству водорода, снижением энергопотребления электролитических ячеек и инвестиционных затрат, а также благодаря введению углеродного налога и другим мерам, путь к снижению стоимости «зеленого» водорода будет постепенно проясняться. В то же время, поскольку водород, произведенный из традиционных источников энергии, будет содержать множество сопутствующих примесей, таких как углерод, сера и хлор, а также из-за дополнительных затрат на очистку и улавливание и хранение углерода, фактическая себестоимость производства может превышать 20 юаней/кг.
Дата публикации: 06 февраля 2023 г.