Экономика производства водорода с учетом экспорта и российского рынка

Федор ВЕСЕЛОВ
Заместитель директора ИНЭИ РАН, к. э. н.
e-mail: erifedor@mail.ru

Андрей СОЛЯНИК
Научный сотрудник
отдела научных основ развития систем энергетики ИНЭИ РАН, к. э. н.
e-mail: andsolyanik@yandex.ru

Ожидания и возможности

В настоящее время в мире отмечается растущий интерес к возможностям использования водорода как безуглеродной альтернативы традиционным видам топлива. По данным Международного энергетического агентства [1], уже около 40 стран утвердили стратегии или дорожные карты для развития технологий производства, хранения, транспорта и конечного использования водорода. Применение водорода может стать одним из важнейших инструментов декарбонизации, особенно в таких видах деятельности, таких как сталелитейное или нефтехимическое производство, судоходство и авиация, где потенциал иных методов декарбонизации (например, электрификации) явно ограничен с технической точки зрения. Еще одним полем для использования водородных технологий может стать создание крупных систем аккумулирования электрической энергии, особенно для целей сезонного регулирования. Такие накопители, в теории, могут обеспечить достаточный объем гибкости (резервирования) в электроэнергетических системах с ростом масштабов вовлечения возобновляемой генерации.
Российская Федерация также инициировала разработку стратегии развития водородной энергетики. Согласно действующей Энергетической стратегии России [2], целевые объемы экспорта водорода на зарубежные рынки составят 2 млн т в 2035 г. В Концепции развития водородной энергетики в Российской Федерации [3] прогноз объемов экспорта российского водорода приведен диапазоном: 2–12 млн т к 2035 г. с ростом до 15–50 млн т к 2050 г. Накопленный прирост мирового спроса на водород в период до 2050 г. в этом же документе оценивается в 40–170 млн т. Таким образом, согласно Концепции развития водородной энергетики в РФ, российский водород должен обеспечить до 30 % мирового прироста спроса к 2050 году. При этом в меньшей мере определены контуры и целевые параметры для внутреннего рынка водорода, который для устойчивой работы новой энергетической отрасли должен быть сопоставим с внешним.
Реализация принятых планов по водородной энергетике сопряжена с рядом серьезных рисков. Технологии производства водорода с использованием природного газа или электроэнергии являются очень энергоемкими. Достижение целевых показателей только по экспорту водорода потребует уже к 2035 году существенно увеличить объемы производства электроэнергии, а к 2050 году – по сути, создать новую электроэнергетику для водородных нужд (таблица 1), в дополнение к задачам обеспечения растущих потребностей экономики с учетом углубления ее электрификации. При ориентации на метановые технологии энергообеспечение водородной энергетики может стать не менее серьезным вызовом и для газовой отрасли.

Конкурентоспособность российского водорода на внешнем рынке будет обеспечена только при условии заметно более низкой стоимости его производства, создающей достаточный запас маржи для того, чтобы компенсировать немалые затраты на его безопасную транспортировку (включая всю сопутствующую инфраструктуру). Транспортная составляющая является существенной в цепочке затрат любых экспортируемых российских энергоресурсов, и водород здесь не станет исключением. На внутреннем же рынке использование водорода как энергоносителя, замещающего органическое топливо, потребует двой­ного преобразования в цикле «энергия/топливо – водород – энергия» с соответствующими потерями в энергетической эффективности и дополнительными затратами для потребителей конечной энергетической продукции.
В данной статье представлены количественные оценки приведенной стоимости производства водорода и его использования в электроэнергетике для условий нашей страны. Оценки, выполненные ИНЭИ РАН, учитывают характерные для России технико-­экономические показатели безуглеродных электростанций разного типа (атомные, гидро-, ветровые и солнечные электростанции), выработка которых может использоваться в качестве ресурса для производства водорода [4]. Кроме того, был детально исследован спектр имеющихся в зарубежной литературе оценок технико-­экономических показателей самих технологий производства водорода (электролиз, паровая конверсия метана с улавливанием и хранением СО2), определены достоверные интервалы для включения в финансовую модель оценки стоимости производства водорода.

Показатели и критерии сравнения технологий водородной энергетики

В работе рассматриваются два метода производства водорода, соответствующие современным стандартам ESG – электролиз и паровая конверсия метана с функцией улавливания и хранения СО2. При этом для электролиза анализируются две технологии – щелочные электролизеры и электролизеры с твердополимерной мембраной (РЕМ); данные технологии различаются с точки зрения режимов их загрузки. Щелочные электролизеры требуют стабильного профиля нагрузки, без резких ее колебаний, что делает их оптимальным выбором для использования в тандеме с базовой генерацией – атомными или гидроэлектростанциями. PEM-электролизеры допускают эксплуатацию в переменном режиме нагрузки, что позволяет использовать их для потребления выработки ветровых или солнечных электростанций.
Расчеты приведенной стоимости производства водорода (levelized cost of hydrogen, LCOH) опираются на формулу из трех составляющих, дисконтированных на всем жизненном горизонте технологии [5]: капитальных затрат (САРЕХ), затрат на входящий энергоноситель и условно-­постоянных операционных затрат (ОРЕХ). Экономический смысл показателя LCOH заключается в том, что он отражает минимальный уровень цены водорода, который гарантирует безубыточность инвестиций в «водородную фабрику»  (т. е. нулевое значение NPV проекта).
Важно отметить, что в адаптированном варианте формулы LCOH (1) явным образом учтены затраты на замену стэков (stacks) электролизера по мере их деградации. Учет данного фактора качественно повышает достоверность оценки LCOH, а, следовательно, и принимаемых инвестиционных решений.
Важным допущением, сделанным в работе, является предположение, что электролизер работает в связке с выделенным безуглеродным источником генерации. Как следствие, коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) электролизера совпадает с КИУМ снабжающего его источника генерации. Кроме того, такой способ электроснабжения позволяет рассматривать в качестве цены электроэнергии P показатель приведенной стоимости производства единицы электроэнергии (levelized cost of electricity, LCOE) соответствующего источника генерации, рассчитываемый по схожей с (1) формуле в виде отношения дисконтированных значений суммы капитальных, топливных и условно-­постоянных затрат электростанции и полезного отпуска электроэнергии за весь жизненный цикл.
Исходные данные, принятые для расчетов стоимости производства водорода, представлены в таблице 2. При их формировании учитывалась информация из нескольких источников [6–15]. Стоимость используемой электроэнергии принята на основе LCOE типовых российских электростанций (АЭС, ГЭС и ВИЭ) [4]. Расчеты LCOH для технологии паровой конверсии метана с улавливанием и хранением СО2 были выполнены на основе технико-­экономических характеристик, указанных в таблице 2, полученных на основе [6] и других экспертных оценок.

Оценка стоимости производства водорода в России в сравнении с экспортными рынками

Результаты расчета стоимости производства водорода в России отражают сравнительную эффективность различных технологий производства в условиях нашей страны (рис. 1). Как видно, в настоящее время наименее затратным способом производства водорода является паровая конверсия метана – при существующей цене газа даже с учетом дорогостоящих систем улавливания и захоронения СО2 дисконтированные затраты на производство водорода составляют около 1,7 долл./кг. К 2030–2035 гг. ожидается незначительное снижение LCOH до уровня 1,6 долл./кг за счет некоторого удешевления установок по улавливанию СО2 и повышения их КПД (при сохранении роста внутренних цен газа не выше инфляции).

Несколько более дорогостоящим будет производство водорода методом электролиза за счет электроэнергии от базовой генерации – АЭС или ГЭС. В первом случае, приведенная стоимость водорода составляет около 3,2 долл./кг при фактически достигнутых технико-­экономических показателях электролизеров и атомной генерации, а на перспективу 2030–2035 гг. LCOH может быть снижен до 2,3 долл./кг (за счет улучшения характеристик электролизеров и более низкого LCOE АЭС при удешевлении энергоблоков нового поколения).
Водород, получаемый с помощью ГЭС, несколько уступает «атомному» по ценовому критерию, что обусловлено разницей КИУМ данных видов генерации (средний КИУМ гидроэлектростанций в ЕЭС России составляет около 50 %), в то время как для АЭС он равен 85–90 %. В результате, на текущий момент показатель LCOH для водорода, получаемого с помощью гидроэнергии, оценивается в 3,5 долл./кг, с возможностью снижения к 2030–2035 гг. до уровня 3 долл./кг.
Электролиз от ветровой и солнечной генерации многократно уступает остальным методам производства по экономической эффективности. К 2030–2035 году ожидается заметное улучшение стоимостных показателей «зеленого» водорода от ВЭС и СЭС (за удешевления как электролизеров, так и самих ВИЭ-установок). Однако даже в обозримой перспективе удельная дисконтированная стоимость 1 кг водорода останется в 2,5–3,5 раза выше, чем для «голубого» водорода (метод ПКМ плюс улавливание и захоронение СО2) и в 1,7–2,7 раза выше, чем для электролиза от АЭС.
Помимо оценки стоимости производства водорода в России, аналогичные оценки были выполнены и в отношении ключевых экспортных рынков (Европа и Япония) с учетом показателей таблицы 1 и актуальных данных МЭА о характеристиках безуглеродных электростанций в этих регионах мира.
Межрегиональное сопоставление стоимости производства водорода позволяет судить об экономической привлекательности (конкурентоспособности) его экспорта из России в рыночных условиях (т. е. без предложения государством-­импортером специальных «закупочных» цен, гарантирующих окупаемость проекта по производству и экспорту водорода). При этом корректно сравнивать друг с другом однотипные водородные технологии (или «метановые», или «электролизные»). Однако, следует отметить, что оценка транспортных затрат для экспорта водорода в настоящее время остается неопределенной из-за наличия технологических барьеров в этой сфере. Как было отмечено выше, для устойчивой конкурентоспособности российского водорода полученные оценки экспортной маржи должны, как минимум, превышать величину транспортных издержек. Соответствующие результаты расчетов показаны на рис. 2.

Экспортная маржа для российского «голубого» водорода (ПКМ с улавливанием и хранением CO2) составляет около 0,3–0,9 долл./кг при поставках в Европу и около 0,6–1,4 долл./кг для поставок в Японию (границы диапазонов соответствуют разным уровням цен газа в Европе и Японии). Несмотря на кратную разницу стоимости газа в России и на внешних рынках, расхождение в стоимости производства водорода методом ПКМ оказалось достаточно умеренным – причиной является высокая (до 40–50 %) доля капитальных затрат конверсионной технологии, особенно в части, связанной с внедрением систем улавливания и хранения СО2.
Для водорода, полученного электролизом с использованием энергии ВИЭ, разность оценок LCOH составляет -0,5–0,2 долл./кг при экспорте в Европу и около 0,8–2,1 долл./кг при экспорте в Японию (границы диапазонов определяются стоимостью производства водорода от разных технологий ВИЭ – солнца, наземных и морских ветроустановок). Таким образом, европейский водород, получаемый с помощью выработки ВИЭ, является более дешевой альтернативой экспортным поставкам из России (более высокий КИУМ ветроэнергетики, характерный для многих стран Западной и Северной Европы, а также более низкая стоимость фондирования в целом «перевешивают» эффект низкого САРЕХ в условиях России).
Наибольшая же экспортная маржа характерна для водорода, производимого с использованием электроэнергии российских АЭС. Учитывая относительно низкую приведенную стоимость (LCOE) киловатт-часа АЭС в России, экспортная маржа такого водорода может достигать 1,3–2,1 долл./кг при поставках в Европу и 2–2,6 долл./кг при поставках в Японию. Однако принципиально важным является вопрос, готовы ли будут страны-­импортеры рассматривать атомную генерацию как приемлемый (с точки зрения политики декарбонизации) источник получения водорода.
В целом, маржинальность экспорта водорода на восточном направлении оказывается заметно выше, чем на западном, вне зависимости от выбора технологии производства водорода.

Оценка стоимости производства электроэнергии из водорода

Другой важной метрикой, связанной с водородными технологиями, является стоимость «обратной конвертации» водорода, произведенного ­каким-либо низко- или безуглеродным методом, в электроэнергию. Рассматривались две основные технологии такой «конвертации» – парогазовая установка на водородном топливе или электростанция на базе топливных ячеек (ТЭ-РЕМ). Расчеты LCOE для таких технологий были выполнены на перспективу 2030–2035 гг. с учетом прогнозируемого удешевления водородных технологий и некоторое повышение их КПД.
Как видно из рис. 3, стоимость электроэнергии, полученной из водорода, кратно превышает стоимость электроэнергии из традиционных источников генерации. В то время как производство с помощью классической ПГУ обеспечивает LCOE на уровне 45 долл./МВт∙ч, производство электроэнергии с помощью водородной ПГУ будет стоить 135–230 долл./МВт∙ч, в зависимости от источника получения водорода. Для топливных ячеек на основе технологии РЕМ цифры LCOE будут чуть ниже (125 и 210 долл./МВт∙ч соответственно). Более того – другие виды безуглеродной генерации (атомные и ветряные электростанции) также обеспечивают кратно более низкий уровень цены производства (50 и 65 долл./МВт∙ч соответственно).
Таким образом, даже с учетом ожидаемого существенного удешевления водородных технологий, экономическая эффективность использования данного энергоресурса в электроэнергетике крайне сомнительна. Отметим, что вышеприведенные расчеты не учитывали затраты на компрессию, хранение и транспортировку водорода до электростанции – при включении этих составляющих, экономика водородного цикла становится еще менее конкурентоспособной.

Заключение

В данном исследовании мы оценили стоимость производства водорода в России на перспективу до 2030–2035 гг. с учетом страновой специфики – капитальных затрат разных видов генерации, цен топлива, процентных ставок и т. д. Мы также сделали аналогичные оценки для основных мировых рынков водорода – Европы и Японии. Анализ позволяет сделать некоторые важные выводы.
Во-первых, водород, полученный методом электролиза, неспособен конкурировать с водородом, полученным методом ПКМ с улавливанием СО2. В России и Японии атомные электростанции способны обеспечить относительно более дешевый водород на основе электролиза, но все же на 10 и 35 % дороже (соответственно), чем производство водорода с помощью ПКМ.
Во-вторых, различия в стоимости производства водорода между Россией, Европой и Японией при использовании одинаковых входных энергоносителей весьма слабые. Это особенно актуально для Европы, где водород на основе риформинга всего на 0,3–0,85 долл./кг дороже, чем в России, а варианты на основе возобновляемых источников – даже дешевле. При сравнении российского атомного водорода с европейским водородом от ВИЭ получается запас до 1,3–2 долл. США/кг. Но ядерный водород пока еще не признан в полной мере «зеленым» водородом. В случае с Японией разница в стоимости по сравнению с Россией более заметна. Для водорода от ВИЭ, например, она достигает 0,8–2,1 долл./кг и даже до 2,6 долл./кг, если рассматривать экспорт водорода от российских АЭС.
Таким образом, для коммерческой привлекательности экспортных инвестпроектов потребуется введение специальных механизмов господдержки, которые компенсируют невысокую экспортную маржу и снижают транспортные издержки, стимулируя к выходу на развивающийся мировой рынок водорода.
В-третьих, «возврат» водорода в электроэнергетику через его сжигание в ПГУ или использование в топливных элементах также является кратно более дорогим вариантом энергоснабжения по сравнению с традиционными низкоуглеродными методами производства электроэнергии. Даже с учетом ожидаемого существенного удешевления водородных технологий, производство электроэнергии с их помощью будет кратно более дорогим не только по сравнению с классической ПГУ на природном газе, но и с основными безуглеродными типами электростанций, включая АЭС, ВЭС и ГЭС.