Кирилл Астахов
Водородное топливо становится серьезным конкурентом нефтепродуктам, особенно в транспортном секторе. Фото с сайта www.northerngasnetworks.co.uk
Мир всерьез задумался о необходимости декарбонизации экономики в 2015 году, когда в Париже состоялась 21-я Конференция сторон Конвенции ООН об изменении климата (COP21/CMP11). Этого требовали цели международного соглашения, подписанного там в надежде замедлить глобальное потепление. В основу этого процесса легло изменение энергетического сектора. И некоторого результата уже удалось добиться. По данным Грантемского научно-исследовательского института изменений климата и окружающей среды, тенденция на постепенное удешевление генерации за счет возобновляемых источников энергии (ВИЭ) должна позволить им конкурировать с углеводородами даже без государственной поддержки.
В то же время многие призывали активнее использовать природный газ, ведь среди традиционных видов топлива он меньше всего загрязняет атмосферу, а значит, это наиболее очевидный и простой путь к сокращению парниковых выбросов.
Углеродная нейтральность
Однако эксперты Оксфордского института энергетических исследований (OIES) пришли к выводу, что такой подход не позволит решить задачу, которую мировое сообщество поставило на долгосрочную перспективу. Речь идет о достижении к 2050 году углеродной нейтральности, то есть нулевого суммарного итога по выбросам, когда выделяемый объем равен поглощенному. В связи с этим ученые задумались о будущем голубого топлива и построенных для его транспортировки трубопроводов. По их оценке, в Европе спрос на это сырье будет оставаться приблизительно на текущем уровне вплоть до 2030 года. Но затем странам придется начать серьезное сокращение этого показателя, если они хотят добиться установленных целей.
Чтобы газовая инфраструктура не лежала на балансе мертвым грузом, уже сейчас стоит определиться с возможностями ее использования в новых условиях. Компания, которая изучает перспективы газа в рамках устойчивого развития – Sustainable Gas Institute, – выделяет три наиболее выгодных варианта:
– крупномасштабная переориентация сети на водород при его производстве путем риформинга метана с улавливанием диоксида углерода. В качестве примера можно привести проект H21 в британском Лидсе. Кстати, на сегодняшний день почти 95% всего водорода вырабатывается путем риформинга природного газа, а современные заводы риформинга метана паром выбрасывают 25 т двуокиси углерода на 1 млн стандартных кубофутов произведенного водорода;
– более активное использование биогаза и биометана;
– производство водорода и возобновляемого метана за счет электроэнергии.
Проекты типа «Электроэнергия в газ» (Power-to-gas, P2G) только в последние пять лет начали подбираться к этапу коммерческого применения. В основном это пилотные или демонстрационные заводы, некоторые уже работают, некоторые – в стадии разработки. В глобальном масштабе их очень мало, лишь около 50. Мощность самых крупных электролизеров не достигает и 10 МВт, а чтобы заменить 1 млрд куб. м природного газа, потребуется мощность электролиза на уровне 2500 МВт, и процесс этот должен идти непрерывно.
Есть несколько установок, например в Японии и США, но большинство сосредоточилось в Европе, особенно много в Германии. Ведь именно там, если верить изданию Deutsche Welle, и родилась эта концепция в 2008–2009 годах. Дело в том, что немцы уже давно и регулярно сталкиваются с проблемой перепроизводства электроэнергии. Государство активно развивает солнечную и ветряную генерацию. Соответствующих установок построено великое множество, и работают они, даже когда потребление электроэнергии низкое. Одним из наиболее популярных вариантов сохранения излишков зеленой энергии стало их преобразование в водород.
В Германии же появилась и первая в мире гибридная электростанция. Ее построила компания ENERTRAG на базе трех ветрогенераторов мощностью по 2 МВт. Они поставляли электроэнергию в сеть и биогазовую установку. Часть получаемого водорода шла в Берлин на заправочную станцию, остальное накапливалось. При необходимости эти запасы смешивались с биогазом и направлялись на собственные ТЭЦ для производства электричества и тепла для близлежащих населенных пунктов.
Путем электролиза
P2G-проекты базируются на методе электролиза, который известен с середины XIX века. Его применение позволяет получать из обычной (предварительно очищенной) воды водород (1 кг из 38 л, что сравнимо с эффективностью риформинга метана паром), который затем можно превращать в метан. Вопрос только в том, удастся ли повысить коэффициент полезного действия (КПД) настолько, чтобы эта схема стала выгодной в промышленных масштабах.
В Оксфордском институте энергетических исследований отмечают, что электролиз воды в широком смысле представляет собой процесс, обратный производству электричества в топливной ячейке, и достигается за счет похожего спектра технологий:
– щелочной электролиз. Это наиболее устоявшаяся и широко используемая технология. С коммерческой точки зрения установка получается достаточно недорогая – 1000 евро на кВт потребляемой энергии. Однако на запуск системы после остановки требуется 30–60 минут, что делает этот метод не особо эффективным для стабилизации поставок в сетях, основанных на ВИЭ;
– электролиз с использованием твердоэлектролитной мембраны. Эта технология новее, но тоже доступна для коммерческого использования. Затраты составят около 2000 евро на кВт. Показатели запуска-остановки лучше, чем у щелочного электролиза, но срок службы оборудования меньше;
– твердооксидный электролиз. Этот метод был разработан недавно и находится на стадии лабораторных исследований. Эксперты ожидают, что более высокая электрическая эффективность и более низкая стоимость материалов сделают его КПД выше, чем у альтернативных вариантов.
Возможности применения
Так как технологии только развиваются, ученые еще не могут окончательно определить, как эффективнее всего использовать водород, полученный за счет электроэнергии. А вариантов множество.
В первую очередь – это хорошее транспортное топливо. В этой сфере водород легко может потеснить нефтепродукты, особенно в части поставок тяжелых грузов на большие расстояния, включая железнодорожные и морские перевозки. В секторе легковых автомобилей и перевозок на короткие дистанции придется конкурировать с электричеством, а значит, его роль там будет менее значительной.
Водород можно использовать для выработки тепла, особенно в промышленности, где требуются температуры, которых сложно достичь за счет электричества.
Также его удобно хранить и применять для выработки электроэнергии, поддерживая баланс в сети. В этом плане водород сегодня выигрывает у батарей по возможным объемам и срокам хранения энергии. К тому же сезонное хранение такого типа на период около 1000 часов будет более выгодным. А вот до 10 часов с экономической точки зрения себя лучше показывают батареи.
В определенных пределах водород можно добавлять в природный газ. Например, Великобритания ограничивает его включение 0,1% от общего объема газа в системе, а Нидерланды установили лимит в диапазоне от 0,02 до 0,5%. Эксперты полагают, что в некоторых случаях его долю безопасно повышать до 1% или даже 5%. Больших значений системы транспортировки и хранения, рассчитанные на природный газ, просто не выдержат, хрупкость стальных компонентов может сильно возрасти.
Ну а наиболее прямой эффект на декарбонизацию экономики может оказать использование водорода для получения биометана, потому что метанизация представляет собой конверсию окиси и двуокиси углерода. Однако надо понимать, что влияние P2G-технологий на окружающую среду будет напрямую зависеть от источника энергии для электролиза. В связке с ветряками они показывают максимально низкий уровень загрязнения атмосферы парниковыми газами – 25 г CO2-эквивалента на кВт-ч водорода, по расчетам Sustainable Gas Institute. При использовании энергии от солнечных панелей негативное воздействие более сильное – от 51 до 178 г CO2-эквивалента на кВт-ч водорода.
Эффективность того или иного варианта применения водорода зависит от конкретного региона и условий рынка. При этом, согласно исследованию Оксфордского института энергетических исследований, активное использование этого сырья в энергетике подразумевает укрепление связи между газовой и электрической системами, которые сейчас не сильно зависят друг от друга. А это, в свою очередь, скорее всего потребует пересмотра механизмов и регулирования как на газовом, так и на электрическом рынке.
Экономический потенциал
Экономическая эффективность современных технологий стремительно растет. Это хорошо видно на примере фотогальванических панелей. Если в 2009 году стоимость установки была на уровне 5000 долл. за киловатт, то к 2015 году она упала до 2000 долл. за киловатт, а прогноз на 2020 год и вовсе 1000 долл./кВт. Об этом говорят данные Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA).
 |
| Лидс, третий по величине город Великобритании, изучает
альтернативные варианты использования своих газопроводов. Фото со страницы Northern Gas Networks в Twitter |
Эксперты в области преобразования электричества в газ отмечают, что установки щелочного электролиза могут подешеветь к 2030 году с 1000 до 500–700 евро за киловатт. А электролиз с использованием твердоэлектролитной мембраны покажет от 500 до 1000 евро/кВт вместо текущих 2000 евро/кВт.
Помимо капитальных затрат стоимость P2G-проектов сильно зависит от цены на электричество и степени загрузки, то есть количества часов работы оборудования в течение года. По расчетам ENEA, электричество может подешеветь с приблизительно 40 евро/МВт-ч в 2015 году до 15 евро/МВт-ч в 2050 году или даже сильнее за счет развития возобновляемой энергетики.
Компания прогнозирует, что при самой низкой стоимости электричества (менее 15 евро/МВт-ч) и загрузке около 6000 часов в году (75% года) полученный водород обойдется где-то в 50 евро/МВт-ч. Метанизация добавляет к стоимости итогового продукта 40–50 евро на МВт-ч. В самых благоприятных условиях метан получится приблизительно по 100 евро/МВт-ч. Если же дешевое электричество будет использоваться только 10% года либо его цена будет в районе 40 евро за МВт-ч, стоимость метана в P2G-проекте составит 150–200 евро/МВт-ч.
Так или иначе, стоимость «газа из электричества» получается выше обычного природного газа (в хабе Нидерландов его цена колеблется от 25 до 30 евро за МВт-ч) даже с учетом платы за углеродные квоты 100 евро на тонну CO2. Исходя из этого ученые Оксфордского института энергетических исследований делают вывод, что развитие и внедрение технологий P2G должны быть продиктованы в первую очередь стремлением государства декарбонизировать свою энергетическую систему, а не коммерческими мотивами.
Перспективы декарбонизации
В плане развития Европейской сети операторов систем транспортировки природного газа (ENTSOG) все сценарии подразумевают, что к 2030 году половина спроса на электричество будет покрываться возобновляемыми источниками энергии, а к 2040 году в зависимости от сценария этот показатель вырастет до 65–80%. Учитывая движение по декарбонизации электроэнергетического сектора и сокращение стоимости киловатта в час, получаемого благодаря энергии ветра или солнца, у экспертов практически нет сомнений, что эти планы удастся воплотить в жизнь. Более того, в Оксфорде полагают, что все чаще поставки в сеть от ВИЭ будут превышать спрос, а значит, будет необходимо расширять возможности хранения. Это открывает отличные возможности для развития P2G-проектов.
Будущее перехода с обычного природного газа на его низкоуглеродную альтернативу во многом будет зависеть от наличия и характера государственной поддержки. Для потребителей такой переход тоже вызовет определенные сложности. Им придется поменять бойлеры и другое оборудование конечного использования.
Тем не менее инвестировать в модернизацию существующей газовой сети проще, чем дать ей простаивать, а всю систему, включая теплоснабжение, перестроить под электричество. С точки зрения декарбонизации выбор именно такой.
Проанализировав состояние теплового сектора Великобритании, KPMG подсчитала, что для достижения поставленных целей, какой бы из двух путей страна ни выбрала, в модернизацию до 2050 года придется вложить более 100 млрд фунтов, при этом обновление газовой сети будет как минимум вдвое дешевле. К схожим результатам уже относительно Германии пришли и в Немецком энергетическом агентстве.
Серьезного прогресса в переходе на новые рельсы можно достичь введением на государственном уровне платы за выбросы углекислого газа в атмосферу, стимулирующих тарифов и других механизмов, направленных на привлечение инвестиций в проекты по производству возобновляемого газа. Такой ход событий уже заложен в 10-летнем плане развития ENTSOG. Согласно сценарию с высокой долей ВИЭ, возобновляемый газ в общем объеме поставок составит к 2040 году 10–15%. Около 80–90% от этой части займет биометан, остальное за «газом из электричества». Эти цифры сходятся и с прогнозами других организаций.
Доля обычного природного газа в энергобалансе в прогнозах ENTSOG остается на очень высоком уровне, а вот французские Агентство по охране окружающей среды и эффективному использованию энергии (ADEME) и газораспределительная сеть (GRDF) рисуют более позитивную картину. Она призвана показать, что газовая система страны к 2050 году будет технически и экономически готова полностью перейти на возобновляемый газ. По их оценке, потенциал генерации готового к употреблению возобновляемого метана только во Франции составляет 460 ТВт-ч в год. Он может вырабатываться в равных частях за счет анаэробного дигерирования (биологический процесс превращения органических отходов в биогаз в присутствии природных бактерий), газификация твердых отходов и P2G. Общая средняя стоимость 1 МВт-ч в такой системе должна находиться в диапазоне 100–150 евро. P2G там самый дорогой способ получения топлива, «метан из электричества» обеспечивает ценник на уровне 105–185 евро/МВт-ч. Исследование принимает во внимание, что P2G и газификация твердых отходов еще не стали коммерчески успешными технологиями, но не сообщает, как достичь такого баланса. Между тем ученые из Оксфордского института подчеркивают, что для обеспечения проектами P2G газа на 150 ТВт-ч с учетом ежегодной загрузки 4000 часов и эффективности конверсии в 50% понадобится 75 ГВт общей мощности установок электролиза. Но даже если стоимость таких установок сократится на треть от текущего уровня, для достижения таких масштабов потребуется 25 млрд евро инвестиций. А это еще раз подтверждает необходимость государственной поддержки.
Статья подготовлена на основе материалов Оксфордского института энергетических исследований.
комментарии(0)