CC BY
140
УДК 333.81
Д.Г. Стариков, З.В. Вдовенко
Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева, Москва, Россия
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СТОИМОСТИ ВОДОРОДА НА ПЕРИОД ПОЯВЛЕНИЯ ВОДОРОДНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ВНУТРЕННЕМ РЫНКЕ РОССИИ (2020-2030 ГГ.)
В статье рассмотрены сравнительные оценки технико-экономических показателей производства альтернативных видов топлива: водорода из природного газа; методами газификации угля, получения электроэнергии методом электролиза воды; от энергосистем и новых источников - ветровой и солнечной энергии, а также путем термохимического разложения воды с использованием тепла высокотемпературного газоохлаждаемого реактора. На основании этого спрогнозирована стоимость водорода на период 2020-2030 гг.
The paper presents with the comparative evaluation of technical and economic indices of production of alternative fuels: hydrogen from natural gas, coal gasification methods, electric power generation by electrolysis of water from the power and new sources - wind and solar energy, as well as through thermochemical decomposition of water using high-temperature heat temperature gas cooled reactor. On the basis of the forecasted cost of hydrogen for the period 2020-2030.
В свете ожидаемых перемен в энергоснабжении чрезвычайно важная роль принадлежит исследованиям, направленным на поиск альтернативных видов топлива и выбор наиболее перспективных направлений их производства и использования. Благоприятная перспектива в этом отношении открывается перед водородом, как топливом будущего. Водород, как энергоноситель, может способствовать решению основных задач перспективного энергоснабжения [1]:
- сократить зависимость внутренних рынков энергоресурсов от импорта и повысить энергетическую безопасность стран-импортеров нефти и газа;
- заметно снизить выбросы вредных компонентов в окружающую среду, особенно, «тепличных» газов;
- существенно укрепить инновационный фон развития социально-экономических систем за счет применения самых передовых решений в области материаловедения, физико-химических процессов, электротехники и т.п.
Прогнозирование стоимости водорода относится к группе задач, когда необходимо сделать выбор стратегических направлений в использовании новых технологий с целью оценки значимости и привлекательности технологии в условиях обозримой перспективы. В таких задачах известны только укрупненные параметры технологий и гипотезы (допущения) движения цен на продукцию и энергоносители. В этих случаях вполне допустимо использование упрощенного метода оценки экономической эффективности инвестиционных проектов, основанного на значениях приведенных затрат.
В качестве базовых исходных параметров для оценки стоимости водорода нами приняты значения прогнозных равновесных цен на основные природные энергоресурсы в период 2020-2030 гг., когда можно реально предполагать появление конкурентоспособных водородных технологий на внутреннем рынке России. Эти ценовые параметры были получены при разработке перспективного топливно-энергетического баланса России на период до 2030 г. [2]. Для водородных технологий в рассматриваемой
перспективе наибольший интерес будут представлять цены природных энергоносителей (в ценах 2005 г.), представленные в табл. 1 в виде трех групп оценок: I - низкие цены, II - умеренные цены, III - высокие цены. Табл. 1. Цены природных энергоносителей*_
Энергоноситель I II III
Сырая нефть, долл./т (долл/барр.) 430 (60) 620 (85) 750 (105)
Природный газ, долл./1000 куб. м* 250 385 470
Уголь, долл./т н.э. 50 75 100
Электроэнергия от энергосистемы, долл./кВт-час. 0,1 0,12 0,15
* для России при принятых значениях цен на сырую нефть и соотношения цены на нефть к цене на газ в размере 1:0,7 (по тепловому эквиваленту) с учетом затрат на транспортировку газа за пределами страны в размере около 60-70 долл./1000 куб. м.
При принятых допущениях цены на сырую нефть стоимости традиционных моторных видов топлива (без налогов) будут составлять: бензин - 0,8-1,3 долл/л, дизельное топливо - 0,75-1,2 долл/л, природный газ - 0,4-0,8 долл/куб. м
Нами использованы ценовые коэффициенты нефти и нефтепродуктов на современных спот-рынках Западной Европы [3].
Для оценки стоимости отдельных элементов технологий получения водорода в расчетах были использованы следующие стоимостные показатели основных элементов производственных схем (в ценах начала 2000-х годов) [4-6], определенные на основе детального рассмотрения действующих и проектируемых производств получения водорода, а также на основе близких аналогов в «родственных» производствах нефтепереработки и нефтехимии:
- электролизер - 740 долл/кВт (при децентрализованном производстве 2000 долл./кВт);
- установка для паровой конверсии метана (ПКМ) - 25 долл/кг Н2 (при децентрализованном производстве 125 долл/кг Н2);
- водородный компрессор - 1000 долл/кВт;
- установка по сжижению Н2 - 1100 долл/кг Н2 /сут.
Для безуглеродных способов получения водорода были приняты следующие величины удельных капиталовложений:
- высокотемпературный газоохлаждаемый реактор (ВТГР) - 450-550 долл/кВт (по тепловой мощности);
- ветроэлектрическая станция (ВЭС) - 1000-1500 долл/кВт (по электрической мощности);
- солнечная электростанция (СЭС) - 2000-3000 долл/кВт (по электрической мощности).
Во всех вариантах учтены также дополнительные затраты для перехода к полным инвестициям (% суммарной стоимости основного оборудования) [5]:
- создание инфраструктуры (энергия, вода, связь и т.п.) - 20%;
- проектирование, наладка оборудования и т.п. - 15% для крупномасштабного производства и 10% для средне- и маломасштабного;
- непредвиденные расходы - 10%;
- оборотные средства, стоимость земли и пр. - 7% для крупномасштабного производства и 9% для среднемасштабного;
- прочие переменные затраты - 1%;
- постоянные эксплуатационные издержки - 5%;
- рентабельность инвестиций - 12% капиталовложений.
Срок службы основного оборудования производственных объектов принят 20 лет.
В табл. 2 приведены диапазоны значений отдельных элементов затрат при производстве водорода в условиях крупно- и среднемасштабного производств: I - переменные издержки (без энергоресурсов), долл/кг Н2; II -постоянные издержки (без амортизации), долл/кг Н2; III - удельные капиталовложения, тыс. долл./т Н2. По данным табл. 2 были рассчитаны ожидаемые значения стоимости 1 кг водорода при использовании различных источников сырья и электроэнергии.
Табл. 2. Оценки технико-экономических показателей централизованного
производства водо рода
Технологии получения Н2 Расход энергоресурсов на 1 кг Н2 I II I
основной эл. энергия на вспом. нужды
ПКМ природный газ 5,5-6,5 куб. м 0,7-0,8 0,05-0,1 0,1-0,3 2-8 8-18
10-12 0,4-0,8 0,6-0,8
Газификация угля уголь 5-7 кг у.т. 3,7-3,9 0,3-0,4 0,3-0,9 7-19
14-17 0,9-1,1 0,6-1,4 14-30
ВТГР - 2,2-2,5 0,01-0,05 0,5-0,7 15-16
12-15 0,05-0,1 0,7-0,9 20-23
Электролиз от: энергосистемы электроэнергия 50-52 2-2,5 12-15 0,050,12 0,6-1,0 13-23
0,150,20 0,7-1,1 18-25
ВЭС 0,45-0,5 2,2-2,4 50-55
0,5-0,55 2,4-2,7 55-60
СЭС 0,75-0,9 3,9-4,5 85-90
0,8-1,0 4,2-4,4 90-95
Примечание: в числителе даны значения для газообразного водорода в сжатом виде, в знаменателе - для сжиженного водорода.
Прогнозные оценки стоимости получения газообразного и жидкого водорода даны в табл. 3.
Как видно, из приведенных расчетов, при крупномасштабном производстве (около 100 т/сут.) наиболее перспективными технологиями будут метод паровой конверсии метана (ПКМ) и газификация угля.
При среднемасштабном производстве (около 10 т/сут.) наиболее перспективными технологиями будут метод ПКМ и электролиз на базе электроэнергии от энергосистемы.
Табл. 3. Прогнозные оценки стоимости газообразного и сжиженного водорода при различных способах его производства в период 2020-2030 гг., долл./кг Н2_
Технологии получения Н2 Газообразный водород Сжиженный водород
Крупномасштабное производство (100 т/сут.)
ПКМ 1,8-2,8 3,9-5,3
Газификация угля ВТГР 2,0-2,5 3,3-5,5 4,2-5,2 5,7-8,5
Электролиз от:
энергосистемы ВЭС 6,6-9,1 6-10 8,6-11,6 8-12
СЭС 10-18 12-22
Среднемасштабное производство (10 т/сут.)
ПКМ 5,2-7,6 12,9-15,6
Электролиз от энергосистемы -
В этом случае товарной продукцией может быть только газообразный водород. В случае электролиза стоимость водорода будет в два раза выше.
Большинство прогнозных оценок обычно производится при условии значительных усовершенствований, как в технологическом аспекте, так и в области осознании и принятия мировым сообществом необходимости и целесообразности перехода на водородную экономику. Однако уже по современным представлениям в области решения «узких» мест российской энергетики видно, что в обозримом будущем водород вполне может занять определенную нишу в энергетическом балансе страны.
Библиографические ссылки
1. Синяк Ю.В. Экономические условия появления водорода как энергоносителя на энергетическом рынке России: докл./ Ю.В. Синяк, В.Ю. Петров; Ин-т народнохоз. прогнозирования РАН. - М., 2009. -91 с.: рис. (Экон. проблемы энергет. комплекса: открытый семинар; 101-е заседание, 27 мая 2009 г.)
2. Некрасов А.С. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года / А. С. Некрасов, Ю. В. Синяк // Проблемы прогнозирования. - 2007. - № 4. - С. 21-53.
3. OPEC Bulletin. - 2008. - № 6.
4. Levene, M. An Analysis of Hydrogen Production from Renewable Electricity Sources / M. Levene, K. Mann, R. Margolis, A. Milbrandt // Preprint J.I. National Renewable Energy Laboratory. Prepared for ISES 2005 Solar World Congress (Orlando, Florida, 6-12 August, 2005).
5. Simbeck, D. Hydrogen Supply: Cost Estimate for Hydrogen Pathways / D. Simbeck and E. Chang // Scoping Analysis. SFA Pacific, Inc. Mountain View (California, 22 January, 2002 - 22 July, 2002).
6. Padro, C.E.G. Survey of the Economics of Hydrogen Technologies / C.E.G. Padro and V. Putsche / NREL. - 1999.
