Levelised cost of hydrogen production in Ukraine
The overview of decarbonization technologies of the gas industry, particularly Power-to-Gas technologies using renewable or excess electricity to produce hydrogen via water electrolysis is presented. Also, a comparative analysis of the main types of electrolyzers for hydrogen production – alkaline a...
Збережено в:
| Дата: | 2021 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2021
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/776 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104288326942720 |
|---|---|
| author | Leshchenko I.Ch. |
| author_facet | Leshchenko I.Ch. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Leshchenko I.Ch.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Leshchenko I.Ch. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:46Z |
| description | The overview of decarbonization technologies of the gas industry, particularly Power-to-Gas technologies using renewable or excess electricity to produce hydrogen via water electrolysis is presented. Also, a comparative analysis of the main types of electrolyzers for hydrogen production – alkaline and with proton exchange membrane (PEM) is presented, and the conclusion that the PEM electrolyzers using renewable electricity is advisable for implementation in Ukraine. A comparative analysis of available most reasonable data sources regarding estimates of "green" hydrogen production cost is presented.The article also presents the mathematical formulations for levelised hydrogen production cost calculation and input data for calculation. The input data were obtained based on cited sources and own estimations taking into account Ukrainian specific conditions, i.e. PEM electrolyzer operating conditions. The results of the own calculation and ones performed by the cited authors are given.The results of the calculations showed that the key initial parameters that affect the cost of hydrogen production in Ukraine, as in other countries, are capital costs, the cost of electricity, and the electrolyzer load factor. The increase of load factor decreasing levelised cost of hydrogen production, which is important to account for the design of hydrogen production facility. In particular, the production cost of hydrogen using PEM electrolyzer could be reduced from 15.73 $ US/kg H2 to 7.34 $ USA/kg H2 if electricity supplied by NPP at night at "night tariff" will be used instead of electricity from the photovoltaic plant.The results of calculations showed that the obtained hydrogen production costs in Ukraine for both cases - the use of electricity from renewables and from the grid are comparable to European estimates of the hydrogen production costs. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.02.004 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:00Z |
| format | Article |
| fulltext |
4
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Рішення стосовно декарбонізації економіки,
які будуть прийматись на виконання Європей-
ського Зеленого курсу (European Green Deal) з
метою зменшення викидів двоокису вуглецю та
досягнення кліматичної нейтральності ЄС до
2050 р., матимуть незворотний вплив на май-
бутнє як європейської, так і української газової
галузі. У доповіді Міжнародного енергетичного
Агентства (МЕА) 2020 р. «Нафтогазова промис-
ловість в умовах енергетичного переходу» [1]
зазначено, що нездатність адекватно відповідати
на заклики щодо скорочення викидів парникових
газів може поставити під загрозу довгострокову
«соціальну прийнятність» і прибутковість на-
фтогазових компаній. Нафтогазова галузь повин-
на чітко визначити, що для неї означає енерге-
тичний перехід, і що вона може зробити для при-
скорення переходу до чистої енергії. Багато вели-
ких нафтогазових компаній роблять певні кроки,
направлені на зниження викидів парникових га-
зів, серед яких найбільш важливим і економічно
ефективним напрямом є зниження витоків мета-
ну. Водночас, існують інші можливості збере-
ження майбутнього галузі за рахунок інтеграції
з відновлюваними джерелами енергії (ВДЕ). Вже
сьогодні деякі нафтогазові компанії, зокрема, і
НАК «Нафтогаз України», диверсифікують свої
енергетичні операції, включаючи в свої портфелі
ВДЕ та інші низьковуглецеві технології. Проте
у світі, в середньому, інвестиції нафтогазових
компаній в непрофільні області складають при-
близно 1% від загальних капітальних витрат [1],
а їх найбільший обсяг припадає на сонячну і ві-
трову енергетику. У цій ситуації вибір правиль-
ної стратегії нафтогазової компанії є складним
завданням, єдиного рішення не існує, кожна
компанія має обирати власні підходи з ураху-
ванням зовнішніх і національних умов її функ-
ціонування.
Викопний природний газ найближче десяти-
річчя залишатиметься одним з ключових енерго-
ресурсів, який сприятиме переходу до низькову-
глецевої економіки, особливо у період до 2030 р.,
але надалі важливим напрямом досягнення газо-
вими компаніями цілей декарбонізації буде орга-
нізація узгодженої взаємодії між виробництвом
електроенергії та використанням крім викопного
природного газу біометану, синтетичного мета-
ну та водню. Газові компанії Європи вже почали
таку роботу.
На сьогодні розглядаються такі групи тех-
нологій, що, як передбачається, дозволять у по-
дальшому використати існуючу газову інфра-
структуру (магістральні та розподільної мережі,
сховища газу):
– захоплення і зберігання або утилізація дво-
окису вуглецю при спалюванні викопного природ-
ного газу, хоча на даний час ця група технологій
стикається з багатьма технологічними, економіч-
ними та соціальними труднощами, вимагає ство-
МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ
ЕНЕРГЕТИЧНИХ ОБ’ЄКТІВ І СИСТЕМ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 2(65): 4–11
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.02.004
УДК 620.9 І.Ч. ЛЕЩЕНКО канд. техн. наук, ст. наук. співр. ORCID: 0000-0003-3382-4762
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
ОЦІНКА СЕРДНЬОЗВАЖЕНОЇ СОБІВАРТОСТІ ВИРОБНИЦТВА ВОДНЮ В УКРАЇНІ
Проаналізовано групи технологій, які дозволять у подальшому використати іс-
нуючу газову інфраструктуру в умовах декарбонізації економіки, докладно роз-
глянуто основні технології виробництва водню за допомогою електролізу. Прове-
дено огляд оцінок собівартості виробництва «зеленого» водню у різних країнах.
Обґрунтовано формування вихідних параметрів та наведено результати роз-
рахунків середньозваженої собівартості виробництва водню з використанням
електроенергії, виробленої відновлюваними джерелами, в умовах України.
К л ю ч о в і с л о в а: декарбонізація, газова промисловість, електролізер, від-
новлювані джерела енергії, середньозважена собівартість виробництва водню.
© І.Ч. ЛЕЩЕНКО, 2021
5
Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
рення дорогої та енергоємної нової інфраструкту-
ри для уловлення і транспортування СО2;
– забезпечення широкомасштабного закачуван-
ня у газові мережі біогазу та біометану, але впрова-
дження цієї групи технологій обмежено наявністю
вихідної сировини для виробництва цих газів;
– технології Power-to-Gas (перетворення енер-
гії в газ), які забезпечують можливість під час пі-
кового виробітку електроенергії, у першу чергу,
ВДЕ перетворити її у газ, найчастіше – синтетич-
ний природний газ (Synthetic Natural Gas) шляхом
метанізації двоокису вуглецю або «зелений» во-
день шляхом електролізу води.
Саме технології Power-to-Gas видаються на
сьогодні найбільш перспективними, хоча у світі у
2018 р. тільки 4% водню було вироблено з вико-
ристанням електролізу, 48% – з природного газу,
30% – з нафти, 18% – з вугілля [2].
На сьогодні експлуатуються або розробляють-
ся три основні типи електролізерів для виробни-
цтва водню [2]:
– лужні електролізери (alkali – ALK), які ха-
рактеризуються наявністю двох електродів, що
працюють у рідкому лужному електролітному
розчині гідроксиду калію або гідроксиду натрію;
електроди розділені діафрагмою, що відокремлює
продуктові гази та транспортує іони гідроксиду
(OH−) від одного електрода до іншого;
– електролізери з протонообмінною мемб-
раною (proton exchange membrane electrolysers
– PEM), які проводять електроліз води у камері,
яка оснащена твердим полімерним електролітом,
що відповідає за проведення протонів, розділення
газоподібних продуктів та електричну ізоляцію
електродів;
– твердооксидні паливні елементи (solid oxide
electrolyzer cell – SOEC), які працюють у регене-
ративному режимі для проведення електролізу
води (та/або вуглекислого газу), використовуючи
твердооксидний або керамічний електроліт для
отримання газоподібного водню (та/або окису
вуглецю СО) та кисню.
Технологія ALK є повністю зрілою, викорис-
товується у промисловості з 20-х років минулого
сторіччя для неенергетичних цілей. Технологія
PEM швидко розвивається і вступає в комерційне
впровадження. Технологія SOEC є менш зрілою,
її реалізовано поки що лише в лабораторних та
невеликих демонстраційних масштабах, тому у
данному дослідженні вона не розглядалась.
У табл. 1 наведено техніко-економічні харак-
теристики існуючих електролізерів ALK та PEM
і показники динамічності їх роботи за даними
IRENA 2018 р. [2].
Як видно з даних, наведених у табл. 1, до пе-
реваг електролізерів ALK, як зрілої технології,
можна віднести нижчі капітальні витрати та зна-
чний термін експлуатації. Серед недоліків цього
типу електролізерів можна виділити менш ста-
більний рідкий електроліт, необхідність додат-
кового очищення водню, більший час відгуку та
тривалий пуск з холодного стану, що пов’язано з
тим, що технологія була розроблена для викорис-
тання при постійному навантаженні у промисло-
вому виробництві, хоча її останні модифікації
мають можливість надавати мережеві послуги
у короткий проміжок часу. Однак на даний час
електролізер ALK не може розвантажитись ниж-
че 20–30% номінального значення з міркувань
безпеки [2].
Таблиця 1. Техніко-економічні характеристики існуючих електролізерів
та показники динамічності їх роботи за даними 2018 р. [2]
Показник Одиниця виміру Тип електролізера
ALK PEM
Ефективність кВт‧год електроенергії/
кг водню 51 58
ККД % 65 57
Термін експлуатації установки годин роботи 80 000 40 000
Капітальні витрати, включаючи
електроживлення та витрати на монтаж* євро/кВт 750 1 200
Річні операційні витрати % від капітальних витрат 2 2
Капітальні витрати на заміну стеку євро/кВт 340 420
Стандартний вихідний тиск бар 1 30
Діапазон навантажень % номінального навантаження 15–100 0–160
Пуск (з теплого – холодного стану) 1–10 хв 1 с– 5 хв
Швидкість набору/скидання потужності % за секунду 0,2–20 100
Зупинка 1–10 хв кілька секунд
Стандартний вихідний тиск бар 1–15 30
* Капітальні та операційні витрати визначено для 20 МВт системи.
6
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
У той же час, сучасні електролізери PEM
можуть працювати більш гнучко, вони можуть
залишатися в режимі очікування з мінімальним
споживанням енергії та здатні працювати корот-
кий проміжок часу (10–30 хв) при навантажен-
нях, більших за номінальне (до 160%). Маючи
можливість гнучкого регулювання, ці електро-
лізери можуть забезпечувати підтримку часто-
ти без шкоди для продуктивності виробництва,
що дає їм можливість надавати додатково допо-
міжні послуги електромережі за наявності до-
статніх ємностей для зберігання водню. Також
до переваг електролізерів PEM можна віднести
високий рівень чистоти водню, наявність ста-
більного твердого електроліта, порівняно не-
великі розміри. Крім того, електролізери PEM
виробляють водень з більш високим вихідним
тиском (30–60 бар без додаткового компресора
[3]), ніж електролізери ALK, що особливо ак-
туально для закачування водню до газопрово-
ду або сховища тимчасового зберігання. Серед
недоліків технології PEM необхідно зазначити
більш високі капітальні та операційні витрати,
що обумовлюється меншою зрілістю технології,
котротший термін служби стека та використан-
ня у електрордних каталізаторах дорогих мета-
лів платинової групи. На даний час найважливі-
шими проблемами, особливо для електролізерів
РЕМ, є досягнення більшої одиничної потуж-
ності, подовження терміну експлуатації та під-
вищення ККД установки.
Виходячи із заначених вище особливостей
електролізерів ALK та РЕМ, у даній роботі роз-
глядалось виробництво водню із застосуванням
РЕМ електролізерів.
У світі на сьогодні вже виробляються великі
РЕМ електролізери, основні параметри деяких з
них наведено у табл. 2.
На сьогодні є багато публікацій, які повідо-
мляють про досягнення низьких ціни на водень у
найближчій перспективі, але в них часто врахо-
вуються лише капітальні витрати на РЕМ елек-
тролізер та вартість придбання електроенергії
для його роботи. Водночас, є й інші витрати,
які необхідно враховувати, щоб отримати корек-
тні значення собівартості виробництва водню.
Аналіз доступних літературних джерел виявив
ряд публікацій, які, на нашу думку, приводять
найбільш обґрунтовані результати: звіт Між-
народного агентства з відновлюваних джерел
енергії (International Renewable Energy Agency
– IRENA) 2019 року [8]; звіт про дослідження,
виконане на замовлення Міжнародної ради з чи-
стого транспорту (International Council on Clean
Transportation – ICCT) [9]; публікації різних до-
слідницьких груп [10] – [12]; звіт МЕА «The
Future of Hydrogen» 2019 р. [3].
Зокрема, у дослідженні, яке виконано на за-
мовлення Міжнародної ради з чистого транспор-
ту [9], наведено розрахунки економічних оцінок
виробництва «зеленого» водню у США та Євро-
пі. У цьому дослідженні зроблено припущення,
що завод з виробництва водню з використанням
електроенергії ВДЕ буде підключений до роз-
подільного трубопроводу, тому витрати на ви-
робництво складаються з капітальних витрат
електролізера, заміни електролізера (за необхід-
ності), вартості електроенергії, води, трубопро-
водів, капітальних витрат компресора, вартості
місцевого (короткочасного) зберігання водню та
інших фіксованих операційних витрат. Вихід-
ні дані дослідження взяті із загальнодоступних
джерел щодо цін та коефіцієнтів викоритання
встановленої потужності (КВВП) для вітрових
і сонячних електростанцій у США та Європі. У
дослідженні розглянуто три технології ВДЕ – со-
нячна фотоелектрична станція, морська ВЕС,
прибережна ВЕС, та три основні електролізер-
ні технології, які можуть бути пов’язані з цими
відновлюваними генераторами електроенергії –
електролізер АLK, електролізер PEM та твердо-
оксидний паливний елемент.
Таблиця 2. Основні параметри існуючих електролізерів з протонно-обмінною мембраною [4]–[7]
Параметр M4000 HyLYZER® -5.000-30 Silyzer 300
Фірма-виробник «Nel» «Hydrogenics» «Siemens»
Номінальна вхідна електрична потужність, МВт 22 25 (10 стеків) 17,5 (24 стеки)
Обсяг випуску водню, нм3/год 4 000 5 000 3 780
Динамічний діапазон виробничих потужностей, % 10–100 н/д 0–100
Чистота водню, % 99,9998 99,998 надвисока ступінь
чистоти
Вихідний тиск, бар 30 30 н/д
Габаритні розміри (площа основи), м2 ~540 ~370 н/д
Температура оточуючого повітря, оС 10–40 н/д 15
Споживання води, л/нм3 водню 0,9 < 1,4 0,9
7
Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
У [9] розглянуто три сценарії роботи електро-
лізера.
1. Електролізер підключений до більшої елек-
тричної мережі, отже може отримувати вигоду від
високих КВВП, але повинен сплачувати відпо-
відну плату за електроенергію та підключення до
мережі. Передбачається, що буде укладено конт-
ракт про закупівлю лише відновлюваної елек-
троенергії. Для цього сценарію зроблено припу-
щення, що електролізер може виробляти водень
з КВВП, яке дорівнює 100%. Вартість електро-
енергії складається з відпускної ціни виробника
електроенергії і вартості її передачі та розподі-
лу. Для США середню ціну водню у 2020 р. оці-
нено на рівні 8,81 дол. США/кг Н2, мінімальну –
6,06 дол. США/кг Н2, у 2050 р., відповідно, 5,77 та
4,15 дол. США/кг Н2. Для ЄС середню ціну водню
у 2020 р. оцінено на рівні 13,1 дол. США/кг Н2, мі-
німальну – 4,83 дол. США/кг Н2, у 2050 р., відпо-
відно, 7,69 дол. США/кг Н2 та 3,21 дол. США/кг Н2.
Мінімальні ціни відповідають найбільш вигідним
місцям розташування систем в США та ЄС.
2. Електролізер безпосередньо підключений
до ВДЕ. За цим сценарієм ціна на електроенер-
гію нижча, ніж у сценарії 1, але КВВП електро-
лізера дорівнює КВВП ВДЕ. Припущень щодо
спільного розташування електролізера та ВДЕ
не зроблено, але вся енергія, що вироблена ВДЕ,
надходить лише до електролізера. Гібридні со-
нячні/вітрові системи для збільшення КВВП не
розглядались. Для США середню ціну водню у
2020 р. оцінено на рівні 10,61 дол. США/кг Н2,
мінімальну – 4,56 дол. США/кг Н2, у 2050 р.,
відповідно, 5,97 та 2,44 дол. США/кг Н2. Для
ЄС середню ціну водню у 2020 р. оцінено
на рівні 19,23 дол. США/кг Н2, мінімальну –
4,06 дол. США/кг Н2, у 2050 р., відповідно,
10,02 та 2,23 дол. США/кг Н2.
3. Електролізер працює лише на електроенер-
гії ВДЕ, яка в іншому випадку була б відключена
від подачі до мережі. У цьому сценарії припуска-
ється, що електролізер підключений до мережі,
але він служить лише елементом балансування
навантаження. У часи високої генерації ВДЕ дея-
ку кількість енергії потрібно було б скоротити до
нуля, але кількість годин на день, коли це відклю-
чення необхідне, сильно відрізняється залежно
від місця та часу. За відсутності моделі, яка може
фіксувати ринкову поведінку електромереж, при-
йнято, що час роботи електролізера становить
4 години на добу. Для США середню ціну вод-
ню у 2020 р. оцінено на рівні 11,02 дол. США/
кг Н2, мінімальну – 6,10 дол. США/кг Н2, у
2050 р., відповідно, 5,92 та 4,75 дол. США/кг Н2.
Для ЄС середню ціну водню у 2020 р. оцінено
на рівні 10,85 дол. США/кг Н2, мінімальну –
5,97 дол. США/кг Н2, у 2050 р., відповідно,
6,08 та 4,67 дол. США/кг Н2.
Отже, у [9] показано, що ціна водню, який ви-
робляється з ВДЕ, сильно залежить від географіч-
ного розташування і у деяких сприятливих райо-
нах є значно нижчою.
У [10] порівняно дві найбільш перспективні
технології виробництва водню з використанням
сонячної енергії – фотоелектрохімічні системи,
які безпосередньо перетворюють сонячне випро-
мінювання у водень, та PEM електролізери, які
використовують електроенергію автономних фо-
тоелектричних станцій (ФЕС). Порівняння вико-
нано шляхом розрахунку середньозваженої собі-
вартості виробництва водню для цих технологій
для стандартних конфігурацій ФЕС–електролізер
та концептуальної конструкції фотоелектрохіміч-
ної системи, які екстрапольовано до майбутнього
комерційного споживання. Розглядалась система
продуктивністю 10 т Н2 на добу. Горизонт аналі-
зу – 20 років, що є типовим періодом при виконан-
ні техніко-економічних аналізів. Всі економічні
показники, використані у дослідженні, базують-
ся на значеннях з ринку США 2017 р. Згідно [10]
середньозважена собівартість виробництва водню
для автономної системи ФЕС–електролізер склала
6,22 дол. США/кг H2. Для фотоелектрохімічної сис-
теми з аналогічною ефективністю перетворення роз-
рахункова собівартість водню є набагато вищою –
8,43 дол. США/кг Н2. При подальшому зниженні
вартості електролізерів і сонячних панелей, собі-
вартість виробництва «зеленого» водню може ско-
ротитися до 3,76 дол. США/кг Н2. Висновок дослі-
дження [10] полягає у тому, що є малоймовірним,
що фотоелектрохімічні системи зможуть забезпе-
чити більш низькі витрати на виробництво водню в
порівнянні з системами ФЕС–електролізер, оскіль-
ки вони дорожчі та менш гнучкі в застосуванні.
Система ФЕС–електролізер може бути більш ефек-
тивно вбудована в майбутню енергетичну систему,
тому що ФЕС можуть бути окремо оптимізовані за
розміром, щоб відповідати потребам майбутньої
енергетичної системи та електромережі.
Стаття [11] присвячена результатам техніко-
економічного аналізу роботи електролізера з ав-
тономною ФЕС в умовах Австралії. У цій статті
розглянуто основні фактори, що впливають на зна-
чення собівартості виробництва водню і показано,
що капітальні витрати як електролізера, так і ФЕС,
є найбільш значними, при цьому вплив ФЕС є ви-
щим. Також показано, що вплив вартості води є
незначним, незважаючи на потенційну нестачу та
великий діапазон витрат, у тому числі на опріснен-
ня. Однак автори наголошують, що це не означає,
що використанням води можна знехтувати, оскіль-
ки вода повинна бути доступною у місці побудови
8
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
системи ФЕС–електролізер. Автори [11] застосу-
вали метод Монте-Карло для вивчення широкого
кола вхідних припущень для визначення ключових
факторів витрат, необхідних для визначення умов
конкурентоздатності групи ФЕС–електролізер.
Огляд літератури показав широке використан-
ня терміну «середньозважена за життєвий цикл
собівартість виробництва водню» (Levelized Cost
of Hydrogen – LCOH), що визначається аналогічно
середньозваженій собівартості виробництва елек-
троенергії (Levelized Cost of Electricity – LCOE).
Середньозважена собівартість виробництва вод-
ню обчислюється як сумарні дисконтовані витра-
ти за весь час існування технології поділені на су-
марний дисконтований обсяг виробництва водню,
що у загальному випадку формалізується виразом
kT
r
kH
LCC
kC
kLCOH
1 11
,
(1)
де LCC
kC – дисконтовані витрати на виробни-
цтво водню за технологією k за життєвий цикл,
дол. США/кг Н2; kT − термін життєвого циклу
технології k, років; τ − етап життєвого циклу, рік;
kH – виробництво водню технологією k у етап τ,
кг Н2; r − значення дисконту, частка.
Дисконтовані витрати на виробництво водню
протягом життєвого циклу технології визначають-
ся за формулою:
б
б
1
11
k
k
T
T
K
kLCC
k
r
CC
,
еб
б
б
1
11
kk
k
k
TT
T
T
V
k
I
k
M
k
r
fCCC
(2)
де б
kT − термін будівництва технології k з моменту по-
чатку вкладення перших інвестицій і до часу її пуску в
комерційну експлуатацію, років; е
kT – термін комер-
ційної експлуатації, років; K
kC – капіталовкладення
в технологію k для відповідного етапу будівництва,
дол. США; M
kC − витрати на експлуатацію та техніч-
не обслуговування, дол. США; I
kC – сума сплати від-
сотків за користування кредитними коштами для від-
повідного етапу, дол. США; fCV
k − умовно-змінні
виробничі витрати для відповідного етапу комерційної
експлуатації технології k, які визначаються як функція
від режиму роботи технології, дол. США.
Математичну модель (1), (2) було реалізовано
на базі табличного процесора MS Excel.
Вихідні дані для розрахунків сформовано на
основі літературних джерел [3]–[13] та власних
припущень, зроблених з урахуванням можливих
умов роботи РЕМ електролізерів в умовах України.
Аналіз літературних джерел та результатів ви-
конаних розрахунків показав, що ключовими пара-
метрами, які впливають на собівартість виробни-
цтва водню, є капітальні витрати на електролізер,
його КВВП та вартість електроенергії. При чому,
діапазон капітальних витрат на електролізери РЕМ,
які наводяться у літературі, є достатньо широким
(табл. 3), адже часто у значенні капітальних витрат
враховуються лише витрати на електролізер, хоча
існують інші системні витрати, які необхідно вра-
ховувати, щоб побудувати повністю функціонуючу
установку електролізу водню. Зокрема, за даними
МЕА [3], безпосередньо на електролізер РЕМ при-
падає 60% капітальних витрат, решта витрат при-
падає на силову електроніку, обладнання для кон-
диціонування газу та інші компоненти установки.
Як зазначено у [9], дані щодо цих системних витрат
все ще недостатньо зрозумілі, водночас їх повне
обнулення може дати некоректні результати.
У літературі наводяться дані щодо електрич-
ного ККД РЕМ електролізера у діапазоні 67–82%
[6], [10], [12], для розрахунків було прийнято зна-
чення ККД 75%.
Для умов України було проведено розрахунки
для трьох сценаріїв роботи РЕМ електролізера.
Для сценарію 1 було прийнято, що електролі-
зер буде побудовано разом з ФЕС як єдина техно-
логічна система. Вибір параметрів ФЕС системи
ґрунтується на даних [14]. Коефіцієнт викорис-
тання встановленої потужності системи ФЕС–
електролізер приймався рівним КВВП ФЕС в
умовах південних регіонів України, що дорівнює,
у середньому, 15%. Вартість електроенергії для
електролізера приймалась рівною нулю, оскільки
електростанція та електролізер працюють як єди-
ний технологічний об’єкт.
Споживання води для електролізу прийнято на
основі даних проєктів [4]–[7]. Рентна плата за спе-
ціальне використання води, згідно Податкового Ко-
дексу України 2020 р. [15], прийнята на рівні рент-
ної плати за спеціальне використання підземних
вод у Миколаївській області – 122,13 грн/100 м3
(одне з найбільших значень для України). Вода
для електролізера має пройти очищення. За да-
Таблиця 3. Значення капітальних витрат на електролізери РЕМ, дол. США/кВт
MEA [3] ICCT [9] Grimm А. [10] Yates et al. [11] Gas for Climate [13]
1100–1800 385–2068 775 682–886 483
9
Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
ними [3] використання, наприклад, зворотного
осмосу для опріснення вимагає потреби у електро-
енергії 3–4 кВт·год на 1 м3 води і коштує близько
0,7–2,5 дол. США/м3 води. У розрахунках прийня-
то значення 1,6 дол. США/м3 води. Розрахунки по-
казали, що в умовах України врахування процесу
очищення води має незначний вплив на собівар-
тість виробництва водню.
Також зроблено припущення, що систему
ФЕС–електролізер буде підключено до магі-
стрального трубопроводу. Українські магістраль-
ні газопроводи спроєктовано на робочий тиск
5–7,5 МПа, але їх недостанє завантаження зму-
шує працювати з нижчими значеннями робочого
тиску. Оскільки вихідний тиск РЕМ електролізе-
рів становить на сьогодні близько 3–6 МПа [3], то
при розташуванні системи для виробництва вод-
ню поблизу компресорної станції будівництво до-
даткової дотискувальної станції не знадобиться.
Тому у данному дослідження будівництво додат-
кової компресорної станції не розглядалось.
Оскільки ВДЕ є нестабільним джерелом енергії,
то виробництво водню також буде нестабільним.
Але для нормальної роботи газопроводів перерив-
часта подача водню до газової мережі неприпусти-
ма з точки зору регулювання її режиму. Тому при
проведенні розрахунків було враховано витрати на
будівництво сховища для короткочасного зберігання
водню на місці його виробництва, які за оцінками
[9] дають збільшення собівартості виробленого вод-
ню приблизно на 0,50–0,60 дол. США/кг у залеж-
ності від необхідних обсягів збереження. Обрані для
проведення розрахунків значення питомих капітало-
вкладень у встановлену потужність електролізера
РЕМ враховують капітальні витрати електролізера
та ємностей тимчасового зберігання водню.
Для виконання розрахунків було прийнято ви-
хідні дані, наведені у табл. 4.
Таблиця 4. Вихідні параметри для розрахунку собівартості виробництва водню в Україні
Параметр Одиниця виміру Значення
Ф
ЕС
Потужність МВт 20
Питомі капіталовкладення дол. США/кВт 950
Термін експлуатації років 20
Термін будівництва років 1
Коефіцієнт використання встановленої потужності % 15
Витрати на експлуатацію та технічне обслуговування фіксовані дол. США /кВт рік 15
Річне збільшення умовно-постійних витрат % 0,1
Ел
ек
тр
ол
із
ер
P
EM
Потужність одного стеку МВт 2,5
Кількість стеків одиниця 8
Загальна потужність МВт 20
Питомі капіталовкладення у встановлену потужність дол. США /кВт 1100
Термін експлуатації блоку років 20
Термін будівництва років 1
Коефіцієнт використання встановленої потужності =КВВП ФЕС
ККД PЕМ % 75
Споживання електроенергії кВт год/кг Н2 54
Споживання води л/кг Н2 10
Рентна плата за використання водних ресурсів дол. США/1 м3 0,04
Вартість дистилювання води дол. США/1 м3 1,6
Витрати на експлуатацію та технічне обслуговування фіксовані % питомих
капіталовкладень 1,5
Річне збільшення умовно-постійних витрат % 0,1
Річне збільшення умовно-змінних витрат % 0,1
За
га
ль
ні
па
ра
ме
тр
и
Частка кредитних коштів % 20
Термін надання кредиту років 10
Процентна ставка за кредитом % 10
Прибутковість діяльності підприємства % 12
Податок на прибуток підприємств % 18
Дисконт реальний % 11,2
10
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
У сценарії 2 було проаналізовано підключен-
ня електролізера безпосередньо до електричної
мережі та придбання електроенергії, виробленої
сторонньою ВЕС. У цьому розрахунку КВВП
ВЕС приймався для умов України на рівні 35%.
Вартість електроенергії для цього розрахунку
було взято відповідно до постанови НКРЕКП
«Про встановлення «зелених» тарифів на елек-
тричну енергію та надбавки до «зелених» тари-
фів за дотримання рівня використання облад-
нання українського виробництва для суб’єктів
господарювання» від 30.09.2020 № 1787 [16] у
розмірі 3,11 грн/кВт год (без ПДВ).
У сценарії 3 для системи ФЕС–електролізер
з 23 год до 7 год наступної доби (під час нічно-
го зниження споживання в електроенергетичній
системі) було розглянуто придбання електро-
енергії, виробленої на АЕС. Вартість електро-
енергії для цього розрахунку було взято з сайту
ДП НАЕК «Енергоатом» за результатами аук-
ціону 18.11.2020 на ТБ «Українська енергетич-
на біржа» [17]. Середньозважена ціна продажу
склала 918,05 грн/МВт·год. (без ПДВ), тариф на
передачу електроенергії НЕК «Укренерго» ста-
ном на 20.11.2020 становив 240,23 грн/МВт год
(без ПДВ). У цьому випадку виробляється не
чисто «зелений» водень, а й «жовтий» але ви-
киди СО2 при його виробництві відсутні.
Ключові вихідні параметри для різних сце-
наріїв та результати розрахунків для них наве-
дено у табл. 5.
Для формування висновку щодо доцільності
виробництва «зеленого» водню в Україні було
проаналізовано оцінки орієнтовної собівартос-
ті його виробництва в інших країнах, адже на
сьогодні реальних комерційних оцінок не існує
(табл. 6).
Аналіз результатів розрахунків показав, що
отримані значення собівартості виробництва
водню в умовах нашої країни для режимів пря-
мого підключення електролізеру до ВДЕ та під-
ключення електролізера до мережі дають спів-
ставні з європейськими оцінки собівартості ви-
робництва водню. Для створення можливостей
для експортування водню до іншиїх країн необ-
хідно підбирати оптимальні схеми електропоста-
чання електролізера, які дозволять знизити вар-
тість електроенергії та збільшити його КВВП,
знизивши тим самим собівартість виробництва
водню до конкурентних значень.
Таблиця 5. Найбільш важливі вихідні параметри та результати розрахунку
собівартості виробництва водню в Україні
Режим експлуатації
Тариф на елек-
троенергію та
передачу з ПДВ,
грн/кВт·год
КВВП
електролізера,
%
Виробництво
водню, т/рік
LCOH, дол.
США/кг Н2
Спільна робота ФЕС та РЕМ електролізера 0 15 730 15,73
Спільна робота ФЕС та РЕМ електролізера,
вночі – придбання електроенергії АЕС за
нічним тарифом
1,39
15 (ФЕС)
+
30 (АЕС)
2 352 7,34
Окремо РЕМ електролізер – придбання
електроенергії ВЕС з мережі 4,02 35 1 703 12,58
Таблиця 6. Орієнтовна собівартість виробництва «зеленого» водню в Європі
за оцінками досліджень 2020 р.
Джерела оцінок Собівартість, $/кг
«Оцінка витрат на виробництво водню шляхом електролізу:
США та Європа», International Council on Clean Transportation.
Оцінки для Європейських країн для сценаріїв. :
електролізер підключено до мережі 13,1 (4,83)*
пряме підключення до ВДЕ 19,23 (4,06)
використання електроенергії відключення ВДЕ 10,85 (5,97)
Воднева стратегія ЄС від 07.2020 3,1–6,7
IRENA Global Renewables Outlook 2020 4,0–8,0
* У дужках наведено мінімальне розраховане значення собівартості для найкращих кліматичних умов розташування ВДЕ
та електролізера, що забезпечує високий КВВП.
11
Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
ВИСНОВКИ
1. З метою дослідження шляхів декарбонізації
газової галузі розроблено та опробовано матема-
тичну модель для визначення середньозваженої
собівартості виробництва «зеленого» водню в
умовах України.
2. Результати проведених розрахунків показа-
ли, що ключовими вихідними параметрами, які
впливають на собівартість виробництва водню в
умовах України, як і в інших країнах, є капітальні
витрати на будівництво електролізера, його кое-
фіцієнт використання встановленої потужності та
вартість електроенергії.
3. Показано, що за рахунок вибору схеми орга-
нізації електропостачання для електролізера можна
досягти збільшення його коефіцієнта використання
встановленої потужності і, відповідно, зменшення
середньозваженої собівартості виробництва водню.
Зокрема, при використанні у нічний період електро-
енергії, ввідпущеної АЕС за нічним тарифом, мож-
на зменшити собівартість виробництва водню для
технологічного об’єкта ФЕС – РЕМ електролізер з
15,73 дол. США/кг Н2 до 7,34 дол. США/кг Н2.
1. The Oil and Gas Industry in Energy Transitions.
World Energy Outlook special report. January 2020. URL:
https://www.iea.org/reports/the-oil-and-gas-industry-in-
energy-transitions (дата звернення: 11.03.2021).
2. Hydrogen from renewable power: Technology
outlook for the energy transition. International
Renewable Energy Agency IRENA. 2018. URL:
https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/
Publication/2018/Sep/%_Hydrogen_from_renewable_
power_ 2018.pdf (дата звернення: 25.12.2020).
3. The Future of Hydrogen. IEA Tech. rep. 2019. URL
https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen (дата
звернення: 15.09.2020).
4. The World’s Most Effi cient and Reliable Electrolysers.
Nel Hydrogen Electrolysers. URL: https://nelhydrogen.
com/wp-content/uploads/2020/03/Electrolysers-Brochure-
Rev-C.pdf (дата звернення: 22.12.2020).
5. Denis Thomas Large scale PEM electrolysis:
technology status and upscaling strategies. Hydrogenics.
October 2019. Brussels (BE). URL: http://hybalance.
eu/wp-content/uploads/2019/10/Large-scale-PEM-
electrolysis.pdf (дата звернення: 17.12.2020).
6. Silyzer 300. The next paradigm of PEM electrolysis.
URL: https://assets.siemens-energy.com/siemens/assets/
api/uuid:a193b68f-7ab4-4536-abe2-c23e01d0b526/
datasheet-silyzer300.pdf (дата звернення: 03.03.2021).
7. Kuhn K.-J. Electrolysis / eFuels. Pathways to
synthetic eFuels. Siemens Energy. URL: https://www.
wko.at/site/OEGEW/Veranstaltungen/co-electrolysis-and-
synthesis.pdf/ (дата звернення: 03.03.2021).
8. IRENA. Hydrogen: A renewable energy perspective.
International Renewable Energy Agency. 2019. 52 р. URL:
https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/
Publication/2019/Sep/ IRENA_Hydrogen_2019.pdf (дата
звернення: 02.10.2020).
9. Christensen A. Assessment of Hydrogen Production
Costs from Electrolysis: United States and Europe.
International Council on Clean Transportation. 2020. URL:
https://theicct.org/publications/ assessment-hydrogen-
production-costs-electrolysis-united-states-and-europe
(дата звернення: 02.10.2020).
10. Grimm A., de Jong W.A., Kramer G.J. Renewable
hydrogen production: A techno-economic comparison of
photoelectrochemicalcells and photovoltaic-electrolysis.
International Journal of Hydrogen Energy. Vol. 45,
Issue 43. P. 22545—22555 (дата звернення: 05.11.2020).
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.06.092
11. Yates J., Daiyan R., Patterson R., Egan R., Amal R.,
Ho-Baille A., Chang N.L. Techno-economic Analysis
of Hydrogen Electrolysis from Off -Grid Stand-Alone
Photovoltaics Incorporating Uncertainty Analysis. Cell
Reports Physical Science. 2020. Vol. 1, Issue 10. Р. 100209
(дата звернення: 17.11.2020). https://doi.org/10.1016/j.
xcrp.2020.100209
12. Schmidt O., Gambhir A., Staff ell I., Hawkes A.,
Nelson J., Few S. Future cost and performance of water
electrolysis: An expert elicitation study. International
Journal of Hydrogen Energy. Vol. 42, Issue 52. 2017.
P. 30470—30492 (дата звернення: 05.10.2020). https://
doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.10.045
13. Gas for Climate. The optimal role for gas in
a net-zero emissions energy system. Navigant. 2019.
238 p. URL: https://gasforclimate2050.eu/wp-content/
uploads/2020/03/Navigant-Gas-for-Climate-The-optimal-
role-for-gas-in-a-net-zero-emissions-energy-system-
March-2019.pdf (дата звернення: 30.08.2020).
14. Lazard’s levelized cost of energy analysis – version
14.0. October 2020. URL: https://www.lazard.com/
perspective/levelized-cost-of-energy-and-levelized-cost-
of-storage-2020/#:~:text=Lazard’s latest annual Levelized
Cost,build basis C continue to maintain (дата звернення:
25.09.2020).
15. Податковий кодекс України. URL: https://zakon.
rada.gov.ua/laws/show/2755-17#Text (дата звернення:
25.09.2020).
16. Про встановлення «зелених» тарифів на
електричну енергію та надбавки до «зелених» та-
рифів за дотримання рівня використання облад-
нання українського виробництва для суб’єктів гос-
подарювання: Постанова НКРЕКП від 30.09.2020
№ 1787. URL: https://www.nerc.gov.ua/data/filearch/
postanovy/2020/p1787-d-2020.pdf/ (дата звернення:
30.10.2020).
17. Енергоатом-Трейдинг продав на аукціоні 3,28
тис. МВт-г нічної електроенергії. URL: http://www.
energoatom.com.ua/ua/press_centr-19/novini_kompanii-
20/p/energoatom_trejding_prodav_na_aukcioni_3_28_
tis._mvt_g_nicnoi_elektroenergii-46425 (дата звернення:
03.12.2020).
Надійшла до редколегії: 17.03.2021
|
| id | systemreorg-article-776 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:43Z |
| publishDate | 2021 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/b9/4ffd061e3501542ad601f6105dfe7db9.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7762026-07-18T12:57:46Z Levelised cost of hydrogen production in Ukraine Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні Leshchenko I.Ch. decarbonization, gas industry, electrolyzer, hydrogen production, weighted-average levelised cost декарбонізація, газова галузь, електролізер, виробництво водню, середньозважена собівартість The overview of decarbonization technologies of the gas industry, particularly Power-to-Gas technologies using renewable or excess electricity to produce hydrogen via water electrolysis is presented. Also, a comparative analysis of the main types of electrolyzers for hydrogen production – alkaline and with proton exchange membrane (PEM) is presented, and the conclusion that the PEM electrolyzers using renewable electricity is advisable for implementation in Ukraine. A comparative analysis of available most reasonable data sources regarding estimates of "green" hydrogen production cost is presented.The article also presents the mathematical formulations for levelised hydrogen production cost calculation and input data for calculation. The input data were obtained based on cited sources and own estimations taking into account Ukrainian specific conditions, i.e. PEM electrolyzer operating conditions. The results of the own calculation and ones performed by the cited authors are given.The results of the calculations showed that the key initial parameters that affect the cost of hydrogen production in Ukraine, as in other countries, are capital costs, the cost of electricity, and the electrolyzer load factor. The increase of load factor decreasing levelised cost of hydrogen production, which is important to account for the design of hydrogen production facility. In particular, the production cost of hydrogen using PEM electrolyzer could be reduced from 15.73 $ US/kg H2 to 7.34 $ USA/kg H2 if electricity supplied by NPP at night at "night tariff" will be used instead of electricity from the photovoltaic plant.The results of calculations showed that the obtained hydrogen production costs in Ukraine for both cases - the use of electricity from renewables and from the grid are comparable to European estimates of the hydrogen production costs. Наведено огляд можливих технологій декарбонізації газової галузі, зокрема, технологій Power-to-Gas, що використовують відновлювану або надлишкову електроенергію для виробництва водню за допомогою електролізу води. Наведено порівняння основних типів електролізерів для виробництва водню – лужних та з протонообмінною мембраною (РЕМ), і зроблено висновок про доцільність застосування саме РЕМ електролізерів для виробництва водню з використанням електроенергії, виробленої відновлюваними джерелами. Наведено порівняльний аналіз доступних літературних джерел, які приводять найбільш обґрунтовані оцінки собівартості виробництва «зеленого» водню.Наведено математичну залежність для визначення середньозваженої собівартості виробництва водню за життєвий цикл та вихідні дані для розрахунків. сформовані на основі літературних джерел та власних припущень з урахуванням конкретних можливих умов роботи РЕМ електролізера в нашій країні, та результати розрахунків, виконаних автором.Результати проведених розрахунків показали, що ключовими вихідними параметрами, які впливають на собівартість виробництва водню в умовах України, як і в інших країнах, є капітальні витрати на будівництво електролізера, його коефіцієнт використання встановленої потужності та вартість електроенергії. За рахунок вибору схеми організації електропостачання для електролізера можна досягти збільшення його коефіцієнта використання встановленої потужності і, відповідно, зменшення середньозваженої собівартості виробництва водню. Зокрема, при використанні у нічний період електроенергії, відпущеної АЕС за нічним тарифом, можна зменшити собівартість виробництва водню для технологічного об’єкта ФЕС – РЕМ електролізер з 15,73 дол. США/кг Н2 до 7,34 дол. США/кг Н2.Аналіз результатів розрахунків показав, що отримані значення собівартості виробництва водню в умовах нашої країни для режимів прямого підключення електролізеру до ВДЕ та підключення електролізера до мережі дають співставні з європейськими оцінки собівартості виробництва водню. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2021-06-29 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/776 10.15407/pge2021.02.004 System Research in Energy; No. 2 (65) (2021): The Problems of General Energy; 4-11 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (65) (2021): Проблеми загальної енергетики; 4-11 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/776/670 Copyright (c) 2021 Leshchenko I.Ch. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | decarbonization gas industry electrolyzer hydrogen production weighted-average levelised cost Leshchenko I.Ch. Levelised cost of hydrogen production in Ukraine |
| title | Levelised cost of hydrogen production in Ukraine |
| title_alt | Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні |
| title_full | Levelised cost of hydrogen production in Ukraine |
| title_fullStr | Levelised cost of hydrogen production in Ukraine |
| title_full_unstemmed | Levelised cost of hydrogen production in Ukraine |
| title_short | Levelised cost of hydrogen production in Ukraine |
| title_sort | levelised cost of hydrogen production in ukraine |
| topic | decarbonization gas industry electrolyzer hydrogen production weighted-average levelised cost |
| topic_facet | decarbonization gas industry electrolyzer hydrogen production weighted-average levelised cost декарбонізація газова галузь електролізер виробництво водню середньозважена собівартість |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/776 |
| work_keys_str_mv | AT leshchenkoich levelisedcostofhydrogenproductioninukraine AT leshchenkoich ocínkaserdnʹozvaženoísobívartostívirobnictvavodnûvukraíní |