A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES

In the context of the global transition to low-carbon energy sources, one of the main challenges is ensuring the efficient transportation of hydrogen through main gas pipelines. This paper is dedicated to calculating the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) for three types of main gas pipelines: Vyshac...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2025
Автори:	Tolstov, Dmytro, Bilan, Tetiana
Формат:	Стаття
Мова:	Українська
Опубліковано:	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2025
Теми:	hydrogen energy hydrogen transportation hydrogen storage salt structures main pipelines LCOH.
Онлайн доступ:	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/900
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_	1871104412422766592
author	Tolstov, Dmytro Bilan, Tetiana
author_facet	Tolstov, Dmytro Bilan, Tetiana
author_institution_txt_mv	[ { "author": "Dmytro Tolstov", "institution": null }, { "author": "Tetiana Bilan", "institution": null } ]
author_sort	Tolstov, Dmytro
baseUrl_str	https://systemre.org/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T12:57:49Z
description	In the context of the global transition to low-carbon energy sources, one of the main challenges is ensuring the efficient transportation of hydrogen through main gas pipelines. This paper is dedicated to calculating the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) for three types of main gas pipelines: Vyshachkivske, Izmailyvske, and Tereblyanske. The main objective of the research is to assess the economic efficiency of different pipeline options, considering capital and operational costs, as well as analyzing the impact of technical parameters on the overall cost of hydrogen transportation. A comprehensive approach was used, which includes the calculation of capital expenses (CAPEX), operational expenses (OPEX), compressor station costs, and the application of standard methods for determining LCOH. The calculations showed that the most economically viable option is the Tereblyanske pipeline, which is due to the shorter pipeline length and optimized compressor station expenses. It was determined that to achieve optimal economic results, it is essential to consider not only technical characteristics but also regional factors such as the distance between compressor stations and the volume of hydrogen transportation. The results allow for conclusions regarding the feasibility and efficiency of investments in the creation of main pipelines for hydrogen transportation and provide recommendations for further research in this field.
doi_str_mv	10.15407/srenergy2025.02.101
first_indexed	2026-03-24T02:03:33Z
format	Article
fulltext	Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 101 ISSN 2786-7102 (Online), ISSN 2786-7633 (Print) https://doi.org/10.15407/srenergy2025.02.101 УДК 620.00 Дмитро Толстов, https://orcid.org/0000-0002-2042-1836 Тетяна Білан, канд. техн .наук., ст. досл., https://orcid.org/0000-0002-0280-6716 Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, Київ, 03150, Україна Автор-кореспондент: dtolstov93@gmail.com _______________________________________________________________________________________ ДОСЛІДЖЕННЯ СЕРЕДНЬОЗВАЖЕНОЇ ВАРТОСТІ ТРАНСПОРТУВАННЯ ВОДНЮ З УРАХУВАННЯМ ПОТЕНЦІЙНИХ МІСЦЬ ЗБЕРІГАННЯ ТА ВИРОБНИЦТВА Анотація. В умовах глобального переходу до низьковуглецевих джерел енергії однією з основних задач є забезпечення ефективного транспортування водню за допомогою магістральних газопроводів. Статтю присвячено розрахунку вартості транспортування водню за методом Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) для трьох типів магістральних газопроводів: Висачківського, Ізмаїлівського та Тереблянського. Основною метою дослідження є оцінка економічної ефективності різних варіантів трубопроводів з урахуванням капітальних та операційних витрат, а також аналіз впливу технічних параметрів на загальну вартість транспортування водню. Для досягнення поставленої мети застосовано комплексний підхід, який включає розрахунок капітальних витрат (CAPEX), операційних витрат (OPEX), витрат на компресорні станції, а також застосування стандартних методів для визначення LCOH. Розрахунки показали, що економічно вигіднішим є варіант з Тереблянським газопроводом, що пояснюється меншою довжиною та оптимізованими витратами на компресорні станції. Визначено, що для досягнення оптимальних економічних результатів необхідно враховувати не лише технічні характеристики, а й регіональні фактори, такі як відстань між компресорними станціями та обсяг водню, що транспортується. Отримані результати дають змогу зробити висновки щодо доцільності та ефективності інвестицій у створення магістральних трубопроводів для транспортування водню, а також надають рекомендації для подальших досліджень у цій сфері. Ключові слова: воднева енергетика, транспортування водню, зберігання водню, соляні структури, магістральні трубопроводи, LCOH. 1. Вступ Основні характеристики ринку електроенергії та структури генеруючих потужностей розглянуто в [1, 2]. Як зазначено в [3], відповідно до зобов’язань, взятих на себе Україною в результаті підписання міжнародних угод, задекларовано досягнення вуглецевої нейтральності економіки до 2060 року та вуглецевої нейтральності енергетичного сектору з максимальним скороченням використання вугілля до 2050 року. Досягнення цієї мети можливе завдяки впровадженню значних обсягів, зокрема, відновлюваних джерел енергії. Авторами [4–7] досліджено вплив обсягів ВДЕ-генерації на можливі баланси електричної енергії в структурі енергозабезпечення країни. В результаті зростання «зеленої» генерації електроенергетична мережа іноді обмежує виробництво енергії з відновлюваних джерел, щоб збалансувати попит і пропозицію. Використання водню, отриманого шляхом електролізу води, як проміжного накопичувача електроенергії сприяє вирішенню цієї проблеми. Його використання дає можливість створення як короткострокових, так і довгострокових міжсезонних запасів енергії в енергосистемах на основі відновлюваних джерел енергії. Водень і електроенергія фактично є взаємодоповнюючими енергоносіями. Використання низьковуглецевого водню є одним з ключових шляхів досягнення кліматичної нейтральності. Згідно з розпорядженням Кабінету Міністрів України від 16 вересня 2015 року № 980 «Про схвалення очікуваного національно визначеного внеску України до проєкту нової глобальної кліматичної угоди» [8], встановлено ціль досягти рівня викидів парникових газів не більше ніж 60 % від рівня 1990 року до 2030 року. Розпорядженням Кабміну від 30 липня 2021 року № 868 (Офіційний вісник України, 2021 р., № 62, ст. 3956) було схвалено Оновлений національно визначений внесок https://orcid.org/0000-0002-2042-1836 mailto:dtolstov93@gmail.com Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 102 України до Паризької угоди, основною метою якого є зменшення викидів парникових газів на 65 % до 2030 року порівняно з 1990 роком та досягнення кліматичної нейтральності до 2060 року. Одним із шляхів досягнення цієї мети є використання водню. Україна має значний потенціал для розвитку водневої енергетики завдяки своєму стратегічному географічному розташуванню, добре розвиненим виробничим та транспортним мережам, а також конкурентоспроможному ядерному сектору енергетики та значним можливостям для розвитку відновлюваних джерел енергії. Інститут відновлюваної енергетики НАН України провів дослідження, за результатами яких було визначено потенціал виробництва відновлюваного водню в Україні з використанням вітрової та сонячної енергії. Загальний потенціал для виробництва відновлюваного водню становить 44,96 млн тон на рік [9]. Воднева стратегія України до 2050 року визначає основні напрямки використання водню, зокрема в промисловості, електроенергетиці, транспорті та теплопостачанні, а також можливості для експорту, які охоплюють процеси виробництва, зберігання та транспортування водню [10]. Загалом, наявні ресурси та інфраструктура України створюють сприятливі умови для розвитку водневої енергетики в країні, зокрема для виробництва низьковуглецевого водню, що є важливим кроком у напрямку досягнення кліматичної нейтральності. Фахівцями ІВЕ HAH України проведено розрахунки наявності енергетичного потенціалу сонячної енергії України станом на 2017 рік, включаючи тимчасово окуповану AР Крим і непідконтрольні Україні території Луганської і Донецької областей [11]. Для ефективної адаптації об’єднаної енергетичної системи України до нових умов, зокрема в умовах швидкого розвитку електростанцій на відновлюваних джерелах енергії з нестабільною потужністю, необхідно впроваджувати системи накопичення енергії. Водень можна використовувати для балансування енергетичної системи та як сезонний акумулятор енергії. Він здатний забезпечити короткострокову гнучкість мережі, адже електролізери можуть зменшувати навантаження на мережу, реагуючи на надлишок енергії з відновлюваних джерел. У години високої генерації з ВДЕ (сонце, вітер) надлишкову електроенергію можна використовувати для виробництва водню. Цей зелений водень можна зберігати тривалий час і використовувати для додаткового виробництва електричної енергії під час пікового попиту [12]. 28 листопада 2023 року Єврокомісія затвердила перший перелік проєктів спільного інтересу (PCI) та проєктів взаємного інтересу (PMI), який повністю відповідає цілям Європейського зеленого курсу. До цього списку увійшов Центральноєвропейський водневий коридор, метою якого є створення конкурентоспроможної інфраструктури для транспортування відновлюваного водню з України через Словаччину та Чехію до Німеччини та інших країн ЄС. Очікується, що проєкт буде реалізовано до 2030 року. Проєкт експорту водню вимагатиме інфраструктури для його зберігання та транспортування територією України. З огляду на наявність газосховищ і соляних структур в Івано-Франківській, Закарпатській та Львівській областях, існує доцільність створення водневого хабу в цьому регіоні. Перепоною для таких проєктів є низький потенціал відновлюваних джерел на зазначеній території порівняно із південними областями країни, що зменшує потенційний обсяг згенерованого водню та збільшує середньозважену вартість його виробництва з урахуванням транспортної інфраструктури. 2. Методи та матеріали Використання водню як сезонного енергоносія значно збільшить обсяги його зберігання, що зумовить необхідність визначення місць для цього. Такий шлях використання передбачає два можливі способи зберігання водню: газоподібний водень у модернізованих сховищах природного газу або соляних структурах, або синтетичний метан, що виробляється з водню та подається у ГТС. Перетворення водню на синтетичний метан вимагає технологій уловлювання, накопичення та Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 103 транспортування СО2, що прив’язує місця генерації синтетичного метану до об’єктів з великими викидами СО2 або вимагає будівництва трубопроводів для СО2 [13]. Використання виснажених родовищ вуглеводнів для створення сховищ водню є менш перспективним, оскільки не можна передбачити реакції залишкового природного газу з воднем через невизначеність їх пропорцій. Крім того, середня вартість сховища, створеного у соляній каверні, значно нижча за вартість аналогічного сховища, побудованого на основі виснаженого родовища природного газу [14−16]. Однією з перших соляних печер, яка використовувалася для зберігання чистого водню, була побудована у 1970-х роках у Тіссайді, Великобританія, споруда, де наразі зберігається 25 ГВт·год водню у трьох окремих печерах при тиску 45 бар [17]. Дві більші печери розташовані в Техасі (Мосс-Блафф та Спіндлетоп), де ємність зберігання водню складає приблизно 120 ГВт·год. Велика перевага соляних печер для зберігання водню полягає в унікальних фізико-хімічних властивостях кам’яної солі (галіту), серед яких найважливішими є відсутність води, низька пористість та проникність, а також хімічна інертність щодо водню. Крім того, соляні печери зазвичай мають вигляд товстих шарів, що забезпечує хороші умови для теплопровідності [18]. Кам’яна сіль має незвичайні геомеханічні властивості порівняно з іншими породами завдяки своїй віскопластичній поведінці за змінних тисків і температур. Ця властивість захищає печери від утворення і розповсюдження тріщин та втрати герметичності, що є особливо важливим у випадку зберігання газоподібного водню [19]. Сіль легко вимивається водою під тиском і може бути відкачана з поверхні. Такі властивості забезпечують як довгострокову стабільність, так і герметичність зберігання водню. На території України розташовано п’ять соленосних басейнів, в межах яких існують соленосні поклади, а саме: Дніпровсько-Донецький, Донецький, Закарпатський, Передкарпатський і Переддобруджинський. Дані по цих басейнах зведено в табл 1. Таблиця 1. Характеристики соляних басейнів України Басейни Площі, тис км2 Глибина залягання, м Товщини, м Тип структури Дніпровсько-Донецький 50 3000 1600 штоки, купола Донецький 6 600 250–900 пласти, купола Переддобруджинський 10 300–500 30–70 пласти Закарпатський 7 1500 до 500 пласти, штоки Передкарпатський 15 60–700 до 150 пласти, лінзи Донецький басейн знаходиться на окупованій території та неподалік від лінії бойового зіткнення, що робить його використання малоймовірним. Дніпровсько-Донецький має великі потужності штоків, які можуть досягати 2−3,5 км. Серед прикладів таких структур Висачківсько-Ромоданівська соляна структура, що включає у себе Висачківський і Ромоданівський штоки з глибинами залягання солі до 4 км. Така глибина та структура є сприятливою для створення підземних газових сховищ, зокрема для водню, оскільки вони можуть забезпечити достатню стабільність і герметичність підземних резервуарів. Завдяки потужним соляним пластам і сприятливим геолого-структурним умовам ці області є одними з найбільш перспективних для використання як місця для зберігання водню [20, 21]. Закарпатський соляний басейн має соляні товщі з пластовим характером, з потужністю 100 м, та штоки із глибинами залягання солі до 1500 м (Тереблянська структура, Солотвинська структура). Проблемою Солотвинської структури є інтенсивно розвинутий поверхневий та глибинний соляний карст, що може викликати порушення герметичності підземних резервуарів. Карстові процеси можуть створювати додаткові ризики для стабільності та безпеки сховищ. Важливо врахувати ці фактори під час планування використання родовищ для зберігання водню. Закарпатський басейн має потенціал, але потребує ретельного геологічного моніторингу і застосування технологій для попередження карстових процесів [22, 23]. Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 104 Передкарпатські соляні поклади характеризуються складними умовами залягання: круті складки, численні блоки і велика зміна потужності соляних пластів. У зв’язку з низькою якістю солі, а саме − високим відсотком нерозчинного залишку та роздробленістю солі, ускладняється створення безпечних підземних сховищ. Це вимагає ретельного проведення геологорозвідувальних робіт та використання спеціальних технологій для забезпечення герметичності. Потенціал для зберігання водню у таких родовищах є обмеженим через складні геологічні умови [24, 25]. Переддобруджинська соленосна площа знаходиться на території Ізмаїльського та Кілійського районів Одеської області. Кам’яна сіль є частиною конгазької світи юрського (кіммериджського) віку, яка утворює центральну частину Переддобруджинського прогину. Ця соленосна площа розташована між озерами Китай та Катлабух. Північний кордон її поки не встановлений, а південний (на українській території) проходить по річці Дунай. Перспективна площа визначена в межах ареалу поширення соленосних відкладів конгазської світи за критеріями найбільшої потужності та сприятливого літофаціального складу. Контур цієї площі визначено на основі структурно-літологічної моделі з площею майже 300 км². Потужність соляної товщі в цьому районі досягає 78 м, а соленасиченість розрізу товщі є дуже високою. З огляду на стабільні та чисті соляні пласти, ці райони також можуть бути перспективними для зберігання водню [26]. Згідно з даними [27], запаси становлять 3,45 млрд т, прогнозні ресурси − 5,2 млрд т. 3. Результати Доцільно використовувати Висачківсько-Ромоданівську соляну структуру та Переддобруджинський соляний басейн як сховища водню. Проєктуючи експорт водню до ЄС, необхідно оцінити можливість використання соленосних структур Карпатського масиву. Закарпатський соляний масив має більше перспектив через структуру солі та наявність соляних штоків з глибинами у 1500 м, які завдяки глибині можуть зберігати значний обсяг водню. Для подальшого аналізу вибрано 3 місця зберігання водню: Висачківсько-Ромоданівська соляна структура (Полтавський регіон), Переддобруджинський соляний басейн (м. Ізмаїл, Одеський регіон), Тереблянська соляна структура у Закарпатському регіоні. Максимальна енергетична місткість сховища вираховується через максимальний робочий тиск у сховищі, який визначають за глибиною сховища та максимальним градієнтом тиску. Згідно з пневматичними випробуваннями, Шрейнер та ін. [28] пропонують градієнт тиску для зберігання газу 0,019–0,0205 МПа/м для пластових сольових утворень та 0,018 МПа/м для солі в куполах, оскільки щільність покривного шару є меншою. Максимальний градієнт тиску має значення 0,0204 МПа/м у газовому сховищі на майданчику Бернбург [29]. Йохансен [30] описує газове сховище в Торупі, Данія. У перших створених 1981 року кавернах максимальний градієнт тиску становив 0,0175 МПа/м. Останню каверну було розроблено 1992 року − прийнятий градієнт становив 0,0184 МПа/м. У цих двох випадках підвищення максимально допустимого тиску було виправдано досвідом десятиліть успішної експлуатації існуючих каверн. Для визначених як сховища соляних структур градієнти тисків та параметри сховищ наведено в табл. 2. Таблиця 2. Параметри сховищ у соляних структурах Соляні структури Глибина сховища, м Максимальний градієнт тиску МПа/м Робочий тиск у сховищі, МПа Щільність водню, кг/м³ Висачківсько-Ромоданівська 1750 0,0175 30 24,4 Переддобруджинська 400 0,019 8 6,5 Тереблянська 1200 0,0162 21 17,1 Для Тереблянської соляної структури максимальний градієнт тиску має значення 0,0162 МПа/м через низьку якість соляних покладів [25]. Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 105 Для Ізмаїлівського сховища (Переддобруджинський соляний басейн, м. Ізмаїл, Одеський регіон) областями, в яких буде встановлено електролізери для споживання енергії СЕС, будуть: Одеська, Миколаївська, Херсонська, Запорізька, Дніпропетровська як області, які мають високий потенціал генерації електроенергії СЕС та забезпечення водними ресурсами. Трубопровід буде прокладено за маршрутом Ізмаїл (місце розташування сховища) – Чорноморський порт − порт «Південний» − Ольшанське – Кривий Ріг – Зеленодольськ – Нікополь – Запоріжжя − Дніпро (орієнтовна довжина трубопроводу становить більше 700 км). Порти мають потенціал для експорту водню, Одеський припортовий завод у м. Південне може бути потенційним споживачем водню для виробництва добрив, цементний завод у смт Ольшанське може споживати водень для технічних процесів та бути джерелом СО2 для виробництва метану з водню. Криворізька ТЕС (Зеленодольськ) − потенційний споживач водню для генерації електричної енергії та джерело викидів сполуки азоту та СО2, що відкриває перспективу створення аміаку та синтез газу. Кривий Ріг, Нікополь та Дніпро мають великі металургійні підприємства із значним рівнем викидів СО2 та споживанням природного газу в технічних процесах − це генерація синтетичного метану та споживання водню як енергоресурсу. Висачківське сховище: потужність СЕС буде використовуватись у Миколаївській, Херсонській, Запорізькій, Дніпропетровській, Полтавській та частині Одеської області. Трубопровід буде прокладено за маршрутом Ромодан – Кременчук – Дніпро − Запоріжжя – Нікополь − Зеленодольськ − Кривий Ріг − Ольшанське − порт «Південний» (орієнтовна довжина трубопроводу становить більше 650 км). Для Тереблянського сховища це Львівська, Ужгородська, Івано-Франківська області, оскільки недоцільно збільшувати довжину трубопроводів в областях з низьким потенціалом ВДЕ. Ці області, крім потенціалу для встановлення СЕС, мають також потенціал для встановлення ВЕС та ГЕС на малих річках Карпат. Трубопровід буде прокладено за маршрутом Теребля − район Івано-Франківська − Бурштин – Добротвір (орієнтовна довжина трубопроводу становить близько 300 км). В районі смт Угринів розташований цементний завод, який може споживати водень для технічних процесів та бути джерелом СО2 для виробництва метану з водню. У містах Калуш, Бурштин та Добротвір розташовані ТЕС та ТЕЦ. Для оцінки кількості згенерованого водню використовується технічно досяжний енергетичний потенціал областей за встановленої потужності СЕС згідно з [11, 12] (табл. 3). Таблиця 3. Технічно досяжна встановлена потужність СЕС за областями, МВт Область Технічно досяжна встановлена потужність Скоригована потужність* Одеська 4580 4580 Миколаївська 3382 3382 Херсонська 3913 1057 Запорізька 3737 1009 Дніпропетровська 4388 4388 Полтавська 3953 3953 Львівська 3002 3002 Ужгородська 1757 1757 Івано-Франківська 1911 1911 Потужність скоригована із врахуванням фактично підконтрольних Україні територій [31] Сумарна встановлена потужність СЕС, які працюють для виробництва водню, буде складати для Тереблянського сховища 𝑁𝑡 = 670 МВт, Висачківсько-Ромоданівського 𝑁𝐵𝑃 = 16079 МВт (буде використовуватись половина потенціалу Одеської області, тому що трубопровід закінчується у морському порту «Південний»), Ізмаїлівського 𝑁𝑖𝑧 = 14416 МВт. Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 106 Оскільки сонячна генерація створює профіцит, який не компенсується попитом, то для годин роботи електролізера доцільно підібрати години максимальної генерації СЕС. Для оцінки використовуються дані генерації СЕС із встановленою потужністю 1 МВт у Херсонській області [12, 32], наведені на рис. 1. Рисунок 1. Середня погодинна генерація СЕС із встановленою потужністю 1 МВт у Херсонській області залежно від місяця Для використання водню як замінника природного газу та як засобу сезонного регулювання доцільно для виробництва водню споживати електричну енергію в місяці максимальної генерації СЕС. Щоб визначити встановлену потужність електролізерів та збільшити КВВП, необхідно вирахувати середнє значення генерованої потужності в інтервалі споживання електричної енергії: 𝑁𝑎𝑣 = ∑ 𝑁𝑖 𝑘 𝑛 𝐵 , (1) де Nі − середня згенерована потужність за місяць і з 9 по 17 годину, n – березень, k – вересень, В – кількість місяців, у які електролізер споживає електричну енергію. Для визначених обмежень середнє значення становить 0,5557 МВт·год. Обсяги генерації, що перевищують обмеження, будуть відпущені в мережу. Задля збільшення КВВП та економічних показників у періоди доби, коли показник 𝑁𝑎𝑣 менше 0,5557 МВт·год, електрична енергія буде докупатись на спотовому ринку. Для того щоб водень, вироблений у цей період доби, залишався «зеленим», для купленої електричної енергії на спотовому ринку купуватимуться гарантії походження відповідно до [33]. Період роботи електролізерів для виробництва водню та закачування його у сховища визначається, згідно з [34], як період з першої доби квітня і закінчується останньою добою вересня. Загальний обсяг водню у сховищах та загальний об’єм сховищ наведено в табл. 4. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Січень 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,2 0,3 0,2 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Лютий 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,4 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 Березень 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,3 0,4 0,5 0,5 0,6 0,5 0,4 0,3 0,1 0 0 0 0 0 0 0 Квітень 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,4 0,3 0,1 0,1 0 0 0 0 0 Травень 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,4 0,6 0,7 0,8 0,8 0,7 0,7 0,6 0,4 0,3 0,1 0 0 0 0 0 Червень 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,4 0,5 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,4 0,3 0,1 0 0 0 0 0 Липень 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,4 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,4 0,3 0,2 0 0 0 0 0 Серпень 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,4 0,5 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,5 0,4 0,2 0,1 0 0 0 0 0 Вересень 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,6 0,6 0,5 0,4 0,2 0,1 0,1 0 0 0 0 0 Жовтень 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 0 0 0 0 0 Листопад 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,2 0,3 0,2 0,2 0,1 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 Грудень 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 М В т го д Години Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 107 Таблиця 4. Обсяг виробленого водню та обсяг сховищ Параметри Одиниця виміру Висачківське Ізмаїлівське Тереблянське Загальне виробництво CЕС з квітня по вересень ГВт·год 14983,3 13433,61 6215,47 Загальна електрична енергія, спожита електролізерами ГВт·год 39458,42 35377,36 16368,41 Витрати електричної енергії на виробництво водню кг/кВт·год 50,6 50,6 50,6 Вироблено водню за рік т 779810,6 699157,3 323486,3 Щільність водню у сховищі кг/м3 24,4 6,5 17,1 Об’єм сховища млн м3 31,96 107,56 18,92 Фахівці ТОВ «Нафтогазбудінформатика» визначили, що ділянки середнього тиску, які мали достатню герметичність для експлуатації на природному газі, на водні мали значні витоки, які становили 0,25−0,4 % на годину. Близькі результати отримали й фахівці «Регіональної газової компанії», які досліджували герметичність газогонів з 99 % концентрацією водню та тиском у 4 кг. Результати досліджень показали, що в умовно герметичній системі на метані 46 % тиску було втрачено за перші 14 днів. Типовими місцями витоків були різьбові та муфтові з’єднання (зокрема, із застосуванням сучасних ущільнюючих матеріалів), місця під’єднання датчиків тиску та регуляторів, а також зварні шви, серед них і заводського виконання [35]. Тривала експлуатація газопроводів може спричинити високу чутливість трубних сталей до дії транспортованого водню, що зумовлено їх деградацією та розвитком пошкодження [36]. У зв’язку із значними витоками водню та зношеністю газопроводів для дослідження будуть використовуватись нові трубопроводи. Для визначення діаметра магістрального трубопроводу 𝐷 розраховано кількість виробленого в годину водню: 𝑚ℎ = 𝑁𝑡∗𝑁𝑎𝑣∗1000 𝑁𝐻 , (2) де 𝑁𝐻 – витрати електричної енергії на виробництво 1 кг водню; 1000 – коефіцієнт переводу в кВт. Згідно з дослідженням HyDelta [37], максимальну швидкість водню у трубопроводі доцільно обмежити 40 м/с. Дослідження Pipeline Research Council International [38] показує, що для швидкості в 40 м/с ерозія за 50 років призведе до 2,13 % втрати товщини трубопроводу. Для природного газу максимальна швидкість потоку становить 20 м/с, це призводить до 1,31 % втрати товщини після 50 років експлуатації. Економічно доцільне значення швидкості потоку − 20 м/с [39]. Для водневої газотранспортної системи прийнято тиски, як у магістральних газопроводах української газотранспортної системи: Ркм = 6 МПа. 𝐷 = √ 4∗𝑚ℎ 𝜋∗𝑣∗𝜌 , (3) де 𝑣 – швидкість водню в трубопроводі, 20 м/с; 𝜌 − щільність водню при тиску 6 МПа та температурі 20°C (4,926 кг/м3). Відстань між компресорами водню вздовж трубопроводу визначатиметься операційними та економічними факторами. Ймовірно, що відстань між компресорами водню буде рівною або більшою за 40–100 миль, що є характерним для трубопроводів транспорту природного газу [40]. Для визначення падіння тиску на 100 км трубопроводу використано дані [39]. Розраховані величини зведено в табл. 5. Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 108 Таблиця 5. Визначення діаметра газопроводу, ч.1 Показник Одиниця виміру Висачківське Ізмаїлівське Тереблянське Довжина газопроводу км 655 708 280 Виробництво водню кг/с 49,09 44,01 20,36 Тиск після компресора МПа 6 6 6 Щільність водню кг/м3 4,926 4,926 4,926 Швидкість потоку газу м/с 20 20 20 Діаметр трубопроводу м 0,797 0,754 0,513 Падіння тиску на 100 км МПа 0,9 1 1,65 Тиск перед компресором МПа 5,1 5,0 4,4 Універсальна газова стала Дж⁄(моль·К) 8,314 8,314 8,314 Температура К 293 293 293 Молярна маса водню кг/моль 0,002 0,002 0,002 Щільність водню перед компресором кг/м3 4,187 4,105 3,571 Швидкість перед компресором м/с 23,5 24,0 27,6 У зв’язку із перевищенням граничної швидкості у 20 м/с на вході у наступну компресорну станцію, доцільно збільшити робочий діаметр трубопроводу. Розраховані діаметри наведено в табл. 6. Таблиця 6. Визначення діаметра газопроводу, ч. 2 Показник Одиниця виміру Висачківське Ізмаїлівське Тереблянське Визначений діаметр трубопроводів м 0,86 0,81 0,59 Найближчий типовий розмір діаметра м 1 0,8 0,6 Типовий діаметр дюйми 40,0 32,0 24,0 Максимальна швидкість у газопроводі м/с 14,1 20,9 18,7 Падіння тиску на 100 км МПа 0,6 1,1 1,3 Тиск перед компресором розрахований МПа 5,4 4,9 4,7 Для визнання капітальних витрат на трубопровід використовується модель HDSAM [41]. Згідно з нею капітальні витрати складаються з: 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑝𝑖𝑝𝑒 = 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡 + 𝐶𝑖𝑛𝑑 , (4) де 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡 – витрати на встановлення трубопроводу; 𝐶𝑖𝑛𝑑 – непрямі витрати, прийнято значення 10 % від 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡. Витрати на встановлення трубопроводу мають складові: 1) Матеріали трубопроводу: 𝐶𝑚 = 1,1 ∗ 63027 ∗ 𝑒d∗0,0697 ∗ 𝐿 ∗ 0,621371, (5) де d − діаметр у дюймах; L − довжина в кілометрах; 0,621371 – множник, що конвертує кілометри в милі. 2) Монтаж трубопроводу: 𝐶𝑟 = 1,1 ∗ (−51,393 ∗ 𝑑2 + 43523 ∗ 𝑑 + 16171) ∗ 𝐿 ∗ 0,621371; (6) 3) Інші витрати для трубопроводу: 𝐶𝑟 = 1,1 ∗ (303,13 ∗ 𝑑2 + 12908 ∗ 𝑑 + 123245) ∗ 𝐿 ∗ 0,621371; (7) 4) Право на використання землі: 𝐶𝑗 = (−9E − 13 ∗ 𝑑2 + 4417,1 ∗ 𝑑 + 164241) ∗ 𝐿 ∗ 0,621371; (8) 5) Операційні витрати: 𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑝𝑖𝑝𝑒 = 𝑂&𝑀 + 𝑠𝑎𝑙𝑎𝑟𝑦. (9) Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 109 Усі постійні витрати на експлуатацію та обслуговування (O&M) ($/рік) обчислюються як частка від загальних капітальних витрат, щоб відобразити, що більші та складніші проєкти, а отже дорожчі, мають вищі витрати на утримання протягом усього життєвого циклу проєкту. Для трубопроводів це становить 2,6 % від 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋. Оплата праці прийнята як 0,3 % від 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋. Дані для розрахунку трубопроводу наведено в табл. 7 у цінах в $ 2025 року. Таблиця 7. Результати розрахунку магістрального трубопроводу Показник Одиниця виміру Висачківське Ізмаїлівське Тереблянське Діаметр трубопроводу дюйми 40 32 24 Довжина км 655 708 280 Матеріали трубопроводу $ 699 976,27 400 793,54 229 487,01 Монтаж трубопроводу $ 1 144 781,88 927 028,75 704 779,30 Інші витрати на трубопровід $ 768 654,75 578 730,49 415 326,78 Право на використання землі для трубопроводу $ 211 840,91 189 883,65 167 926,38 Сумарні витрати на встановлення 1 км $/км 2 825 253,81 2 096 436,43 1 517 519,48 Непрямі витрати $/км 282 525,38 209 643,64 151 751,95 CAPEXpipe (в цінах 2025) $/км 4 599 513,2 3 412 998,5 2 470 521,7 САРЕХpipe $ 3 012 681 150,31 2 416 402 945,62 691 746 078,97 О&Мpipe $ 78 329 709,91 62 826 476,59 17 985 398,05 𝑠𝑎𝑙𝑎𝑟𝑦 $ 9 038 043,45 7 249 208,84 2 075 238,24 OPEXpipe $ 87 367 753,36 70 075 685,42 20 060 636,29 Широкомасштабні дослідження проєктування лопатей і геометрії робочого колеса компресорів для водню показали, що використання сплавів титану високої міцності дає змогу досягти тискових відношень до 1,45:1 на кожному ступені компресора. Отже, технічно можливо створити шестиступінчастий компресор із загальним тисковим відношенням 4:1 для 100 % водню [42]. У розрахунку ступінь стиснення прийнято 1,3. Число ступенів стиснення визначається як 𝑁 = log ( 𝑃𝑛 𝑃𝑣 ) log (𝑥) , (10) де 𝑥 – ступінь стиснення в компресорі − 1,3; 𝑃𝑛 − тиск після компресора; 𝑃𝑣 − тиск на вході в компресор. Число ступенів компресорів на 100 км становить: Висачківське − 0,402; Ізмаїлівське − 0,772; Тереблянське − 0,931. З огляду на максимальну швидкість у газопроводі Висачківський, доцільно збільшити відстань між компресорними станціями, що призведе до падіння тиску перед наступною станцією та зростання швидкості. Для розрахунку оптимального значення відстані необхідно визначити падіння тиску на 1 км відстані згідно з [43]. Результат розрахунку показав, що допустима відстань становить 160 км, при цьому N= 0,915, а 𝑃𝑣 = 4,72МПа. Потужність магістральних компресорів визначається потужністю магістрального компресора на останній магістральній компресорний станції [44]: 𝑁𝑐𝑜𝑚 𝑙𝑖𝑛 = 𝑁 ∗ 𝑘 𝑘−1 ∗ 𝑍 ŋ𝑖𝑠𝑒𝑛∗ŋ𝑚𝑒𝑥 ∗ 𝑇𝑣 ∗ 𝑚ℎ 𝑀ℎ ∗ 𝑅 ∗ (( 𝑃𝑛 𝑃𝑣 ) 𝑘−1 𝑁∗𝑘 − 1), (11) де k – співвідношення теплоємностей при постійному тиску (𝐶ₚ) до теплоємності при постійному об’ємі (𝐶ᵥ), для водню 1,41; Z − середній коефіцієнт стисливості газу, що залежить від середнього значення тиску та температури [45]; ŋ𝑖𝑠𝑒𝑛 − ізоентропійна ефективність компресора, що дорівнює 0,8 [39]; 𝑇𝑣 − температура на вході в компресор, 293К; 𝑚ℎ − масовий потік водню, кг/с; 𝑀ℎ − молярна маса водню, кг/моль; 𝑅 − універсальна газова стала, Дж⁄(мольК); ŋ𝑚𝑒𝑥 – механічний ККД, 0,95. Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 110 Середнє значення тиску визначається як 𝑃𝑎𝑣 = 2 3 ∗ ( 𝑃𝑛 3−𝑃𝑣 3 𝑃𝑛 2−𝑃𝑣 2) ; (12) Температура на виході з компресора: 𝑇𝑛 = 𝑇𝑣 ∗ (1 + ( 𝑃𝑛 𝑃𝑣 ) 𝑘−1 𝑁∗𝑘−1 ŋ𝑖𝑠𝑒𝑛 ) ; (13) Середня температура: 𝑇𝑎𝑣 = 𝑇𝑛 + 𝑇𝑣 2 ; (14) Капітальні витрати на компресор визначаються згідно з [46]: 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 = 2 545 ∗ 𝑁𝑐𝑜𝑚 𝑙𝑖𝑛 1000 ∗ 𝑘2014−2025, (15) де 𝑘2014−2025 – eквівалент вартості долара США 2014 у 2025 (𝑘2014−2025=1,34); Операційні витрати: 𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 = e 𝑝𝑟𝑖𝑐𝑒 ∗ 𝑁𝑐𝑜𝑚 𝑙𝑖𝑛 𝑎𝑣𝑟 ∗ 1000 ∗ ℎ𝑦𝑒𝑎𝑟 ∗ 𝑆𝐴 + 0,08 ∗ 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛, (16) де 𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑐𝑒 – ціна на електричну енергію, визначена як середня ціна на спотовому ринку України за 2024 рік з урахуванням тарифу на передачу та розподіл 1 класу з ПДВ при курсі валют 42,5 грн/дол.; 𝑁𝑐𝑜𝑚 𝑙𝑖𝑛 𝑎𝑣𝑟 – середня споживча потужність магістральних компресорів; ℎ𝑦𝑒𝑎𝑟 – кількість годин у році; 𝑆𝐴 – коефіціент доступності системи (0,94); 0,08 ∗ 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 – О&M та витрати на заробітну плату. Кількість водню, що транспортується магістральними газопроводами, у розглянутих варіантах залежить від досяжної встановленої потужності СЕС у регіонах, де прокладено газопровід. В режимі закачування водню у газосховище тільки ділянка, яка максимально наближена до газосховища, матиме масову витрату 𝑚ℎ. Ділянка магістрального газопроводу, розташована на максимальній відстані від сховища, матиме мінімальне значення масової витрати водню. Так, якщо потужність компресора прямо пропорційна масовій витраті, то 𝑁𝑐𝑜𝑚 𝑙𝑖𝑛 𝑎𝑣𝑟 визначається як 0,5·𝑁𝑐𝑜𝑚 𝑙𝑖𝑛. У режимі споживання водню із сховища прийнято, що масові потоки водню в системі та завантаженість трубопроводів і компресорів будуть аналогічні сезону закачки. Зведені дані щодо компресорів подано в табл. 8. Визначення LCOH для магістрального трубопроводу проводиться за методологію Transition Accelerator [44, 46]: 𝐿𝐶𝑂𝐻 = (𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑝𝑖𝑝𝑒+𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛)∗ 𝑖𝑟∗(1+𝑖𝑟) (1+𝑖𝑟)𝑛−1 𝑛 +𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑝𝑖𝑝𝑒+𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑚𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠 𝑎𝑣𝑒𝑟 ∗ℎ𝑦𝑒𝑎𝑟∗𝑆𝐴 , (17) де 𝑖𝑟 − ставка дисконтування 8 %; n − lifetime 15 років; 𝑚𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠 𝑎𝑣𝑒𝑟 – середнє значення транспортування водню у годину, визначено як 0,5𝑚ℎ. Значення LCOH для магістрального газопроводу наведено в табл. 9. Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 111 Таблиця 8. Результати розрахунку магістральних компресорів Показник Одиниця виміру Висачківське Ізмаїлівське Тереблянське Температура на вході компресора К 293,0 293,0 293,0 Iзоентропійна ефективність компресора - 0,8 0,8 0,8 Механічний ККД - 0,95 0,95 0,95 k - 1,41 1,41 1,41 Тиск на виході з компресора бар 60 60 60 Тиск на вході бар 47,2 49,0 47,0 Кількість компресорів на одній КС шт 1,0 1,0 1,0 Температура на виході К 319,5 315,2 320,0 Середня температура К 306,2 304,1 306,5 Середній тиск бар 53,9 54,7 53,8 Z - 1,0316 1,0323 1,0316 Витрата кг/сек 49,1 44,0 20,4 Універсальна газова стала Дж⁄(мольК) 8,3 8,3 8,3 Молярна маса кг/моль 0,0 0,0 0,0 Потужність компресорної кВт 20169,6 15190,1 8520,3 CAPEX одного компресора $ 68 784 259,97 51 802 693,84 29 056 641,87 Ціна електричної енергії $/кВт 0,158 0,158 0,158 OPEX одного компресора $ 18 607 378,30 12 166 514,11 6 870 334,97 Довжина газопроводу км 655,0 708,0 280,0 Відстань між компресорними км 160,0 100,0 100,0 Кількість компресорних шт 3 6 2 CAPEXcompression all $ 206 352 779,91 310 816 163,06 58 113 283,74 OPEXcompression all $ 55 822 134,89 72 999 084,67 13 740 669,93 4. Обговорення За результатами розрахунку було визначено, що газопровід від Тереблянського сховища має найменше значення LCOH, що відображено в табл. 9. Таблиця 9. Результати розрахунку LCOH для магістрального газопроводу Показник Одиниця виміру Висачківське Ізмаїлівське Тереблянське 𝑚𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠 𝑎𝑣𝑒𝑟 кг/год 88363,63 79224,46 36655,60 𝑖𝑟— % 8 8 8 n рік 15 15 15 CAPEXpipe $/км 4 599 513,21 3 412 998,51 2 470 521,71 САРЕХpipe $ 3 012 681 150,31 2 416 402 945,62 691 746 078,97 OPEXpipe $ 87 367 753,36 70 075 685,42 20 060 636,29 CAPEXcompression $ 68 784 259,97 51 802 693,84 29 056 641,87 OPEXcompression $ 18 607 378,30 12 166 514,11 6 870 334,97 LCOH $/кг Н2 0,6708 0,6653 0,3781 Такі результати зумовлені довжиною газопроводу у 280 км та меншим, порівняно із іншими варіантами, діаметром. Якщо збільшити довжину трубопроводу до 655 км, значення LCOH буде дорівнювати 0,9267 $/кг Н2. Отримані результати знаходяться на рівні зі значенням дослідження Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 112 газотранспортної системи довжиною 1500 км у Канаді [45]. Значення LCOH для транспортної системи водню становить 8,3 % від вартості водню з урахуванням витрат на виробництво [48] та транспортування. Загальне LCOH для системи з електролізерів, що працюють від СЕС та мережі, з урахуванням газотранспортної системи становить 8 $/кг Н2 згідно з цим дослідженням та [48]. 5. Висновки З п’яти існуючих соляних басейнів найбільш перспективними структурами для зберігання водню є Дніпровсько-Донецький, Переддобруджинський, Закарпатський соляні басейни. Дніпровсько-Донецький басейн має великі потужності штоків, які можуть досягати 2−3,5 км. Серед прикладів таких структур Висачківсько-Ромоданівська соляна структура, що включає у себе Висачківський та Ромоданівський штоки з глибинами залягання солі до 4 км. Така глибина та структура є сприятливими для створення підземних газових сховищ. Закарпатський басейн має соляні товщі з пластовим характером, з потужністю 100 м, та штоки із глибинами залягання солі до 1500 м (Тереблянська структура, Солотвинська структура). Переддобруджинська соленосна площа знаходиться на території Ізмаїльського та Кілійського районів Одеської області. Перспективна площа визначена в межах ареалу поширення соленосних відкладів конгазської світи за критеріями найбільшої потужності. Контур цієї площі визначено на основі структурно-літологічної моделі з площею майже 300 км². Потужність соляної товщі в цьому районі досягає 78 м, а соленасиченість розрізу товщі є дуже високою. У результаті розрахунку визначено LCOH газотранспортної системи для трьох варіантів зберігання водню у соляних структурах. Для генерації водню використовувалась електрична енергія від СЕС та електрична енергія зі спотового ринку. Такий варіант забезпечує максимальний КВВП. Період роботи електролізерів для виробництва водню та закачування його у сховища визначається як період від першої доби квітня і закінчується останньою добою вересня. LCOH газотранспортної системи для розглянутих варіантів становить: Висачківське − 0,6708 $/кг Н2 при максимальних обсягах транспортування водню 176727,3 кг/год та довжині газопроводу 655 км. Ізмаїлівське − 0,6653 $/кг Н2 при максимальних обсягах транспортування водню 158448,9 кг/год та довжині газопроводу 708 км. Тереблянське − 0,3781 $/кг Н2 при максимальних обсягах транспортування водню 73311,2 кг/год та довжині газопроводу 280 км. Проведене дослідження є складовою LCOH, що включає у себе виробництво, транспортування та зберігання водню. Визначення загальної вартості водню дасть змогу проводити порівняння водню з іншими енергетичними продуктами з метою визначення його місця у паливно-енергетичному балансі України. З огляду на стратегічну мету України щодо декарбонізації економіки до 2050 року, розвиток водневої інфраструктури має потенціал не лише забезпечити внутрішні енергетичні потреби, а й створити умови для експорту водню до країн ЄС. Проєкт створення Центральноєвропейського водневого коридору підтверджує перспективність такої ініціативи. Водночас дослідження вказує на необхідність подальших розробок у напрямку вдосконалення технологій зберігання, зниження витрат на транспортування, а також розробки нормативно-правової бази для регулювання водневого ринку. Отже, подальший розвиток водневої енергетики в Україні потребує комплексного підходу, включаючи технічні, економічні та екологічні аспекти. Інвестиції у водневу інфраструктуру, розробка національної водневої стратегії та міжнародна співпраця стануть ключовими факторами для ефективного впровадження водневих технологій та забезпечення енергетичної незалежності країни. Посилання 1. Балан О.С., Попко Я.О. Динаміка розвитку підприємств-виробників альтернативної енергії в Україні. Економічний журнал Одеського політехнічного університету. 2018. № 1(3). С. 90–98. https://doi.org/10.5281/zenodo.1319790 https://doi.org/10.5281/zenodo.1319790 Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 113 2. Нечаєва Т.П. Дослідження можливих стратегій розвитку структури електроенергетичного комплексу України з урахуванням впливу екологічних обмежень та вимог. Проблеми загальної енергетики. 2011. Вип. 2(25). С. 25−31. URL: https://systemre.org/index.php/journal/article/view/415 (дата звернення: 12.01.2025). 3. Нечаєва Т.П. Цільові показники низьковуглецевого розвитку електроенергетики України. Енергетика: економіка, технології, екологія. 2023. № 4(74). С. 103−111. https://doi.org/10.20535/1813-5420.4.2023.290937 4. Нечаєва Т.П. Модель та структура довгострокового розвитку генеруючих потужностей електроенергетичної системи з урахуванням динаміки вводу-вибуття потужностей та зміни їх техніко-економічних показників. Проблеми загальної енергетики. 2018. Вип. 3(54). С. 5−9. https://doi.org/10.15407/pge2018.03.005 5. Нечаєва Т.П. Моделювання забезпечення балансової надійності енергосистеми в умовах значних обсягів відновлюваної генерації. Проблеми загальної енергетики. 2022. Вип. 1-2(68-69). С. 42−49. https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.042 6. Каплін М., Білан Т. Агрегована модель енергозабезпечення за структурою даних продуктового енергетичного балансу. Системні дослідження в енергетиці. 2023. № 2(73). С. 48−61. https://doi.org/10.15407/srenergy2023.02.048 7. Каплін М.І., Білан Т.Р., Новицький І.Ю. Моделювання енергозабезпечення країни за структурою даних продуктового енергетичного балансу в форматі міжнародної енергетичної агенції. Проблеми загальної енергетики. 2022. Вип. 1-2(68-69). С. 58−69. https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.058 8. Про схвалення очікуваного національно визначеного внеску України до проєкту нової глобальної кліматичної угоди: розпорядження Кабінету Міністрів України від 16 вересня 2015 року № 980-р. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/980-2015-%D1%80#Text (дата звернення: 10.03.2025). 9. Aтлас енергетичного потенціалу відновлюваних джерел енергії України. За ред. C.О. Kудрі. Kиїв: Інститут відновлюваної енергетики HAH України, 2020. 82 с. URL: https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 10. Проєкт водневої стратегії України на період до 2050 року. URL: https://www.mev.gov.ua/sites/default/files/field/file/vodneva-strategiya17.05.2024.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 11. Атлас енергетичного потенціалу відновлюваних джерел енергії України. За ред. С.О. Кудрі. Вид. 3-тє, оновлене. Київ: Інститут відновлюваної енергетики НАН України, 2024. 56 с. URL: https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas_2024_publication.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 12. Воднева стратегія України: проєкт. Kиїв: Інститут відновлюваної енергетики HAH України, 2021. 91 с. URL: https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/Vodneva-Strategia-Cover.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 13. Gorre J., Ruoss F., Karjunen H., Schaffert J., Tynjälä T. Cost benefits of optimizing hydrogen storage and methanation capacities for power-to-gas plants in dynamic operation. Applied Energy. 2020. Vol. 257. No. 113967. P. 1−14. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.113967 14. Taylor J. B., Alderson J. E. A., Kalyanam K. M., Lyle A. B., Phillips L. A. Technical and economic assessment of methods for the storage of large quantities of hydrogen. International Journal of Hydrogen Energy. 1986. Vol. 11. Iss. 1. P. 5–22. https://doi.org/10.1016/0360-3199(86)90104-7 15. Stone H. B. J., Richardson R. N., Veldhuis I. An investigation into large-scale hydrogen energy storage in the UK. International Hydrogen Energy Congress &amp (2005, July 13–15). Istanbul, Turkey. 16. Шрайбер О.А., Дубровський В.В., Тесленко О.І. Сучасний стан і перспективи розвитку водневої енергетики у світі. Вчені записки ТНУ імені В.І. Вернадського. Серія: Технічні науки. 2021. Том 32(71). № 5. С.199–209. https://doi.org/10.32838/2663-5941/2021.5/30 17. Tarkowski R., Czapowski G. Salt domes in Poland – Potential sites for hydrogen storage in caverns. International Journal of Hydrogen Energy. 2018. Vol. 43. Iss. 46. P. 21414−21427. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.09.212 18. Lankof L., Tarkowski R. Assessment of the potential for underground hydrogen storage in bedded salt formation. International Journal of Hydrogen Energy. 2020. Vol. 45. Iss. 38. P. 19479−19492. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.05.024 19. Tarkowski R., Uliasz-Misiak B. Towards underground hydrogen storage: A review of barriers. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2022. Vol. 162. Article 112451. https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112451 20. Олійник О.П. Реконструкція палеотектонічних умов розвитку солянокупольних структур центральної частини Дніпровсько-Донецької западини у зв’язку з нафтогазоносністю: дис. … канд. геол. наук. Київ: Інститут геологічних наук НАН України, 2019. 223 с. URL: https://www.igs- nas.org.ua/images/geology/specradi/D.26.126.02/oliinyk/diser_oliinyk.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 21. Олійник О.П. Динаміка розвитку солянокупольних структур центральної частини Дніпровсько-Донецької западини. Геологічний журнал. 2019. № 1. С. 109−117. https://doi.org/10.30836/igs.1025-6814.2019.1.159244 22. Морозов Ю.П., Барило А.А. Оцінка можливості підземного зберігання водню в покладах кам’яної солі. Відновлювана енергетика. 2023. № 1(72). С. 61−68. https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.1(72).61-68 23. Михайлов В.А., Виноградов Г.Ф., Курило М.В., Михайлова Л.С., Шунько В.В., Шевченко В.І., Грінченко О.В., Гелета О.Л., Щербак Д.М. Неметалічні корисні копалини України: підручник. Вид. 2-е, випр. і доп. Київ: ВЦ «Київський університет», 2007. 503 с. 24. Кудря С., Толкунов А. Світовий досвід та перспективи підземного зберігання водню в надрах України. https://systemre.org/index.php/journal/article/view/415 https://doi.org/10.20535/1813-5420.4.2023.290937 https://doi.org/10.15407/pge2018.03.005 https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.042 https://doi.org/10.15407/srenergy2023.02.048 https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.058 https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas.pdf https://www.mev.gov.ua/sites/default/files/field/file/vodneva-strategiya17.05.2024.pdf https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas_2024_publication.pdf https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/Vodneva-Strategia-Cover.pdf https://doi.org/10.1016/0360-3199(86)90104-7 https://www.igs-nas.org.ua/images/geology/specradi/D.26.126.02/oliinyk/diser_oliinyk.pdf https://www.igs-nas.org.ua/images/geology/specradi/D.26.126.02/oliinyk/diser_oliinyk.pdf https://doi.org/10.30836/igs.1025-6814.2019.1.159244 Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 114 Відновлювальна енергетика. 2024. № 4(79). С. 82−88. https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.4(79).82-88 25. Босевська Л.П. Структурно-літологічна характеристика соляних діапірів Закарпаття (у зв’язку з проблемами створення підземних сховищ, використання і охорони соляних ресурсів): дис. канд. геол. наук. Київ: Інститут геологічних наук НАН України, 2012. 250 с. 26. Багрій І.Д. Н2 − водень. Екологічне джерело декарбонізації − шлях до енергетичної незалежності України: брошура. Київ: ДП «Українська Геологічна Компанія», 2023. 68 с. URL: https://www.diva- portal.org/smash/get/diva2:1818549/FULLTEXT01.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 27. Регіональна доповідь про стан навколишнього природного середовища в Одеській області у 2013 році. Одеська обласна державна адміністрація. Одеса, 2014. URL: https://ecology.od.gov.ua/wp-content/uploads/old- files/ecology_portal/reg_onal_na_dopov_d_odes_ka_oblast_2013_doc.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 28. Schreiner W., Japël G., Popp T. Pneumatic fracture tests and numerical modeling for evaluation of the maximum gas pressure capacity and the effective stress conditions in the leaching horizon of storage caverns in salt diapirs. Proc. SMRI Fall Meeting, 2004. Berlin, Germany. 29. Arnold C., Hak A. A., Feldrappe H. Advanced exploration methods for dimensioning and optimizing of gas storage caverns at storage site Bernburg/Peissen (Central Germany). Proc. SMRI Fall Meeting, Groningen, 2014. The Netherlands. 30. Johansen J. I. 25 years of lifetime history for seven Energinet.dk gas caverns in the L.I. Torup Zechstein salt dome in Jutland, Denmark. Proc. SMRI Spring Meeting, 2010. Grand Junction, Colorado. 31. Укрінформ. URL: https://www.ukrinform.ua/rubric-ato/3939720-u-rosii-zavisili-dani-pro-okupovani-u-2024-roci- teritorii-ukraini-isw.html (дата звернення: 10.03.2025). 32. Tolstov D., Bilan T. Determination of the optimal “green” tariff rate for removing solar power plants from the balancing group of “guaranteed buyer” state enterprise. System Research in Energy. 2024. No. 4(80). P. 143−155. https://doi.org/10.15407/srenergy2024.04.143 33. Про запровадження гарантій походження електричної енергії, виробленої з відновлюваних джерел енергії: постанова Кабінету Міністрів України від 27 лютого 2024 р. № 227. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/227-2024-%D0%BF#Text (дата звернення: 10.03.2025). 34. Про затвердження Кодексу газосховищ та критеріїв, згідно з якими до певного газосховища застосовується режим договірного доступу або режим регульованого доступу: постанова НКРЕКП від 30 вересня 2015 р. № 2495. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1380-15#Text (дата звернення: 10.03.2025). 35. Бобро Д.Г. Проблемні питання та перспективи розвитку водневої енергетики в Україні: аналітична записка. НІСД, 2021. URL: https://niss.gov.ua/sites/default/files/2021-03/voden.pdf (дата звернення: 10.03.2025). 36. Звірко О.І. Проблеми та перспективи транспортування суміші зеленого водню та природного газу в контексті розвитку водневої енергетики України. За матеріалами доповіді на засіданні Президії НАН України 1 листопада 2023 року. Вісник Національної академії наук України. 2024. № 1. С. 41–48. https://doi.org/10.15407/visn2024.01.041 37. HyDelta. WP1E – Impact of high speed hydrogen flow on system integrity and noise. Díe N.G. 38. Ben Rayana F., Nouri M. Maximum pipe transmission velocity for pure hydrogen gas flow. February 27, 2024. San Diego, California. URL: https://www.prci.org/DownloadFile.aspx?id=299581 (Last accessed: 10.03.2025). 39. Díez N. G., van der Meer S., Bonetto J., Herwij A. North Sea Energy. Technical assessment of Hydrogen transport, compression, processing offshore. 2020. URL: https://north-sea- energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of- Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf (Last accessed: 10.03.2025). 40. Gilllette J.L., Kolpa R.L. Overview of Interstate Hydrogen Pipeline Systems. Agrone National Laboratory, 2007. URL: https://corridoreis.anl.gov/documents/docs/technical/apt_61012_evs_tm_08_2.pdf (Last accessed: 10.03.2025). 41. Hydrogen delivery scenario analysis model (HDSAM). Argonne National Laboratory. URL: https://hdsam.es.anl.gov/index.php?content=hdsam (Last accessed: 10.03.2025). 42. Adam P., Bode R., Groisseboeck M. Readying Pipeline Compressor Stations For 100% Hydrogen. The Global Journal of Energy Equipment. 2020. Vol. 61. Iss. 6. P. 18−20. URL: https://cdn.sanity.io/files/0vv8moc6/turbomag/bfccbf996c7c02e843e637651bb48c34a722128b.pdf/TRB_1120.pdf (Last accessed: 10.03.2025). 43. Burke A., Ogden J., Fulton L. Hydrogen Storage and Transport: Technologies and Costs. 2024. URL: https://escholarship.org/content/qt83p5k54m/qt83p5k54m_noSplash_8bb1326c13cfb9aa3d0d376ec26d3e06.pdf?t =s9oa2u (Last accessed: 10.03.2025). 44. Khan M.A., Young C., MacKinnon C., Layzell D. The Techno-Economics of Hydrogen Compression. Transition Accelerator Technical Briefs. 2021. Vol. 1. Iss. 1. P. 1−36. URL: https://transitionaccelerator.ca/wp- content/uploads/2023/04/TA-Technical-Brief-1.1_TEEA-Hydrogen-Compression_PUBLISHED.pdf (Last accessed: 10.03.2025). 45. Franco A., Giovannini C. Hydrogen Gas Compression for Efficient Storage: Balancing Energy and Increasing Density. Hydrogen. 2024. Vol. 5. Iss. 2. P. 293−311. https://doi.org/10.3390/hydrogen5020017 46. André J., Auray S., De Wolf D., Memmah M.-M., Simonnet A. Time development of new hydrogen transmission pipeline networks for France. International Journal of Hydrogen Energy. 2014. Vol. 39. Iss. 20. P. 10323−10337. http://www.irbis-nbuv.gov.ua/cgi-bin/irbis_nbuv/cgiirbis_64.exe?Z21ID=&I21DBN=EC&P21DBN=EC&S21STN=1&S21REF=10&S21FMT=fullwebr&C21COM=S&S21CNR=20&S21P01=0&S21P02=0&S21P03=A=&S21COLORTERMS=1&S21STR=%D0%91%D0%BE%D1%81%D0%B5%D0%B2%D1%81%D1%8C%D0%BA%D0%B0%20%D0%9B$ https://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:1818549/FULLTEXT01.pdf https://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:1818549/FULLTEXT01.pdf https://ecology.od.gov.ua/wp-content/uploads/old-files/ecology_portal/reg_onal_na_dopov_d_odes_ka_oblast_2013_doc.pdf https://ecology.od.gov.ua/wp-content/uploads/old-files/ecology_portal/reg_onal_na_dopov_d_odes_ka_oblast_2013_doc.pdf https://www.ukrinform.ua/rubric-ato/3939720-u-rosii-zavisili-dani-pro-okupovani-u-2024-roci-teritorii-ukraini-isw.html https://www.ukrinform.ua/rubric-ato/3939720-u-rosii-zavisili-dani-pro-okupovani-u-2024-roci-teritorii-ukraini-isw.html https://doi.org/10.15407/srenergy2024.04.143 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/227-2024-%D0%BF#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1380-15#Text https://niss.gov.ua/sites/default/files/2021-03/voden.pdf https://doi.org/10.15407/visn2024.01.041 https://www.prci.org/DownloadFile.aspx?id=299581 https://north-sea-energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of-Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf https://north-sea-energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of-Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf https://north-sea-energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of-Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf https://corridoreis.anl.gov/documents/docs/technical/apt_61012_evs_tm_08_2.pdf https://hdsam.es.anl.gov/index.php?content=hdsam https://cdn.sanity.io/files/0vv8moc6/turbomag/bfccbf996c7c02e843e637651bb48c34a722128b.pdf/TRB_1120.pdf https://escholarship.org/content/qt83p5k54m/qt83p5k54m_noSplash_8bb1326c13cfb9aa3d0d376ec26d3e06.pdf?t=s9oa2u https://escholarship.org/content/qt83p5k54m/qt83p5k54m_noSplash_8bb1326c13cfb9aa3d0d376ec26d3e06.pdf?t=s9oa2u https://transitionaccelerator.ca/wp-content/uploads/2023/04/TA-Technical-Brief-1.1_TEEA-Hydrogen-Compression_PUBLISHED.pdf https://transitionaccelerator.ca/wp-content/uploads/2023/04/TA-Technical-Brief-1.1_TEEA-Hydrogen-Compression_PUBLISHED.pdf https://doi.org/10.3390/hydrogen5020017 Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 115 https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2014.04.190 47. Genovese M., Pagnotta L., Piraino F., Fragiacomo P. Fluid-dynamics analyses and economic investigation of offshore hydrogen transport via steel and composite pipelines. Cell Reports Physical Science. 2024. Vol. 5. Iss. 4. 101907. https://doi.org/10.1016/j.xcrp.2024.101907 48. Лещенко І.Ч. Оцінка сердньозваженої собівартості виробництва водню в Україні. Проблеми загальної енергетики. 2021. Вип. 2(65). С. 4−11. https://doi.org/10.15407/pge2021.02.004 References 1. Balan, O.S., & Popko, Ya.O. (2018). Dynamics of development of enterprises producing alternative energy in Ukraine. Economic journal Odessa polytechnic university, 1(3), 90–98 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.5281/zenodo.1319790 2. Nechaieva, T.P. (2011). Investigation of possible strategies of the Ukrainian electricity sector structure development, considering the influence of environmental restrictions and requirements. The Problems of General Energy, 2(25), 25−31. Retrieved January 12, 2025, from https://systemre.org/index.php/journal/article/view/415 [in Ukrainian]. 3. Nechaieva, T.P. (2023). Target indicators of Ukraine's low-carbon power sector development. POWER ENGINEERING: Economics, Technique, Ecology, 4(74), 103−111 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.20535/1813- 5420.4.2023.290937 4. Nechaieva, T.P. (2018). Мodel and structure of the long-term development of generating capacities of a power system with regard for the commissioning and decommissioning dynamics of capacities and changing their technical-and-economic indices. The Problems of General Energy, 3(54), 5−9 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.15407/pge2018.03.005 5. Nechaieva, T.P. (2022). Modeling ensuring demand-supply balance of the power system in conditions of significant renewable generation. The Problems of General Energy, 1-2(68-69), 42−49 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.042 6. Kaplin, M., & Bilan, T. (2023). Aggregated energy supply model according to product energy balance data structure. System Research in Energy, 2(73), 48−61 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.15407/srenergy2023.02.048 7. Kaplin, M., Bilan, T., & Novytskyi, I.Yu. (2022). Modeling of country energy supply by structure of product energy balance data in the format of the international energy agency. The Problems of General Energy, 1-2(68-69), 58−69 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.058 8. On Approval of the Expected Nationally Determined Contribution of Ukraine to the Draft New Global Climate Agreement: Order of the Cabinet of Ministers of Ukraine of September 16, 2015, No. 980-r. Retrieved March 10, 2025, from https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/980-2015-%D1%80#Text [in Ukrainian]. 9. Atlas of energy potential of renewable energy sources of Ukraine. (2020). In S.O. Kudrya (Ed.). Kyiv: Institute of Renewable Energy of NAS of Ukraine (82 p.). Retrieved March 10, 2025, from https://www.ive.org.ua/wp- content/uploads/atlas.pdf [in Ukrainian]. 10. Draft Hydrogen Strategy of Ukraine for the period up to 2050. Retrieved March 10, 2025, from https://www.mev.gov.ua/sites/default/files/field/file/vodneva-strategiya17.05.2024.pdf [in Ukrainian]. 11. Atlas of the energy potential of renewable energy sources of Ukraine. (2024). In S.O. Kudrya, (Ed.). 3rd ed., updated. Kyiv: Institute of Renewable Energy of the NAS of Ukraine (56 p.). Retrieved March 10, 2025, from https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas_2024_publication.pdf [in Ukrainian]. 12. Hydrogen strategy of Ukraine: draft. (2021). Kyiv: Institute of Renewable Energy of NAS of Ukraine (91 p.). Retrieved March 10, 2025, from https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/Vodneva-Strategia-Cover.pdf [in Ukrainian]. 13. Gorre, J., Ruoss, F., Karjunen, H., Schaffert, J., & Tynjälä, T. (2020). Cost benefits of optimizing hydrogen storage and methanation capacities for power-to-gas plants in dynamic operation. Applied Energy, 257, 113967, 1−14. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.113967 14. Taylor, J. B., Alderson, J. E. A., Kalyanam, K. M., Lyle, A. B., & Phillips, L. A. (1986). Technical and economic assessment of methods for the storage of large quantities of hydrogen. International Journal of Hydrogen Energy, 11(1), 5–22. https://doi.org/10.1016/0360-3199(86)90104-7 15. Stone, H. B. J., Richardson, R. N., & Veldhuis, I. (2005, July 13–15). An investigation into large-scale hydrogen energy storage in the UK. International Hydrogen Energy Congress &amp. Istanbul, Turkey. 16. Shraiber, O.A., Dubrovskyi, V.V., & Teslenko, O.I. (2021). Current state and prospects for the development of hydrogen energy in the world. Scientific notes of Taurida National V.I. Vernadsky University. Series «Technical Sciences», 32(71)(5), 199–209 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.32838/2663-5941/2021.5/30 17. Tarkowski, R., & Czapowski, G. (2018). Salt domes in Poland – Potential sites for hydrogen storage in caverns. International Journal of Hydrogen Energy, 43(46), 21414−21427. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.09.212 18. Lankof, L., & Tarkowski, R. (2020). Assessment of the potential for underground hydrogen storage in bedded salt formation. International Journal of Hydrogen Energy, 45(38), 19479−19492. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.05.024 19. Tarkowski, R., & Uliasz-Misiak, B. (2022). Towards underground hydrogen storage: A review of barriers. https://doi.org/10.1016/j.xcrp.2024.101907 https://doi.org/10.5281/zenodo.1319790 https://systemre.org/index.php/journal/article/view/415 https://doi.org/10.20535/1813-5420.4.2023.290937 https://doi.org/10.20535/1813-5420.4.2023.290937 https://doi.org/10.15407/pge2018.03.005 https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.042 https://doi.org/10.15407/srenergy2023.02.048 https://doi.org/10.15407/pge2022.01-02.058 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/980-2015-%D1%80#Text https://www.mev.gov.ua/sites/default/files/field/file/vodneva-strategiya17.05.2024.pdf https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas_2024_publication.pdf https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/Vodneva-Strategia-Cover.pdf https://doi.org/10.32838/2663-5941/2021.5/30 https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.09.212 https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.05.024 Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 116 Renewable and Sustainable Energy Reviews, 162, 112451. https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112451 20. Oliynyk, O.P. (2019). Reconstruction of paleotectonic conditions of development of salt-dome structures of the central part of the Dnieper-Donets depression in connection with oil and gas bearing capacity [Dissertation, Institute of Geological Science of NAS of Ukraine, Kyiv] (223 p.). Retrieved March 10, 2025, from https://www.igs- nas.org.ua/images/geology/specradi/D.26.126.02/oliinyk/diser_oliinyk.pdf [in Ukrainian]. 21. Oliynyk, O.P. (2019). Dynamics of the development salt-dome structures of the central part of the Dnieper-Donets depression. Geological journal, 1, 109−117 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.30836/igs.1025-6814.2019.1.159244 22. Morozov, Yu., & Barylo, А. (2023). Assessment of the possibility of underground hydrogen storage in rock salt deposits. Vidnovliuvana energetyka, 1(72), 61−68 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.36296/1819- 8058.2023.1(72).61-68 23. Mikhailov, V.A., Vinogradov, G.F., Kurylo, M.V., Mikhailova, L.S., Shunko, V.V., Shevchenko, V.I., Grinchenko, O.V., Geleta, O.L., & Shcherbak, D.M. (2007). Non-metallic minerals of Ukraine: textbook. Edition 2nd, revised and supplemented. Kyiv: VC “Kyiv University” (503 p.) [in Ukrainian]. 24. Kudrya, S., & Tolkunov, A. (2024). The global experience and prospects of underground hydrogen storage in the subsoil of Ukraine. Vidnovliuvana energetyka, 4(79), 82–88 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.36296/1819- 8058.2024.4(79).82-88 25. Bosevska, L.P. (2012). Structural-lithologic characteristics of the Transcarpathia salt diapirs (in view of the underground storage facilities construction, salt resources use and protection) [Dissertation, Institute of Geological Science of NAS of Ukraine, Kyiv] (250 p.) [in Ukrainian]. 26. Bagriy, I.D. (2023). H2 − ecological sourse of decarbonization − the path to energy independence of Ukraine. Kyiv: DP “Ukrainska Heolohichna Kompaniia” (68 p.). Retrieved March 10, 2025, from https://www.diva- portal.org/smash/get/diva2:1818549/FULLTEXT01.pdf [in Ukrainian]. 27. Odesa Regional State Administration. (2014). Regional report on the state of the environment in Odesa region in 2013. Retrieved March 10, 2025, from https://ecology.od.gov.ua/wp-content/uploads/old- files/ecology_portal/reg_onal_na_dopov_d_odes_ka_oblast_2013_doc.pdf [in Ukrainian]. 28. Schreiner, W., Japël, G., & Popp, T. (2004). Pneumatic fracture tests and numerical modeling for evaluation of the maximum gas pressure capacity and the effective stress conditions in the leaching horizon of storage caverns in salt diapirs. Proc. SMRI Fall Meeting. Berlin, Germany. 29. Arnold, C., Hak, A. A., & Feldrappe, H. (2014). Advanced exploration methods for dimensioning and optimizing of gas storage caverns at storage site Bernburg/Peissen (Central Germany). Proc. SMRI Fall Meeting, Groningen. The Netherlands. 30. Johansen, J. I. (2010). 25 years of lifetime history for seven Energinet.dk gas caverns in the L.I. Torup Zechstein salt dome in Jutland, Denmark. Proc. SMRI Spring Meeting. Grand Junction, Colorado. 31. Ukrinform. Retrieved March 10, 2025, from https://www.ukrinform.ua/rubric-ato/3939720-u-rosii-zavisili-dani- pro-okupovani-u-2024-roci-teritorii-ukraini-isw.html [in Ukrainian]. 32. Tolstov, D., & Bilan, T. (2024). Determination of the optimal “green” tariff rate for removing solar power plants from the balancing group of “guaranteed buyer” state enterprise. System Research in Energy, 4(80), 143−155. https://doi.org/10.15407/srenergy2024.04.143 33. On the introduction of guarantees of the origin of electricity produced from renewable energy sources: Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine of February 27, 2024, No. 227. Retrieved March 10, 2025, from https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/227-2024-%D0%BF#Text [in Ukrainian]. 34. On approval of the Code of Gas Storage Facilities and the criteria according to which the contractual access regime or regulated access regime is applied to a particular gas storage facility: NKREPU Resolution of September 30, 2015, No. 2495. Retrieved March 10, 2025, from https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1380-15#Text [in Ukrainian]. 35. Bobro, D.G. (2021). Problematic issues and prospects for the development of hydrogen energy in Ukraine [analytical note]. NISS. Retrieved March 10, 2025, from https://niss.gov.ua/sites/default/files/2021-03/voden.pdf [in Ukrainian]. 36. Zvirko, O.I. (2024). Problems and prospects of transporting a mixture of green hydrogen and natural gas in the context of the development of hydrogen energy in Ukraine. According to the materials of scientific report at the meeting of the Presidium of NAS of Ukraine, November 1, 2023. Visnyk of the National Academy of Sciences of Ukraine, 1, 41−48 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.15407/visn2024.01.041 37. HyDelta. WP1E – Impact of high speed hydrogen flow on system integrity and noise. Díe N.G. 38. Ben Rayana, F., & Nouri, M. (2024, February 27). Maximum pipe transmission velocity for pure hydrogen gas flow. San Diego, California. Retrieved March 10, 2025, from https://www.prci.org/DownloadFile.aspx?id=299581 39. Díez, N. G., van der Meer, S., Bonetto, J., & Herwij, A. (2020). North Sea Energy. Technical assessment of Hydrogen transport, compression, processing offshore. Retrieved March 10, 2025, from https://north-sea- energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of- Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf 40. Gilllette, J. L., & Kolpa, R. L. (2007). Overview of Interstate Hydrogen Pipeline Systems. Agrone National Laboratory. Retrieved March 10, 2025, from https://corridoreis.anl.gov/documents/docs/technical/apt_61012_evs_tm_08_2.pdf https://www.igs-nas.org.ua/images/geology/specradi/D.26.126.02/oliinyk/diser_oliinyk.pdf https://www.igs-nas.org.ua/images/geology/specradi/D.26.126.02/oliinyk/diser_oliinyk.pdf https://doi.org/10.30836/igs.1025-6814.2019.1.159244 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.1(72).61-68 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.1(72).61-68 https://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:1818549/FULLTEXT01.pdf https://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:1818549/FULLTEXT01.pdf https://ecology.od.gov.ua/wp-content/uploads/old-files/ecology_portal/reg_onal_na_dopov_d_odes_ka_oblast_2013_doc.pdf https://ecology.od.gov.ua/wp-content/uploads/old-files/ecology_portal/reg_onal_na_dopov_d_odes_ka_oblast_2013_doc.pdf https://www.ukrinform.ua/rubric-ato/3939720-u-rosii-zavisili-dani-pro-okupovani-u-2024-roci-teritorii-ukraini-isw.html https://www.ukrinform.ua/rubric-ato/3939720-u-rosii-zavisili-dani-pro-okupovani-u-2024-roci-teritorii-ukraini-isw.html https://doi.org/10.15407/srenergy2024.04.143 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/227-2024-%D0%BF#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1380-15#Text https://niss.gov.ua/sites/default/files/2021-03/voden.pdf https://doi.org/10.15407/visn2024.01.041 https://www.prci.org/DownloadFile.aspx?id=299581 https://north-sea-energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of-Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf https://north-sea-energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of-Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf https://north-sea-energy.eu/static/7ffd23ec69b9d82a7a982b828be04c50/FINAL-NSE3-D3.1-Final-report-technical-assessment-of-Hydrogen-transport-compression-processing-offshore.pdf https://corridoreis.anl.gov/documents/docs/technical/apt_61012_evs_tm_08_2.pdf Системні дослідження в енергетиці. 2025. 2(82) 117 41. Hydrogen delivery scenario analysis model (HDSAM). Argonne National Laboratory. Retrieved March 10, 2025, from https://hdsam.es.anl.gov/index.php?content=hdsam 42. Adam, P., Bode, R., & Groisseboeck, M. (2020). Readying Pipeline Compressor Stations For 100% Hydrogen. The Global Journal of Energy Equipment, 61(6), 18−20. Retrieved March 10, 2025, from https://cdn.sanity.io/files/0vv8moc6/turbomag/bfccbf996c7c02e843e637651bb48c34a722128b.pdf/TRB_1120.pdf 43. Burke, A., Ogden, J., & Fulton, L. (2024). Hydrogen Storage and Transport: Technologies and Costs. Retrieved March 10, 2025, from https://escholarship.org/content/qt83p5k54m/qt83p5k54m_noSplash_8bb1326c13cfb9aa3d0d376ec26d3e06.pdf?t =s9oa2u 44. Khan, M. A., Young, C., MacKinnon, C., & Layzell, D. (2021). The Techno-Economics of Hydrogen Compression. Transition Accelerator Technical Briefs, 1(1), 1−36. Retrieved March 10, 2025, from https://transitionaccelerator.ca/wp-content/uploads/2023/04/TA-Technical-Brief-1.1_TEEA-Hydrogen- Compression_PUBLISHED.pdf 45. Franco, A., & Giovannini, C. (2024). Hydrogen Gas Compression for Efficient Storage: Balancing Energy and Increasing Density. Hydrogen, 5(2), 293−311. https://doi.org/10.3390/hydrogen5020017 46. André, J., Auray, S., De Wolf, D., Memmah, M.-M., & Simonnet, A. (2014). Time development of new hydrogen transmission pipeline networks for France. International Journal of Hydrogen Energy, 39(20), 10323−10337. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2014.04.190 47. Genovese, M., Pagnotta, L., Piraino, F., & Fragiacomo, P. (2024). Fluid-dynamics analyses and economic investigation of offshore hydrogen transport via steel and composite pipelines. Cell Reports Physical Science, 5(4), 101907. https://doi.org/10.1016/j.xcrp.2024.101907 48. Leshchenko, I.Ch. (2021). Levelised cost of hydrogen production in Ukraine. The Problems of General Energy, 2(65), 4−11 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.15407/pge2021.02.004 A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES Dmytro Tolstov, https://orcid.org/0000-0002-2042-1836 Tetiana Bilan, PhD (Engin.), Senior Researcher, https://orcid.org/0000-0002-0280-6716 General Energy Institute of NAS of Ukraine, 172, Antonovycha St., Kyiv, 03150, Ukraine *Автор-кореспондент: dtolstov93@gmail.com Abstract. In the context of the global transition to low-carbon energy sources, one of the main challenges is ensuring the efficient transportation of hydrogen through main gas pipelines. This paper is dedicated to calculating the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) for three types of main gas pipelines: Vyshachkivske, Izmailyvske, and Tereblyanske. The main objective of the research is to assess the economic efficiency of different pipeline options, considering capital and operational costs, as well as analyzing the impact of technical parameters on the overall cost of hydrogen transportation. A comprehensive approach was used, which includes the calculation of capital expenses (CAPEX), operational expenses (OPEX), compressor station costs, and the application of standard methods for determining LCOH. The calculations showed that the most economically viable option is the Tereblyanske pipeline, which is due to the shorter pipeline length and optimized compressor station expenses. It was determined that to achieve optimal economic results, it is essential to consider not only technical characteristics but also regional factors such as the distance between compressor stations and the volume of hydrogen transportation. The results allow for conclusions regarding the feasibility and efficiency of investments in the creation of main pipelines for hydrogen transportation and provide recommendations for further research in this field. Keywords: hydrogen energy, hydrogen transportation, hydrogen storage, salt structures, main pipelines, LCOH. Надійшла до редколегії: 20.03.2025 https://hdsam.es.anl.gov/index.php?content=hdsam https://cdn.sanity.io/files/0vv8moc6/turbomag/bfccbf996c7c02e843e637651bb48c34a722128b.pdf/TRB_1120.pdf https://escholarship.org/content/qt83p5k54m/qt83p5k54m_noSplash_8bb1326c13cfb9aa3d0d376ec26d3e06.pdf?t=s9oa2u https://escholarship.org/content/qt83p5k54m/qt83p5k54m_noSplash_8bb1326c13cfb9aa3d0d376ec26d3e06.pdf?t=s9oa2u https://doi.org/10.1016/j.xcrp.2024.101907 https://orcid.org/0000-0002-2042-1836
id	systemreorg-article-900
institution	System Research in Energy
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:23:41Z
publishDate	2025
publisher	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	systemreorg/d8/e0946905ea749b75e1117d45f17981d8.pdf
spelling	systemreorg-article-9002026-07-18T12:57:49Z A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES Дослідження середньозваженої вартості транспортування водню з урахуванням потенційних місць зберігання та виробництва Tolstov, Dmytro Bilan, Tetiana hydrogen energy, hydrogen transportation, hydrogen storage, salt structures, main pipelines, LCOH. воднева енергетика, транспортування водню, зберігання водню, соляні структури, магістральні трубопроводи, LCOH. In the context of the global transition to low-carbon energy sources, one of the main challenges is ensuring the efficient transportation of hydrogen through main gas pipelines. This paper is dedicated to calculating the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) for three types of main gas pipelines: Vyshachkivske, Izmailyvske, and Tereblyanske. The main objective of the research is to assess the economic efficiency of different pipeline options, considering capital and operational costs, as well as analyzing the impact of technical parameters on the overall cost of hydrogen transportation. A comprehensive approach was used, which includes the calculation of capital expenses (CAPEX), operational expenses (OPEX), compressor station costs, and the application of standard methods for determining LCOH. The calculations showed that the most economically viable option is the Tereblyanske pipeline, which is due to the shorter pipeline length and optimized compressor station expenses. It was determined that to achieve optimal economic results, it is essential to consider not only technical characteristics but also regional factors such as the distance between compressor stations and the volume of hydrogen transportation. The results allow for conclusions regarding the feasibility and efficiency of investments in the creation of main pipelines for hydrogen transportation and provide recommendations for further research in this field. В умовах глобального переходу до низьковуглецевих джерел енергії однією з основних задач є забезпечення ефективного транспортування водню за допомогою магістральних газопроводів. Статтю присвячено розрахунку вартості транспортування водню за методом Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) для трьох типів магістральних газопроводів: Висачківського, Ізмаїлівського та Тереблянського. Основною метою дослідження є оцінка економічної ефективності різних варіантів трубопроводів з урахуванням капітальних та операційних витрат, а також аналіз впливу технічних параметрів на загальну вартість транспортування водню. Для досягнення поставленої мети застосовано комплексний підхід, який включає розрахунок капітальних витрат (CAPEX), операційних витрат (OPEX), витрат на компресорні станції, а також застосування стандартних методів для визначення LCOH. Розрахунки показали, що економічно вигіднішим є варіант з Тереблянським газопроводом, що пояснюється меншою довжиною та оптимізованими витратами на компресорні станції. Визначено, що для досягнення оптимальних економічних результатів необхідно враховувати не лише технічні характеристики, а й регіональні фактори, такі як відстань між компресорними станціями та обсяг водню, що транспортується. Отримані результати дають змогу зробити висновки щодо доцільності та ефективності інвестицій у створення магістральних трубопроводів для транспортування водню, а також надають рекомендації для подальших досліджень у цій сфері. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2025-05-07 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/900 10.15407/srenergy2025.02.101 System Research in Energy; No. 2 (82) (2025): System Research in Energy; 101-117 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (82) (2025): Системні дослідження в енергетиці; 101-117 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/900/805 Copyright (c) 2025 Dmytro Tolstov, Tetiana Bilan https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0
spellingShingle	hydrogen energy hydrogen transportation hydrogen storage salt structures main pipelines LCOH. Tolstov, Dmytro Bilan, Tetiana A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES
title	A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES
title_alt	Дослідження середньозваженої вартості транспортування водню з урахуванням потенційних місць зберігання та виробництва
title_full	A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES
title_fullStr	A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES
title_full_unstemmed	A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES
title_short	A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES
title_sort	study of the weighted average cost of hydrogen transportation, taking into account potential storage and production sites
topic	hydrogen energy hydrogen transportation hydrogen storage salt structures main pipelines LCOH.
topic_facet	hydrogen energy hydrogen transportation hydrogen storage salt structures main pipelines LCOH. воднева енергетика транспортування водню зберігання водню соляні структури магістральні трубопроводи LCOH.
url	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/900
work_keys_str_mv	AT tolstovdmytro astudyoftheweightedaveragecostofhydrogentransportationtakingintoaccountpotentialstorageandproductionsites AT bilantetiana astudyoftheweightedaveragecostofhydrogentransportationtakingintoaccountpotentialstorageandproductionsites AT tolstovdmytro doslídžennâserednʹozvaženoívartostítransportuvannâvodnûzurahuvannâmpotencíjnihmíscʹzberígannâtavirobnictva AT bilantetiana doslídžennâserednʹozvaženoívartostítransportuvannâvodnûzurahuvannâmpotencíjnihmíscʹzberígannâtavirobnictva AT tolstovdmytro studyoftheweightedaveragecostofhydrogentransportationtakingintoaccountpotentialstorageandproductionsites AT bilantetiana studyoftheweightedaveragecostofhydrogentransportationtakingintoaccountpotentialstorageandproductionsites

A STUDY OF THE WEIGHTED AVERAGE COST OF HYDROGEN TRANSPORTATION, TAKING INTO ACCOUNT POTENTIAL STORAGE AND PRODUCTION SITES

Репозитарії

Схожі ресурси