Методологический подход к моделированию межгосударственной электроводородной системы в северо-восточной Азии

В статье предложен методологический подход к разработке инструментария для исследований, связанных с созданием международной электроводородной системы в Северо-восточной Азии. Введён в оборот сам термин «водородоноситель» и дано его определение. Рассмотрены ресурсные, экономические и технологические предпосылки создания единой региональной инфраструктуры для производства, транспортирования, преобразования и использования электроэнергии и «водородоносителей» в качестве энергоносителей для потребителей энергетических услуг.
Указывается на необходимость комплексного рассмотрения технологических, экономических, социальных и политических факторов при создании такой сложной технической системы, затрагивающей интересы разнородных акторов. При этом основой поиска баланса интересов заинтересованных акторов является оценка эффективности создания такой системы, а инструментом для такой оценки являются экономикоматематические модели, описывающие создание и функционирование международной электроводородной системы в Северо-восточной Азии.
Кратко описаны результаты выполненного обзора моделей, в которых рассматриваются проблемы интеграции в системы энергоснабжения водородных технологий совместно с ВИЭ. Выделены основные типы моделей, используемых для описания таких технико-экономических систем, сделан вывод о необходимости применения двухуровневой системы моделей. Основное место в предлагаемой системе моделей должны занимать производственно-транспортные модели на верхнем (международном) уровне. На нижнем уровне (объекты по производству «зелёных» водородоносителей) требуются модели оптимального управления ресурсами для решения задач определения состава и параметров технологического оборудования.
Для поэтапной разработки такой системы моделей предлагается начать с наиболее простого сценария, когда учитываются только такие источники энергии, как солнечные и ветровые ВИЭ. На этом этапе возможно отсеивать неэффективные технологии, и определять целевые технологии и механизмы многостороннего регионального сотрудничества. Для определения баланса интересов акторов потребуются модели второго этапа, в которых наряду с традиционными ВИЭ (биомасса, ГЭС и ГАЭС) будут рассматриваться углеродная (тепловая) и атомная генерация электроэнергии, а также углеродные технологии производства водорода и водородоносителей. Заключительный, третий этап развития инструментария научного исследования и оценки взаимовыгодных вариантов построения международной электроводородной системы в Северовосточной Азии потребует раздельного учёта «зелёной» и «углеродной» энергии для исследования механизмов сертификации и ценообразования на энергоносители.
В заключение представлена структура производственно-транспортной модели первого этапа, которая позволит оценить сравнительную эффективность применения различных электроэнергетических и водородных технологий для обеспечения потребителей стран Северо-восточной Азии «зелёными» энергоносителями.

1. Jiang Y. Size optimisation and economic analysis of a coupled wind-hidrogen system with curtailment decisions / Y. Jiang Z. Deng, S. You // International Journal of Hydrogen Energy. – 2019. – V.44 - № 7. – p. 19658-19666. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2019.06.035

2. Quarton C.J. The curious case of the conflicting roles of hydrogen in global energy scenarios / C.J. Quarton et al.// Sustainable Energy & Fuels. – 2020. – V.4 – p. 80. DOI: 10.1039/c9se00833k

3. Boretti A. Production of hydrogen for export from wind and solar energy, natural gas, and coal in Australia / A. Boretti // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V.45 - № 7. – p. 3899-3904. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2019.12.080

4. Liu, B. Economic study of a large-scale renewable hydrogen application utilizing surplus renewable energy and natural gas pipeline transportation in China / Liu, B. et al. // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V.45 - № 3. – p. 1385-1398. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2019.11.056

5. Pan, G. Economic study of a large-scale renewable hydrogen application utilizing surplus renewable energy and natural gas pipeline transportation in China / Pan,G. at al. // Applied Energy. – 2020. – V.270. – а.115176. DOI: 10.1016/j.apenergy.2020.115176

6. Larscheid Р. Potential of new business models for grid integrated water electrolysis / Р. Larscheid et al. // Renewable Energy. – 2018. – V.125 – p. 599-608. DOI: 10.1016/j.renene.2018.02.074

7. De-Le S. Hydrogen supply chain optimization for deployment scenarios in the Midi-Pyrenees region, France / S. De-Le et al. // International Journal of Hydrogen Energy. – 2014. – V.39 - № 23. – p. 11831- 11845. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2014.05.165

8. Timmerberg S. Hydrogen from renewables: Supply from North Africa to Central Europe as blend in existing pipelines – Potentials and costs / S.Timmerberg, M.Kaltschmitt // Applied Energy. – 2019. – V.237 – a . 795-809. DOI: 10.1016/j.apenergy.2019.01.030

9. McDonagh S. Hydrogen from offshore wind: Investor perspective on the profitability of a hybrid system including for curtailment / S. McDonagh et al.// Applied Energy. – 2020. – V.265 – a.114732. DOI: 10.1016/j.apenergy.2020.114732

10. Welder A. Design and evaluation of hydrogen electricity reconversion pathways in national energy systems using spatially and temporally resolved energy system optimization / A. Welder et al.// International Journal of Hydrogen Energy. – 2019. – V.44 - № 3. – p. 9594-9607. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2019.04.017

11. Han S. A multi-period MILP model for the investment and design planning of a national-level complex renewable energy supply system / S. Han, J. Kim // Renewable Energy. – 2019. – V.141 - p.736-750. DOI: 10.1016/j.renene.2017.02.018

12. Samsatli S. Optimal design and operation of integrated wind-hydrogen-electricity networks for decarbonising the domestic transport sector in Great Britain / S. Samsatli, I. Staffell, N. Samsatli // International Journal of Hydrogen Energy. – 2016. – V.41 - № 1. – p. 447- 475. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2015.10.032

13. Samsatli S. The value of hydrogen and carbon capture, storage and utilisation in decarbonising energy: Insights from integrated value chain optimisation / S. Samsatli, N. Samsatli // Applied Energy. – 2020. – V.257 – a.113936. DOI: 10.1016/j.apenergy.2019.113936

14. Samsatli S. A general mixed integer linear programming model for the design and operation of integrated urban energy systems / S. Samsatli, N. Samsatli // Journal of Cleaner Production. – 2018. – V.191 – p.458- 479. DOI: 10.1016/j.jclepro.2018.04.198

15. Samsatli S. A multi-objective MILP model for the design and operation of future integrated multivector energy networks capturing detailed spatiotemporal dependencies / S. Samsatli, N. Samsatli // Applied Energy. – 2018. – V.220 – p.893-920. DOI: 10.1016/j.apenergy.2017.09.055

16. Samsatli S. The role of renewable hydrogen and inter-seasonal storage in decarbonising heat – Comprehensive optimisation of future renewable energy value chains / S. Samsatli, N. Samsatli // Applied Energy. – 2019. – V.233-234 – p.854-893. DOI: 10.1016/j.apenergy.2018.09.159

17. Komiyama R. Energy modeling and analysis for optimal grid integration of large-scale variable renewables using hydrogen storage in Japan / R. Komiyama, T. Otsuki, Y. Fujii // Energy. – 2015. – V.81 - p. 537-555. DOI: 10.1016/j.energy.2014.12.069

18. Otsuki T. Electric power grid interconnections in Northeast Asia: A quantitative analysis of opportunities and challenges / T. Otsuki, I.ABM, R.Samuelson // Energy Policy. – 2016. – V.89 - p. 311-329. DOI: 10.1016/j.enpol.2015.11.021

19. Otsuki T. Study on Surplus Electricity under Massive Integration of Intermittent Renewable Energy Sources / Otsuki T., Komiyama R., Fujii Y. // Electrical Engineering In Japan. – 2017. – V.201 - № 2. – p. 17-31. DOI: 10.1002/eej.22996

20. Otsuki T. Costs and benefits of large-scale deployment of wind turbines and solar PV in Mongolia for international power exports / T. Otsuki // Renewable Energy. – 2017. – V.108 - p. 321-335. DOI: 10.1016/j.renene.2017.02.018

21. Otsuki T. Techno-economic Assessment of Hydrogen Energy in the Electricity and Transport Sectors Using a Spatially-disaggregated Global Energy System Model / T. Otsuki, R. Komiyama, Y. Fujii // Journal Of The Japan Institute of Energy. – 2019. – V.98 - № 4. – p. 62-72.

22. Otsuki T. Feasibility study on synthetic methane using an electricity and city gas supply model / T. Otsuki, Y. Shibata // IEEJ. – 2020. – https://eneken.ieej.or.jp/en/report_detail.php?article_info__id=8954

23. Zhang F. The survey of key technologies in hydrogen energy storage / F. Zhang et al. // International Journal of Hydrogen Energy. – 2016. – V.41 - № 33. – p.14535–14552. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.05.293

24. Tarkowski R. Underground hydrogen storage: Characteristics and prospects / R. Tarkowski // Renewable Sustainable Energy Rev. – 2019. – V.105 – p.86-94. DOI: 10.1016/j.rser.2019.01.051