Оценка эффективности электролизеров для применения в составе водородного комплекса в комбинировании с АЭС

Комбинирование АЭС с водородным комплексом на основе процесса электролиза воды является актуальным способом регулирования графиков суточной нагрузки, позволяющим аккумулировать невостребованную электроэнергию в часы провала энергопотребления и использовать ее в пиковые часы нагрузки при неизменной мощности реактора и парогенераторов атомной станции за счет сжигания образующихся вследствие электролиза водорода и кислорода с целью перегрева рабочего тела ПТУ АЭС и выработки пиковой мощности. Основным оборудованием водородного энергокомплекса является система электролизных установок, в зависимости от типа которых варьируются эффективность работы и капитальные вложения всего водородного комплекса. В настоящей работе проведен анализ основных технологий электролиза, изучен мировой опыт разработки и эксплуатации установок, а также выявлены показатели эффективности и стоимости исследуемых типов электролизеров. В соответствии с проведенным обзором получено, что наибольшей эффективностью обладают твердооксидные электролизеры. Одновременно с этим такой тип подразумевает наибольшую конечную стоимость по причинам сравнительно меньшего уровня разработки и начального этапа коммерциализации. Электролизеры с протонообменной мембраной отвечают средним показателям эффективности и стоимости, в свою очередь щелочной электролиз имеет меньшую эффективность, что компенсируется за счет минимальных капитальных вложений. Также выявлено, что твердооксидный электролиз эффективен в связке с АЭС для целей производства товарного водорода, что характеризует необходимость проведения дальнейших исследований и разработок в области комбинирования высокотемпературных электролизеров с атомной станцией.

1. . Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2050 г. / Правительство Российской федерации. – Москва, 2025 г. – 107 с.

2. . Байрамов А. Н. Разработка научных основ повышения эффективности АЭС при комбинировании с водородным комплексом [Текст]: дисc. на соискание ученой степени докт. техн. наук: 05.14.01 / Артем Николаевич Байрамов; науч. конс. Р. З. Аминов. – Саратов, 2022. – 397 с.

3. . Патент № 2821330 Российская Федерация, МПК G21D 1/00 (2006.01). Водородный комплекс на основе электролиза воды высокого давления для комбинирования с атомной станцией/ заявители и патентообладатели Байрамов А. Н., Макаров Д. А. № 2023115369; заявл. 09.06.2023; опубл. 21.06.2024 Бюл. № 18.

4. . Байрамов А. Н., Макаров Д. А. Разработка и обоснование нового принципа комбинирования АЭС с водородным комплексом // Альтернативная энергетика и экология (ISJAEE). – 2024. – Т. 5. – № 422. – С. 30-50.

5. . Байрамов А. Н., Макаров Д. А., Седелкин В. М. Особенности электролиза воды высокого давления при оценке термодинамической эффективности комбинирования АЭС с водородным комплексом // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2025. – Т. 27. – № 4. – С. 104-122.

6. . Aghakhani A., Haque N., Saccani C., Pellegrini M., Guzzini A. Direct carbon footprint of hydrogen generation via PEM and alkaline electrolysers using various electrical energy sources and considering cell characteristics // International Journal of Hydrogen Energy. – 2023. – Vol. 48. – Is. 77. – Pp. 30170-30190. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.04.083.

7. . Revinova S., Lazanyuk I., Ratner S., Gomonov K. Forecasting Development of Green Hydrogen Production Technologies Using Component-Based Learning Curves // Energies. – 2023;16(11): 4338. https://doi.org/10.3390/en16114338

8. . Munoz Diaz M. T., Chavez Orostica H., Guajardo J. Economic Analysis: Green Hydrogen Production Systems // Processes. – 2023;11(5): 1390. https://doi.org/10.3390/pr11051390

9. . El-Shafie M. Hydrogen production by water electrolysis technologies: A review // Results in Engineering. – 2023. – Vol. 20. – Р. 101426. https://doi.org/10.1016/j.rineng.2023.101426.

10. . Brauns J., Turek T. Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy: A Review // Processes. – 2020;8(2): 248. https://doi.org/10.3390/pr8020248.

11. . Franco A., Giovannini C. Recent and Future Advances in Water Electrolysis for Green Hydrogen Generation: Critical Analysis and Perspectives // Sustainability. – 2023;15(24): 16917. https://doi.org/10.3390/su152416917.

12. . Hernandez-Gomez A., Ramirez V., Guilbert D. Investigation of PEM electrolyzer modeling: Electrical domain, efficiency, and specific energy consumption // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – Vol. 45. – Is. 29. – Pp. 14625-14639. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.03.195.

13. . Asiaban S., Bozalakov D., Cornelissen E., Vandevelde L. Offshore Hydrogen Production via the PEM Electrolyser Coupled with the Reverse Osmosis System // IEEE Access. – 2025. – Vol. 13. – Pp. 161685-161708. https://doi.org/10.1109/ACCESS.2025.3608297.

14. . Bristowe G., Smallbone A. The Key Techno-Economic and Manufacturing Drivers for Reducing the Cost of Power-to-Gas and a Hydrogen-Enabled Energy System // Hydrogen. – 2021;2(3): 273-300. https://doi.org/10.3390/hydrogen2030015.

15. . Tenhumberg N., Buker K. Ecological and Economic Evaluation of Hydrogen Production by Different Water Electrolysis Technologies // Chemie Ingenieur Technik. – 2020;92: 1586-1595. https://doi.org/10.1002/cite.202000090.

16. . Kuckshinrichs W., Ketelaer T., Koj J. C. Economic Analysis of Improved Alkaline Water Electrolysis // Frontiers in Energy Research. – 2017;5: 1. https://doi.org/10.3389/fenrg.2017.00001.

17. . Lebrouhi B. E., Djoupo J. J., Lamrani B., Benabdelaziz K., Kousksou T. Global hydrogen development – а technological and geopolitical overview // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022. – Vol. 47. – Is. 11, pp. 7016-7048. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.12.076.

18. . David M., Bianchi F., Ocampo-Martinez C., Sanchez-Pena R. H2 purity control of high-pressure alkaline electrolyzers // IFAC-Papers on-line. – 2021. – Vol. 54, Is. 3. – Pp. 109-114. https://doi.org/10.1016/j.ifacol.2021.08.227.

19. . Pinsky R., Sabharwall P., Hartvigsen J., O’Brien J. Comparative review of hydrogen production technologies for nuclear hybrid energy systems // Progress in Nuclear Energy. – 2020. – Vol. 123. – №. 103317. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2020.103317.

20. . Grigoriev S. A., Fateev V. N., Bessarabov D. G., Millet P. Current status, research trends and challenges in water electrolysis science and technology // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – Vol. 45, Is. 49. – Pp. 26036-26058. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.03.109.

21. . Guo Y., Li G., Zhou J., Liu Y. Comparison between hydrogen production by alkaline water electrolysis and hydrogen production by PEM electrolysis. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2019. – Vol. 371. – Is. 4. https://doi.org/10.1088/1755-1315/371/4/042022.

22. . Nasir M. N., Zaine S. N. Optimization of alkaline electrolysis system for hydrogen production: A simulation study. Materials Research Proceedings. – 2025. – Vol. 53, pp. 482-497. https://doi.org/10.21741/9781644903575-50.

23. . Tofighi-Milani M., Fattaheian-Dehkordi S., Lehtonen M. Electrolysers: A Review on Trends, Electrical Modeling, and Their Dynamic Responses // IEEE Access. – 2025. – Vol. 13. – Pp. 39870-39885. https://doi.org/10.1109/ACCESS.2025.3546546.

24. . Jin L., Nakashima R. N., Frandsen H. L., Comodi G. Alkaline Electrolysis for Green Hydrogen Production: Techno-Economic Analysis of Temperature Influence and Control. 36th International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation and Environmental Impact of Energy Systems. – 2023. – Pp. 908-919. https://doi.org/10.52202/069564-0082.

25. . Losiewicz B. Technology for Green Hydrogen Production: Desk Analysis // Energies. – 2024;17(17): 4514. https://doi.org/10.3390/en17174514.

26. . Yang G., Yu S., Li Y., Li K., Ding L., Xie Z., Wang W., Dohrmann Y., Zhang F. A simple convertible electrolyzer in membraneless and membrane-based modes for understanding water splitting mechanism // Journal of Power Sources. – 2021. – Vol. 487. – №. 229353. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2020.229353.

27. . Bhandari R., Subedi S. Evaluation of surplus hydroelectricity potential in Nepal until 2040 and its use for hydrogen production via electrolysis // Renewable Energy. – 2023. – Vol. 212. – Pp. 403-414. https://doi.org/10.1016/j.renene.2023.05.062.

28. . Wang Y., Wen C., Tu J., Zhan Z., Zhang B., Liu Q., Zhang Z., Hu H., Liu T. The multi-scenario projection of cost reduction in hydrogen production by proton exchange membrane (PEM) water electrolysis in the near future (2020-2060) of China // Fuel. – 2023. – Vol. 354. – № 129409. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129409.

29. . Zhu P., Mae M., Matsuhashi R. Techno-Economic Analysis of Grid-Connected Hydrogen Production via Water Electrolysis // Energies. – 2024;17(7): 1653. https://doi.org/10.3390/en17071653.

30. . Sin P. S., Wai S., Ota Y., Nishioka K., Suzuki Y. Performance recovery of proton exchange membrane electrolyzer degraded by metal cations contamination // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024. – Vol. 53. – Pp. 86-92. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.12.049.

31. . Koj J. C., Zapp P., Wieland C., Gorner K., Kuckshinrichs W. Green hydrogen production by PEM water electrolysis up to the year 2050 – Prospective life cycle assessment using learning curves // Journal of Industrial Ecology. – 2025;29: 145-158. https://doi.org/10.1111/jiec.13592.

32. . Tajuddin A. H., Elumalai G., Xi Z., Hu K., Jeong S., Nagasawa K., Fujita J., Sone Y., Ito Y. Corrosion-resistant non-noble metal electrodes for PEM-type water electrolyzer // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – Vol. 46. – Is. 78. – Pp. 38603-38611. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.09.116.

33. . Wrubel J.A., Milleville C., Klein E., Zack J., Park A.M., Bender G. Estimating the energy requirement for hydrogen production in proton exchange membrane electrolysis cells using rapid operando hydrogen crossover analysis. International Journal of Hydrogen Energy. 2022. Vol. 47. Is. 66. pp. 28244-28253. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.06.155

34. . Liu C., Wrubel J., Padgett E., Bender G. The impacts of membrane pinholes on PEM water electrolysis // Journal of Power Sources. – 2023. – Vol. 581. – №. 233507. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2023.233507.

35. . Hernandez-Gomez A., Ramirez V., Guilbert D., Saldivar B. Self-Discharge of a Proton Exchange Membrane Electrolyzer: Investigation for Modeling Purposes // Membranes. – 2021;11(6): 379. https://doi.org/10.3390/membranes11060379.

36. . Lange H., Klose A., Lippmann W., Urbas L. Technical evaluation of the flexibility of water electrolysis systems to increase energy flexibility: A review // International Journal of Hydrogen Energy. – 2023. – Vol. 48. – Is. 42. – Pp. 15771-15783. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.01.044.

37. . Jolaoso L. A., Asadi J., Duan C., Kazempoor P. A novel green hydrogen production using water-energy nexus framework // Energy Conversion and Management. – 2023. – Vol. 276. – №. 116344. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.116344.

38. . Kalinichenko D., Wodrich L., Lee A. J. H., Kozlowski T., Brooks C. S. Analysis of nuclear microreactor efficacy with hydrogen production methods // Progress in Nuclear Energy. – 2024. – Vol. 168. – №. 104994. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2023.104994.

39. . Massaro F., Ferraro M., Montana F., Riva Sanseverino E., Ruffino S. Techno-Economic Analysis of Clean Hydrogen Production Plants in Sicily: Comparison of Distributed and Centralized Production // Energies. – 2024;17(13): 3239. https://doi.org/10.3390/en17133239.

40. . Aicart J., Tallobre L., Surrey A., Gervasoni B., Geipel C., Fontaine H., Desousanobre S., Mougi J. Lifespan evaluation of two 30-cell electrolyte-supported stacks for hydrogen production by high temperature electrolysis // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024. – Vol. 60. – Pp. 531-539. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.02.239.

41. . Zhang B., Harun N. F., Zhou N., Colon-Rodriguez J. J., Oryshchyn D., Shadle L., Tucker D., Bayham S. A real-time multiphysics model of a pressurized solid oxide electrolysis cell (SOEC) for cyber-physical simulation // Energy Conversion and Management. – 2023. – Vol. 298. – № 117778. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117778.

42. . Shamsi S. S., Muhammad H. A., Song R., Park S. J., Lee S. B., Hong J. E., Kim H. S., Joh D. W., Bang H. J., Lim T. H., Lee Y. D. Performance Evaluation of High Current Density (HCD) Solid Oxide Electrolysis Cell (SOEC) Hydrogen Production System in Endothermic Mode: An Energy and Exergy Perspective // International Journal of Energy Research. – 2024. – № 6769565. – Р. 27. https://doi.org/10.1155/2024/6769565.

43. . Шпильрайн Э. Э., Малышенко С. П., Кулешов Г. Г. Введение в водородную энергетику. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 264 с.

44. . Hazenberg W. Green hydrogen: Cost and reduction potential. Drenthe College. Bilfinger. 2024. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://greenskillsforhydrogen.eu/wp-content/uploads/2024/07/2024-Juni-4-V03-Masterclass-WHB_-Greenskill4h2_Green-Hydrogen-Cost-and-reduction.pdf.

45. . Atouife M., Jenkins J. Emerging clean technologies: policy-driven cost reductions, implications and perspectives // Electrical Engineering and Systems Science. – 2024;2408: 10824. https://doi.org/10.48550/arXiv.2408.10824.

46. . Matute G., Yusta J. M., Correas L. C. Techno-economic modelling of water electrolysers in the range of several MW to provide grid services while generating hydrogen for different applications: A case study in Spain applied to mobility with FCEVs // International Journal of Hydrogen Energy. – 2019. – Vol. 44, Is. 33. – Pp. 17431-17442. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.05.092.

47. . Chen Y., Hill D., Billings B., Hedengren J., Powell K. Hydrogen underground storage for grid electricity storage: An optimization study on techno-economic analysis // Energy Conversion and Management. – 2024. – Vol. 322. – № 119115. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2024.119115.

48. . Ramadan M. M., Wang Y., Tooteja P. Analysis of Hydrogen Production Costs across the United States and over the next 30 years // Statistics. – 2022;2206: 10689. https://doi.org/10.48550/arXiv.2206.10689.

49. . 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. – Is. 10. – № 100209. https://doi.org/10.1016/j.xcrp.2020.100209.

50. . Delgado H. E., Cappello V., Zang G., Sun P., Ng C., Vyawahare P., Elgowainy A. A., Wendt D. S., Boardman R. D., Marcinkoski J. Techno-economic analysis and life cycle analysis of e-fuel production using nuclear energy // Journal of CO2 Utilization. – 2023. – Vol. 72. – № 102481. https://doi.org/10.1016/j.jcou.2023.102481.

51. . Аминов Р. З., Гудым А. А. Расчет калорических свойств диссоциированного водяного пара при высоких температурах // Теплоэнергетика. – 2014. – № 11. – С. 55.