Водородная энергетика. Предпосылки

В последние десятилетия водородная энергетика испытала циклы чрезмерных ожиданий, сопровождаемых разочарованием, после всплеска интереса к ним в середине XX века. Тем не менее, как только развитые страны пошли по курсу декарбонизации энергетики, водородная энергетика получила новый приток капитала. В этой главе представлен обзор потенциальной роли водорода в обеспечении электрической и тепловой энергией людей и промышленности и оценка вероятности такого сценария. Водород хорошо себя зарекомендовал в определенных нишах, к примеру, в настоящее время уже выпускаются серийные автомобили, работающие на топливных элементах. Проблемы с дороговизной системы и её эффективностью все еще актуальны – хоть ситуация и улучшается, все еще требуется значительная модернизация технологии.

В то время как электричество сравнительно легко вырабатывать без сжигания углеводородов, благодаря освоению возобновляемых источников энергии, декарбонизировать другие сферы намного сложнее. Водородные технологии конкурируют не с традиционными способами получения электрической и тепловой энергии, а с системами декарбонизации энергетической системы: с улавливанием и хранением углерода и его оксидов, биоэнергетикой и тепловыми насосами.

После того как Toyota начала крупномасштабное производством автомобилей на топливных элементах, стало понятно, что коммерциализировать топливные элементы возможно. В Европе тренд последних пяти лет – система отопления и электроснабжения домохозяйств на таких элементах. Ключевое отличие нынешнего «водородного цикла» от последнего водородного «цикла обмана» в 2000-е, что топливные элементы стали внедряться на коммерческой основе в сферах портативной электроники, источников резервного питания и автомобилестроения [2].

Тринадцать международных корпораций недавно сформировали Водородный совет, где позиционируют водород среди ключевых решений энергетического перехода [3]. Были обозначены следующие тезисы:

1. Водород может быть получен из многих видов сырья и с помощью различных процессов, эти процессы кардинально отличаются по оставляемому углеродному следу, капитальным затратам и инфраструктурным требованиям.

2. Водород можно использовать многими способами, в том числе и вне топливных элементов, в то время как топливные элементы могут работать с использованием топлива, отличного от водорода.

3. Водород и топливные элементы во многих отношениях способны развить энергетическую систему.

4. Водородная инфраструктура с нуля – очень дорогое удовольствие, но использованием существующих газопроводов существенно ее удешевляет.

В марте 2017 года британский Supergen Hub по водородным топливным элементам опубликовал «белую книгу», в которой оценивалось текущее состояния и будущие перспективы водородных технологий [4]. Эта книга обновляется и в настоящее время, расширяя сферу применения топливных элементов. Книга основана на предыдущих комплексных обзорах по водороду [5-7]. Этот обзор охватывает следующие сферы:

1. Транспортный сектор, как личные транспортные средства, так и более крупный грузовой и общественный транспорт.

2. Производство тепла для бытовых, коммерческих и промышленных потребителей.

3. Интеграция водорода в мировую электроэнергетику, балансирование неустойчивых возобновляемых источников энергии.

4. Потребности в инфраструктуре, варианты использования существующих газовых сетей, требования к водороду в качестве топлива.

5. Политические проблемы, глобальная поддержка и дорожная карта для водорода и топливных элементов.

Водородная энергетика. Транспорт.

Возможность использования топливных элементов варьируется в зависимости от вида транспорта, который может перемещаться по суше, морю или вообще воздуху. Также все зависит от того, что мы везем: груз или пассажиров.

Почти половина спроса на энергию для глобальных перевозок приходится на легковые автомобили, и ожидается, что к 2050 году число легковых автомобилей в мире вырастет с 1 до 2,5 млрд [8].

Страны Европы должны вдвое сократить выбросы CO₂ от транспорта до 2030 года, чтобы выполнить обязательства по европейскому плану декарбонизации. Однако за последние 5 лет выбросы увеличились, а доля возобновляемых источников в транспортной отрасли сократилась до 4,2 % по сравнению с целевым показателем 10 % [9].

Водород представляет собой один из трех основных вариантов по декарбонизации транспортной сферы наряду с био топливом и электромобилями. Электромобили на несколько лет опережают водород по развитию технологии из-за боле низких затрат и легкодоступной инфраструктуры. На электромобили приходится 30 % всех продаж новых автомобилей, в среднем по миру этот показатель равен 2 % [10-11].

Этот тренд объясняется общенациональной политикой развитых стран. Многие крупные города Европы объявили о запрете легковых и грузовых автомобилей с дизельным двигателем к 2025 году и запрете автомобилей с двигателем внутреннего сгорания к 2040 году [12-13].

Сравнительные характеристики

Обычные двигатели внутреннего сгорания можно модифицировать так, чтобы они работали на чистом водороде – преимущество данной технологии в том, что она обходится значительно дешевле, чем использование топливных элементов. Однако из-за высокой удельной энергии водорода значительно повышаются требования к материалу двигателя, к тому же КПД такого преобразования ниже, чем в топливном элементе. В европейской «дорожной карте» по энергетическому переходу есть цели, связанные со снижением выбросов оксидов азота (NO_X), и подобная система не уменьшает этот показатель, поэтому такой путь маловероятен. Возможен вариант с подмешиванием водорода к природному газу или использование двухтопливных силовых агрегатов – это позволяет использовать существующую инфраструктуру, но опять же это противоречит европейской политике.

Транспортные средства на топливных элементах используют элементы с твердополимерным электролитом, поскольку эти системы предлагают высокий КПД и высокую удельную мощность. Средняя мощность топливного элемента для легкового транспорта – 60 кВт. Конкурентами автомобилей на топливных элементах являются двигатели внутреннего сгорания, электромобили на аккумуляторах, а также гибридные автомобили, использующие и ДВС, и аккумуляторные батареи. Сравнение различных систем приведено в таблице ниже.

Примечание к таблице [15]:

1. Капитальные затраты: автомобили на топливных элементах имеют более высокие капитальные и эксплуатационные затраты, чем автомобили с аккумуляторной батареей: 60–75 тыс. долларов для Toyota Mirai и Hyundai ix35 против 25–30 тыс. долларов для Renault Zoe или Nissan Leaf [16-19]. Однако, по мере роста объема и производства автомобилей на топливных элементах, ситуация может улучшиться.

2. Дальность хода и время дозаправки: топливные элементы превосходят по этим параметрам аккумуляторные батареи и сопоставимы с ДВС – 800 км дальность хода и 3 минуты заправка для систем на топливных элементах.

3. Требования к инфраструктуре: в теории водородные заправочные станции могут обслуживать значительно больше транспортных средств, чем зарядные станции для электромобилей. Заправки водородного топлива значительно дороже, чем электрические зарядные станции: 1,5 млн долларов против 1000 долларов [20-22]. Технология требует значительной модернизации для того, чтобы стать конкурентоспособной.

4. Срок службы: на срок службы батарей влияет местный климат, частота заряда, глубина разряда, а также скорость зарядки. В технической документации Tesla указано, что батареи должны работать от 10 до 15 лет, однако владельцы данных автомобилей указывают на наличие проблем при сроке эксплуатации в течение 5 лет. Водородные баллоны могут подвергаться быстрой заправке без ущерба для срока службы, а батареи топливных элементов переживают другие компоненты автомобиля, что было доказано корпорацией Toyota [23].

5. Опыт пользователей: автомобили на водородном топливе обеспечивают более плавное вождение, чем ДВС (тише, меньше вибраций и нет переключения передач) [24]. Однако водородные баки имеют большие размеры и имеют неудобную форму, что потенциально ограничивает пространство в автомобиле.

6. Выбросы: топливные элементы имеют нулевые выбросы в месте использования и почти нет выбросов на месте производства систем, если они изготовлены с использованием энергии, полученной от возобновляемых источников. Этот тезис касается и электромобилей, в то время как автомобили с ДВС имеют ограниченный потенциал декарбонизации, хотя смешивание биодизеля или биобензина с основным топливом может снизить выбросы CO₂.

7. Безопасность: водород является легковоспламеняющимся (в большей степени, чем бензин), но характерной чертой горения водорода является локальность пожара.

Легковые автомобили

Глубокая декарбонизация транспорта должна быть сосредоточена на личных автомобилях, на которые приходится около половины мирового транспортного сектора. В настоящее время силовой агрегат на топливных элементах стоит очень дорого, но есть сценарии развития технологии, где за счет массового производства совокупная стоимость владения может стать сопоставимой с альтернативными вариантами к 2030 году:

Цена на платину является ключевым фактором, влияющим на капитальные затраты автомобилей с топливными элементами, такому автомобилю требуется металлов платиновой группы в 10 раз больше (около 30 г), чем используется в дожигателе автомобиля с дизельной силовой установкой. Однако раньше ситуация выглядела еще хуже: Daimler сократил на 90 % закладку платины с 2009 года, а цель Toyota – снижения содержания платины на 50 % в сравнении с текущем уровнем.

Toyota, Hyundai и Honda в настоящее время производят легковые автомобили на топливных элементах, при этом Audi и Mercedes-Benz последовали их примеру и в 2020 году представили свои автомобили на водородном топливе. Из-за отсутствия водородных заправок в подавляющем большинстве стран мира автомобили на топливных элементах не имеют практического смысла, всего было продано около 5000 машин. Ожидается, что драйвером развития водородного транспорта до 2025 года будут США, поскольку Водородный совет обещал инвестировать 1,75 млрд долларов в год на постройку необходимой инфраструктуры [35]. Международное энергетическое агентство заключает, что продажи автомобилей на топливных элементах могут достичь 8 млн к 2030 году и 150 млн к 2050 году.

Заправочные станции

Зарядить электромобиль возможно даже в домашних условиях, к тому же электрическая энергия является довольно дешевым видом топлива. Постройка зарядных станций также не требует значительных вложений и сложного оборудования, технология является простой. Для сравнения: в Англии построено 5000 электрических, 8500 бензиновых и дизельных и всего 15 водородных заправочных станций [36-37]. Хотя 15 водородных заправок и обеспечивают производительность, сопоставимую с 900 электрическими станциями, но такие заправки не обеспечивают такой же географический охват и удобство.

Во всем мире к 2020 году насчитывалось 570 станций заправки водородом, половина из которых приходилась на Японию и США [38]. Европейская программа H2Mobility предлагает увеличить количество водородных заправок в Британии до 65 к 2025 году и до 1150 к 2030 году, чтобы охватить всю страну [39]. Цель Водородного совета – 3000 автозаправок к 2025 только в США, по их расчетам, этого числа достаточно для обеспечения 2 миллионов автомобилей. Однако национальные «дорожные карты» развитых стран ориентированы только на половину от этого числа, то есть почти вся работа в США будет вестись на частные средства.

То, что сейчас в Европе построено большое количество водородных заправок, – скорее не вера в технологию, а предписание правительства – новые автомобили такси в Англии, Франции и Германии должны иметь нулевую эмиссию вредных выбросов с 2019 года [40].

Автобусы на топливных элементах

Хотя водородный транспорт проигрывает по многим показателям автомобилям с ДВС и аккумуляторными батареями, пока это единственный вариант с нулевым выбросом углерода, особенно в области транспорта с большой грузоподъемностью (например, автобусы или грузовики). На эту сферу приходится четверть потребления энергии в области транспорта. Растущие требования минимизировать загрязнение воздуха являются основными движущими силами при эксплуатации водородных автобусов.

Министерство энергетики США рассчитывает на 25 000 часов срока службы автобусов на топливных элементах [41-42]. Большой вес транспортного средства и большие расстояния означают, что аккумуляторные батареи, скорее всего, непригодны вне городских условий. Грузовой транспорт на топливных элементах потребляет в 10 раз больше водорода на километр, чем легковой автомобиль, что усиливает ограничения по инфраструктуре [43-44].

Технология является относительно зрелой, еще во время чемпионата мира по футболу 2006 года пассажиров по Берлину возили автобусы на топливных элементах [45]. Бортовые цистерны обычно вмещают около 40 кг водорода, который хранится на крыше транспортного средства, при давлении компрессии 350 бар. В среднем стоимость владения у такого автобуса на 10–20 % выше, чем у дизельного варианта [46].

В настоящее время пробег всех автобусов на топливных элементах составляет 7 млн километров [47]. Олимпийские игры в Токио 2020, отмененные в связи с эпидемией коронавируса, должны были пройти полностью на водородной инфраструктуре [48]. В январе 2020 года Toyota предоставила правительству 150 автобусов на водородном топливе. Но самый большой водородный автобусный парк в мире у Китая: 300 автобусов на топливных элементах находятся в городе Фошань, а в автобусном парке города Шэньчжэнь – 16000 автобусов с аккумуляторными батареями [49].

Топливные элементы в качестве силового агрегата автобусов очень хорошо себя показали: четыре лондонских автобуса работают уже более 18 000 часов каждый, десять автобусов в Калифорнии – более 12000 часов, а один из них, самый первый, – 22 400 часов, что очень близко к конечной цели министерства энергетики США [50-51]. В 90 % автобусных парков Европы есть хотя бы один автобус на водородном топливе (при цели в 85 %).

Тягачи

Тягачи как один из основных источников выбросов в связи с политикой развитых стран обречены на замену силового агрегата. Если легкий грузовой транспорт, который курсирует посреди города может обойтись аккумуляторными батареями, то тягачу, который курсирует между городами, вероятнее всего, потребуется водородное топливо. Однако производители электромобилей не собираются так просто оставлять эту нишу, и Tesla уже представила свой грузовик Tesla Semi (дальность хода от 482 до 804 км, при цене 200 тыс. долларов) [52]. На данный момент технология топливных элементов не настолько развита, чтобы составить конкуренцию электромобилям по цене, к этому же прибавляются упомянутые проблемы с водородной инфраструктурой.

Если топливные элементы смогут предложить 50000 часов срока службы (пока маловероятно), то даже при нынешних ценах смогут составить конкуренцию в сегменте тягачей. Важным аспектом грузоперевозок является цена на топливо. В настоящее время Kenworth и Toyota разрабатывают водородный грузовик с использованием сжиженного водорода (а это самый дорогой водород, надо заметить) [53-54]. Перспективной нишей для топливных элементов в грузоперевозках является ниша вспомогательных блоков питания. Они могут питать холодильную установку или отопление, кондиционер, освещение и электроприборы кабины.

Несмотря на все проблемы, нашлись отчаянные люди в виде Anheuser-Busch InBev (международная компания по производству напитков), и ввели в 2020 году 800 грузовиков на водородном топливе в эксплуатацию [55].

Мотоциклы

Компания Intelligent Energy разработала систему топливных элементов мощностью 4 кВт при помощи Suzuki, 48 батарей топливных элементов сейчас проходят испытания в Англии [56]. Благодаря низкому расходу топлива рассматривается вариант с покупкой небольшого баллона с водородом в торговом автомате. Про использование водородного топлива в мотоциклах известно мало, скорее, это непосредственно связано с тем, что мотоциклист сам по себе не защищен на дороге относительно других транспортных средств, а ДТП с участием транспортного средства с баллоном водорода на борту может привести к трагичным последствиям, поскольку характер горения водорода – локальный.

Поезда

В Европе давно уже идет процесс замены дизельных поездов на электрические, но все еще остаются неэлектрифицированные места, где без ископаемого топлива не обойтись. Водородные поезда могут использоваться на маршрутах, которые трудно или слишком дорого электрифицировать из-за длины или недостатка места в городских районах. В Германии прошел испытания поезд на топливных элементах, водородные баки были установлены на крыше, и прошел этот поезд 800 км, испытания были признаны успешными. Германия ввела в эксплуатацию 40 поездов на водороде в 2020 году [57].

Корабли

Вопрос о декарбонизации морского пространства пока не стоит, поэтому здесь намного меньше внимания уделено топливным элементам. Потенциальные ранние ниши появится при росте зон контроля выбросов, например, в Балтийском море. Большинство судов и так имеют длительный срок службы, построены в относительно небольшом количестве и под специальные назначения. Паром может потреблять 2000 кг водорода в день, необходимо криогенное хранилище, а водород – довольно дорогое топливо, прибавить к этому затраты электрической энергии на его ожижение, и практического смысла внедрения не останется [58].

Самолеты

Авиация один из самых сложных секторов для декарбонизации. С 2016 по 2020 год Международная организация гражданской авиации ограничила выбросы углерода, но не за счет топлива с низкими показателями выбросов, а за счет покупки квот на выбросы [59]. Что является абсолютно логичным, так как биотопливо менее энергоемко, а подвергать опасности пассажиров нельзя. Изучаются некоторые концепции гибридных электрических систем, хотя и в этом случае сокращение выбросов будет ограниченным [60]. Проблемы с использованием водорода в самолетах примерно совпадают с кораблями: очень большое потребление топлива, которое надо где-то хранить. К тому же, скорее всего, одним топливным элементам даже не хватит мощности, необходимой для взлета. А также, как бы это ни было странно, водород в авиации принесет выбросов больше, чем керосин. При горении водорода образуется в два раза больше паров воды, чем при горении авиационного керосина [61]. Водяные пары на больших высотах негативно сказываются на глобальном потеплении, поскольку водяной пар – парниковый газ.

Водородная энергетика. Теплоэнергетика и промышленность

На тепло и горячую воду приходится 60–80 % конечного энергопотребления в жилых и коммерческих зданиях по всей Европе [62-63]. В энергетической политике стран Евросоюза строго определено, что к 2050 году выбросы должны сократиться на 50 %. Однако в секторе теплоэнергетики трудно провести декарбонизацию по нескольким причинам [64-65]:

1. Отопление – необходимость в странах с умеренным климатом.

2. Требования потребителей лежат в очень широком диапазоне: от низкотемпературного отопления до больших высокотемпературных промышленных нагрузок, при этом нет единого решения, способного удовлетворить все потребности в тепловой энергии.

3. Потребность в тепле меняется ежедневно и сезонно, что требует очень гибкого графика поставок тепловой энергии [66].

4. Ископаемое топливо легко обеспечивает гибкость при очень низких затратах, низкоуглеродные альтернативы менее конкурентоспособны по цене, к тому же появляются риски не удовлетворить спрос на тепловую энергию [67].

Основной проблемой для отопления при низких выбросах в странах с умеренным климатом является удовлетворение зимнего пикового спроса на тепло, который значительно выше и более изменчив, чем пиковый спрос на электрическую энергию [68-70]. Эти проблемы легко решаются газовым отоплением, поскольку газовые электрические станции имеют низкие капитальные затраты на кВт установленной мощности, а газовая сеть и большие газовые хранилища легко могут хранить в себе месячный объем потребления.

Современная тепловая изоляция, аккумуляторы тепловой энергии и более эффективное преобразование химической энергии топлива в тепловую могут лишь частично декарбонизировать энергетическую систему, и имеют предел по декарбонизации. Замена природного газа на другое газообразное топливо может помочь значительно снизить выбросы. Великобритания сильно зависит от природного газа, и, вероятно, нескоро достигнет значительных успехов в декарбонизации сектора теплоэнергетики [74].

Максимум на что может рассчитывать Великобритания – 20 % к 2030 году за счет современных видов изоляции и модернизации зданий. Природный газ является дешевой, удобной и относительно чистой альтернативой углю и нефти, газовое топливо доминирует в энергетическом балансе Европы. Тепловые насосы распространены в Азии и Америке. А центральное отопление – прерогатива России и Скандинавии, и, кстати, самая декарбонизированная технология из всех традиционных [75].

Низкоуглеродное топливо?

Международным энергетическим агентством были предложены пять основных вариантов для декарбонизации мировой теплоэнергетической промышленности [76-80]. Большинство из них получили распространение в отдельных странах, но ни одна из них широко не используется сразу по всему миру. Основные варианты:

1. Сокращение спроса. Тепловая изоляция, устройства с более высоким КПД и непосредственно изменение спроса на тепловую энергию, благодаря более бережному отношению к тепловой энергии. Этот вариант предлагает снижение потребления тепла в жилых помещениях на 20 % к 2050 году. Основное препятствие этому варианту: 90 % жилого фонда уже построены, и будут стоять и к 2050 году, модернизация каждого построенного здания – слишком дорогое мероприятие. Некоторые объекты вообще не подлежат модернизации.

2. «Зеленый» газ. Природный газ может быть заменен на биогаз, используя уже построенную инфраструктуру для природного газа. Биогаз получают путем анаэробного сбраживания или газификации отходов, сточных вод, свалочного газа и агрокультур. Основные препятствия: доступность и сезонность этих ресурсов. Если мы сортируем и перерабатываем его, то мы не получим из него никакой энергии, сценарий предусматривает под собой отказ от сортировки мусора, к тому же газ может быть плохого качества и сильно загрязнен. Британская энергетическая компания рассматривает варианты замены не более чем 15 % природного газа на биогаз. Также нынешняя инфраструктура подходит для использования водорода.

3. Переход на электрическое отопление. Тепловые насосы широко используются во многих странах и в глобальном плане могут обеспечить сокращение выбросов на 8 %. Однако ограниченная выработка и зависимость КПД от сезона не позволяет тепловым насосам в полной мере обеспечить зимний спрос. К тому же тепловые наосы требуют больших капитальных затрат. Несмотря на все это, тепловые насосы могут играть важную роль, особенно в сельских районах, слишком удаленных для централизованного теплоснабжения или газоснабжения. Отопление электричеством возможно только в местах, где газовое отопление запрещено по соображениям безопасности.

4. Централизованное отопление. Является обычным явлением в немногих странах, в которых обычно холодный климат сочетается с плановой застройкой жилплощади. При массовом внедрении тепловые сети могут обеспечить 10–20 % всего тепла в жилых помещениях к 2050 году в густонаселенных странах. Тепловые сети капиталоемки и очень сложны при монтаже, при передаче тепла на расстояния более чем 30 км становятся менее эффективными. При использовании тепловых сетей тарифы меньше на 30 %, чем при использовании газовых котлов. Тепловые сети могут идти не только от ТЭЦ, работающих на традиционных видах топлива, но и от геотермальных станций или промышленных центров. Схемы крупных ТЭЦ дешевле и эффективнее, чем индивидуальная система отопления.

5. Возобновляемые источники энергии. В настоящее время на ВИЭ производится 9 % тепла в мире, 0,9 % составляет биомасса, а остальная часть – солнечная, тепловая и геотермальная энергетика. Здесь имеет место проблема сезонности и непредсказуемой выработки в пиковые сезоны. Можно заметить, что каждая технология, направленная на декарбонизацию, не является полностью приемлемой, постоянно возникают барьеры и неопределенности, связанные с технической сложностью, стоимостью, пригодностью для региона и типа здания и безопасностью. В отдельных странах, как правило, доминирует одна из парадигм, причем в Европе превалирует вариант без декарбонизации, а просто со сжиганием природного газа.

Водородные котлы

Топливные элементы начали воспринимать как средство декарбонизации энергосистемы всего несколько лет назад. Однако недавние исследования показали, что водород может сыграть ключевую роль в декарбонизации, в том числе сферы теплоэнергетики. В этом отношении существует несколько подходов.

Существующие газовые котлы могут работать на водородных смесях без значительных модернизаций. Чистый водород требует другого оборудования – у водорода очень высокая скорость распространения пламени, поэтому требуются специальные горелки [81]. Так же существуют каталитические котлы, где происходит процесс «холодного» горения и не происходит образования оксидов азота, но такие котлы являются маломощными и требуют водорода особой чистоты [82]. Но такое масштабное переоборудование не является беспрецедентной акцией, только Великобритания заменила 40 миллионов приборов стоимостью 8 миллиардов фунтов, при переходе на газовые котлы с 2004 по 2015 год.

ТЭЦ на топливных элементах

При использовании топливных элементов возможна комбинированная выработка тепловой и электрической энергии с довольно высокой степенью эффективности. Баланс между теплом и электричеством сдвигается в ту или иную сторону в зависимости от технологии и, в частности, от рабочей температуры системы. ДВС и двигатели Стирлинга генерируют больше тепла, чем электричества, поэтому лучше подходят для больших зданий с высокими тепловыми нагрузками, но их углеродный след значительно выше, чем у других технологий [84]. Самый оптимальный баланс имеют ТЭЦ. Опыт использования топливных элементов в этой сфере уже имеется (например, ТЭЦ на фосфорнокислых топливных элементах), но с тех пор развились и другие водородные технологии, в таблице ниже представлено их сравнение.

Как правило, системы с твердополимерным электролитом используются в малых домохозяйствах, а системы с твердооксидным и расплавкарбонатным электролитом больше подходят для промышленности благодаря сниженным требованиям к топливу и высоким рабочим температурам. На рисунке выше видно, что цены падали с ростом спроса на некоторые технологии, в частности, на ТПТЭ в Азии, но с РКТЭ и ТОТЭ в США ситуация обратная. Есть тренд на снижение цены, но 10000 USD за кВт установленной мощности – все еще очень дорого, даже АЭС выходят дешевле, не говоря о традиционной генерации на уровне 750–1500 USD за кВт [91].

Читайте также о топливных элементах.

Другие технологии

Нетривиальным решением являются газовые тепловые насосы, где тепловой насос приводится в действие двигателем, который работает на водороде. В настоящее время такая система прошла стадию испытаний и предварительно обеспечивает экономию на 26– 43 % в сравнении с конденсационными котлами [82].

Около 10 тысяч гибридных тепловых насосов установлены в Европе и Азии; цена на систему, безусловно, высокая, но это один их тех вариантов, где тепловой насос обеспечивает от 60 до 95 % годовой потребности в тепле. Также систему удорожает факт наличия газового котла для покрытия пиковых нагрузок [82].

Отопление

Вернемся к топливным элементам. Несмотря на дороговизну системы, у топливных элементов самая большая мировая доля в сегменте микро-ТЭЦ для отопления частных домов. В мире установлено свыше 225000 систем с твердополимерным электролитом. Электрическая эффективность таких систем ниже, чем у других типов, но в то же время они обладают высокой тепловой эффективностью (55 %).

В Японии 7 % всех систем отопления оснащены ТОТЭ, которые работают постоянно, так как время запуска системы может превышать 12 часов [92]. Они имеют высокую электрическую эффективность и пониженные требования к топливу из-за высоких рабочих температур (700 °С).

Коммерческий сектор также использует системы на топливных элементах. По всему миру суммарно установлены 100 МВт, но основная часть – в США и Южной Корее. Здесь преобладают РКТЭ и ФКТЭ системы, поскольку они требуют более дешевых катализаторов. РКТЭ имеют электрический КПД в районе 45 %, но обладают низким сроком службы (20000 часов) и высокой степенью деградации из-за агрессивной среды расплавленных карбонатов и высоких температур [93]. К тому же, в отличие от ТПТЭ, системы на РКТЭ потребляют CO2 в качестве топлива и не в состоянии работать на чистом водороде, но открывают возможность улавливать и хранить углерод.

Промышленность

Промышленность полностью полагается на ископаемое топливо: 75 % всей энергии, используемой для промышленных нужд, получено из углеводородов, соответственно, на промышленность приходится 20 % всех вредных выбросов в мире. В промышленности путь декарбонизации будет очень долгим, поскольку в развитых странах промышленность уже достигла своих пределов по технологиям энергосбережения, к тому же инвестировать в новое оборудование, которое, возможно, и не будет работать как надо, – не самая удачная идея.

Здесь открывается неожиданная ниша для водородных технологий. Водород и так широко используется в качестве химического сырья (производство аммиака или нефтепереработка), а во многих технологических процессах является побочным продуктом (например, производство хлора), и есть возможность использовать этот водород в качестве источника электрической или тепловой энергии. Водород может заменить природный газ для выработки тепловой энергии в промышленности, для этого понадобится переоборудование горелок и печей, но и требования к чистоте водорода в этом случае ниже.

В целом при использовании водорода в промышленности остается больше вопросов, чем ответов. Из-за низкой «зрелости» технологии, неопределенных капитальных затрат и вероятности фундаментальной модернизации производства переход на водород в обозримом будущем не представляется возможным. Промышленность нуждается в рентабельной и надежной системе, решение об установке которой в первую очередь основывается на технической и экономической рациональности, а компактность и эстетические соображения могут быть проигнорированы.

Электроснабжение на водородных технологиях.

С 1990 года мировое потребление электрической энергии увеличилось вдвое, и составляет сейчас 40 % от всего потребления первичных источников энергии [94]. Ископаемое топливо производит 75 % всей электроэнергии, выделяя при этом 15 Гт CO₂ ежегодно, или 42 % от всего мирового объема [95]. В мировой энергетической политики развитых стран заложен путь на декарбонизацию этой отрасли.

В отличие от других секторов, рассмотренных ранее, в производстве электрической энергии уже имеется ряд альтернатив не только с низким, но даже отрицательным выбросом углерода. За последние 10 лет ветровая и солнечная энергетика выросла в десять раз, и составляет в настоящее время 11 % мировых генерирующих мощностей.

Ветровая и солнечная энергетика – это формы периодически возобновляемых источников энергии: их производство невозможно полностью контролировать или прогнозировать, поскольку они зависят от локальных условий.

Уравновешивание спроса и предложения требует новых решений, при условии декарбонизации отрасли и сохранении текущего уровня надежности. Электроэнергетика имеет фундаментальное ограничение – предложение всегда должно уравновешивать спрос, а надежность системы имеет первостепенное значение, так как выход системы из строя влечет за собой экономический и социальный ущерб.

Водородные технологии могут помочь как в интеграции, так и в расширении производства электроэнергии с низким содержанием углерода. Производство электроэнергии из водорода набирает обороты – мировые мощности достигли 1,2 ГВт в 2020 году, и в целом прирост составляет 25 % в год. Однако, несмотря на этот рост, ни одна компания еще не получила ощутимой прибыли от продажи стационарных топливных элементов.

Электроэнергетика

Топливные элементы хорошо подходят для сектора электроэнергетики благодаря возможности работы при различных нагрузках без потери эффективности, а также быстрому переходу между рабочими режимами, к тому же, как правило, их располагают близко к конечному потребителю, тем самым минимизируя потери при передаче и распределении электрической энергии. Кроме того, водородная энергетика предусматривает долгосрочное хранение водорода, тем самым позволяя воплощать сезонное аккумулирование энергии в энергетических системах с ВИЭ. Условно говоря, в солнечный день, когда есть избыток электрической энергии, можно направить его на электролиз воды, запасая водород, а в пасмурный день использовать этот водород в топливном элементе.

Но потенциал декарбонизации, связанный с использованием водородных технологии, зависит от технологического процесса производства водорода и цепи поставок. Получая водород при помощи паровой конверсии, мы все так же выбрасываем парниковые газы в атмосферу в промышленных масштабах.

Пиковые нагрузки

В последнее время активно разрабатываются турбины, которые использовали бы водород или водородные смеси вместо природного газа или дизельного топлива [100]. Газовые турбины – давно известная и развитая технология; в самой конструкции турбины необходимо будет только изменить вид форсунок и горелок в камере сгорания, но есть другое существенное ограничение – отсутствие инфраструктуры для доставки водорода. Поэтому компании, развивающие это направление, предлагают следующий выход: небольшая установка парового риформинга метана, оснащенная системой улавливания и хранения углерода, большое газовое хранилище для водорода и большая газовая турбина с разомкнутым циклом [101]. Но при сжигании водорода в турбине резко падает эффективность: если при электрохимическом преобразовании энергии в топливном элементе КПД составляет 40–60 %, то при сжигании водорода в камере сгорания газовой турбины – 30 % без комбинированного цикла и 35 % с комбинированным.

Одним из ключевых преимуществ топливных элементов является то, что они сохраняют свою эффективность при масштабировании системы вниз [102-103]. Другие традиционные источники электрической энергии, такие как газовая или паровая турбина, подвержены паразитным нагрузкам и тепловым потерям, соответственно, газовая турбина мощностью 100 кВт на 25 % менее эффективна, чем турбина на 410 МВт. В топливных элементах такого эффекта не наблюдается, возможно, потому что никто не делал топливный элемент мощностью 410 МВт, но сравнение характеристик 500 кВт топливного элемента и 1 кВт топливного элемента показывает, что эффективность остается на одном уровне [104].

Топливные элементы в качестве источника электрической энергии в наше время скорее роскошь, поэтому они набирают популярность в американских технологических компаниях и транснациональных корпорациях, которые стремятся к экологическому имиджу. Но в некоторых районах США стоимость электрической энергии от топливных элементов даже дешевле, чем цена у местных коммунальщиков (8–10 центов за кВт*ч против 14–16 центов за кВт*ч) [105].

Хороший пример – компания Bloom Energy, они поставляют модули твердооксидных топливных элементов мощностью 200 кВт, топливом служит природной или биогаз. Электрический КПД системы – 57 %. Первые блоки они поставили компании Google в 2008 году, контракты Bloom Energy превышают контракты его трех конкурентов вместе взятых [106].

Успех компании в первую очередь объясняется субсидиями в рамках стимулирования зеленой генерации в США и Азии (200 млн долларов от штата Калифорния в 2010 году), но, поскольку топливом является био- или природный газ, в системе предусмотрен риформер, из чего следует, что декарбонизация здесь не сильно ощущается [107]. Выбросы ТОТЭ, использующего природный газ, составляют 350–385 грамм CO2 на кВт*ч, в то время как турбины, использующие комбинированный цикл, выбрасывают 360–390 грамм CO2 на кВт*ч [108]. Можно сделать логичный вывод: мало использовать зеленую технологию, необходимо делать весь цикл «топливо–электричество» зеленым для достижения экологического эффекта.

V2G (Vehicle – to grid)

V2G (Vehicle – to grid) – концепция двухстороннего использования электромобилей, подразумевающая подключение машины в общую электрическую сеть для подзарядки автомобиля с возможность выдачи электрической энергии в сеть для участия в балансировании энергосистемы.

Электрификация транспортного сектора может усугубить баланс энергосети, если не контролировать зарядку автомобильных аккумуляторов. Использование водородных двигателей устраняет эту проблему [109]. Имея, пусть и небольшой, генератор электрической энергии на борту автомобиль действительно при необходимости может помочь в балансировании сети [110].

Конечно, существует проблема, что владелец авто не захочет делиться водородом для балансирования сети, ведь ему может экстренно потребоваться автомобиль, но скорее эта проблема может затронуть электромобили с аккумуляторной батареей из-за чисто физического ограничения на емкость аккумулятора и продолжительного времени заряда. Например, водородная Toyota Mirai вмещает 5 кг водорода или 600 МДж химической энергии (на основе низшей теплоты сгорания). Если бы его можно было преобразовать с КПД 50 %, то половина топливного бака дала бы 40 кВт*ч электрической энергии. К тому же постоянные циклы разряда и заряда очень плохо скажутся на ресурсе аккумуляторов электромобилей [111-112].

Хранение электрической энергии

Хранение электрической энергии в виде газообразного водородного топлива может обеспечить практически неограниченное по объему и времени хранение. Правда, если использовать путь полной декарбонизации, тут получается сомнительная эффективность. Для получения 1 м³ водорода необходимо затратить на электролиз от 4,5 до 5,2 кВт*ч электрической энергии, плюс сюда же надо добавить затраты на сжатие и подачу водорода в хранилища. Для того чтобы получить 1 кВт*ч электрической энергии в топливном элементе нам понадобится 0,7 м³ водорода. Интегральный КПД получится на уровне 10 %, но такой подход можно считать уместным, если будет взят курс на декарбонизацию. В настоящее время существует два коммерчески доступных процесса электролиза воды: щелочной электролиз и твердополимерный электролиз; перспективным считается системы с твердооксидным электролизом, но они уже долгое время находятся в стадии НИР.

Самым дешевым и эффективным способом электролиза является щелочной. В среднем затраты на 1 м3 водорода в нем составляют 4,4 кВт*ч, против 5,2 кВт*ч в твердополимерной системе. Но при щелочном электролизе существует ряд проблем электрохимического характера, что делает систему неудобной в эксплуатации, поэтому в последнее время активно вводятся твердополимерные системы (около 30 % от всех электролизных установок)[116-117].

Водород или метан?

Получать водород с помощью электрической энергии дешевле и проще. Если представить мир, где вся энергия получена от ВИЭ, то обеспечить заправочные станции водородом будет в разы проще, чем метаном. Но метановая инфраструктура уже существует и сильно развита, а водородная – нет. Чаще всего водород хранят в резервуарах высокого давления (до 750 атм). Одна из альтернатив – смешивание водорода с природным газом в существующих сетях, правда, выше уже сказано, что водорода может быть максимум 10–20 % по объему от всей смеси [118-119].

Еще более сложный и неэффективный процесс – преобразование водорода в метан (цикл обратный паровой конверсии метана). Метанирование водорода достигается либо каталитическим, либо биологическим процессом и требует источника CO и CO₂. Преобразование энергии в метан на 15–30 % дороже, чем процесс преобразования энергии в водород. В глобальном масштабе емкость хранения энергии в газораспределительных сетях оценивается в 3600 ТВт*ч, это в три раза больше, чем все мировое производство от ВИЭ вместе взятых[120]. В целом существующая газовая инфраструктура и возможность утилизировать CO и CO₂ в процессе превращения водорода в метан делает идею интересной.

Экономика

Промышленных объектов никто не строил, поэтому существуют только данные, полученные при моделировании [121-124]. Почти все авторы пришли к выводу, что системы «Power to gas» не были бы рентабельны ни в настоящее время, ни в ближайшем будущем – затраты слишком высоки. Электролиз – слишком дорогая технология, а нормального рынка для продажи водорода не существует [125-130].

Концепция играет ключевую роль только в том случае, если вся энергосистема страны работает на ВИЭ, и, даже несмотря на высокую стоимость и низкую эффективность, без преобразования избытков электроэнергии в газ ее просто невозможно сбалансировать, иначе случится коллапс [131].

Водородная инфраструктура.

Через весь написанный текст прослеживается четкая линия идеи: даже если водородная технология станет дешевле конкурентов, внедрить ее все равно будет трудно из-за отсутствия инфраструктуры. Ведь в действительности для «глобальной» водородной энергетики должна быть создана с огромными затратами и дублированием инфраструктуры, и, по моему мнению, это и является ключевой проблемой. Необходимо использовать водород там, где это хоть как-то оправдано, где не требуется промышленная трансформация инфраструктуры.

Производство водорода

Производство рентабельного водорода с использованием зеленых технологий является серьезным препятствием для развития системы. Во всем мире производится 65 Мт водорода в год в качестве сырья для химической и нефтехимической промышленности, что эквивалентно 7,8 ЭДж [132- 135]. Половину этого водорода получают за счет парового риформинга природного газа, 30 % – способом окисления сырой нефти, 18 % – путем газификации угля, и только 4 % – электролизом воды. Ведутся разработки по высокотемпературному паровому электролизу, солнечному термохимическому расщеплению воды (искусственный фотосинтез) и по производству водорода из биологического сырья [136- 140].

Ископаемое топливо и биомасса.

Риформинг – преобразование углеводородов и водяного пара в водород и монооксид углерода (синтез-газ). Водород получается относительно чистый, да и эффективность процесса высокая (3 моля водорода на 1 моль метана), но реакция проходит с поглощением теплоты, то есть необходим постоянный подвод теплоты, и процесс должен быть непрерывным [141].

Частичное окисление – это неполное сгорание богатой топливом смеси для получения синтез-газа. Процесс более универсален, чем риформинг, позволяет использовать более широкий диапазон видов топлива и протекает быстрее и без необходимости внешнего подвода тепла. Однако выход по водороду значительно меньше, а полученному водороду требуется дополнительная очистка [142].

Газификация – процесс частичного сжигания угля или биомассы при высокой температуре и высоком давлении для получения синтез-газа. Реакция протекает быстро, но установки по газификации дорогие, топливо необходимо предварительно обработать, а выработанный синтез-газ является очень грязным [143].

Подавляющие большинство водорода производится именно из ископаемого топлива, а количество выбросов CO₂ зависит от сырья и эффективности преобразования. Улавливание и хранение углерода (CSS) может быть применено на крупном производстве и потенциально может привести к отрицательному углеродному следу при использовании сырья для биоэнергетики [144-150].

Электролиз воды

Щелочной электролиз известен более 100 лет, именно эта технология обеспечивала и продолжает обеспечивать кислородом системы жизнеобеспечения на космических станциях. Но твердополимерные системы развиваются очень быстро и представляют особый интерес в плане получения водорода.

Щелочной электролиз – наиболее продуманная и дешевая технология. Между анодом и катодом, который находится в щелочном электролите, подается постоянный ток. Электролизные блоки могут иметь мощность в несколько МВт.

Хотя твердополимерные системы известны относительно давно, коммерчески доступными они стали лишь в начале 2000-х годов. Они имеют мгновенный отклик и запуск, спокойно реагируют на резкий останов. Обладая высокой удельной мощностью, высоким выходным давлением (80 бар), способны работать без компрессора, тем самым уменьшая затраты на сжатие водорода [151,152]. Стоимость такой системы примерно в два раза выше, чем у щелочной, а срок службы ячеек в 1.5 раза меньше.

Твердооксидные электролизеры используют твердый керамический электролит и работают при высоких температурах (700–900 °С), такая температура оказывает хорошее влияние на протекание электрохимической реакции, за счет этого система имеет КПД выше, чем у аналогов. Основной проблемой является деградация материалов из-за высоких температур и невозможность совершения многократных пусков и остановок системы. Это обусловлено различными коэффициентами термического расширения материалов электролизера, то есть система на пятый, к примеру, запуск может просто рассыпаться [153-155].

Удельные затраты на электролизеры высоки, киловатт установленной мощности щелочного электролизера около 1300–2500 USD.

Компримирование водорода

Обычно водород после электролизеров выходит под давление от 15 до 80 бар. Пилотные водородные трубопроводы работают примерно при этих же давлениях, с равномерно расположенными компрессорами для транспортировки водорода. Для хранения водород должен быть сжат или сжижен, для достижения необходимой плотности энергии. Водород в баллонах под давлением – наиболее используемый вариант, его удобно перевозить, а также процесс не настолько энергоемкий, как сжижение. В настоящее время на водородных заправках можно встретить емкости под давление до 950 бар, это сделано для более быстрой заправки автомобиля.

Потери энергии при сжатии до 950 бар значительны и оцениваются примерно в 2,67 кВт*ч на 1 кг водорода, при сжатии от 20 бар. Около 7 % всей химической энергии водорода теряется при заправке автомобиля до давления 700 бар. Обычно КПД механического компрессора составляет 70 %, и такой невысокий КПД тоже увеличивает конечную стоимость и углеродоемкость топлива.

Механический компрессор используется давно во многих сферах жизнедеятельности человека, но именно он является основной причиной простоя на заправочных водородных станциях, 72 % аварий приходится на него. Ниже представлено сравнение всех более или менее развитых технологий компримирования водорода.

Ожижение водорода

Сжиженный водород обладает значительной удельной энергией относительно аналогов, к тому же его проще транспортировать грузовым транспортом или судном, то есть доставить туда, где прокладка трубопровода нецелесообразна с экономической точки зрения. В США 92 % всего водорода на продажу транспортируется в жидком виде. Однако технология является энергоемкой: в среднем на сжижение 1 кг водорода на промышленном предприятии требуется 11 кВт*ч электрической энергии. Для понимания масштаба, 11 кВт*ч это одна треть от всей химической энергии содержащейся в 1 кг водорода.

Чистота водорода

Стандарт ISO 14687-2 для твердополимерных систем требует водород чистотой 99,97 %, это требование является обязательным и сильно влияет на ресурс систем и с другими типами электролитов. Преимущество высокотемпературных ТОТЭ и РКТЭ заключается в том, что у них требования к чистоте топлива ниже, и даже возможна работа на чистом метане и монооксиде углерода (хоть и с последствиями). Фосфорнокислые системы толерантны примерно к 1 % CO, однако в твердополимерных системах такое содержание CO «отравит» платиновый катализатор и выведет систему из строя. Сера убьет просто любую систему, с этим связаны сложности по использованию био- и синтез-газа в чистом виде

Риформинг

Водород, полученный паровой конверсией природного газа, нуждается в нескольких стадиях очистки, особенно если он используется в низкотемпературных системах.

Система очистки тоже имеет свою стоимость, и, после проведения процесса паровой конверсии, еще необходимо потратить 0,7 долл. на килограмм водорода для возможности использования его в других системах.

Вместо вывода.

В 2022 году исполнится 90 лет с момента старта освоения топливных элементов. За это время был проделан большой путь от использования в космических программах до первого коммерческого автомобиля. В настоящее время топливные элементы отапливают 225000 домов.

Водород может играть важную роль наряду с электричеством в низкоуглеродной экономике, поскольку может служить источником как тепла, так и электричества. Даже при том, что сам по себе водород не отвечает фундаментальным требованиям для мгновенного балансирования энергетической системы, он может обеспечить альтернативный вариант на пути к более глубокой декарбонизации за счет водородных хранилищ. Многочисленные способы производства, распределения и потребления водорода представляют собой сложный компромисс между стоимостью, выбросами, масштабируемостью и требованиями к чистоте водорода, но также предоставляют множество вариантов, которые можно использовать в зависимости от конкретных обстоятельств.

Водород и топливные элементы не являются синонимами, они могут работать в тандеме, или отдельно друг от друга. Топливные элементы могут работать на природном газе, но в самих топливных элементах не происходит реакции горения, что позволяет снизить влияние на экологию. Водород можно сжигать в двигателях и котлах без прямого выброса CO2. При совместном использовании, в виде водородных топливных элементов, отсутствуют выбросы в точке использования, а общие выбросы зависят от способа производства водорода (этот тезис также относится к электричеству).

Стоимость автомобилей на топливных элементах высока по сравнению с электромобилями на аккумуляторных батареях, но запас хода значительно больше и время заправки меньше у водородных автомобилей. Теплоэнергетика почти не приспособлена для декарбонизации, тепловые насосы, системы централизованного теплоснабжения и сжигание биомассы постоянно сталкиваются с препятствиями. Комбинированное производство тепла и электричества на топливных элементах может работать на сегодняшней газовой инфраструктуре, правда, с отрицательным экономическим эффектом и без особого улучшения ситуации с выбросами.

Вероятно, раньше всего водородные технологии найдут себя в низкоуглеродных энергетических системах, в которых преобладает спрос на ВИЭ и/или электрическое отопление. Имея хорошую маневренность, топливные элементы в состоянии компенсировать дополнительную нагрузку в пиковые сезоны на те же тепловые насосы. Помимо управления краткосрочной динамикой, преобразование электроэнергии в водород или другие виды топлива может обеспечить крупномасштабное долгосрочное хранение, необходимое для поддержания сети в период отсутствия возобновляемых ресурсов.

Информация о произведении

Статья из третьего выпуска интернет-журнала «Стройка Века» «Энергетика в эпоху декарбонизации». Поблагодарить авторов и получить в подарок красивую версию можно по ссылке.

Автор: Антон Федотов.

Условия использования: свободное некоммерческое использование при условии указания автора, и ссылки на первоисточник (статью на действующем сайте интернет-журнала "Стройка Века").

Для коммерческого использования - обращаться на почту:
buildxxvek@gmail.com

Источники

[1] - World Resources Institute, CAIT Climate Data Explorer, http://cait.wri.org.
[2] - S. Bakker, Energy Policy, 2010, 38, 6540–6544.
[3] - Hydrogen Council, Hydrogen scaling up: a sustainable pathway for the global energy transition, 2017.
[4] - I. Staffell, P. Dodds, D. Scamman, A. Velazquez Abad, N. M. Dowell, K. Ward, P. Agnolucci, L. Papageorgiou, N. Shah and P. Ekins, The Role of Hydrogen and Fuel Cells in Future Energy Systems, H2FC Supergen, 2017.
[5] – A. Hawkes, I. Staffell, D. Brett and N. Brandon, Energy Environ. Sci., 2009, 2, 729–744.
[6] – M. Momirlan and T. N. Veziroglu, Renewable Sustainable Energy Rev., 2002, 6, 141–179.
[7] - K. Mazloomi and C. Gomes, Renewable Sustainable Energy Rev., 2012, 16, 3024–3033.
[8] - Energy Information Administration, International Energy Outlook, 2017.
[9] - ECC Select Committee, Government to miss 2020 renewable energy targets, 2016.
[10] – Norsk Elbil Forening, Elbilsalget: Ned i fjor – venter ny vekst i år, http://elbil.no/elbilsalget-ned-i-fjor-venter-ny-vekst-i-ar/
[11] -  Next Greencar, Electric car market statistics, http://www. nextgreencar.com/electric-cars/statistics/.
[12] – DEFRA, Plan for roadside NO2 concentrations published, 2017, https://tinyurl.com/defra-no2
[13] -  Reuters, France to end sale of diesel and gasoline vehicles by 2040, 2017, https://tinyurl.com/reuters-france-diesel-ban
[14] - B. G. Pollet, I. Staffell and J. L. Shang, Electrochim. Acta, 2012, 84, 235–249
[15] - G. J. Offer, D. Howey, M. Contestabile, R. Clague and N. P. Brandon, Energy Policy, 2010, 38, 24–29.
[16] – Autocar, Hyundai ix35 Fuel Cell review, 2015, https://tinyurl. com/autocar-ix35
[17] - Green Car Reports, Toyota Mirai Priced At $57,500, With $499 Monthly Lease, 2016, https://tinyurl.com/ greencar-mirai.
[18] – Renault, ZOE – Models & prices, 2018, https://www.renault.co. uk/vehicles/new-vehicles/zoe-250/models-and-prices.html
[19] -  Nissan, 2017 Leaf Specs, 2017, https://www.nissanusa.com/ electric-cars/leaf/versions-specs/version.s.html.
[20] – M. Melaina and M. Penev, Hydrogen Station Cost Estimates, NREL, 2013.
[21] – Cleantech Canada, Ontario to get first public hydrogen fueling stations as feds shell out $1.6M, 2017, https:// tinyurl.com/yaj7kgxv.
[22] -  Rolec, Rolec Electric Vehicle Charging Stations, 2017, http:// www.rolecserv.com/ev-charging.
[23] - D. Scamman, M. Newborough and H. Bustamante, Int. J. Hydrogen Energy, 2015, 40, 13876–13887.
[24] - H. Ammermann, Y. Ruf, S. Lange, D. Fundulea and A. Martin, Fuel Cell Electric Buses – Potential for Sustainable Public Transport in Europe, 2015
[25] – International Energy Agency, Technology Roadmap: Hydrogen and Fuel Cells, Paris, 2015
[26] – D. Hart, J. Howes, B. Madden and E. Boyd, Hydrogen and Fuel Cells: Opportunities for Growth. A Roadmap for the UK, E4Tech and Element Energy, 2016
[27] – Coalition study, A portfolio of power-trains for Europe: a factbased analysis, McKinsey & Company, 2010.
[28] – P. E. Dodds and P. Ekins, Int. J. Hydrogen Energy, 2014, 39, 13941–13953.
[29] – J. Marcinkoski, J. Spendelow, A. Wilson and D. Papageorgopoulos, Fuel Cell System Cost – 2015, US Department of Energy, 2015.
[30] -   Hydrogen Council, How hydrogen empowers the energy transition, 2017
[31] – I. E. L. Stephens, J. Rossmeisl and I. Chorkendorff, Science, 2016, 354, 1378.
[32] -  J. Harvey, Platinum’s fuel-cell car bonanza proves elusive, 2018, https://tinyurl.com/reuters-fcev-platinum
[33] – L. Mearian, Hydrogen refueling stations for cars to reach 5,000 by 2032, in Computerworld, 2017.
[34] -  Toyota, Toyota moves to expand mass-production of fuel cell stacks and hydrogen tanks towards ten-fold increase post-2020, 2018, https://newsroom.toyota.co.jp/en/corporate/ 22647198.html.
[35] - Daimler, New ‘‘Hydrogen Council’’ launches in Davos, 2017.
[36] – Zap-Map, 2017, https://www.zap-map.com/
[37] -  J. Murray, Electric vehicle charge points to outnumber petrol stations by 2020, say Nissan, The Guardian, Manchester, 2016.
[38] - Ludwig-Bo¨lkow-Systemtechnik and TU¨V SU¨D, Hydrogen Refuelling Stations Worldwide, 2017, https://www.netinform. de/H2/H2Stations/Default.aspx
[39] - UK H2Mobility, Phase 1 Results, London, UK, 2013.
[40] - GLA, Draft Mayor’s Transport Strategy, Greater London Authority, 2017.
[41] – J. Spendelow and D. Papageorgopoulos, Fuel Cell Bus Targets, US Department of Energy, 2012.
[42] -  J. Marcinkoski, A. Wilson and D. Papageorgopoulos, On-Road Fuel Cell Stack Durability, US Department of Energy, 2016.
[43] – L. Eudy, M. Post and M. Jeffers, Zero Emission Bay Area (ZEBA) Fuel Cell Bus Demonstration Results: Fifth Report, 2016
[44] -  US Department of Energy, Compare Fuel Cell Vehicles, 2017, http://www.fueleconomy.gov/feg/fcv_sbs.shtml
[45] - 4 L. Eudy, M. Post and M. Jeffers, Fuel Cell Buses in U.S. Transit Fleets: Current Status 2016, NREL, Golden, CO, 2016.
[46] - FCH-JU, Urban buses: alternative powertrains for Europe, 2012.
[47] - N. Brahy, Fuel Cell Electric Buses – Potential for Sustainable Public Transport in Europe, 2015.
[48] - Toyota, Toyota to Start Sales of Fuel Cell Buses under the Toyota Brand from Early 2017, 2016.
[49] -  E4Tech, The Fuel Cell Industry Review, 2016
[50] –  B. Madden, London hydrogen buses and the CHIC project, All-Energy, 2016.
[51] – L. Eudy, M. Post and M. Jeffers, Zero Emission Bay Area (ZEBA) Fuel Cell Bus Demonstration Results: Fifth Report, 2016.
[52] -  Tesla, Semi, 2017, https://www.tesla.com/semi.
[53] – Kenworth, Kenworth Receives $8.6 Million in Grants for LowEmission T680 Day Cab Drayage Truck Projects in California, 2016, http://tinyurl.com/zm84j3d.
[54] -  6 Forbes, Toyota Rolls Out Hydrogen Semi Ahead Of Tesla’s Electric Truck, 2017, https://tinyurl.com/ljs9xke
[55] - Edie, World’s largest brewer orders 800 hydrogen-electric trucks, 2018, http://www.edie.net/news/6/World-s-largestbrewer-orders-800-hydrogen-electric-trucks/.
[56] - Intelligent Energy, Met trials hydrogen powered scooters, 2017, https://tinyurl.com/yddjx4yl.
[57] - Alstom, Alstom unveils its zero-emission train Coradia iLint at InnoTrans, 2016.
[58] - E. Baldassari, Hydrogen-powered ferry? National lab says it’s possible, though costly, East Bay Times, 2016
[59] - ICAO, Historic agreement reached to mitigate international aviation emissions, International Civil Aviation Organization, 2016.
[60] - 8 C. Gonzalez, The Future of Electric Hybrid Aviation, Machine Design, 2016.
[61] - IPCC, Climate Change 2013: The Physical Science Basis, Contribution of Working Group I to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, 2013.
[62] – International Energy Agency, Energy Technology Perspectives, OECD/IEA, Paris, 2016.
[63] -  B. Lapillonne and K. Pollier, ODYSSEE-MURE: Energy Efficiency Trends for households in the EU, Enerdata, 2014
[64] – M. Chaudry, M. Abeysekera, S. H. R. Hosseini, N. Jenkins and J. Wu, Energy Policy, 2015, 87, 623–640.
[65] -  N. Eyre, Decarbonising Heat, Oxford Energy Expert Meeting, London, 2016.
[66] - I. Staffell, I. Hamilton and R. Green, in Domestic Microgeneration: Renewable and Distributed Energy Technologies, Policies and Economics, ed. I. Staffell, D. J. L. Brett, N. P. Brandon and A. D. Hawkes, Routledge, London, 2015.
[67] - I. Staffell, D. J. L. Brett, N. P. Brandon and A. D. Hawkes, Domestic Microgeneration: Renewable and Distributed Energy Technologies, Policies and Economics, Routledge, London, 2015.
[68] – BEIS, Baroness Neville-Rolfe’s speech at Policy Exchange’s Heat Summit, 2016.
[69] – Z. B. Richard Howard, Too Hot to Handle? How to decarbonise domestic heating, Policy Exchange, 2016.
[70] -  P. E. Dodds, A. Hawkes, W. McDowall, F. Li, I. Staffell, P. Gru¨newald, T. Kansara, P. Ekins and P. Agnolucci, The role of hydrogen and fuel cells in providing affordable, secure low-carbon heat, H2FC SUPERGEN, London, 2014.
[71] -  I. A. Grant Wilson, Front. Energy Res., 2016, 4, DOI: 10.3389/ fenrg.2016.00033
[72] – T. Boßmann and I. Staffell, Energy, 2015, 90(Part 2), 1317–1333.
[73] -  K. MacLean, R. Sansom, T. Watson and R. Gross, Comparing the impacts and costs of transitions in heat infrastructure, 2016.
[74] -  CCC, Next steps for UK heat policy, Committee on Climate Change, 2016.
[75] -  R. Hanna, B. Parrish and R. Gross, Best practice in heat decarbonisation policy: a review of the international experience of policies to promote the uptake of low-carbon heat supply, UKERC Working Paper, 2016
[76] – Z. B. Richard Howard, Too Hot to Handle? How to decarbonise domestic heating, Policy Exchange, 2016.
[77] –  GEA, Global Energy Assessment: Toward a Sustainable Future, Cambridge University Press, 2012.
[78] – O. Edenhofer, R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlo¨mer, C. V. Stechow, T. Zwickel and J. C. Minx, Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, 2014.
[79] – European Climate Foundation, Roadmap 2050: A Practical Guide to a Prosperous, Low Carbon Europe, 2010.
[80] -  Ofgem, Future Insights Series: The Decarbonisation of Heat, 2016.
[81] - J. Hodges, W. Geary, S. Graham, P. Hooker and R. Goff, Injecting hydrogen into the gas network – a literature search, Health and Safety Laboratory, Buxton, 2015.
[82] - 4 M. Dorrington, M. Lewitt, I. Summerfield, P. Robson and J. Howes, Desk study on the development of a hydrogen-fired appliance supply chain, Kiwa & E4 Tech, 2016
[83] - I. Staffell, Appl. Energy, 2015, 147, 373–385.
[84] - I. Staffell and E. Entchev, in Domestic Microgeneration: Renewable and Distributed Energy Technologies, Policies and Economics, ed. I. Staffell, D. J. L. Brett, N. P. Brandon and A. D. Hawkes, Routledge, London, 2015.
[85] – D. Stolten, R. C. Samsun and N. Garland, Fuel Cells – Data, Facts and Figures, Wiley-VCH, Weinheim, 2015
[86] –  H. R. Ellamla, I. Staffell, P. Bujlo, B. G. Pollet and S. Pasupathi, J. Power Sources, 2015, 293, 312–328
[87] – I. Staffell and R. Green, Int. J. Hydrogen Energy, 2013, 38, 1088–1102.
[88] – S. Kawamura, IPHE Country Update: Japan, in 28th IPHE Steering Committee Meeting, The Hague, Netherlands, 2017.
[89] – M. Wei, S. J. Smith and M. D. Sohn, Appl. Energy, 2017, 191, 346–357.
[90] - M. Wei, S. H. Chan, A. Mayyas and T. Lipman, in Fuel Cells: Data, Facts, and Figures, ed. D. Stolten, R. C. Samsun and N. Garland, Wiley VCH, 2016.
[91] - IRENA, Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. Volume 1, Issue 4: Solar Photovoltaics, 2012
[92] -  A. Maruta, Japan’s ENE-FARM programme, in Fuel cells: Why is Austria not taking off?, 2016.
[93] - ExxonMobil and FuelCell Energy, Inc., Pursue Novel Technology in Carbon Capture, 2016, https://tinyurl.com/exxonfuelcell-energy.
[94] - BP, BP Statistical Review of World Energy, 2017.
[95] - International Energy Agency, World Energy Outlook, Paris, 2016.
[96] – Platts, World Electric Power Plants Database, 2016.
[97] – Fuel Cell Today, The Industry Review 2011, 2011.
[98] – U.S. Department of Energy, 2007 Fuel Cell Technologies Market Report, 2007
[99] -  K.-A. Adamson, The Fuel Cell and Hydrogen Annual Review, 2016, http://tinyurl.com/4ew-fchar.
[100] - P. Chiesa, G. Lozza and L. Mazzocchi, J. Eng. Gas Turbines Power, 2005, 127, 73–80.
[101] -  Energy Technologies Institute, The role of hydrogen storage in a clean responsive power system, Energy Technologies Institute, Loughborough, UK, 2015.
[102] – EPA, Catalog of CHP Technologies, US Environmental Protection Agency, 2008.
[103] -  Osaka Gas, Review of Operations, 2012
[104] - Bloom Energy, ES-5700 Energy Server Data Sheet, 2017, http://www.bloomenergy.com/fuel-cell/es-5700-data-sheet/.
[105] - New York Times, A Maker of Fuel Cells Blooms in California, 2010, http://tinyurl.com/j5csg7w.
[106] - Bloom Energy, NASAt Technology Comes to Earth, 2017, http://www.bloomenergy.com/about/company-history/
[107] - S. Hardman, A. Chandan and R. Steinberger-Wilckens, J. Power Sources, 2015, 287, 297–306.
[108] - I. Staffell, Energy Policy, 2017, 102, 463–475
[109] – S. Letendre, P. Denholm and P. Lilienthal, Electric & Hybrid Cars: New Load, or New Resource?, in Public Utilities Fortnightly, 2006
[110] -  EREC, Re-thinking 2050: A 100% renewable energy vision for the European Union, European Renewable Energy Council, 2013.
[111] – W. Kempton, T. Jasna, L. Steven, B. Alec and L. Timothy, Vehicle-to-Grid Power: Battery, Hybrid, and Fuel Cell Vehicles as Resources for Distributed Electric Power in California, California Air Resources Board and the California Environmental Protection Agency, 2001
[112] -  F. Moura, Driving Energy System Transformation with ‘‘Vehicle-to-Grid’’ Power, IIASA, 2006.
[113] – 2 G. Gahleitner, Int. J. Hydrogen Energy, 2013, 38, 2039–2061.
[114] – G. Reiter, in Fuel Cells – Data, Facts and Figures, ed. D. Stolten, R. C. Samsun and N. Garland, Wiley-VCH, Weinheim, 2015.
[115] -  A. Buttler and H. Spliethoff, Renewable Sustainable Energy Rev., 2018, 82, 2440–2454
[116] – L. Bertuccioli, A. Chan, D. Hart, F. Lehner, B. Madden and E. Standen, Study on development of water electrolysis in the EU, 2014.
[117] -  O. Schmidt, A. Gambhir, I. Staffell, A. Hawkes, J. Nelson and S. Few, Int. J. Hydrogen Energy, 2017, 42, 30470–30492.
[118] – M. Gotz, J. Lefebvre, F. Mors, A. M. Koch, F. Graf, S. Bajohr, R. Reimert and T. Kolb, Renewable Energy, 2016, 85, 1371–1390.
[119] -  F. Zhang, P. C. Zhao, M. Niu and J. Maddy, Int. J. Hydrogen Energy, 2016, 41, 14535–14552.
[120]-  M. Sterner and M. Jentsch, Energiewirtschaftliche und o¨kologische Bewertungeines Windgas-Angebotes, 2011.
[121] – D. Parra and M. K. Patel, Int. J. Hydrogen Energy, 2016, 41, 3748–3761.
[122] –  M. Gotz, J. Lefebvre, F. Mors, A. M. Koch, F. Graf, S. Bajohr, R. Reimert and T. Kolb, Renewable Energy, 2016, 85, 1371–1390.
[123] – M. Kopp, D. Coleman, C. Stiller, K. Scheffer, J. Aichinger and B. Scheppat, Int. J. Hydrogen Energy, 2017, 42, 13311–13320.
[124] -  S. Schiebahn, T. Grube, M. Robinius, V. Tietze, B. Kumar and D. Stolten, Int. J. Hydrogen Energy, 2015, 40, 4285–4294.
[125]- S. Clegg and P. Mancarella, IET Gener. Transm. Distrib., 2016, 10, 566–575.
[126] – J. Vandewalle, K. Bruninx and W. D’Haeseleer, Energy Convers. Manage., 2015, 94, 28–39.
[127] – H. S. de Boer, L. Grond, H. Moll and R. Benders, Energy, 2014, 72, 360–370.
[128] – M. Qadrdan, M. Abeysekera, M. Chaudry, J. Z. Wu and N. Jenkins, Int. J. Hydrogen Energy, 2015, 40, 5763–5775.
[129] – W. Vanhoudt, F. Barth, J.-C. Lanoix, J. Neave, P. R. Schmidt, W. Weindorf, T. Raksha, J. Zerhusen and J. Michalski, Powerto-gas: short term and long term opportunities to leverage synergies between the electricity and transport sectors through power-to-hydrogen, Munich, 2016
[130] -  G. Guandalini, S. Campanari and M. C. Romano, Appl. Energy, 2015, 147, 117–130.
[131] - FCH-JU, Commercialisation of Energy Storage in Europe, 2015.
[132]-   OECD/IEA, IEA Energy Technology Essentials: Hydrogen Production & Distribution, 2007.
[133] – A. A. Evers, Actual Worldwide Hydrogen Production, 2008, http://tinyurl.com/89h9zot.
[134] – MarketsandMarkets, Hydrogen Generation Market – by Merchant & Captive Type, Distributed & Centralized Generation, Application & Technology – Trends & Global Forecasts (2011–2016), 2011.
[135] -  K. Wawrzinek and C. Keller, Industrial Hydrogen Production & Technology, FuncHy-Workshop, Karlsruhe, Germany, 2007.
[136] – Royal Society Policy Briefing, Options for producing lowcarbon hydrogen at scale, 2018.
[137] – C. L. Muhich, B. D. Ehrhart, I. Al-Shankiti, B. J. Ward, C. B. Musgrave and A. W. Weimer, Wiley Interdiscip. Rev.: Energy Environ., 2016, 5, 261–287
[138] –  D. Yadav and R. Banerjee, Renewable Sustainable Energy Rev., 2016, 54, 497–532.
[139] –  M. Y. Azwar, M. A. Hussain and A. K. Abdul-Wahab, Renewable Sustainable Energy Rev., 2014, 31, 158–173.
[140] - R. S. Poudyal, I. Tiwari, A. R. Koirala, H. Masukawa, K. Inoue, T. Tomo, M. M. Najafpour, S. I. Allakhverdiev and T. N. Vezirog˘lu, Compendium of Hydrogen Energy, Woodhead Publishing, Oxford, 2015, pp. 289–317.
[141] -  D. J. L. Brett, E. Agante, N. P. Brandon, E. Brightman, R. J. C. Brown, M. Manage and I. Staffell, in Functional materials for sustainable energy applications, ed. J. Kilner, S. Skinner, S. Irvine and P. Edwards, Woodhead Publishing, Cambridge, 2012.
[142] - 7 R. B. Gupta, Hydrogen Fuel, Production, Transport and Storage, CRC Press, 2008.
[143] - J. D. Holladay, J. Hu, D. L. King and Y. Wang, Catal. Today, 2009, 139, 244–260.
[144] – D. Sadler, A. Cargill, M. Crowther, A. Rennie, J. Watt, S. Burton, M. Haines, J. Trapps, M. Hand, R. Pomroy, K. Haggerty, I. Summerfield and M. Evans, H21 Leeds City Gate: 100% hydrogen conversion feasibility study, 2016, http://tinyurl.com/leeds-H21.
[145] – A. Susmozas, D. Iribarren, P. Zapp, J. Linben and J. Dufour, Int. J. Hydrogen Energy, 2016, 41, 19484–19491.
[146] – N. H. Florin and A. T. Harris, Chem. Eng. Sci., 2008, 63, 287–316.
[147] – C. v. Hirschhausen, J. Herold and P.-Y. Oei, Economics of Energy & Environmental Policy, 2012, 1, 115–123.
[148] – V. Scott, S. Gilfillan, N. Markusson, H. Chalmers and R. S. Haszeldine, Nat. Clim. Change, 2012, 3, 105.
[149] - R. Slade, A. Bauen and R. Gross, Nat. Clim. Change, 2014, 4, 99–105.
[150] - R. Matthews, N. Mortimer, J. P. Lesschen, T. J. Lindroos, L. Sokka, A. Morris, P. Henshall, C. Hatto, O. Mwabonje, J. Rix, E. Mackie and M. Sayce, Carbon impacts of biomass consumed in the EU: quantitative assessment, The European Commission DG ENER/C1/427, 2015.
[151] –   US Department of Energy, Hydrogen Production: Electrolysis, 2016
[152] -  O. Schmidt, A. Hawkes, A. Gambhir and I. Staffell, Nat. Energy, 2017, 2, 17110.
[153] –  S. D. Ebbesen, S. H. Jensen, A. Hauch and M. B. Mogensen, Chem. Rev., 2014, 114, 10697–10734
[154] – M. A. Laguna-Bercero, J. Power Sources, 2012, 203, 4–16.
[155] -  J.-h. Myung, D. Neagu, D. N. Miller and J. T. S. Irvine, Nature, 2016, 537, 528
[156] –  M. Carmo, D. L. Fritz, J. Mergel and D. Stolten, Int. J. Hydrogen Energy, 2013, 38, 4901–4934.
[157] – G. Parks, R. Boyd, J. Cornish and R. Remick, Hydrogen Station Compression, Storage, and Dispensing Technical Status and Costs, NREL, Golden, CO, 2014.
[158] – LCICG, Technology Innovation Needs Assessment (TINA): Hydrogen for Transport, Low Carbon Innovation Coordination Group, 2014.
[159] – F. Di Bella, Development of a Centrifugal Hydrogen Pipeline Gas Compressor, US Department of Energy, 2015.
[160] – R. Hanke-Rauschenbach, B. Bensmann and P. Millet, Compendium of Hydrogen Energy, Woodhead Publishing, Oxford, 2015, pp. 179–224.
[161] – HyET, 2011.
[162] – L. Lipp, Electrochemical Hydrogen Compressor, EERE, 2016.
[163] -  A. Kitchener, Bridging the pressure gap, The Future of CAES in the UK, London, 2016.

Источники изображений

Иные изображения взяты на правах добросовестного использования в образовательных целях