Эффекты внедрения системы накопления электроэнергии на основе водородных топливных элементов на ТЭЦ

Вадим ЛОКТИОНОВ
Ведущий научный сотрудник Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук, д. э. н.
E-mail: vadlok@mail.ru

Роман МАСЛЕННИКОВ
Магистрант Национального исследовательского университета «МЭИ»
E-mail: romaslennikoff@gmail.com

Данил ВОЛЫГИН
Магистрант Иркутского национального исследовательского технического университета
E-mail: danil@volygin.ru

Метаданные научной публикации

УДК 338.32

DOI 10.46920/2409‑5516_2026_03218_60

EDN: WAHEVS

Эффекты внедрения системы накопления электроэнергии на основе водородных топливных элементов на ТЭЦ
Effects of implementing an electricity storage system based on hydrogen fuel cells at a CHP plant

Роман МАСЛЕННИКОВ
Магистрант Национального исследовательского университета «МЭИ»
E-mail: romaslennikoff@gmail.com

Аннотация. В статье исследуются технико-экономические эффекты интеграции систем накопления электроэнергии (СНЭ) на основе водородных топливных элементов (ВТЭ) в существующие теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) Единой энергетической системы России (ЕЭС России). Проведен анализ влияния внедрения СНЭ на основе ВТЭ на нормированную стоимость электроэнергии (LCOE), эксплуатационные затраты и экологические платежи ТЭЦ. На основе проведенных расчетов установлено, что внедрение СНЭ установленной мощностью 37,5 МВт позволяет снизить годовые затраты на угольное топливо на 7,5 млн руб. Результаты демонстрируют, что при текущих экономических условиях срок окупаемости СНЭ на ВТЭ составляет около 3 лет, при этом технология обеспечивает повышение гибкости планирования ремонтных мероприятий и снижение рисков отклонения от заданного графика генерации.
Ключевые слова: накопители электроэнергии, водородные топливные элементы, водородная энергетика.

Abstract. The article studies the technical and economic effects of integrating hydrogen fuel cell based energy storage systems into existing combined heat and power plants of the Unified Energy System of Russia. The analysis of the impact of the technology introduction on the levelized cost of electricity (LCOE), operating costs and environmental payments of the heat and power plants is carried out. Based on the calculations, it was found that introducing an ES with an installed capacity of 37.5 MW allows reducing annual costs for coal fuel by 7.5 million rubles. The results demonstrate that under the current economic conditions, the payback period of the technology is about 3 years, while it provides increased flexibility in planning repairs and reduced risks of deviation from the specified generation schedule.
Keywords: energy storage systems, hydrogen fuel cells, hydrogen energy.

Введение

В настоящее время энергетическая отрасль характеризуется стремлением к оптимизации показателей надежности, экономической эффективности и экологической безопасности процессов производства, транспортировки и хранения энергии с целью снижения негативного влияния на окружающую среду и достижения углеродной нейтральности. Согласно энергетической стратегии Российской Федерации до 2035 г., актуальной задачей для развития топливно-энергетического комплекса РФ является сокращение вредных выбросов в окружающую среду к 2035 г. на 70–75% относительно 1990 г. Кроме того, были выделены следующие приоритеты государственной энергетической политики России:
переход к экологически чистой и ресурсосберегающей энергетике;
рациональное природопользование и энергетическая эффективность;
максимальное использование преимуществ централизованных систем энергоснабжения.
Одной из технологий, способной решить актуальные задачи энергетики, является система накопления электроэнергии (СНЭ). Такие системы играют важную роль в обеспечении стабильности работы энергосетей, позволяя накапливать энергию в периоды низкой нагрузки и возвращать её в сеть при повышении спроса. Это помогает минимизировать потери энергии, повышает надёжность электроснабжения и способствует оптимизации использования природных ресурсов.
Существует множество типов СНЭ [1; 2], среди которых наиболее распространенными являются системы на основе свинцово-кислотных и литий-ионных батарей. Свинцово-кислотные батареи обладают относительно небольшими капитальными вложениями, однако уступают литий-ионным аккумуляторам по удельной плотности энергии и длительностью заряда. Главным недостатком СНЭ на основе литий-ионных аккумуляторов является их высокая стоимость, кроме того, их производство связано с использованием редких металлов [3], а методы утилизации обладают следующими недостатками [4]:
низкий уровень готовности технологии;
требуется предварительная обработка дорогостоящими добавками;
образование экологически опасных отходов;
образование вредных выбросов в атмосферу;
высокие энергозатраты.
Наиболее перспективными накопителями являются СНЭ на основе водородных топливных элементов (ВТЭ) благодаря высокой удельной энергоемкости и почти нулевому саморазряду [5]. В настоящее время водород широко используется в химической и металлургической промышленности, однако его повсеместное применение в энергетическом и транспортном секторах сдерживается пока еще высокой ценой на системы на основе ВТЭ. Учитывая существующие пути перепрофилирования инфраструктуры транспортировки природного газа в инфраструктуру транспортировки водорода, в будущем водород может занять важное место среди энергоносителей, способствуя развитию экологически чистых и эффективных систем накопления энергии.

Примером успешного внедрения СНЭ на основе ВТЭ является японский проект, осуществленный в марте 2020 г., когда в г. Намиэ был введен в эксплуатацию интегрированный кластер производства, хранения и использования водорода. Данная система включает в себя щелочной электролизер мощностью 10 МВт, питаемый от солнечной электростанции мощностью 20 МВт, и обеспечивает производство «зеленого» водорода, используемого как для выработки электроэнергии, так и для заправки водородного транспорта. В России же первый подобный полигон водородной энергетики, представляющий собой систему ветрогенераторов, энергия которых используется для производства водорода посредством электролиза, начал свою работу в июле 2024 г. на Сахалине . Подобные проекты подразумевают интеграцию СНЭ на основе ВТЭ в энергетическую систему. Также стоит упомянуть о внедрении в 2015 г. системы резервного питания на базовой станции LTE для ПАО «МТС» в Ногинском районе Московской области . Проект выполнен российской компанией по производству и внедрению электрохимических генераторов «Инэнерджи» и представляет собой СНЭ на основе ВТЭ мощностью 6 кВт, позволяющую снабжать базовую станцию LTE при перебоях электроснабжения.
Энергетический потенциал и научно-технические возможности России открывают широкие перспективы для развития водородной энергетики. Водород представляет собой экологически чистый источник энергии, который может стать одним из ключевых элементов в процессе декарбонизации российской и мировой энергетики. Правительство России утвердило в 2021 г. Концепцию развития водородной энергетики, которая предусматривает создание необходимой инфраструктуры для производства, транспортировки и использования водорода . Эта концепция направлена на развитие не только экспорта, но и внутреннего рынка водородной энергетики, включая рынок водорода и энергетических смесей на его основе. Концепция предполагает формирование четырех кластеров, которые будут расположены в различных регионах страны, что позволит максимально эффективно использовать имеющиеся ресурсы и инфраструктуру. После утверждения этой концепции в январе 2023 г. был подписан пакет соглашений о сотрудничестве между Правительством России, госкорпорацией «Росатом» и ПАО «Газпром» о реализации программы по созданию отечественных технологий в области производства и обращения с водородом , .
Целью данного исследования является оценка технико-экономических эффектов внедрения СНЭ на основе ВТЭ в работу одного из ключевых элементов ЕЭС России – ТЭЦ. Для оценки экономической эффективности было произведено сравнение показателей нормированной стоимости электроэнергии (Levelized Cost of Electricity, LCOE) до и после внедрения СНЭ на ВТЭ в энергетическую систему в ТЭЦ. Несмотря на критику [6], данная методика зарекомендовала себя как надежный инструмент для анализа затрат на производство электроэнергии, позволяющий учитывать капитальные затраты, операционные расходы и стоимость топлива на протяжении всего жизненного цикла проекта. Данный показатель помогает определить наиболее экономически выгодные варианты реализации проектов в сфере энергетики.
Также была рассчитана чистая приведенная стоимость (Net Present Value, NPV) и внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) проекта. Несмотря на ограничения отдельных методик, их совместное использование обеспечит более объективную оценку экономических перспектив внедрения СНЭ на ВТЭ в различные типы ТЭЦ.

Анализ текущей инфраструктуры ЕЭС России

Анализ существующей инфраструктуры ЕЭС России является необходимым этапом для оценки потенциала и перспектив внедрения в нее СНЭ. Рассмотрено состояние инфраструктуры тепловых электростанций в инфраструктуре ЕЭС России, выявлены ключевые проблемы и определены возможности для интеграции СНЭ на основе ВТЭ.
Структура установленной мощности ЕЭС России на начало 2024 г. показывает доминирующую роль тепловых электростанций в общей мощности энергетической системы. ТЭЦ обеспечивают порядка 63% общей выработки электроэнергии в стране . Ввиду этого повышение эффективности ТЭС напрямую влияет на улучшение технико-экономических показателей всей энергосистемы России.
Согласно приказу Министерства энергетики Российской Федерации № 1095 от 30.11.2023 г., возрастная структура генерирующего оборудования ЕЭС России характеризуется значительным преобладанием установок, введенных в эксплуатацию в 1961–1990 гг. Таким образом, около 61% генерирующего оборудования имеет возраст 35–64 лет, что сказывается на надежности и эффективности производства электроэнергии, а также повышает затраты на обслуживание и ремонт электростанций. Необходимость точного следования плановым графикам выработки электроэнергии создает ограничения для электростанций в планировании и организации ремонтных мероприятий (особенно проблема актуальна для ТЭС). Таким образом, возрастная структура генерирующих мощностей свидетельствует о высокой степени старения генерирующего оборудования, что обуславливает необходимость регулярных ремонтных мероприятий и внедрения технологий, позволяющих повысить надежность и гибкость генерации электроэнергии при одновременной оптимизации эксплуатационных затрат электрических станций.
Внедрение СНЭ позволит сгладить колебания между плановыми и фактическими показателями выработки ТЭС, что поспособствует уменьшению потребления ископаемого топлива и снижению негативного воздействия на окружающую среду, снизив плату за вредные выбросы в атмосферу. Кроме того, СНЭ следует рассматривать как важный резерв мощности первой очереди, способный обеспечить стабильность и надежность энергоснабжения как в плановых, так и в аварийных ситуациях (например, использование накопителя в устройствах автоматического ввода резерва (АВР) [7]. Таким образом, интеграция СНЭ на ТЭС может быть стратегически важным шагом в направлении создания более эффективной, надежной и гибкой энергетической системы России.

Экономические эффекты внедрения СНЭ

Суточный график потребления и выработки электроэнергии описывает изменение потребления и генерации электроэнергии в течение суток (рис. 1). Плановые значения выработки электроэнергии (Рплан) задаются системным оператором ЕЭС. Ввиду ряда факторов могут возникать отклонения фактической генерации электроэнергии на электростанциях (Рген) от плановых значений выработки (Рпотр).

Рис. 1. График суточного потребления и выработки электроэнергии [8]

В случае существенного отклонения от плановых значений к генерирующим компаниям применяются штрафы за недоотпуск электрической мощности и отклонение от планового графика генерации. Эта проблема особенно актуальна для электростанций, использующих ископаемое топливо, такие как ТЭЦ, поскольку для управления режимами выработки электрической энергии на таких станциях необходимо совершать комплекс сложных мероприятий, представляющих собой поэтапное включение различных технологических процессов.
При существующем делении потребителей электроэнергии по ценовым категориям наиболее перспективной для внедрения СНЭ является четвертая ценовая категория, поскольку по указанной ценовой категории стоимость электроэнергии определяется для каждого часа отдельно. Системным оператором задаются плановые часы пиковой нагрузки и час максимального совокупного потребления электроэнергии в субъекте Российской Федерации (отчетный час). Таким образом, при текущей модели рынка электроэнергии создается определенная зона с низким спросом на электроэнергию и, следовательно, низкой ценой на нее, как показано на рис. 4 (Цниз).
Модель рынка электроэнергии с использованием СНЭ позволяет не отклоняться от плановых значений генерации при стабильных или относительно стабильных значениях фактической выработки электроэнергии (рис. 2). Использование СНЭ в ЕЭС России позволит запасать электроэнергию вне часов плановой пиковой нагрузки и часов максимального совокупного потребления электроэнергии (), и возвращать ее в пиковые часы по более высокой цене. Таким образом, предполагается получать прибыль в виде разницы между себестоимостью производства электроэнергии и ценой электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

Рис. 2. График суточного потребления и выработки электроэнергии с использованием системы накопления электроэнергии [7]

Для сравнения экономической эффективности работы ТЭЦ до и после внедрения СНЭ на ВТЭ использовался метод LCOE. Для оценки инвестиционной целесообразности внедрения СНЭ на ВТЭ в функционирующую ТЭЦ был выполнен расчет NPV СНЭ. В таблице 1 представлены ключевые параметры работы ТЭЦ. На основе принятых авторами значений были вычислены некоторые вспомогательные значения, позволяющие упростить дальнейшие расчеты. В таблице 1 также приведен расчет платы за вредные выбросы. Расчеты платы включают следующее допущение: при выработке электроэнергии 3613 ГВт·ч в год плата за вредные выбросы составляет 7,1 млн руб. в год, тогда за каждый выработанный МВт·ч данная ТЭЦ платит 2,1 руб. Полученные удельные значения позволят рассчитать эффект СНЭ на ВТЭ.

Таблица 1. Принятые значения основных показателей работы ТЭЦ

Были определены следующие факторы, оценивающие экономический эффект проекта по внедрению СНЭ на ВТЭ в ТЭЦ:
уменьшение платы за вредные выбросы за счет снижения использования ископаемого топлива;
получение прибыли за счет разницы стоимости накопления и генерации электроэнергии. Разница стоимости между максимальной и минимальной ценой электроэнергии составляет 800 руб./МВт (таблица 1).
На основе принятых авторами значений было вычислено снижение затрат на топливо, платы за вредные выбросы и штрафы на рынке электроэнергии и мощности (таблица 2).

Таблица 2. Принятые значения основных показателей работы СНЭ на ВТЭ

На основе принятых исходных значений были произведены расчеты LCOE для двух сценариев нового проекта ТЭЦ (таблица 3):
проект строительства ТЭЦ без внедрения СНЭ на ВТЭ;
проект строительства ТЭЦ с внедрением СНЭ на ВТЭ.

Таблица 3. Сравнение технико-экономических параметров ТЭЦ до и после внедрения СНЭ на ВТЭ

Для обоих сценариев было допущено, что все генерирующее оборудование будет введено в эксплуатацию на четвертый год строительства при рассматриваемом периоде жизненного цикла 60 лет. Результаты расчетов LCOE приведены в таблице 4.
Аналогично на основе таблиц с исходными данными были посчитаны NPV и IRR проекта по внедрению СНЭ на ВТЭ в функционирующую ТЭЦ.

Таблица 4. Сравнение результатов показателей LCOE ТЭЦ с внедрением СНЭ на ВТЭ и без него

Таблица 5. Результаты расчета NPV и IRR проекта по внедрению СНЭ на ВТЭ
(горизонт инвестирования для определения NPV и IRR принят равным 20 лет)

Заключение

Результаты проведенного исследования подтверждают экономическую целесообразность и техническую эффективность внедрения СНЭ на ВТЭ как на действующих, так и на проектируемых ТЭЦ. Внедрение СНЭ на функционирующей ТЭЦ позволяет существенно снизить эксплуатационные издержки, включая экономию на угольном топливе (6,8 млн руб./год), уменьшение платежей за вредные выбросы (14 тыс. руб./год) и сокращение штрафов на рынке мощности (14,7 млн руб./год) за счет повышения надежности электроснабжения станции.
В ночной период потребление электроэнергии значительно ниже, чем днем. Это приводит к тому, что персонал на электростанции может многократно выполнять мероприятия по изменению выработки электроэнергии. Снижение расхода угольного топлива обусловлено тем, что электростанция работает в стабильно оптимальном режиме в течение суток независимо от уровня спроса на электроэнергию.
Несмотря на небольшое повышение LCOE, высокая инвестиционная привлекательность проекта, подтверждаемая NPV и IRR около 20%, делает его перспективным для модернизации существующих энергообъектов.
Проведенные расчеты демонстрируют существенное снижение годовых затрат на угольное топливо (–6,8 млн руб./год), обусловленное оптимизацией режимов работы станции и более эффективным использованием энергоресурсов. Пропорционально сокращению расхода топлива снижается и плата за вредные выбросы (–14 тыс. руб./год) благодаря снижению сжигания угольного топлива. Снижение штрафных мер на рынке мощности (–14,7 млн руб.) обусловлено повышением коэффициента готовности станции (+0,14%), что позволит сократить время отклонения от плановых значений графика генерации на 10%.
Незначительное увеличение (+2 копейки за кВт) нормированной стоимости электроэнергии до и после внедрения ВНЭ при различных принятых при расчетах ставках дисконтирования исходит из того, что выгоды, которые приносит СНЭ, незначительны по сравнению с объемом издержек ТЭЦ, и это не оказывает сильного влияния на общее значение LCOE. Проведенные расчеты показывают, что при варьировании нормы дисконта (7%, 13%, 19%), изменения LCOE остаются минимальными, что свидетельствует о стабильности экономической модели и ее устойчивости к экономическим условиям.
Внедрение СНЭ в узлы ЕЭС России повлечет за собой ряд таких системных эффектов, как:
Повышение устойчивости и надежности энергосистемы за счет предотвращения развития асинхронных режимов благодаря участию в первичном и вторичном регулировании частоты, замены системы противоаварийной автоматики, снижения перетоков активной мощности в периоды максимумов потребления (уменьшая потери при передаче электроэнергии), сглаживания волатильных графиков генерации возобновляемых источников энергии.
Повышение гибкости в управлении электроэнергетической системой ввиду увеличения количества вариантов изменения топологии сети электроснабжения при равномерно распределенных СНЭ в области регулирования .
Результаты проведенного исследования демонстрируют многофакторное влияние внедрения водородных накопителей электроэнергии на экономические показатели ТЭЦ. Описанный подход к модернизации ТЭЦ позволит не только повысить эффективность существующих станций, но и создаст гибкость в планировании ремонтов для стареющего оборудования ТЭЦ. Это будет способствовать созданию основы для их трансформации в современные энергетические комплексы, способные эффективно функционировать в условиях энергетического перехода и растущих требований к экологичности производства. Таким образом, внедрение СНЭ на ТЭЦ создаст дополнительный ремонтный резерв мощности, позволяющий повысить гибкость планирования ремонтов. Более того, СНЭ позволит ТЭЦ работать в пределах оптимальной нагрузки, тем самым сократить затраты на топливо и плату за вредные выбросы.

Исследование выполнено в рамках проекта государственного задания (№ FWEU‑2026-0009) программы фундаментальных исследований РФ на 2026–2030 гг.

Использованные источники

Кравченко Е. В. Обзор современных технологий накопления энергии // Компетентность. — 2023. — № 1. — С. 33–38.
Линник Ю. Н., Фаляхова Е. Д. Водородная энергетика и перспективы ее развития // Вестник университета. — 2023. — № 4. — С. 33–39.
Mohamad F. Impacts of energy storage system on power system reliability: A systematic review // Energies. — 2018. — Vol. 11. — № 1749.
Srinivasan S., Shanthakumar S., Ashok B. Sustainable lithium-ion battery recycling: A review on technologies, regulatory approaches and future trends // Energy Reports. — 2025. — Vol. 13. — P. 789–812.
Elalfy D. A., Eid G., Kotb M. F., Bureš V., Sedhom B. Comprehensive review of energy storage systems technologies, objectives, challenges, and future trends // Energy Strategy Reviews. — 2024. — Vol. 54. — № 101482.
Aldersey-Williams J., Rubert T. Levelised cost of energy – A theoretical justification and critical assessment // Energy Policy. — 2019. — Vol. 124. — P. 169–179.
Опадчий Ф., Холкин Д. Управление спросом в электроэнергетике России: открывающиеся возможности. — М.: Инфраструктурный центр EnergyNet, 2019. — 100 с.
Васильев А. Электрическая часть станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.