Мельников | New Energy Silk Road

Про "гибкость" энергосистем с растущей долей солнца и ветра - в контексте Центральной Азии

Солнце и ветер, как мы знаем, лидируют в приросте генерирующих мощностей (а в некоторых странах составляют 100% прироста). Это факт. Но другой факт в том, что энергосистема живёт не только киловатт-часами. Попробую написать упрощенно - не стреляйте в пианиста.

"Традиционная" электростанция (ТЭС, АЭС, крупная ГЭС) поставляет физически и продает и электроэнергию, и мощность: может набрать или сбросить нагрузку за минуты. Тяжёлые роторы турбогенераторов попутно дают инерцию — то есть устойчивость частоты — и реактивную мощность — то есть устойчивость напряжения. Всё это шло «в комплекте» с выработкой электроэнергии.

Солнечная или ветровая станция вырабатывает и продаёт электроэнергию. Дефицит мощности вечером, провал частоты или просадку напряжения она сама по себе не закрывает: нужна другая станция, накопитель, управление спросом или импорт мощности из другой энергосистемы. Насколько быстро это происходит, сколько это стоит и кому это разрешено — это и есть гибкость системы. Или негибкость, хрупкость, соответственно.

Поэтому установленные мегаватты и фактическая выработка мощности в вечерний пик спроса в 20:00 — разные числа. Как и запас по частоте и запас по напряжению. Без этого различия трудно считать и режим, и инвестиционный кейс, и энергополитику.

В августе Азиатский банк развития (АБР) разбирал как раз напряжение и реактивную мощность: можно ли ещё использовать уже стоящее оборудование, когда режим уходит куда-то неверной дорогой.

🗓 Что дальше: В конце октября АБР проведет новое открытое обсуждение — разберем гибкость трёх конкретных систем: Камбоджи, Таджикистана и Узбекистана.
Интересно будет не железо само по себе, а то, как эти дефициты выглядят в каждой из стран — и можно ли объяснить это языком, понятным не только специалистам по электрическим режимам (с которыми мне всегда было непросто общаться почему-то).
Скорее всего, я буду эту октябрьскую сессию модерировать. Сложная предстоит задачка — но вы обязательно подключайтесь: будет синхрон на русском и конкретные кейсы из Центральной Азии. Ваши вопросы тоже приветствуются, пишите в личку или в комментах!

📍А пока - запись августовской сессии и материалы прямо тут.

Центральная Азия — будущий гигант экспорта «зелёного» водорода и энергии?

На бумаге потенциал колоссальный. Но если взглянуть на карту трезво, география задаёт совсем другой сценарий.

Регион находится в глубине континента. Главные покупатели — Евросоюз, Япония, Корея. Гнать молекулы или электроны на тысячи километров по суше через 5+ границ — это не просто пункт в контракте, а сложнейший инфраструктурный проект, который утяжеляет всю экономику.

Я думаю, что прямой экспорт не невозможен, но остаётся остаточным сценарием. Чтобы он заработал, нужны два жестких условия:
1) Твёрдый долгосрочный оффтейк на конечной точке (в ЕС).
2) Полная договорённость всех транзитеров (по западному коридору это не только Казахстан и Узбекистан, но и Азербайджан, Грузия, Турция).

С электроэнергией всё выглядит ближе? Посмотрите на интерконнектор между Кипром и Грецией (1 ГВт примерно). Его обсуждают минимум 10 лет. Это две страны внутри ЕС с единым законодательством — а изыскания всё ещё идут. Что говорить про маршрут через пять разных государств?

Но для энергоёмких товаров география работает иначе.
С точки зрения оффтейка я не вижу разницы между «зелёным» водородом и «зелёной» сталью (или аммиаком). Оба рынка стартуют плюс-минус одновременно, и везде ключевой станет прослеживаемость цепочки поставок.
Но у Центральной Азии есть гигантский опыт в сухопутной торговле классическими товарами. Экспортировать энергию, «сжатую» в конечный продукт — куда более жизнеспособный сценарий, чем качать чистые молекулы или электроны через весь континент. Для региона это не новая концепция. Вспомните алюминий, который производится в Таджикистане уже десятилетиями.

Будет крайне интересно посмотреть, как этот вопрос отыграют:
1) в обновлённой Концепции развития водородной энергетики Казахстана до 2040 года (сейчас на утверждении).
2) в аналогичной стратегии, которую могут разрабатывать в Узбекистане.

Главный вопрос: рассматривают ли прямой экспорт молекул как базовый вариант — или как сценарий, жизнеспособность которого сторонникам идеи ещё только предстоит доказать?

Замена старой энергетической инфраструктуры — точно не только ремонт. Это несколько путей, у каждого свои ограничения и свои возможности.

Сети и станции — разные объекты. Генерацию можно законтрактовать: долгосрочный договор купли-продажи энергии (PPA) даёт понятную выручку. Сеть — "общее "имущество и слабая модель быстрой замены. Если сеть не идёт за парком новых ВИЭ-станций, - этот парк "обрезается" (ограничивается диспетчером по выработке). Это удар по выручке инвестора.

ТЭС — другой актив: площадка, инженерная инфраструктура, присоединение, уже пройденные согласования. Меняете ядро, а не копируете старое — и можете получить фактически новый современный объект на том же месте.

В Центральной Азии и Южном Кавказе это старые паротурбинные блоки на газе и мазуте — Узбекистан, запад Казахстана, Туркменистан, Азербайджан. КПД растет резко: паросиловой цикл около 35%, ПГУ около 55%: расход топлива падает примерно в полтора раза. Водозабор — до двух–трёх раз, в зависимости от технологии. В вододефицитном районе это основание менять цикл, а не ремонтировать "для поддержания штанов", как говорили мои покойные учителя.

Но энергокомпания не модернизирует в убыток. Если нормативка/регулирование настроена на поддержание краткосрочных приоритетов, а не за модернизацию, рациональный ход — просто новая паровая турбина вместо старой. Жизнь блока удлиняется. Технология не меняется.

Не каждый актив выдерживает технологический прыжок. Ультрасверхкритические параметры на угольных ТЭС — это блоки от 600 МВт, ближе к 1 000. Небольшие угольные станции, например, Казахстана продолжат работать на технологиях 1970–80-х из-за единичной мощности. Нацпроект развития угольной генерации в стране, скорее всего, вообще обойдётся без ультрасверхкритики.

Возможно и повторное использование площадки ТЭС под солнце/накопитель или синхронный компенсатор - так уже делают в США, Европе и Турции, скоро будут делать и на Шелковом пути.

Ну, и новая станция на сорокалетней сети — только половина пути.

Раньше я думал, что у стран Центральной Азии одна энергетическая логика. Это было ошибкой.

Взгляд изменился не от одной таблицы - от многолетней работы с энергобалансами, над проектами на разных стадиях, от разговоров с людьми внутри этих систем — и от участия в подготовке национальной водородной дорожной карты до 2040 одной из стран региона.

Решающий сдвиг простой. У каждой страны свой энергобаланс — и по электроэнергии, и по первичной энергии. Значит, своя логика энергобезопасности.

Казахстан может десятилетиями строить архитектуру безопасности на внутреннем угле. Узбекистан опирается на собственный газ, но рост спроса обгоняет добычу: приходится покупать у соседей, хотя зависимость нежелательна, а быстро сменить источник почти нельзя.

Избыток электроэнергии тоже не равен энергобезопасности. Кыргызстан и Таджикистан в многоводные годы остаются гидроэнергетическими донорами. Но изношенные сети и зависимость теплоснабжения и транспорта от других топлив оставляют систему уязвимой: зимние ограничения и отключения, в том числе в столицах, — повторяющаяся реальность.

Отсюда рабочий фильтр. Сегодня я сначала спрашиваю не «работает ли технология в принципе», а как она "приземляется" в энергобаланс и стратегические документы этой страны.

Международный бенчмарк часто говорит: небольшая угольная станция уже точно не самый дешёвый вариант для электроснабжения. А в северном Казахстане уголь — доминирующий источник первичной энергии, сопоставимого резерва «прямо сейчас» нет, зимой минус сорок и сугробы, а городам нужно тепло. Солнечный парк с накопителем что-то заменит, но не всё. В этой логике даже относительно устаревшая грязная угольная технология перестаёт выглядеть очевидным противоречием.

Это не теория. Это метод. Три года назад я бы не нанял себя прежнего на подобный консалтинг) Разница не в объёме данных. В том, где вооруженному глазу видны реальные ограничения и степени свободы

Я редко принимаю «чистую» энергетическую цифру по постсоветской стране на веру.

Не потому, что международные датасеты плохие. Большинство собраны тщательно и полезны. Проблема структурная: они сделаны для сопоставимости между странами. Когда одна метка описывает системно разные реальности, эта сила становится ограничением.

Два примера встречаются постоянно.
Первый — «off-grid». Историческая логика здесь — крайняя централизация сетей в постсоветском пространстве. То, что местные специалисты называют «изолированными» или «островными» системами, обычно — небольшие энергосистемы целых районов: генерация, сети и потребители связаны. Это не настоящий micro-off-grid. В международной статистике такие цифры могут быть завышены на один-два порядка. После корректировки на местное определение масштаб настоящего off-grid резко сокращается.
Для инвестора или политика нескорректированная цифра создаёт искажённое представление широкого распространения малой солнечной микрогенерации. Там, где сеть уже доходит до большинства населённых пунктов, экономика чистых off-grid решений другая.

Второй пример — когенерация. Я начинал карьеру линейным инженером на ТЭЦ и знаю, насколько жёстко связаны на них тепловая и электрическая энергия и в какой степени ТЭЦ больше похожа на "энергетическое сердце" многих городов (например, Казахстана и соседних стран). Решения о продлении срока или модернизации нельзя понять только по стандартизированным таблицам мощности и выбросов парниковых газов. То же с распределением (разного) топлива на ТЭЦ для производства тепловой и электрической энергии: «чистая» цифра часто требует сверки с несколькими балансами.

Практический вывод: перед использованием международной статистики по этому региону я спрашиваю, откуда цифра, что стоит за ней в "железе", "на земле", какую локальную реальность она описывает.
Иногда ответ меняет заключение в десять раз. Проверено

Интересный тезис на одной из конференций.
Солнечным электростанциям потребовалось 40 лет, чтобы занять долю 1% в мировом производстве электроэнергии.
Зеленому водороду потребовалось 5 лет, чтобы занять долю 1% в мировом производстве водорода.

Провокативно?

ВАКАНСИЯ - инженер-технолог в команду КМГ-Инжиниринг в Астане (Центр компетенций по водородной энергетике)

- Высшее образование в области инженерии, химической технологии или связанных областей.
- Проф.сертификаты в области управления выбросами, производства водорода или CCS являются плюсом.
- 1-5 лет опыта работы в инженерных проектах, связанных с сокращением выбросов метана, оптимизацией процессов или водородными технологиями.
- Опыт работы с программами инженерного моделирования (ASPEN, UNISIM)
- Способность работать в команде и эффективно общаться с различными заинтересованными сторонами, сильные аналитические навыки, внимательность к деталям, многозадачность, готовность к командировкам

Обращаться можно через LinkedIn. Удачи!

🇺🇿УЗБЕКИСТАН и САУДОВСКАЯ АРАВИЯ - Дорожная карта энергетического сотрудничества (включая зеленый водород)

Документ подписан на днях двумя министрами энергетики. В сопутствующем заявлении - интересные тезисы:
- Саудовская Аравия является крупнейшим инвестором в энергетику Узбекистана
- чистый водород и CCUS - важные направления сотрудничества.
- цепочка создания стоимости зеленого и чистого водорода упомянута отдельно - включая производство, транспорт, хранение и развитие технологий
- также упоминаются критические минералы, ВИЭ, нефтехимия, удобрения
- отдельный пункт - развитие человеческого капитала (кстати, ACWA Power уже довольно давно инвестировала в Ширинский энергетический колледж (Сырдарьинская обл.) и стремится выйти на 100% обеспечение своих энергетических активов в стране местными специалистами)

ПРОЕКТ ВОДОРОДНОЙ ДОРОЖНОЙ КАРТЫ КАЗАХСТАНА - 2040

Документ опубликован вчера и может быть утвержден в мае-июне.
На правах человека, проанализировавшего более 30 национальных дорожных карт и стратегий, позволю себе отметить интересные места.
1) Относительно небольшой объем: 19 страниц, из которых только около 6 описывают собственно H2 в Казахстане (остальное - анализ международной деятельности).
2) План по созданию единого республиканского водородного органа.
3) И голубой, и зеленый, и ядерный водород (концепция "технологической нейтральности"). Среди прочего, упоминается путь производства водорода из ПНГ с высоким содержанием сероводорода (и серной кислотой как субпродуктом).
4) Конечное использование H2: промышленность, большегрузный транспорт, ГТУ, накопители энергии.
5) Фокус на НИОКР, водородные кластеры (ориентированные на экспорт), локализацию производства оборудования, стандартизацию, сертификацию и повышение квалификации.
6) Углеродное регулирование: намек на цену на углерод и добровольный углеродный рынок.
Числа:: 10 ГВт и более электролизеров и 10 ГВт и более ВИЭ, инвестиции до 5 трлн тенге (около 10 млрд евро) к 2040, а также пилот по производству водорода из ПНГ к 2030.

Что я отметил для себя в этом проекте документа:
1) Фокус на экспорте H2 (который, на мой взгляд, пока прослеживается) в сочетании с концепцией "технологической нейтральности" и H2 из ископаемого топлива. С моей точки зрения, международные стандарты торговли водородом будут определяться его импортерами, а не экспортерами. Продвигать нейтральность наверняка можно - особенно если уточнить эту цель и сроки ее достижения.
2) "10 ГВт - 10 ГВт - 10 млрд. евро" - несколько странное сочетание, которое вряд ли позволит производить зеленый H2 в ожидаемых масштабах. Интересно, что проект Hyrasia мощностью 20 ГВт, вероятно, не рассматривается в документе.
3) Производство H2 из H2S с выходом серной кислоты - необычный путь. Оставим в стороне вопрос сертификации и углеродного следа - но я бы обратил внимание на массовое соотношение - сколько тонн серной кислоты придется производить на 1 тонну H2?
4) Механизм добровольного углеродного рынка, опять же, не самый популярный путь для содействия инвестициям в H2

Мне также показалось, что авторы документа ознакомились с моей аналитической запиской о роли H2 в казахстанском секторе мобильности, недавно опубликованной dena, - по крайней мере, упоминаются грузовики и автобусы.

Буду внимательно следить за развитием документа и буду рад помочь его авторам, если это потребуется - пишите в личку.

НЕ БУДЕТ ВОДОРОДНОЙ ЭКОНОМИКИ - БЕРУ СЛОВА ОБРАТНО

Водородная экономика - (экономика, основанная на водороде) термин, появившийся в США на фоне энергетического кризиса полвека назад, и повторенный много раз, в первую очередь в японской стратегии (hydrogen society, 水素社会). Его часто употребляют, и я сам о нем писал с 2018 года уже очень много раз. Но теперь, после прочтения тысяч страниц и сотен часов разговоров с людьми, вовлеченными в реальные водородные проекты и регулирование "на земле" в разных странах, я решил отказаться от этой обманчивой концепции. Причины:

1. Водород - не самоцель, а средство переноса зеленой энергии (в первую очередь от Солнца) в области конечного потребления энергии и химического сырья (например, вместо "грязных" восстановителей железа), до которых иначе не дотянуться
2. В каждой стране свои приоритеты. Где-то водород будет интересен в широком спектре применений, где-то - в очень узком. Универсального подхода нет, есть много параметров, определяющих оптимальные стратегии.
3. Широкозахватные лозунги типа "экономика" хороши для форумов, но создают ненужные иллюзии и отвлекают от реальных дел в конкретных секторах, где зеленый (климатически нейтральный) водород действительно необходим. Нет времени и возможностей распылять ресурсы, 2030 уже завтра, 2050 - послезавтра.
4. У авторов термина полвека назад были свои причины его придумывать. Сегодня они не так актуальны.

В общем, считаю, что пора отстрелить эту ступень ракеты. А вы как думаете?

ВОДА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА - ЗАДАЧКА ДЛЯ СТУДЕНТОВ

Дарю актуальную тему для дипломного проекта и диссертации - вдумчиво проанализировать свежие публикации на тему водозабора и водопотребления (вы лучше меня знаете, чем эти два понятия отличаются) для гигазаводов по производству зеленого водорода. Задача со звездочкой - посмотреть показатели качества воды, технологии и наложить это на локальные особенности соответствующих стран + посчитать стоимость. Эх, когда-то давно я читал лекции будущим инженерам по водоподготовке - обязательно бы встроил в учебный процесс.

Итак. Привожу только две из них.
IRENA & Blue Risk - Water for hydrogen production. Декабрь 2023. Трое соавторов, несколько рецензентов. В отчете есть водобалансовые схемы по типам водорода с разделением на разные типы потребления воды и анализ региональных кейсов. Один из результатов - в том, что зеленый водород требует меньше всего воды на 1 кг водорода - 17-22 кг. Для сравнения - голубой требует 24-32-49.

"Физико-химические аспекты и углеродный след получения водорода из воды и углеводородов". Февраль 2024. Записки питерского Горного института, авторы - ИНХС РАН, Газпром, ТатНИПИнефть, про рецензентов информации не нашел.
В статье есть водобалансовая схема для электролиза, но нет для других технологий. Один из результатов - в том, что, наоборот, голубой водород требует гораздо меньше воды (до 44 л на кгН2), чем зеленый (до 95 л на кгН2).

Мнения, как видите, расходятся - а тема интересная. Читайте, сравнивайте, комментируйте - уверен, что среди подписчиков есть те, кто водоподготовку знают не по Гегелю близко

"У нас есть два зелено-водородных проекта: первый в Саудовской Аравии - NEOM - а второй в Узбекистане"
(с) директор по водороду, ACWA Power, во время международного водородного конгресса

То есть эти проекты официально и публично перечисляют через запятую.
Считаю, это большое достижение Узбекистана