Водородная энергетика: мифы и реальность

В Санкт-Петербурге на Московском проспекте 1 ноября вышел на линию первый российский трамвай на водороде с надписью на борту «H2». Что значит эта новость для участников нефтяного, газового, угольного и электроэнергетического рынка? Россия начала переход к водородной экономике вслед за Японией, Австралией, Южной Кореей, Германией или трамвай после круга почета вернут в депо, разберут на запчасти, и водородные технологии при отсутствии серьезных инвестиций еще какое-то время не нарушат спокойствия стейкхолдеров отечественного ТЭК? Для понимания ситуации необходимо посмотреть на процессы, происходящие в мире, и осознать роль России на этом новом для нее технологическом рынке.

Водород vs нефть: что раньше?

Освещение газовыми фонарями улиц Лондона приписывают к 1798 году. В то время 30–40% газа приходилось на водород (остальное – метан и другие газы), получаемый в процессе высокотемпературного горения угля. Тогда как первую нефтяную скважину современного типа пробурили под Баку в 1848 году, а первый керосин в Северной Америке получили еще спустя девять лет. Так что водород в газовых горелках начали использовать на 60 лет раньше керосина, утверждают одни источники. Другие отмечают, что в Польше прикарпатскую нефть жгли для городского освещения с 1500 года, а в Китае и на Ближнем Востоке – и того раньше.

Тут уж, как говорится, смотря от какой печки плясать.

 

Для последующего анализа важно, что водородно-метановый газ был самым дешевым способом освещения в Лондоне, и это давало ему конкурентные преимущества перед электричеством и керосином вплоть до 1910 года. Впрочем, копоть от газовых горелок и керосиновых ламп была такой сильной, что с развитием электричества от них отказались.

С середины XX века водород был интегрирован в технологии нефтепереработки, производства удобрений из природного газа (80%) и генерации электроэнергии (20%). Значительная часть водорода и сейчас используется для повышения качества удобрений (53%), нефтепродуктов (31%) и стали (8%) – в процессе гидроочистки, гидрообессеривания, гидрокрекинга, регенерации катализаторов. Отдельное хорошо освоенное направление – охлаждение генераторов на электростанциях.

Будучи самым распространенным элементом на Земле и в космосе, водород (Н2) тем не менее остается почти невостребованным: если в 2018 году в мире было добыто 4,4 млрд тонн нефти и 3,86 трлн м3 природного газа (метана), то объем производства водорода не превышает 70 млн тонн, то есть объем его выработки в 6285 раз меньше, чем нефти и в 5514 раз меньше, чем газа.

Принято разделять водород на «серый» – из угля, нефти и газа, на «голубой» – ПГУ ТЭС или АЭС с технологией CCS, и на «зеленый» – из воды (ВИЭ). Согласно недавним исследованиям Wood Mackenzie, сегодня 99% водорода является «серым» и «голубым», создавая огромный углеродный след, сопоставимый с половиной суммарных выбросов СО2 всей экономикой России, и только 1% водорода считается «зеленым» (см. «Эмиссия СО2 по ключевым странам и секторам...»).

Справка

Паровой риформинг – это каталитическая конверсия углеводородов (метана, пропан-бутана, бензина, керосина, дизтоплива, угля) в присутствии водяного пара. Преимущество: самый дешевый способ производства водорода, поэтому наиболее распространен. Недостаток – высокая эмиссия CO2. Применение технологий улавливания и захоронения углекислого газа (CCS) решает проблему эмиссии, но существенно повышает стоимость водорода.

Электролиз – процесс разложения воды под действием постоянного электрического тока на кислород и водород. Химическая реакция идет по схеме: 2Н2O + энергия —> 2H2+O2. Преимущества:

· доступное сырье – деминерализованная вода и электроэнергия;

· во время производства отсутствуют загрязняющие выбросы;

· процесс автоматизирован;

· на выходе получается достаточно чистый (99,99%) продукт.

Недостатки: получение водорода дороже, чем при риформинге в 1,5–3 раза. Используется в небольшом объеме и считается потенциальной технологией будущего.

Электролизеры, используемые для производства «зеленого» водорода, могут работать динамически, затрачивая всего нескольких секунд для выхода на максимальную мощность. Таким образом, они легко совмещаются с возобновляемыми источниками, которые работают нестабильно. Кроме того, водород может храниться в течение длительного времени в больших резервуарах для продажи в промышленных целях, интегрироваться в газовую сеть или применяться для питания топливных элементов.

Реклама

Водородная технологическая революция

Количество прогрессивных проектов с использованием водорода в области большой и распределенной энергетики, накопления энергии и всех видов транспорта, от автомобилей до самолетов и морских судов, переходит в статус «серийных». Складывается впечатление, что именно сейчас, в 2019–2020 годах, в мире происходит электрическая революция. Она может привести к смене уклада энергосистем и постепенному формированию общего мирового рынка энергетики, как это уже случилось после сланцевой революции на газовом и нефтяном рынках в 2008–2013 годах.

На Азиатском саммите по чистой энергетике 30 октября в Сингапуре эксперты обсуждали, какой именно энергоноситель водород заменит в первую очередь: нефть на транспорте или уголь и газ в генерации. Исполнительный директор Bloomberg New Energy Finance (BNEF) Джон Мур прогнозирует, что еще до 2030 года «зеленый» водород ценой чуть выше $2/кг начнет конкурировать с углем и природным газом в качестве энергоносителя при производстве стали, а к 2050 году при цене $1/кг станет выгоднее газа на мировых рынках и сможет конкурировать с самым дешевым углем, сохраняя нулевую эмиссию СО2. По его мнению, за счет водорода произойдет своего рода окончательная электрификация мировой промышленности. При этом «рынок будет глобальным, возникнут крупномасштабные перевозки водорода, аналогичные тем схемам, по которым сейчас торгуется СПГ».

Глядя на ситуацию из России, где цены на уголь и газ для потребителя традиционно составляют в среднем порядка 50% от мировых, реалистичность такого прогноза вызывает сомнение. Тем более что «зеленый» водород, по прогнозам международного агентства возобновляемой энергетики IRENA, к 2025 году будет стоить $4–6/кг с перспективой снижения цен до $2/кг к 2040 году. Мне ближе позиция исполнительного директора Vestas Asia Pacific Клайва Туртона, который видит будущее водорода в развитии топливных элементов как системы накопления энергии (в аммиаке как удобной для хранения и транспортировки форме водорода), которые к 2030 году, судя по прогнозу на Азиатском саммите, сравняются со средней ценой дизеля в мире.

Философский камень энергетики Европы

Седрик Нейке, исполнительный директор Siemens AG Smart Infrastructure, охарактеризовал на Азиатском саммите водород как «философский камень энергетики» – универсальную субстанцию, которая превращает электричество в любой химический продукт и сама превращается в электричество.

На многих тепловых электростанциях Европы стоят шунтирующие реакторы для гашения ночной реактивной электроэнергии (если некуда ее слить). Технология электролиза на электростанциях в системах охлаждения генераторов используется давно. В основе технологии заложен принцип более высокого уровня удельной теплоты сгорания водорода (120–140 МДж/кг против 50 МДж/кг у метана). Этот газ имеет малое гидродинамическое сопротивление, почти в семь раз большую теплопроводность по сравнению с воздухом и в 14 раз большую теплоемкость. Данный принцип применяют на АЭС и на ТЭС, построенных еще в 1960–1980 годах, но водород имеет «серое» или «голубое» происхождение.

Итальянская Enel еще в 2010 году запустила в пригороде Венеции первую в мире водородную электростанцию малой мощности (16 МВт), достаточной для энергоснабжения 20 тыс. частных домов и позволяющей сэкономить 17 тыс. тонн выбросов СО2. Стоимость электростанции составила $63 млн, сообщал в тот период генеральный директор Enel Флавио Конти. Впрочем, водород туда поступает с рядом расположенного ГПЗ, поэтому трудно назвать его «зеленым». Про экономику проекта компания также ничего не сообщает.

В 2017 году Enel Green Power Сhile запустила первую в мире на 100% экологически чистую коммерческую микросеть электроэнергии в Чили. Работу сети обеспечивает комплекс гибридных накопителей, состоящий из солнечной электростанции (125 кВт/ч), системы водородных (450 кВт/ч) и литиевых (132 кВт/ч) батарей. Сочетание солнечной электростанции с накопителями общей мощностью 580 кВт/ч превращает энергию солнца в стабильный источник электричества, усиливая гибкость и устойчивость сети. В результате микросеть способна поставлять чистую энергию 24 часа в сутки без поддержки дизель-генератора, в отличие от электростанций такого типа. Это и есть пример «зеленого» водорода (см. «Процесс электролиза от ВИА – «зеленый» водород»).

В апреле 2019 года французская EDF, владеющая 58 атомными энергоблоками, запустила программу Hynamics по поставкам и обслуживанию электролизеров, а также заправке водородного транспорта стоимостью 16 млн евро. Компания заявила о 40 потенциальных проектах во Франции, Бельгии, Германии и Великобритании. Полученный водород на базе электроэнергии АЭС будет иметь минимальный углеродный след.

В 2020 году в Германии должно производиться до 14 ГВт водорода на гидролизерах, в 2030 году – уже 44 ГВт.

Цена водородного киловатта на электролизе сегодня составляет 13 центов. Целевой задачей всех национальных водородных программ является ее снижение. По данным МЭА, с 2010 года в мире вводили в эксплуатацию около 10 МВт электролизеров ежегодно. В 2018 году введено уже 20 МВт, а до конца 2020 года ожидается ввод еще 100 МВт. Wood Mackenzie также прогнозирует рост: «До конца 2019 года должно быть развернуто 252 МВт проектов по «зеленому» водороду. К 2025 году в мире появится дополнительно 3205 МВт электролизеров, предназначенных для производства экологически чистого водорода – увеличение на 1272%» (см. «Суммарные установленные мощности электролизеров в 2020–2025 годах»).

Wood Mackenzie отмечает, что к 2025 году при ценах на электроэнергию $30/МВт*ч пр�