Не только метан: у каких газов хорошие перспективы?
Когда говорят о газовой промышленности, обычно имеют в виду метан, иногда СУГ (сжиженный углеводородный газ). Однако есть и другие кандидаты на то, чтобы называться топливом будущего: речь идёт в первую очередь о водороде. Несколько лет назад его перспективы активно обсуждались в отраслевом сообществе, однако сегодня эти разговоры фактически сошли на нет. Значит ли это, что компании разочаровались в возможностях Н2? И какие ещё газы имеют коммерческий потенциал? Этот вопрос мы адресовали экспертам отрасли.
Меньше слов, больше дела
«Хоронить» водородную энергетику пока точно не стоит, считает генеральный директор АО «Трансэнерком» Олег Шевцов. По его словам, несмотря на некоторое затишье в информационном поле, интерес к этой теме не угас. Скорее, можно говорить о том, что отрасль перешла от громких заявлений к этапу принятия конкретных технологических решений, заключил г-н Шевцов.
«В апреле 2025 года стартовали пилотные проекты в России: в Сибири, на Сахалине, в Мурманской области ― с участием „Росатома”, „Газпрома”, „НОВАТЭКа” и прочих. Всего к 2030 году хотят получить 2 млн тонн водорода для собственного использования и возможных поставок на экспорт. В мире крупные программы существуют в США, ЕС, Австралии. Там производят „зелёный” и „голубой” водород. Здесь цель — достичь доли в 18% энергопотребления к 2050 году», ― перечислила руководитель направления «Промышленность» ООО «Институт технологий нефти и газа» Ольга Орлова.
Среди проектов в РФ выделим производство водорода на Кольской АЭС и водородный полигон в Сахалинской области. «Газпром» тестирует технологию мембранного выделения H₂ из попутного нефтяного газа. Кроме этого, недавно открылись пилотные заправочные станции в Москве и Московской области.
«Их успех будет зависеть не столько от технологий, сколько от экономики проектов и адаптивности политики поддержки. Лучше всего о том, что интерес к Н2 не угас, говорит размер инвестиций: по данным Hydrogen Council, количество проектов, достигших стадии FID (окончательного инвестиционного решения), выросло со 102 на сумму $10 млрд в 2020 г. до 434 на сумму $75 млрд в 2024 г», ― рассказал руководитель проектов ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Гайк Оганян.
Впрочем, никто не может дать гарантий, что все они будут успешно реализованы. В качестве примера можно привести страны Евросоюза.
«За прошедшие годы здесь успели как открыть множество автозаправочных водородных станций, так и закрыть из-за их убыточности. Это отразилось и на продажах автомобилей с водородным топливным элементом: до 2022 года график шёл вверх, но в последние годы отмечается снижение», ― констатировала ведущий химик-технолог ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Виктория Абабкова.
В России всё усугубляет небольшой объём инвестиций: 10–15 млрд рублей. Эта цифра выглядит особенно скромно на фоне глобальных вложений в отрасль ($570 млрд).
«Водородная энергетика развивается исключительно в малом и среднем сегменте. А в инвестиционных программах крупных ВИНК: „Роснефти”, „Газпрома”, „Росатома” ― фигурирует исключительно из имиджевых соображений. Малый и средний бизнес сконцентрирован на создании автономных энергетических блоков небольшой мощности для использования в качестве резервного генерирующего хозяйства изолированных энергетических систем», ― отметил директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс» Павел Марышев.
В самом «Газпроме» заявляют, что работы в этом направлении продолжаются, но пока в корпорации не видят здесь экономических перспектив.
«Мы не стоим на месте, не только работаем по классическим технологиям, но и получаем водород и углерод в твёрдой форме по-другому. Доводим до требуемых качеств (чистоты), чтобы можно было использовать его в энергетических ячейках. Н2 в стратегии присутствует, но мы должны пройти определённый путь к технологической зрелости, чтобы обеспечить соответствующую себестоимость его получения, создать рынок. И тогда можно будет говорить, что водород „заиграл”», ― рассказал участникам ПМЭФ заместитель председателя правления ― начальник департамента перспективного развития ПАО «Газпром» Олег Аксютин.
Что тормозит водород в России?
Итак, от заявленных проектов никто не отказывается, но энтузиазма у участников процесса всё же поубавилось. И на то есть объективные причины. Аналитики «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» в числе барьеров для массового внедрения Н2 как энергоносителя назвали:
- высокую стоимость производства, особенно это относится к «зелёному» водороду;
- вопросы эффективности цепочки ― прямое использование электроэнергии (например, в электромобилях с КПД 80–90%) часто энергетически и экономически целесообразнее, чем её преобразование в Н2 через электролиз (с эффективностью ~70–80%), последующее компримирование и использование в топ-
ливных элементах (КПД 30–35%); - сложности логистики и безопасности ― водород обладает высокой проникающей способностью, взрыво- и пожароопасен, требует дорогостоящей инфраструктуры для хранения под высоким давлением и транспортировки с жёстким контролем утечек;
- макроэкономические факторы ― отрасль сталкивается с ростом инфляции и процентных ставок, нестабильностью энергорынков, ограничениями цепочек поставок и более высокими, чем ожидалось, ценами на ВИЭ-электроэнергию.
Сказались на перспективах водородной энергетики в РФ и санкции.
«Количество реализованных проектов в России мало, что неудивительно при значительном осложнении работы с зарубежными партнёрами. В последние годы есть тенденция пересмотра стратегий в сторону снижения инвестиций и количества планируемых проектов по производству и потреблению водорода», ― подчеркнул ведущий инженер-технолог ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Павел Левин.
Олег Шевцов добавил к этому списку отсутствие необходимой инфраструктуры и международных стандартов регулирования. Решить эти проблемы можно за счёт разработки нового законодательства, государственной поддержки, инвестиций в научные исследования. Однако именно с финансированием водородной энергетики в России как раз и возникают сложности.
«Для масштабирования существующих наработок и интеграции H2 в процесс реальной топливной конкуренции требуются вложения, несопоставимые с текущим размером инвестиционного потенциала. На Западе предпочитают на фоне внешнеполитической нестабильности проверенные, стабильные продукты.
В энергетике это СПГ, который привлекает свободный капитал большой глубиной спроса, недозагруженностью потребителей, гибкостью логистических цепочек и подавляющей доминацией своповой торговли.
В контексте российского ТЭК водород несколько сместили в сторону на фоне высокой ключевой ставки: любые НИОКР, апробации и создание высокотехнологичных производственных площадок требуют серьёзных вложений. Привлечь свободный капитал в отрасль, где нет гарантированной нормы доходности в обозначенный инвестиционный цикл, ― непростая задача», ― объяснил Павел Марышев.
Госпрограммам не хватает конкретики
Окном возможностей для российского Н2 могла бы стать поддержка государства.
«Однако ключевые документы стратегического планирования: „Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики”, „Энергетическая стратегия Российской Федерации до 2035 года” — уделяют этому вопросу скромное внимание. Первый документ в целом не закладывает потребность рынка в водородной генерации; второй — в нескольких абзацах формулирует необходимость развития без чёткого понимания алгоритмов, заинтересованных и ответственных за развитие направления компаний», ― констатировал Павел Марышев.
С тем, что государственным программам не хватает конкретики, согласны и «ИЭС Инжиниринг и консалтинг».
«Чуть ли не единственный численный показатель в профильной концепции развития водородной энергетики в РФ ― объём экспорта. Так, на первом этапе, к 2024 году, предполагалось выйти на отметку 0,2 млн тонн (не было достигнуто), на 2‑м этапе (2025–2035 гг.) ― до 2 млн тонн (оптимистический сценарий ― 12 млн тонн), на 3‑м этапе в 2036–2050 годах достигнуть 15 млн тонн (оптимистический сценарий ― 50 млн тонн).
Текущие ориентиры продержались без корректировок до октября 2022 года, когда в связи с санкционными ограничениями было принято решение по сокращению экспортных объёмов и зарубежных поставщиков технологий и оборудования», ― рассказал Гайк Оганян.
Новые технологии для эффективности
Пока же водород используют в основном в нефтехимической и металлургической отраслях.
«Пока растёт только кэптивный рынок, когда нефтегазовые компании сами производят водород и сами же его употребляют в процессах нефтепереработки и очистки готовой продукции. Если в 2021 г. тоннаж годового производства и потребления водорода здесь составлял 75 миллионов тонн, то в прошлом году он преодолел отметку в 95 миллионов», ― отметил эксперт Российского газового общества Антон Соколов.
В энергетике спрос растёт не так быстро. Главным препятствием становится высокая, по сравнению с аналогами, цена. По подсчётам аналитиков «ИЭС Инжиниринг и консалтинг», для успешных поставок на экспорт себестоимость «голубого» водорода к 2030 году не должна превышать 1,5 долл/кг, а «зелёного» ― 1,7 долл/кг. Как достичь таких показателей?
«Чтобы производство Н2 обрело экономический смысл, необходимо обеспечить бесперебойный поток исследований и разработок. Только с помощью серийных научных изысканий появится возможность снизить себестоимость, гарантировать безопасность эксплуатации водородных топливных элементов, кластерно обеспечить потребность индустрии в оборудовании, технологиях, кадрах и якорных потребителях.
Для этого со стороны рынка необходим свободный капитал; от федерального регулятора — разработка программно-целевого документа и системы финансового и нефинансового стимулирования; регионы должны предоставить платформы с развитой инфраструктурой», ― дал ответ Павел Марышев.
Итак, новые технологии нужны на всех этапах: в производстве, транспортировке, потреблении водорода.
Подводные камни «зелёного» водорода
Многие слышали о «цветовой градации» Н2 в зависимости от способа его получения. Самым экологичным считается «зелёный» водород. Однако здесь есть свои подводные камни.
«Существует несколько вариантов: либо мы подключаем электролизёры напрямую к ветропаркам и солнечным электростанциям, либо подаём электричество из общей сети, но здесь тоже есть выбросы СО2, снизить которые, собственно, и призвана водородная энергетика. Другой подход ― это водород, также получаемый в процессе электролиза, только в качестве источника энергии выступает АЭС.
Здесь тоже все непросто: во‑первых, сама атомная энергетика очень сильно стигматизирована, принято ей не доверять и бояться её. Конечно, страхи появились не на пустом месте, но стоит признать, что, если мы хотим получать водород таким образом, через них придётся перешагнуть», ― объяснил Антон Соколов.
Для того чтобы производить Н2 с помощью ВИЭ-генерации, нужно сначала решить проблемы эффективности и бесперебойности солнечных и ветровых электростанций. В российских условиях логично сделать ставку на АЭС. Такой водород ещё называют «жёлтым». Неслучайно «Росатом» выступает в качестве одного из основных «локомотивов» процесса. Но и здесь есть свои нюансы.
«Подавать электроэнергию с АЭС на электролизёр можно лишь в том случае, если у неё есть резерв по мощности. Много ли таких станций в мире? В России, например, только одна ― Кольская АЭС. Именно поэтому она и была выбрана в качестве полигона для размещения модельной инфраструктуры, которая позволит в реальных условиях оценить эффективность и целесообразность этого способа получения водорода.
Можно, наверное, рассматривать атомные станции малой мощности как перспективный источник энергии для электролиза, однако их восприятие в мире далеко от однозначного, да и сама технология пока находится в режиме пилотирования, а не полномасштабного внедрения», ― отметил эксперт РГО.
Паровой риформинг метана ― оптимальный метод?
Павел Марышев выразил мнение, что наилучшей из доступных технологией производства H2 в условиях российской ресурсной и технологической базы является паровой риформинг природного газа. В пользу этого варианта говорит огромная сырьевая база. К тому же «серый» водород является самым дешёвым с точки зрения стоимости производства, отмечает Виктория Абабкова. Да, здесь имеют место выбросы парниковых газов, но при должном уровне развития CCS-технологий можно свести карбоновый след практически к нулю, получив таким образом «голубой» водород.
«Именно этот способ доминирует в РФ ― 95% всего выпускаемого Н2, благодаря доступности природного газа. А проекты вроде Ямальского кластера „Новатэка” с захватом CO2 в пласты демонстрируют потенциал для экспорта аммиака в Азию», ― рассказала химик-технолог «ИЭС Инжиниринг и консалтинг».
При этом, по словам Антона Соколова, получаемый в процессе твердотельный углерод также можно использовать, например, при производстве автомобильных шин.
«Аналитики предрекают дальнейший рост этого рынка, одновременно указывая, что на протяжении следующей четверти века (а, скорее всего, и далее) паровая конверсия метана останется основным методом получения водорода», ― отметил эксперт РГО.
Водород из недр ― это реально?
Впрочем, обсуждается ещё один способ получения Н2 ― добыча его из пласта, как природного газа. Предпосылки для этого есть.
«„Газпром” работает над „белым” водородом на Ковыкте и в Якутии, первые пробы выявили до 3% концентрации, однако до коммерциализации далеко. Перспективы хорошие, но пока это пилоты: возможная доля в энергопотреблении — до нескольких процентов в ближайшие десятилетия. „Белый” водород дешевле электро- и «голубого», но присутствует в низких концентрациях и требует новых технологий извлечения и очистки. Да, он имеет низкую себестоимость при наличии промышленных запасов, но надо находить участки с высокой концентрацией, строить установки для разделения и подготовки», ― рассказала Ольга Орлова.
По словам Павла Левина, перспективы геологического Н2 изучали ещё в советские времена, но существенных и рентабельных запасов на территории современной России найдено не было.
«В периметре НИОКР интересной выглядит технология получения водорода непосредственно в пласте (in situ), которую, как нам известно, разрабатывают учёные из Сколтеха», ― рассказал г-н Левин.
Всё это делает его коммерческую добычу отдалённой перспективой. Антон Соколов отметил, что это минимум 10–15, а скорее, 20–25 лет.
«Безусловно, недавно открытые месторождения, не приуроченные к глубокозалегающим породам, вселяют надежду на вовлечение водорода в разработку. Но вместе с тем вопросы системного поиска залежей с использованием существующих методов геологоразведки во многом остаются нерешёнными. Возможно, именно здесь сможет проявить себя неорганическая теория происхождения нефти, в рамках которой создан большой теоретический задел для теоретических поисков „белого” Н2.
При этом, читая в СМИ сообщения об обнаружении таких месторождений, не стоит забывать, что приводимые цифры отражают исключительно геологические реалии со всеми возможными допущениями. Объём извлекаемых запасов всегда кратно ниже, рентабельно извлекаемых ― ещё меньше», ― прокомментировал ситуацию эксперт РГО.
Итак, добыча природного водорода все ещё остаётся экспериментальной областью.
«Пока методы поиска, разведки и добычи ещё не отработаны. На данный момент нет оснований полагать, что в ближайшее время ситуация кардинально изменится, поэтому основным направлением в этой области до сих пор остаётся развитие способов промышленного получения ресурса», ― резюмировал Олег Шевцов.
Технологии для транспортировки и потребления
Допустим, проблемы выработки водорода решены, и появился круг покупателей, которые готовы приобретать водород на открытом рынке вне зависимости от его цвета. Возникает следующий вопрос: как доставить им приобретенный товар? Велик соблазн здесь использовать имеющуюся газотранспортную инфраструктуру. Однако погоня за дешевизной может обойтись дорого.
«Применять существующие газопроводы для транспортировки водорода нельзя: скорость потока и давление выше, не стоит забывать и про разрушение сталей в результате контакта с водородом (а это трещины и утечки со всеми вытекающими последствиями). Энергетическая плотность водорода в пересчёте на массу огромная ― она кратно превышает любой другой энергоноситель, но если мы пересчитаем её на объём, то окажется, что она крайне невелика. Что это значит на практике?
Необходимо сжижать Н2 для его транспортировки, а это дорого и сложно. Сжижение метана предполагает, например, температуры ниже –160 °C, водорода же ― –250 °C. Можно ли избежать этих проблем при транспортировке? Теоретически да, используя металлогидридные аккумуляторы или жидкие носители водорода (например, аммиак), не связанные с низкими температура и высокими давлениями.
Пока здесь технологии отстают от наших потребностей, но работы по поиску оптимальных сплавов для металлогидридных аккумуляторов не прекращаются во многих ведущих университетах и НИИ по всему миру, а танкер для перевозки сжиженного водорода уже сделал первые рейсы по маршруту Австралия ― Япония. Тем не менее крупнотоннажные поставки водорода в настоящее время кажутся малореальными. Скорее, это всё же вопрос следующих 10–15 лет», ― объяснил Антон Соколов.
В «ИЭС» предлагают посмотреть в сторону совершенствования твердотельных накопителей для хранения Н2. Также решением проблемы может стать создание отдельной сети трубопроводов. Наконец, стоит уделить внимание развитию технологий крекинга аммиака, который потом можно использовать в качестве носителя водорода.
Нужны серьёзные инвестиции и в продвижение Н2 на топливном рынке. Пока его развитие сдерживают малая распространённость заправочных станций, высокая стоимость и узкий выбор транспортных средств в России, отметил Гайк Оганян. Соответственно, чтобы решить эти проблемы, нужно расширение АЗС на водороде, а также создание экономически привлекательных двигателей и систем хранения Н2.
Для этого нужны государственные субсидии и вовлечённость всех участников цепочки: производителей водорода, собственников сетей заправочных станций, заводов по выпуску автомобилей с водородными топливными элементами.
Не водородом единым
Какие ещё газы обладают коммерческим потенциалом? В ИЭС «Инжиниринг и консалтинг» предложили обратить внимание на следующих кандидатов.
- Биогаз используют для генерации электроэнергии, тепла и как топливо для транспорта. В ЕС он замещает до 15% природного газа в энергобалансе.
- Аммиак применяют как топливо для энергоблоков и для судоходства.
- Благородные газы (гелий, ксенон) нужны в медицине, производстве полупроводников и двигателей космических аппаратов, метеорологии, для лабораторных и исследовательских задач.
«Извлечение гелия требует экстремально низких температур (–190 °C), что сопряжено с большими капитальными затратами, нежели обычная подготовка газа. В мире мало компаний, готовых предоставить такую технологию. Долгое время единственным заводом в России был Оренбургский ГПЗ, где природный газ перерабатывался с 1978 года.
Сегодня наша страна ― один из ведущих производителей гелия с суммарной мощностью 35 млн м3 газа в год. После запуска 2‑й технологической нитки амурского ГПЗ на 20 млн м3 год позиции РФ только укрепятся», ― рассказал Павел Левин.
Впрочем, Павел Марышев не назвал реальных альтернатив водороду на данном этапе технологического развития.
«В плоскости форсайта можно рассмотреть аммиак — исключительно для локального использования (не для энергетики); изотопы водорода — для очень энергоёмких процессов. Пока экономического интереса эти виды топлива не представляют. Необходим серьёзный квантовый скачок в части науки и технологий, чтобы рынок реально оценивал эти газы в качестве конкурента нефти, природному газу, углю и ВИЭ», ― подчеркнул представитель «Энергиии Плюс».
Да и производство самого водорода ещё не встало на конвейер. Пока речь идёт о пилотных проектах, а реального рыночного спроса на Н2 нет.
«В целом индустрия находится на стадии формирования, поэтому объём инвестиций требуется колоссальный», ― резюмировал г-н Марышев.
Подводим итог: природный газ ― по-прежнему номер один с точки зрения коммерческой привлекательности. Тем не менее работы по развитию водородной энергетики продолжаются. Сегодня уже мало кто называет его топливом будущего, но свою нишу в структуре энергопотребления Н2 занять может. Но для этого нужны инвестиции, новые технологии и поддержка со стороны государства.
Слово экспертам
Виктория Абабкова, ведущий химик-технолог ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг»
«Водородная энергетика переживает закономерный переход от „бума ожиданий” к этапу прагматичной реализации. Хотя технологические и экономические вызовы велики, а первоначальный энтузиазм несколько поутих, инвестиционная активность и реализация пилотных проектов по всему миру подтверждают долгосрочный интерес к Н2 как элементу будущего низкоуглеродного энергобаланса.
Для России ключевыми направлениями развития видятся интеграция водорода в экспортные цепочки СПГ, развитие арктических кластеров и поиск нишевых применений в промышленности, где его использование может быть экономически и экологически оправдано, несмотря на текущие высокие издержки. Успех будет определяться способностью отрасли снижать затраты и находить устойчивые бизнес-модели в условиях глобальной экономической и геополитической турбулентности».
Антон Соколов, эксперт Российского газового общества
«Каждые 20–25 лет поднимается волна необычайного интереса к Н2 как энергоносителю. Но если первая была связана, прежде всего, с последствиями нефтяного эмбарго и энергетического кризиса начала 1970‑х годов, то сейчас, конечно же, на первое место выходят вопросы энергоперехода и устойчивого развития. Впрочем, нужно отметить, что заинтересованность исчезала, как только падали цены на традиционные энергоносители. Насколько человечество преуспеет в этот раз, сказать сложно, но, судя по всему, нужно ждать следующую волну, поскольку сейчас мы всё же очень ограничены с точки зрения технологий».
Павел Марышев, директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс»
«Водородная энергетика по праву занимает ведущие строчки отраслевых форсайтов. Современная энергетика носит трансформационный характер: постепенный переход от углеродоёмких энергоносителей (нефти, природного газа, энергетических марок угля) к возобновляемым источникам энергии (солнцу, ветру, геотермальным источникам) требует сохранения удобоваримого уровня энергоэффективности и устойчивости энергосистем.
Пока таким „переходным топливом” выступает природный газ. Однако его доля в структуре потребления будет снижаться. Но он может сохранить актуальность в обновлённой энергетической реальности за счёт глубинной трансформации. Здесь крайне перспективным выглядит производство водорода посредством парового риформинга: в процессе выработки H2 в осадок выпадает углеродный оксид».
Олег Шевцов, генеральный директор АО «Трансэнерком»
«Для России приоритетной задачей является развитие технологий производства, хранения и транспортировки водорода для внутреннего пользования. Для этого в рамках реализации „Концепции развития водородной энергетики в Российской Федерации” на перспективу до 2050 г. на Сахалине был запущен „Восточный водородный кластер”. Он предназначен для тестирования отечественных технологий производства и использования водорода.
Кроме этого, мировые проекты, такие как Spirit jo Scotia Green Hydrogen Production Hub (Канада), Western Green Energy Hub (Австралия) и др., демонстрируют масштабные планы по производству водорода с использованием возобновляемых источников энергии. Однако большинство из них всё ещё находятся на стадии подготовки».
Ольга Орлова, руководитель направления «Промышленность» ООО «Институт технологий нефти и газа»
«Главные барьеры для масштабного внедрения водорода — это высокая стоимость „зелёного” водорода (4–10 долл/кг против 1,5 долл. за „серый”), технологические сложности (электролиз, улавливание CO₂, хранение, транспорт, АЗС), недостаточная инфраструктура и нестабильность рынков сбыта.
Преодолеть их возможно с помощью государственных субсидий, инвестиций, технологического развития PEM-электролизёров, развития пилотных зон (Сахалин, Кольская АЭС), модернизации трубопроводов под водород и создания коридоров экспорта. Экономическая рентабельность будет достигнута, если удастся снизить себестоимость примерно до 2–3 долл/кг, создать спрос (например, водородный транспорт, индустриальные кластеры), обеспечить инфраструктуру и стабильные внешние рынки».
Текст: Андрей Халбашкеев
