Журнал прикладной химии. 2020. Т. 93. Вып. 12
УДК 661.96; 621.6.028
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОДОРОДА
КАК ОДНО ИЗ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ НИЗКОУГЛЕРОДНОЙ ЭКОНОМИКИ
В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (обзор)
© К. И. Якубсон
Институт проблем нефти и газа РАН,
119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3
Поступила в Редакцию 13 октября 2020 г.
После доработки 13 октября 2020 г.
Принята к публикации 27 ноября 2020 г.
В обзоре рассмотрены перспективы производства и использования в Российской Федерации водорода,
получаемого из ископаемого топлива и путем электролиза воды. На основе анализа прогнозов парамет-
ров производства в России аммиака, метанола, нефтепродуктов и продуктов прямого восстанов-
ления железа оценено количество необходимого для этого водорода, получаемого методом паровой
конверсии углеводородов. Обоснована перспективность использования для захоронения углекислого
газа, образующегося при паровой конверсии углеводородов, существующих подземных газохранилищ.
Оценены возможности крупномасштабного производства водорода путем электролиза воды при уве-
личении эффективности использования мощностей существующих атомных и гидроэлектростанций
и разрабатываемых высокотемпературных реакторов с газовым охлаждением. Предложено создание
территориальных водородных кластеров, обладающих необходимым потенциалом для производства,
хранения и экспорта водорода в страны Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона. Оценены возмож-
ности использования водорода и метан-водородных смесей в целях снижения выбросов углекислого
газа при эксплуатации автотранспорта, добыче полезных ископаемых, производстве электроэнергии
и тепла, в обрабатывающей промышленности.
Ключевые слова: водород; паровая конверсия метана; электролиз воды; подземные хранилища газа;
эмиссия углекислого газа
DOI: 10.31857/S0044461820120014
Введение
выми и энергетическими ресурсами и научно-техно-
логическим потенциалом для развития водородных
Переход большинства развитых стран к декар-
технологий [3], что определяет актуальность анализа
бонизации экономики предполагает постепенную
возможностей производства и использования водоро-
замену ископаемых топлив и продуктов их переработ-
да в РФ и его экспорта в страны-потребители.
ки водородом как альтернативным энергоносителем
Рост интереса к водороду как альтернативному
[1, 2]. В перспективе это может привести к суще-
энергоносителю в экономически развитых стра-
ственному снижению российского экспорта углево-
нах-экспортерах нефти явился реакцией на нефтяной
дородного сырья и замедлению роста отечественной
кризис 70-х годов. Уже в начале 80-х годов в США
экономики. Россия обладает необходимыми сырье-
была принята программа по развитию водородных
1675
1676
Якубсон К. И.
технологий.1 В 2002 г. Министерством энергетики
(G8) был принят план действий «Глобальная энерге-
США были сформулированы концепция «A national
тическая безопасность».6 В нем, в частности, говори-
vision of Americaʹs transition to a hydrogen economy —
лось о поддержке перехода к водородной энергетике
to 2030 and beyond»2 и дорожная карта «National
(в том числе в рамках международного партнерства),
hydrogen energy roadmap»3 масштабных исследований
о необходимости развития научных исследований
и разработок на период до 2030 г. в области создания
и разработки единых международных стандартов в
топливных элементов, производства водорода, его
области водородной энергетики, инфраструктуры и
транспортировки, хранения, использования на транс-
соответствующих мер безопасности.
порте, в промышленности и энергетике.
Важным событием, подтвердившим интерес
Дополнительным стимулом для развития водород-
крупного бизнеса к развитию водородных техноло-
ных технологий явилось Парижское соглашение по
гий, явилось создание в 2017 г. Водородного Совета
изменению климата, принятое в 2015 г. представите-
(Hydrogen Council), членами которого в настоящее
лями 195 стран и ЕС.4 В соглашении отмечается, что
время являются руководители 94 компаний из раз-
«ускорение, поощрение и стимулирование инноваций
личных секторов мировой экономики. Водородным
имеют решающее значение для эффективного и дол-
Советом разработаны программа и дорожная карта
госрочного глобального реагирования на изменение
развития водородных технологий,7 в соответствии
климата». Показано, что уровень производство во-
с которыми для создания водородной экономики до
дорода напрямую связан с ожидаемыми антропоген-
2030 г. потребуются ежегодные инвестиции в размере
ными выбросами углерода [4]. В период с 2017 по
от 20 до 25 млрд $ на общую сумму около 280 млрд $.
2020 г. разработали и опубликовали национальные во-
В настоящее время в России в отличие от многих
дородные стратегии входящие в группу G20 Япония,
экономически развитых стран отсутствуют нацио-
Южная Корея, Австралия, Германия и Европейский
нальные стратегии (программы) перехода к низко-
союз (ЕС),5 в настоящее время программы разви-
углеродной экономике и развития водородных техно-
тия водородных технологий приняты в более чем 20
логий. Только в ноябре 2019 г. в Минэнерго РФ была
странах [3]. В 2006 г. на саммите «Группы восьми»
создана рабочая группа по развитию водородной
энергетики в стране, в число задач которой входит
формирование плана мероприятий («дорожной кар-
1 US DOE Hydrogen and Fuel Cells Program. URL: https://
ты») развития водородной энергетики в Российской
2 A national vision of Americaʹs transition to a hydrogen
Федерации.8 В Энергетической стратегии РФ, при-
economy — to 2030 and beyond. United States Department of
нятой в начале июля 2020 г., указано, что «задачей
водородной энергетики является развитие производ-
ства и потребления водорода, вхождение Российской
3 National hydrogen energy roadmap. United States
Федерации в число мировых лидеров по его про-
изводству и экспорту». Отмечается, что к мерам,
способствующим развитию водородной энергетики,
относятся «увеличение масштабов производства во-
дорода из природного газа, в том числе с использова-
5 Challenges for Japanʹs Energy Transition. Basic Hydrogen
нием возобновляемых источников энергии, атомной
Strategy / Agency for Natural Resources and Energy (ANRE),
энергии; разработка отечественных низкоуглеродных
Ministry of Economy, Trade and Industry (METI). October
технологий производства водорода методами кон-
версии, пиролиза метана, электролиза и других тех-
нологий, в том числе с возможностью локализации
зарубежных технологий; стимулирование спроса на
Australiaʹs national hydrogen strategy. COAG Energy
6 «Глобальная энергетическая безопасность». Решение
The National Hydrogen Strategy. Federal Ministry for
принято 15 июля 2006 г. лидерами стран «Группы восьми».
7 Hydrogen scaling up. Hydrogen Council November 2017.
Hydrogen roadmap Europe. A sustainable pathway for the
European energy transition. Luxembourg: Publications Office
8 Приказ Минэнерго России от 18 ноября 2019 г. № 1231
«О рабочей группе по развитию водородной энергетики в
Российской Федерации».
Перспективы производства и использования водорода...
1677
внутреннем рынке на топливные элементы на основе
екте среди мер, которые должны обеспечить сни-
водорода и природного газа в российском транспорте,
жение выбросов парниковых газов, использование
а также на использование водорода и энергетических
водородных технологий не рассматривается даже в
смесей на его основе в качестве накопителей и преоб-
сценарии интенсивного развития декарбонизации.
разователей энергии для повышения эффективности
Сложившееся в стране положение с развитием во-
централизованных систем энергоснабжения».1
дородных технологий обусловлено несколькими фак-
В октябре 2020 г. Правительством РФ утвержден
торами. В соответствии с Энергетической стратегией
разработанный Министерством энергетики план
РФ до 2035 г.4 основным приоритетом государства в
мероприятий «Развитие водородной энергетики в
энергетике является обеспечение надежного снабже-
Российской Федерации» на 2020-2024 гг., целью
ния населения и промышленности электроэнергией.
которого является «формирование в Российской
Ресурсный потенциал топливно-энергетического ком-
Федерации высокопроизводительной экспортно--
плекса России позволяет решать эту задачу сегодня
ориентированной отрасли водородной энергетики,
и в долгосрочной перспективе за счет использования
развивающейся на основе современных технологий
ископаемого топлива, атомной и гидроэнергии с от-
и обеспеченной высококвалифицированными кадра-
носительно низкими выбросами диоксида углерода.
ми».2 Планом предусмотрена «разработка, утверж-
По производству электроэнергии Россия занима-
дение и последующая актуализация реестра суще-
ет 4-е место в мире после Китая, США и Индии.5
ствующих и перспективных технологий в области
В структуре производства электроэнергии в РФ пре-
водородной энергетики», в том числе технологий
обладают способы ее генерации, характеризующиеся
получения, транспортировки и хранения водорода,
либо отсутствием (атомные и гидроэлектростанции),
применения водородного и метан-водородного то-
либо относительно низким уровнем выбросов угле-
плива в энергетике и на транспорте. Планируется
кислого газа (тепловые электростанции, использую-
подготовка периодически обновляемого перечня
щие газ в качестве топлива). В 2016 г. они обеспечили
приоритетных проектов по водородной энергети-
83% произведенной в стране электроэнергии.6 Это
ке. Выбрано несколько пилотных проектов, которые
существенно больше, чем в среднем по миру, где на
должны быть реализованы к 2023-2024 гг., в том
долю низкоуглеродной генерации в 2018 г. прихо-
числе проекты по разработке и испытанию газовых
дилось лишь 56% произведенной электроэнергии.7
турбин на метан-водородном топливе, производству
Такая структура российской электроэнергетики об-
водорода с использованием мощностей российских
условила ее относительно низкую углеродоемкость
атомных электростанций и др. План мероприятий
порядка 360 г CO2/кВт·ч при среднемировом уровне
предусматривает, что в первом квартале 2021 г. в
475 г CO2/кВт·ч.8 Это дало основание ряду авторов
Правительство Российской Федерации должна быть
рассматривать отечественную энергетику как относи-
представлена концепция развития водородной энер-
тельно «чистую», низкоуглеродную [5].
гетики в стране.
В соответствии с Парижским соглашением по из-
Развитие водородной энергетики в России в от-
менению климата, которое было ратифицировано
личие от других стран напрямую не связывается с
Россией в сентябре 2019 г., наша страна должна к
декарбонизацией. Об этом свидетельствует проект
«Стратегии долгосрочного развития Российской
4 Распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2020 г.
Федерации с низким уровнем выбросов парни-
№ 1523-р «Об Энергетической стратегии РФ на период
ковых газов до 2050 г.»,3 который в марте 2020 г.
до 2035 г.».
Минэкономразвития РФ направило на согласование в
5 Global Energy Statistical Yearbook 2019. https://
федеральные органы исполнительной власти. В про-
6 Углеродоемкость электроэнергии в мире и России.
1 Распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2020 г.
Энергетический бюллетень. Вып. 72, май 2019. С. 2-27.
№ 1523-р «Об Энергетической стратегии РФ на период
до 2035 г.».
2 Распоряжение Правительства Российской Федерации
7 Electricity Information: Overview Statistics report IEA.
3 Проект Стратегии долгосрочного развития Российской
8 Углеродоемкость электроэнергии в мире и России.
Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов
Энергетический бюллетень. Вып. 72, май 2019. С. 2-27.
1678
Якубсон К. И.
2030 г. снизить выбросы парниковых газов на 30%
ственной Думы по энергетике «круглый стол» на
от уровня 1990 г. Эти обязательства фактически уже
тему «Водородная энергетика: текущая ситуация и
выполнены — в 2017 г. выбросы парниковых газов
перспективы развития в России и мире».4 В Рекомен-
составили 53.6% от уровня 1990 г.1 Россия хотя и вхо-
дациях «круглого стола» сформулированы основные
дит в число мировых лидеров по эмиссии углекислого
концептуальные положения стратегии развития в
газа (в 2019 г. в РФ она составила 1755 млн т CO2),
России водородных технологий. Отмечается, что в
существенно меньше выбрасывает углекислого газа,
ближайшие десятилетия для достижения целей низ-
чем другие страны-лидеры (в Китае — 9467 млн т,
коуглеродного развития «необходимо создание прин-
в США — 5118 млн т, в Индии — 2277 млн т2).
ципиально новой индустрии и рынка, основанного на
Ситуация выглядит совершенно иначе при сравне-
низкоуглеродном производстве водорода, его крупно-
нии величин удельной [нормированной на соответ-
масштабном хранении и транспортировке, широко-
ствующие значения валового внутреннего продукта
масштабном использовании в энергетике, транспорте,
(ВВП)3] эмиссии углекислого газа. Российская эконо-
промышленности». Россия обладает необходимым
мика характеризуется максимальным значением этого
ресурсным и технологическим потенциалом, который
параметра (ее «углеродоемкостью») среди стран-ли-
позволяет обеспечить развитие внутреннего рынка
деров по выбросам углекислого газа. В 2019 г. он
водородных технологий и крупномасштабный экс-
превышал значение для США в 4.5 раза, для Китая и
порт водорода [3].
Индии — соответственно в 1.6 и 1.4 раза. Одной из
В условиях ориентации экономики многих
основных причин такого положения является низкая
стран на низкоуглеродное развитие [6] важной ха-
энергоэффективность российской экономики, кото-
рактеристикой применяемых (и разрабатываемых)
рая характеризуется удельным (нормированным на
методов получения водорода становится их «угле-
величину ВВП) расходом произведенной в стране
родный след» — количество углекислого газа, об-
электроэнергии. В 2019 г. величина этого параме-
разующегося на всех этапах его производства [7].
тра для России была в 3.3 раза больше, чем в США,
Наибольшее количество углекислого газа образуется
и в 1.2 и 1.4 раза больше, чем в Индии и в Китае.
при получении водорода в процессе газификации
Существующие и прогнозируемые объем и струк-
угля. Углеродный след таких производств в среднем
тура российской электроэнергетики и выполнение с
составляет 19.4 кг CO2/кг H2. Углеродный след водо-
существенным опережением требований Парижского
рода, получаемого паровой конверсией метана, почти
соглашения по изменению климата являются сдержи-
вдвое меньше и равен в среднем 12.4 кг CO2/кг H2.
вающими факторами для декарбонизации российской
Углеродный след водорода, получаемого из ископа-
экономики и развития водородных технологий в стра-
емого топлива, может быть существенно снижен в
не. Однако в долгосрочной перспективе отмеченные
результате улавливания и утилизации образующегося
выше тенденции могут оказать негативное влияние на
углекислого газа. Для водорода паровой конверсии
развитие российской экономики, привести к сниже-
метана углеродный след в этом случае составляет
нию ее конкурентоспособности на мировых энерге-
в среднем 4.3 кг CO2/кг H2. Использование процес-
тических и технологических рынках. Это определяет
сов улавливания и утилизации углекислого газа при-
необходимость скорейшей разработки и принятия на
водит к повышению стоимости получаемого водо-
государственном уровне национальных программ
рода примерно на 50% [7]. По мнению экспертов
перехода к низкоуглеродной экономике и развития
Международного энергетического агентства, темпы
водородных технологий.
и масштабы декарбонизации мировой экономики в
Важным шагом в этом направлении явился про-
значительной степени определяются уровнем готов-
веденный в сентябре 2020 г. Комитетом Государ-
ности экономически доступных технологий утили-
зации углекислого газа.5 С точки зрения величины
углеродного следа несомненным преимуществом об-
1 Экология и экономика: динамика загрязнения ат-
мосферы страны в преддверии ратификации Парижского
соглашения. Бюллетень о текущих тенденциях рос-
4 Рекомендации «круглого стола» Комитета Государ-
сийской экономики. № 52. август 2019. Аналитичекий
ственной Думы по энергетике на тему «Водородная энер-
гетика: текущая ситуация и перспективы развития в России
2 Крупнейшие экономики мира на 2020 год. Топ-20 по
5 Exploring Clean Energy pathways: The role of CO2
3 Там же.
Перспективы производства и использования водорода...
1679
ладает электролиз воды [8, 9]. При использовании для
мышленности, 22% - на предприятиях нефтеперера-
электролиза электроэнергии, вырабатываемой АЭС,
батывающей промышленности и 7% на предприятиях
углеродный след получаемого водорода составляет в
металлургической промышленности.1 В химической
среднем 1.65 кг CO2/кг H2. Использование электро-
промышленности практически весь произведенный
энергии ветровых электростанций позволяет полу-
водород используют для получения аммиака и мета-
чать водород с углеродным следом 1.34 кг CO2/кг H2,
нола. На это расходуется соответственно 55 и 13%
для солнечных электростанций он составляет
общего потребления «кэптивного» водорода в стране.
4.47 кг CO2/кг H2 [7].
В нефтеперерабатывающей промышленности ос-
Углеродный след используется сегодня для угле-
новными технологическими процессами, в которых
родной маркировки (carbon labeling) компаний и
используют водород, являются гидрокрекинг и гидро-
продукции, например, как углеродно-нейтральной.
очистка (десульфуризация), применяющиеся для по-
Многие крупные компании ежегодно запрашивают у
вышения качества и экологических характеристик по-
поставщиков сведения о выбросах парниковых газов
лучаемых нефтепродуктов [10]. В металлургической
и о деятельности по их сокращению, отдавая предпо-
промышленности водород используют для производ-
чтение компаниям с наилучшими экологическими по-
ства высокочистого железа прямым восстановлением
казателями [5]. Водород в зависимости от величины
(DRI - Direct Reduced Iron).2 Полученный металл с
его углеродного следа как в научной литературе, так и
добавкой металлического лома является далее сы-
в правительственных документах принято разделять
рьем для получения высококачественных сталей при
на четыре основные категории. Водород, получае-
плавке в электрических печах [11]. Прогнозируют,
мый из природного газа методом паровой конверсии,
что в РФ в средне- и долгосрочной перспективе от-
называют «серым» водородом. Если производство
расли промышленного производства, использующие
«серого» водорода сопровождается улавливанием и
«кэптивный» водород, будут развиваться достаточно
утилизацией образующегося углекислого газа, то его
динамично [12-18].
называют «голубым» водородом. В последние годы
Так, в химической промышленности сохранится
в отдельную категорию выделяют водород, получае-
высокая доля использования водорода при произ-
мый пиролизом метана. Его называют «бирюзовым».
водстве аммиака и метанола. В 2018 г. в России было
Водород, получаемый путем электролиза воды, назы-
произведено 17.8 млн т аммиака [12], из которых 70%
вают «зеленым» водородом.
в виде первичного продукта и аммиачных удобре-
Цель обзора — рассмотрение актуальных проблем
ний экспортировали в страны ЕС, Турцию, Марокко,
получения, хранения и использования водорода, полу-
Бразилию, США. В настоящее время на долю России
чаемого из ископаемого топлива и путем электролиза
приходится 16% мирового рынка аммиака и от 13
воды, оценка перспектив производства и использо-
до 39% мирового рынка различных видов азотных
вания водорода в России для обеспечения потреб-
удобрений [13]. Учитывая тенденции развития миро-
ностей внутреннего рынка и экспортных поставок.
вого и внутреннего рынка потребления аммиака и его
Отдельно представлена информация, касающаяся
производных, в ближайшие годы в России планируют
водорода, производимого на предприятиях для соб-
реализовать 9 крупных проектов по строительству
ственного потребления («кэптивный» водород —
предприятий по производству аммиака и карбами-
captive hydrogen) и произведенного для реализации на
да. Прогнозируют, что к 2025-2030 гг. производство
рынке сторонним потребителям (merchant hydrogen).
аммиака в стране достигнет 23.7 млн т, что на 66%
выше, чем в 2013 г. [13]. Соответственно возрастет и
производство водорода, используемого на эти цели.
Производство и использование водорода
К 2030 г. оно может составить около 4 млн т в год.
для собственных нужд предприятий
Менее однозначен прогноз по развитию производства
(«кэптивный» водород — captive hydrogen)
метанола. В 2017 г. в РФ было произведено 4.1 млн т
В России, как и в мире в целом, практически весь
метанола, из которых лишь около 60% (2.4 млн т)
водород (более 95%) производится на предприятиях,
используется для внутреннего потребления [14].
использующих далее его в своих технологических
процессах («кэптивный» водород), в основном мето-
1 Сферы применения водорода. Air Technik. https://
дом паровой конверсии углеводородного сырья. По
2 Direct reduced iron production volume in Russia from
данным компании Air Technik, в 2013 г. в РФ было
2011 to 2019. Statista Global Business Data Platform. https://
произведено около 4.5 млн т «кэптивного» водорода,
из которых 70% — на предприятиях химической про-
1680
Якубсон К. И.
Прогнозируют, что внутренний спрос на метанол
развитии важнейших из этих процессов, каталити-
будет расти не более чем на 2% в год и достигнет к
ческого крекинга и гидрокрекинга, — в 4-7 раз». На
2030 г. лишь 3.1 млн т [14]. Ориентируясь на быстро
ликвидацию этого отставания направлена программа
растущий мировой рынок метанола, производство и
модернизации нефтеперерабатывающей промыш-
потребление которого может увеличиться к 2025 г. на
ленности России [17]. Уже на первом этапе реали-
60% по сравнению с 2017 г., к 2030 г. в РФ планируют
зации программы были достигнуты впечатляющие
построить 14 крупных заводов, в совокупности про-
результаты. За период с 2010 по 2017 г. мощность
изводящих 19 млн т метанола [15]. Большинство из
установок по гидроочистке дизельного топлива и
них будет расположено в Европейской части страны
бензина каталитического крекинга увеличилась на
и соответственно ориентировано преимуществен-
20%, по гидрокрекингу — почти на 70%. Это приве-
но на европейский рынок. Учитывая, что рост экс-
ло к увеличению глубины переработки нефти с 71.4
портного потенциала европейского рынка метанола
до 83.4% и повышению выхода светлых нефтепро-
составляет около 2% в год [14], многие эксперты
дуктов с 56 до 62.2%. Энергетическая стратегия РФ
сомневаются в целесообразности выбранной конфи-
на период до 2035 г. предусматривает дальнейшее
гурации этих проектов. При сохранении неизменной
увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 70%.
доли (24%) российского экспорта на европейском
Для этого планируется к 2035 г. ввести в эксплуа-
рынке экспорт метанола составит к 2030 г. примерно
тацию 50 новых установок вторичной переработ-
2.2 млн т в год [14]. Более востребованной на внеш-
ки нефти.1 Оценка роста потребности в водороде
нем рынке может быть продукция заводов, которые
нефтеперерабатывающей промышленности может
планируют построить на востоке страны, ориенти-
быть произведена на основе соотношения текущего
рованных на экспорт на азиатский рынок, прежде
уровня потребления водорода и объема переработки
всего в Китае (планируемый объем производства —
нефти. В 2013 г. на начальном этапе модернизации
около 6 млн т метанола в год) [14]. Это объясняется
нефтеперерабатывающей промышленности РФ при
тем, что к 2025 г. Китай будет потреблять 81 млн т
объеме переработки 274.5 млн т для реализации вто-
метанола. Сегодня основными странами-экспорте-
ричных процессов было израсходовано около 1 млн т
рами на китайском рынке метанола являются страны
водорода, что составило 3.6 кг H2/т нефти. Если при-
Ближнего Востока (более 50% рынка), Малайзия,
нять, что удельный расход водорода в процессах не-
Новая Зеландия и США [15]. С учетом благоприятной
фтепереработки повышается с увеличением выхода
транспортной логистики при строительстве предпри-
светлых нефтепродуктов, то можно ожидать, что к
ятий на Дальнем Востоке, особенно по сравнению со
2030-2035 гг. удельный расход водорода достигнет
странами Ближнего Востока, поставки российского
4.6 кг H2/т нефти, что сопоставимо со средним зна-
метанола на китайский рынок могут быть достаточно
чением (5.3 кг H2/т нефти) в мировой нефтеперераба-
востребованными. Таким образом, даже при реализа-
тывающей промышленности в 2019 г.2 Поэтому при
ции консервативного сценария экспорта российского
планируемом уровне нефтепереработки в стране в
метанола (только европейское направление) к 2030 г.
2030-2035 гг. годовое производство водорода на пред-
производство метанола в стране составит примерно
приятиях нефтеперерабатывающей промышленности
5.3 млн т в год. В случае дополнительного экспорта
может достигнуть 1.4 млн т.
в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (опти-
Что касается производства железа типа DRI в
мистичный сценарий) он может превысить 11 млн т
России, то единственным предприятием, использу-
в год. Для достижения этих уровней производства
ющим эту технологию, является горно-металлурги-
метанола потребуется ежегодно вырабатывать от 0.9
ческая компания «Металлоинвест». Компания нача-
до 1.9 млн т водорода.
ла осваивать эти технологии в начале 2000-х годов.
Рост потребления водорода в нефтепереработке
будет связан с преодолением отставания от мировых
1 Распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2020 г.
лидеров (США, страны ЕС) по глубине переработки
№ 1523-р «Об Энергетической стратегии РФ на период
нефти и выходу светлых нефтепродуктов из-за недо-
до 2035 г.».
статочного развития вторичных процессов переработ-
2 Global Energy Statistical Yearbook 2019. https://
ки углеводородного сырья, прежде всего гидрокре-
yearbook.enerdata.ru/total-energy/world-energy-production.
html
кинга. Как отмечают авторы работы [16], «в развитии
The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
процессов, углубляющих переработку нефти, Россия
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
отстает от среднемирового и европейского уровня
в 2 раза, от уровня США — более чем в 3 раза, а в
Перспективы производства и использования водорода...
1681
Уже через 10 лет, после выхода на плановую мощ-
чения нефти (газа)3 [19]. Подземное хранение угле-
ность первых двух установок по производству DRI,
кислого газа требует существенных дополнительных
компания заняла лидирующие позиции в Европе по
затрат на создание инфраструктуры, необходимой для
выпуску железа прямого восстановления. В 2013 г.
его транспортировки и закачки в выбранную геоло-
его производство составило 5.3 млн т. В 2017 г. бы-
гическую формацию. В последние годы реализовано
ла введена в эксплуатацию еще одна установка, что
несколько проектов утилизации углекислого газа, ко-
позволило в 2018 г. увеличить производства DRI до
торые могут стать примером для России. Так, в США
7.9 млн т, из которых 3.6 млн т отправлено на экс-
сегодня действуют 3 установки по улавливанию угле-
порт [18]. В соответствии со Стратегией устойчивого
кислого газа на предприятиях, производящих аммиак,
развития холдинга «Металлоинвест» [17] в период с
общей мощностью 2 млн т CO2 в год. Углекислый газ
2018 по 2023 г. запланировано ежегодное увеличение
используется для повышения нефтеотдачи на одном
производства DRI на 1.2%. При сохранении этой
из нефтяных месторождений. В ближайшие несколько
тенденции в последующие 5-7 лет прогнозируемый
лет планируется строительство еще пяти подобных
объем производства железа прямого восстановле-
установок в США, Канаде, Китае и Австралии.4 В РФ
ния в 2030 г. составит около 11 млн т, что потребует
затраты на подземное хранение углекислого газа мо-
примерно 1.5 млн т водорода. Таким образом, исхо-
гут быть потенциально снижены при использовании
дя из планов развития рассмотренных выше отрас-
для этих целей существующих подземных хранилищ
лей отечественной промышленности, использую-
газа (ПХГ).5 В работах [20-23] рассматриваются раз-
щих «кэптивный» водород, можно прогнозировать
личные технологии замещения углекислым газом
увеличение его производства в стране к 2030 г. до
определенной части буферного метана, доля которого
7.8-8.8 млн т.
может достигать 50% объема ПХГ. Реализация тако-
Сегодня в России более 90% «кэптивного» во-
го способа утилизации углекислого газа имеет ряд
дорода получают на основе конверсии метана, при
несомненных преимуществ. Он не только позволяет
которой образуется в среднем 10 кг CO2/кг H2 (без
использовать действующую инфраструктуру ПХГ
учета других этапов его жизненного цикла) [7]. По
для транспортировки и закачки углекислого газа, но
прогнозу Минэнерго РФ,1 в средне- и долгосроч-
и повышает ее эффективность за счет увеличения
ной перспективе (до 2035 г.) конверсия и пиролиз
активного объема метана, который может постав-
природного газа будут одними из основных методов
ляться потребителю. Объем большинства россий-
получения водорода, используемого в различных
ских ПХГ составляет несколько млрд м3 газа. При
секторах экономики. В результате к 2035 г. выбросы
замещении углекислым газом порядка 10% объема
углекислого газа только за счет конверсии метана мо-
буферного метана в конкретном ПХГ может быть
гут достигнуть 70 млн т, что соответствует около 4%
захоронено несколько десятков млн м3 углекислого
величины его суммарных выбросов в РФ в 2019 г.2
газа. Важно отметить, что большинство предприятий,
Такой рост в условиях ориентации на низкоуглерод-
производящих и использующих водород, расположе-
ную экономику требует разработки мер по улавлива-
но в западной части России. Эта часть территории
нию и утилизации диоксида углерода.
страны имеет развитую инфраструктуру поставок
Основными способами утилизации углекисло-
(магистральные газопроводы), хранения и распреде-
го газа сегодня являются его подземное хранение в
различных геологических структурах (истощенных
3 DOE US. Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery.
месторождениях углеводородов, водоносных пластах,
Untapped Domestic Energy Supply and Long Term Carbon
соляных формациях и др.) и закачка в продуктивные
пласты на эксплуатируемых нефтяных и газовых ме-
netl-file/CO2_EOR_Primer.pdf
Улавливание и хранение двуокиси углерода. Резюме
сторождениях для повышения коэффициента извле-
для лиц, определяющих политику. Доклад рабочей группы
III МГЭИК. Межправительственная группа экспертов по
1 Распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2020 г.
№ 1523-р «Об Энергетической стратегии РФ на период
до 2035 г.».
4 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
2 Экология и экономика: динамика загрязнения ат-
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
мосферы страны в преддверии ратификации Парижского
соглашения. Бюллетень о текущих тенденциях россий-
ской экономики. № 52, август 2019. Аналитический
5 Подземное хранение газа. Сайт ПАО «Газпром».
1682
Якубсон К. И.
ления природного газа,1 что создает благоприятные
что при масштабной реализации проектов пироли-
условия для подземного хранения углекислого газа.
за метана возникает проблема утилизации большо-
Перспективным методом производства «кэптивно-
го количества образующегося твердого углерода.
го» водорода с низким углеводородным следом являет-
ся пиролиз метана. При пиролизе метана углекислый
Производство водорода для продажи внешним
газ не образуется. Однако эту технологию получения
потребителям (merchant hydrogen). Перспективы
водорода нельзя считать полностью безуглеродной.
экспорта водорода
Углеродный след водорода, получаемого этим ме-
тодом, определяется количеством углекислого газа,
Реализация национальных программ развития во-
который образуется при производстве тепловой или
дородных технологий потребует существенного уве-
электрической энергии, необходимой для пиролиза.
личения производства водорода. По оценке ACIL Allen
Тепловую энергию получают сжиганием части посту-
Consulting,2 производство водорода при умеренных
пающего на пиролиз метана или 30-35% образующе-
темпах перехода к низкоуглеродной экономике будет
гося водорода. Для плазменного пиролиза используют
увеличиваться в несколько раз каждые 5 лет: в 2025 г.
электроэнергию от внешних источников [24]. При
будет произведено 1.4 млн т водорода, в 2030 г. —
сжигании части метана углеродный след водорода со-
8.5 млн т, в 2035 г. — 20 млн т, к 2040 г. объем про-
ставляет в среднем 4.3 кг CO2/кг H2, что сопоставимо
изводства водорода достигнет 82 млн т. Рост потре-
с углеродным следом водорода, получаемого паровой
бления водорода потребует не только увеличения его
конверсией метана с улавливанием образующегося
производства, но сделает водород востребованным
углекислого газа [7]. Для пиролитического разложения
товаром на мировых энергетических рынках3 [3].
метана могут быть использованы различные техноло-
При этом сам рынок водорода пока развит недоста-
гические процессы: разложение метана с помощью
точно, что создает условия для его экспорта из РФ.
высокотемпературной (горячей) и низкотемператур-
Производство в России товарного (коммерческого)
ной (холодной) плазмы [25], пропускание метана че-
водорода, получаемого в основном методом электро-
рез слой нагретого до высокой температуры жидкого
лиза воды, несмотря на значительный рост в послед-
металла (Cu, Pb, Sn, сплав Ni, Bi) [26], газовые реакто-
ние годы, не превышает 160-190 тыс. т в год.4 Это
ры с неподвижным или псевдоожиженным слоем [24].
составляет около 4% от объема производства «кэптив-
Несмотря на то что эти процессы достаточно хорошо
ного» водорода, что соответствует среднемировой
изучены, на практике реализовано лишь несколько
величине этого соотношения.5 В то же время Россия
проектов, ориентированных в основном на получение
высокочистого твердого углерода. В настоящее время
2 Opportunities for Australia from Hydrogen Exports, ACIL
в Германии компания BASF с привлечением несколь-
ких университетов и научных организаций создает
пилотную установку для производства водорода на
основе разложения метана в реакторе с жидким ме-
3 Challenges for Japanʹs Energy Transition. Basic Hydrogen
таллом [27]. В России в Томском политехническом
Strategy / Agency for Natural Resources and Energy (ANRE),
Ministry of Economy, Trade and Industry (METI). October
университете при поддержке ПАО «Газпром» прово-
дят исследования по получению водорода из метана
A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe.
с использованием низкотемпературной плазмы. Ряд
Communication from the commission to the European
авторов рассматривают пиролиз метана как реальную
Parlament, the council, the European economic and social
альтернативу получению водорода методом электро-
committee and the committee of the regions. Brussels,
лиза воды, в первую очередь в странах, обладающих
значительными ресурсами природного газа (собствен-
Australian and global hydrogen demand growth scenario
ного или экспортируемого), например, в России и ряде
analysis COAG energy council national hydrogen strategy
стран ЕС [28]. Прогнозируют, что в ЕС уже к 2030 г.
количество водорода, получаемого пиролизом метана,
может превысить производство водорода паровой
конверсией метана [27]. Однако следует учитывать,
4 Рынок водорода в России. Текущая ситуация и про-
гноз 2020-2024 гг. ALTO CONSULTING GROUP (ACG).
1 Подземное хранение газа. Сайт ПАО «Газпром».
5 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
Перспективы производства и использования водорода...
1683
обладает необходимым ресурсным и научно-техноло-
Еще одним проектом, направленным на уменьше-
гическим потенциалом для существенного увеличения
ние затрат тепла и, как следствие, снижение выбросов
производства водорода, необходимого для развития
диоксида углерода, явилась разработанная в России
водородных технологий и их эффективного приме-
оригинальная технология адиабатической конверсии
нения в различных отраслях экономики, экспортных
метана, позволяющая получать метан-водородные
поставок. При этом следует учитывать, что по про-
смеси с высоким содержанием водорода [32-37]. При
гнозу Мирового энергетического агентства (МЭА)1 в
реализации адиабатической конверсии метана паро-
течение 10-15 лет основным промышленным методом
газовая смесь нагревается до температуры 640-690°С
получения водорода по-прежнему будет паровая кон-
и направляется в двухсекционный адиабатический
версия углеводородов, преимущественно метана, и
реактор, заполненный катализатором. Получаемая
Россия вряд ли здесь будет исключением. При паровой
на выходе реактора метан-водородная смесь в случае
конверсии углеводородов более 40% исходного сырья
необходимости ее очистки от паров воды поступает в
сжигается для получения высокотемпературного па-
котел-утилизатор. Содержание водорода в конечном
ра. Ориентация на декарбонизацию потенциальных
продукте достигает 48%, выход метан-водородной
потребителей водорода и ужесточение требований
смеси составляет 1800 м3 на 1000 м3 использованного
к утилизации образующегося при конверсии метана
метана. Выбросы метана примерно на 30% меньше,
углекислого газа стимулировали разработку техно-
чем при традиционной технологии конверсии метана
логий, ориентированных на использование внешних
[32]. В настоящее время в ПАО «Газпром» создана
источников тепла, не выделяющих углекислый газ.
и успешно прошла испытания опытная установка
Одним из наиболее перспективных направлений
для получения таких смесей производительностью
реализации подобного подхода является создание
1000 нм3·ч-1 [34, 35]. В результате проведенных ис-
специализированных атомных энерготехнологиче-
следований показана возможность эффективного при-
ских станций (АЭТС) на базе высокотемпературных
менения метан-водородных смесей в газотурбинных
газоохлаждаемых ядерных реакторов (ВТГР), спо-
агрегатах различного назначения, в энергетике в ка-
собных вырабатывать тепло с температурой 950-
честве добавки к углеводородному топливу различно-
1000°C [29-31]. Разработка высокотемпературных
го состава и на транспорте. Показано, что при этом
газоохлаждаемых ядерных реакторов была начата в
достигается существенный положительный эффект.
СССР еще в 70-80-е годы. На основе этих разработок
Так, для газоперекачивающих аппаратов расход при-
в 2000-е годы в рамках международного проекта с
родного газа снижается на 8-16%, а выбросы NOx не
участием научных и производственных организаций
превышают 25 мг·нм-3. Добавка метан-водородной
России, США, Японии и Франции был создан про-
смеси к котельному топливу снижает выбросы ок-
ект модульного реакторного блока ГТ-МГР (газовая
сидов азота на 70%. При переводе автотранспорта,
турбина-модульный гелиевый реактор), который рас-
работающего на газе, на метан-водородную смесь
сматривается как основа для развития атомно-водо-
удается достичь соответствия нормам Евро-5 без
родной энергетики в стране [30]. Планируется, что
конструктивных изменений используемых двига-
АЭТС для производства водорода методом паровой
телей [34, 35, 37]. Все это дало основание авторам
конверсии метана будет состоять из четырех реак-
разработки рассматривать комплекс технологий про-
торных модулей с суммарной тепловой мощностью
мышленного применения метан-водородной смеси
2400 (4 × 600) МВт. Годовое производство водорода
как «отдельную технологическую платформу центра-
составит 0.84 млн т, расход метана — 2700 млн нм3
лизованного производства газового топлива не только
[31]. По мнению ведущих специалистов государ-
для локальных и региональных сфер его применения,
ственной корпорации «Росатом», «уровень готовно-
но и для поставок по отдельным энергетическим
сти технологий и имеющаяся кооперация разработ-
коридорам в транснациональные газотранспортные
чиков ключевого оборудования позволяют в короткие
сети и создания запасов этого топлива в подземных
сроки развернуть работы по реализации проектов
газохранилищах (ПХГ)» [37].
ВТГР в России и за рубежом».2
Важным для экспорта водорода из РФ с учетом
национальных программ перехода к низкоуглеродной
экономике его потенциальных импортеров является
развитие масштабного производства «зеленого» во-
1 Там же.
2 Пономарев-Степной Н. Н. Перспективы атом-
но-водородной энергетики. «Росэнергоатом». М.
prezentatsiyaa_25_10_18-.pdf
1684
Якубсон К. И.
В принятых к настоящему времени национальных
программах перехода к низкоуглеродной экономике
время разрабатывается 50 проектов по производ-
в качестве основного условия роста производства
ству «зеленого» водорода. Суммарное планируемое
«зеленого» водорода рассматривают развитие элек-
производство водорода составит 4 млн т в год, для
троэнергетики на основе возобновляемых источни-
чего потребуется энергетическая мощность 50 ГВт.
ков энергии (ВИЭ), в первую очередь солнечных и
Большая часть проектов находится на стадии тех-
ветровых электростанций. В соответствии с прогно-
нико-экономической оценки и проектирования, и
зом Института энергетических исследований РАН и
только по 14 проектам уже начата их практическая
Московской школы управления СКОЛКОВО мировое
реализация.1 Следует учитывать, что в настоящее
производство электроэнергии за счет солнечных и ве-
время стоимость «электролизного» водорода в сред-
тровых электростанций будет возрастать пример-
нем в 3 раза превосходит стоимость водорода, полу-
но на 10% в год. Их вклад в общее производство
чаемого методом паровой конверсии углеводородов,
электроэнергии составит 38% в 2030 г. и увеличится
даже с учетом затрат на утилизацию CO2. По оценке
до 45% к 2040 г. Производство «зеленой» электроэ-
экспертов Международного энергетического агент-
нергии на атомных и гидроэлектростанциях будет ра-
ства, к 2030 г. это различие может уменьшиться в
сти существенно более медленными темпами, в сред-
1.5-2 раза.2 По более оптимистичному прогнозу, это
нем на 1.5% в год, и к 2040 г. составит примерно 10%
соотношение цен будет достигнуто уже к 2025 г.3
мирового производства электроэнергии для атомной
Основными факторами, определяющими стоимость
энергетики и 15% для гидроэнергетики.
«электролизного» водорода, являются региональная
Совершенно по другому сценарию развивается
цена электроэнергии (до 70% стоимости),4 мощность
производство «зеленой» электроэнергии в России.
и стоимость электролизеров. Ожидается, что сто-
«Ветровая» и «солнечная» генерации электроэнер-
имость единицы мощности электролизеров уже к
гии в стране в настоящее время практически отсут-
2025 г. снизится по сравнению с 2017 г. на 30-40%.5
ствуют: в 2019 г. их вклад в производство электро-
Снижению стоимости «зеленого» водорода должно
энергии в стране составил всего 0.15%. К 2040 г.
также способствовать уменьшение энергопотребле-
при прогнозируемом ежегодном росте на 20% вклад
ния электролизеров. По прогнозу международной
этих видов электрогенерации в общее производство
группы экспертов [38], к 2030 г. оно снизится при-
электроэнергии не превысит нескольких процентов.
мерно на 10-15% по сравнению с 2020 г. и составит
Гидроэнергетика в стране будет расти на 1.4% в год,
4.5-4.25 кВт·м-3 H2. Однако региональные различия
и ее вклад в производство электроэнергии в течение
в стоимости водорода, обусловленные ценами на
всего рассматриваемого периода будет составлять
электроэнергию, сохранятся.
около 15%. Наибольший вклад в производство «зе-
леной» электроэнергии внесут атомные электростан-
1 Por Y.-L. Great Expectations. Asia, Australia and Europe
ции. В последние десять лет они производили от 17
leading emerging green hydrogen economy, but project delays
до 19% электроэнергии в стране, к 2040 г. их вклад
likely. The Institute for Energy Economics and Financial
может возрасти до 24% [39].
Специфика энергетической системы России (зна-
чительная доля «зеленой» электроэнергии, наличие
избыточных мощностей электростанций) создает
2 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
благоприятные условия для производства «товар-
ного» водорода методом электролиза воды, в том
числе «зеленого» водорода. Согласно оценке экс-
3 National Hydrogen Roadmap. Pathways to an
портного потенциала России на мировом рынке во-
economically sustainable hydrogen industry in Australia.
дородного топлива (экспертно-аналитические до-
клады, подготовленные инфраструктурным центром
4 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
EnergyNet6 [40], «Россия как потенциальный произ-
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
водитель водородного топлива обладает рядом суще-
ственных преимуществ: огромным энергетическим
5 Hydrogen from renewable power technology outlook for
6 Чаусов И. С. Перспективы водородной энер-
Перспективы производства и использования водорода...
1685
потенциалом, в том числе в сфере «зеленой» энер-
ства водорода будет использован невыпускаемый и
гетики, а также большими запасами пресной воды.
допустимый выпускаемый резерв энергосистемы
Мощность российских электростанций существенно
и КИУМ электростанций повышен до 85%, то может
превосходит потребности энергосетей: в 2017 г. это
быть получено до 3.5 млн т водорода в год.
превышение составило 455 млрд кВт·ч». Неполное
Выполненные в [40] оценки отечественного по-
использование установленной мощности электро-
тенциала производства электролизного водорода ос-
станций является системной проблемой российской
новываются на использовании возможностей всей
электроэнергетики. Уже в течение многих лет сред-
энергосистемы страны. Однако в условиях перехода
нее значение величины коэффициента использова-
к низкоуглеродной экономике импортерами будет
ния установленной мощности (КИУМ) российской
востребован в первую очередь «зеленый» водород,
энергосистемы составляет около 50%.1 Наибольшим
получаемый с использованием электроэнергии, ге-
значением КИУМ характеризуется работа атомных
нерируемой отечественными АЭС и ГЭС. Суммарная
электростанций. Это обусловлено конструктивны-
доля произведенной ими электроэнергии в энерго-
ми особенностями ядерных реакторов на тепловых
балансе РФ в среднем составляла в последние 5 лет
нейтронах, для которых оптимальным является ре-
36%.4 В качестве пилотных проектов в [40] пред-
жим работы с постоянной, близкой к максимальной,
лагается организовать производство «зеленого» во-
мощностью, обеспечивающей их безопасную, дли-
дорода на Кольской и Ленинградской АЭС и Усть-
тельную и экономически эффективную эксплуатацию
Среднеканской ГЭС. Увеличение КИУМ Кольской
[41]. В соответствии с Энергетической стратегией РФ
АЭС с сегодняшних 65.9 до 93% позволит ежегод-
величина КИУМ АЭС к 2035 г. должна быть доведена
но получать 74.7 тыс. т водорода. Кольскую АЭС
до 90%.2 Другой резерв производства водорода свя-
предлагается использовать как полигон для отра-
зан с тем, что определенная часть электроэнергии,
ботки технологий атомно-водородной энергетики.
вырабатываемой электростанциями, не может быть
Производство водорода на Ленинградской АЭС при
поставлена потребителю из-за недостаточной про-
росте КИУМ с 76.4 до 93% может составить 84 тыс. т
пускной способности электросетей. Неиспользуемая
в год. Производство водорода в Северо-Западном
по этой причине часть мощности электростанций
регионе РФ может быть увеличено за счет использо-
(невыпускаемый резерв) в последние годы в целом по
вания электроэнергии действующих ГЭС. В качестве
ЕЭС России составляет в среднем 15 МВт — около
потенциальных потребителей водорода, произве-
6% установленной мощности входящих в нее элек-
денного на этих электростанциях, рассматриваются
тростанций. Невыпускаемый резерв электрической
страны ЕС. Строительство Усть-Среднеканской ГЭС
мощности характерен в основном для объединен-
планируется завершить в 2024 г. Она сможет произ-
ных электросетей (ОЭС) Северо-Запада, Сибири и
водить 34.5 тыс. т водорода в год, который предпола-
Востока. Значительную часть мощности энергоси-
гают экспортировать в Японию. Предварительное со-
стемы (в среднем 17%) резервируют для покрытия
глашение об этом с японской корпорацией Kawasaki
годового максимума потребления электроэнергии.3
Heavy Industries было подписано в 2017 г. во время
Это позволяет авторам доклада [40] сделать вывод
работы Восточного экономического форума.5
о том, что «предельно достижимые возможности
Одним из благоприятных факторов для развития
производства водорода в России на базе соответству-
производств электролизного водорода является су-
ющих технологий при использовании недозагружен-
щественное изменение в течение суток востребован-
ных генерирующих мощностей энергосистемы таким
ности потребителями электроэнергии, производимой
образом, чтобы КИУМ энергосистемы вырос до 90%,
электростанциями, входящими в ЕЭС России [42].
составляют 8.1 млн т в год». Если же для производ-
ГЭС и ГАЭС (гидроаккумулирующие электростан-
ции), обладающие высокой маневренностью, способ-
ностью быстро изменять свою мощность в широких
1 Отчеты о функционировании ЕЭС России. Системный
пределах, используют в основном для обеспечения
оператор Единой энергетической системы России. https://
переменных нагрузок электросетей в пиковый пе-
2 Энергетическая стратегия Российской Федерации на
период до 2035 г.
4 Там же.
5 РусГидро подписало соглашение о сотрудничестве с
японской компанией Kawasaki Heavy Industries и прави-
3 Отчеты о функционировании ЕЭС России. Системный
тельством Магаданской области. Сайт ПАО «РусГидро».
оператор Единой энергетической системы России. https://
1686
Якубсон К. И.
риод. Это находит отражение в низкой величине их
ка России будет расти в зависимости от сценариев
КИУМ.1 Как следствие, потенциальный избыток
развития экономики страны на 1.3-2.6% в год. Это
мощности ГЭС, достигающий максимальной вели-
позволит увеличить к 2040 г. производство «зеленой»
чины в период паводков, может быть использован
электроэнергии на 34-87% по сравнению с 2015 г.
для производства «зеленого» водорода. На сегодня
(максимальные темпы соответствуют реализации
используется менее половины их энергетического по-
сценария перехода к низкоуглеродной экономике),
тенциала. При увеличении КИУМ ГЭС до 60% мож-
часть которой может быть использована для получе-
но производить за счет дополнительной электроэнер-
ния «зеленого» водорода [39].
гии еще около 1.5 млн т водорода. Так, например, в
Технологические и экономические аспекты про-
Швейцарии на ГЭС Alpiq в Гёсгене начата эксплуата-
изводства водорода на отечественных АЭС во вне-
ция электролизной установки мощностью 2 МВт [43].
пиковый период рассмотрены в работах ученых
Атомные электростанции, для которых оптималь-
Саратовского научного центра РАН [46, 47]. Авторы
ной является работа с постоянной, близкой к макси-
отмечают, что для организации широкомасштабно-
мальной электрической мощностью (КИУМ поряд-
го производства водорода на отечественных АЭС
ка 80%), используют в базовой, внепиковой части
необходимо существенное увеличение единичной
суточного графика нагрузки энергосистем. В связи
мощности и коэффициента полезного действия ис-
с этим для получения водорода может быть исполь-
пользуемых электролизеров. Сегодня водород на оте-
зована электроэнергия, производимая АЭС в ночное
чественных АЭС получают в основном с помощью
время, когда нагрузка в электросетях существенно
щелочных электролизеров серии СЭУ производства
снижается (внепиковый период) [44]. Международное
ОАО «Уралхиммаш».4 Их электрическая мощность
агентство по атомной энергии (МАГАТЭ) рассма-
не превосходит 200-250 кВт, КПД составляет около
тривает такую возможность неэлектрического при-
60%, производительность — от 10 (СУЭ-10-2) до
менения АЭС как одно из наиболее перспективных
40 м3 H2/ч (СУЭ-40) при энергозатратах, существен-
направлений развития ядерной энергетики.2 МАГАТЭ
но превосходящих этот показатель у современных
создало специальное программное обеспечение,
зарубежных электролизеров5 [48]. Мировой тенден-
позволяющее проводить сравнительную экономи-
цией является разработка электролизеров большой
ческую оценку различных способов производства
мощности. В 2000-2009 гг. большинство зарубеж-
водорода в конкретных регионах размещения АЭС
ных электролизных установок имели электрическую
[45]. Отечественные АЭС ежегодно производят около
мощность около 0.1 МВт, в 2015-2019 гг. она состав-
200 млрд кВт·ч электроэнергии, из которых примерно
ляла 1 МВт. В настоящее время создается несколько
60-65 млрд кВт·ч — в ночное время.3 Используя эту
электролизеров мощностью 10 МВт и обсуждается
электроэнергию для производства водорода с приме-
возможность разработки электролизных установок
нением электролизеров, затрачивающих для полу-
мощностью до 100 МВт.6
чения 1 кг H2 около 46 кВт·ч [46], можно ежегодно
Авторами [46, 47] была оценена стоимость полу-
получать до 1.5 млн т «зеленого» водорода.
чения электролизного водорода для двух вариантов:
Таким образом, потенциал производства водорода
для внепикового режима работы электролизеров в
в России при существующем уровне мощностей энер-
ночное время при цене электроэнергии, соответству-
госистемы за счет использования резервных мощ-
ющей себестоимости ее производства на АЭС, и при
ностей российских электростанций, незагруженных
непрерывной работе электролизеров и среднем та-
мощностей АЭС в ночное время и увеличения КИУМ
рифе на электроэнергию в сети. Расчет проводился
ГЭС до 60% может быть оценен в 6.5 млн т в год. Из
них не менее половины составит «зеленый» водо-
4 Пономарев-Степной Н. Н. Перспективы атом-
но-водородной энергетики.
«Росэнергоатом». М.
род. В соответствии с прогнозом атомная энергети-
prezentatsiyaa_25_10_18-.pdf (доклад на заседании https://
1 Отчеты о функционировании ЕЭС России. Системный
оператор Единой энергетической системы России. https://
5 Hydrogen from renewable power technology outlook for
2 Hydrogen Production using Nuclear Power (IAEA
irena.org/publications/2018/Sep/Hydrogen-from-renewable-
power
6 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
3 Отчеты о функционировании ЕЭС России. Системный
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
оператор Единой энергетической системы России. https://
Перспективы производства и использования водорода...
1687
для нескольких значений стоимости используемой
му производству водорода с высокотемпературным
электроэнергии, мощностей электролизеров и ве-
гелиевым реактором». Для получения водорода на
личин их КПД — 60 и 80%. Результаты расчетов
АЭТС будут использованы высокотемпературный
показали:
электролиз воды и паровая конверсия метана [31].
— прерывистый режим работы электролизеров
«Росэнергоатом» планирует начиная с 2030 г. каж-
в ночные часы внепиковой нагрузки электросетей
дые 4 года вводить в эксплуатацию по одной АЭТС
(6-7 ч в сутки) снижает энергетические затраты на
тепловой мощностью 2.4 ГВт, способной производить
производство водорода примерно на 5% за счет более
в год 0.12 млн т «зеленого» водорода и 0.84 млн т во-
низкого напряжения на ячейке электролизера, чем
дорода на основе паровой конверсии метана.2 Одну
при его непрерывной работе;
из АЭТС планируется построить на Дальнем Востоке.
— увеличение КПД электролизера от 60 до 80%
Авторы обзора3 к наиболее крупным импорте-
приводит к снижению стоимости получаемого во-
рам «зеленого» водорода относят Германию, Велико-
дорода в среднем на 25-30%, к такому же эффекту
британию, Италию, Францию, Японию и Южную
приводит и рост его мощности в 3 раза;
Корею. Возможности российской энергетики по про-
— во всех вариантах расчета стоимость водорода,
изводству «зеленого» водорода и географическое
получаемого во внепиковый период работы АЭС, не
положение страны создают благоприятные предпо-
менее чем в 2 раза ниже его стоимости при работе
сылки для поставок российского «зеленого» водорода
электролизеров с постоянной нагрузкой (при расчетах
на мировые энергетические рынки.
использовались цены электроэнергии в 2014 г.);
Обязательным условием успешного функциони-
— себестоимость водорода, произведенного во
рования и развития водородных технологий является
внепиковый период работы АЭС при внутренней
создание эффективной инфраструктуры хранения и
цене электроэнергии 0.8 руб/кВт·ч, в среднем со-
распределения (транспортировки) водорода. Для дол-
ставляет 58.7 руб/кг при КПД электролизеров 60% и
говременного хранения больших объемов водорода
46.8 руб/кг при КПД 80%, что при пересчете по сред-
и его транспортировки на значительные расстояния
нему номинальному курсу доллара США в 2014 г. со-
во многих странах (США, ЕС) используют подзем-
ставит 1.5-1.2 $/кг H2 (при среднем значении себесто-
ные хранилища водорода и специальные трубопро-
имости электроэнергии АЭС, выраженный в $, равной
воды4 [49-51]. В России подобная инфраструктура
21 $/MВт·ч); это значение близко к стоимости водо-
отсутствует. Ее создание потребует значительных
рода, получаемого с использованием возобновляемых
капитальных вложений. В последние годы в каче-
источников энергии;1
стве альтернативы созданию специализированной
— водород, произведенный на АЭС во внепико-
«водородной» инфраструктуры рассматривают воз-
вый период их работы (при КПД электролизеров
можность хранения и транспортировки водорода со-
80%), даже с учетом дополнительных затрат на его
вместно с метаном, используя для этого существу-
очистку, компримирование и транспортировку может
ющие ПХГ и магистральные газопроводы5 [3, 34,
конкурировать по цене с водородом, получаемым
37]. В настоящее время практически все подземные
методом паровой конверсии метана.
газохранилища метана расположены в европейской
Одним из перспективных направлений увеличения
производства товарного водорода в стране является
2 Пономарев-Степной Н. Н. Перспективы атом-
разработка и строительство высокотемпературных ре-
но-водородной энергетики.
«Росэнергоатом». М.
акторов с газовым охлаждением. В 2018 г. АО «ОКБМ
Африкантова» по заказу концерна «Росэнергоатом»
prezentatsiyaa_25_10_18-.pdf (доклад на заседании https://
выполнило НИР на тему «Проведение исследова-
3 The dawn of green hydrogen. Maintaining the GCCʹs edge
ний, разработка и обоснование технического зада-
in a decarbonized world. Strategy& (part of PwC network).
ния на проектные предложения по крупнотоннажно-
1 IRENA (2019), Hydrogen: A renewable energy
4 Melaina M. W., Antonia O., Penev M. Blending hydrogen
perspective, International Renewable Energy Agency, Abu
into natural gas pipeline networks: A review of key issues.
Technical Report NREL/TP-5600-51995 March 2013. https://
The dawn of green hydrogen. Maintaining the GCCʹs edge
5 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
in a decarbonized world. Strategy& (part of PwC network).
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
1688
Якубсон К. И.
части России.1 Здесь же размещены 8 из 10 действу-
Балаковская АЭС и ГЭС Средней Волги, в первую
ющих АЭС, крупные ГЭС, производящие 34% ги-
очередь Волжская, Жигулевская, Саратовская ГЭС,
дроэлектроэнергии страны, и трассы магистральных
могут явиться базовыми производителями водорода
газопроводов, по которым осуществляются поставки
для Центрального кластера, ориентированного на
газа в европейские страны и Турцию. Это создает
поставку водорода совместно с метаном в страны
благоприятные условия для формирования несколь-
Восточной и Центральной Европы с использованием
ких кластеров полного жизненного цикла водородно-
украинской трубопроводной системы и газопровода
го топлива (производство-хранение-транспортиров-
Ямал-Европа. Для хранения водорода могут быть
ка-потребление).
использованы ПХГ, расположенные в Приволжском
Каждый кластер должен включать производи-
федеральном округе, в первую очередь в Саратовской
телей «зеленого» водорода — одну или несколько
области (Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское и
АЭС и крупные ГЭС, базовые ПХГ, характеристики
Степновское).
которых благоприятны для совместного хранения
Значительные мощности для производства «зе-
метана и водорода, и систему газовых и, в случае
леного» водорода сосредоточены в Сибирском и
необходимости, водородных трубопроводов. Северо-
Дальневосточном федеральных округах: суммар-
Западный кластер может быть сформирован на базе
ная выработка электроэнергии ГЭС, расположен-
Ленинградской АЭС и ГЭС Ленинградской области.
ными на территории этих округов, составила в
В случае необходимости дополнительные объемы
2019 г. 83.6 млрд кВт·ч при величине КИУМ менее
водорода могут поступать с Калининской АЭС. В ка-
50%.3 Инфраструктура, создаваемая для реализа-
честве потенциальных объектов для хранения водо-
ции Восточной газовой программы: магистраль-
рода совместно с метаном могут рассматриваться
ный газопровод «Сила Сибири», ПХГ в Иркутской,
Гатчинское и Невское ПХГ. Однако с учетом их при-
Красноярской и Амурской областях, Амурский газо-
уроченности к водоносным пластам требуется про-
перерабатывающий завод,4 — позволила бы в пер-
ведение специальных исследований для оценки ри-
спективе сформировать Восточный водородный кла-
сков потери части водорода и развития коррозионных
стер, ориентированный на экспорт водорода в страны
процессов. В случае положительного заключения о
Азиатско-Тихоокеанского региона.
возможности использования этих ПХГ для хранения
Водород, хранящийся и транспортируемый со-
водорода кластер может быть ориентирован на по-
вместно с метаном, может быть использован как в
ставки водорода совместно с метаном по газопроводу
составе метан-водородной смеси, так и в чистом виде
«Северный поток» в страны Северной и Западной
после выделения из смеси. Для выделения водорода
Европы. Альтернативным вариантом является постав-
из газовых смесей разработаны и применяются в
ка водорода морским путем в Калининград и хране-
промышленных масштабах криогенные, адсорбци-
ние его в одном или нескольких подземных соляных
онные и мембранные методы, позволяющие получать
резервуарах Калининградского ПХГ. На этой основе
водород высокой чистоты [52-54]. Эффективность
в Калининграде может быть создан водородный хаб
различных технологий выделения водорода из ме-
(аналог газового хаба) для поставок водорода в при-
тан-водородной смеси рассмотрена в специальном
балтийские страны и Польшу.
отчете Министерства энергетики США.5 В 2015 г.
Базовыми производителями водорода для Южного
Еврокомиссией был объявлен грант на разработку
кластера могут быть Ростовская АЭС, Цимлянская
энергоэффективных технологий выделения водорода
ГЭС и Кубанский каскад ГЭС. Дополнительные объ-
из метан-водородной смеси, поступающей потреби-
емы водорода может поставлять Нововоронежская
телю по магистральным газопроводам.6
АЭС. Для хранения водорода в этом кластере мо-
гут быть использованы Краснодарское, Кущевское
3 Отчеты о функционировании ЕЭС России. Системный
и Ставропольское ПХГ.2 Кластер может поставлять
оператор Единой энергетической системы России. https://
метан-водородную смесь по трубопроводам «Голубой
поток» и «Турецкий поток» в Турцию и страны
4 Восточная газовая программа. Сайт ПАО «Газпром».
Южной Европы.
5 Melaina M. W., Antonia O., Penev M. Blending hydrogen
into natural gas pipeline networks: A review of key issues.
Technical Report NREL/TP-5600-51995 March 2013. https://
6 FCH-02.5-2015. Development of technology to separate
2 Там же.
hydrogen from low-concentration hydrogen streams.https://
Перспективы производства и использования водорода...
1689
Можно выделить два различных логистических
штабная газификация и электрификация транспорта.
подхода к организации выделения водорода из ме-
Использование газомоторного топлива при эксплуа-
тан-водородной смеси: непосредственно на месте его
тации транспортных средств, в первую очередь пас-
использования и централизованно, на водородных
сажирского и грузового автотранспорта, приводит к
хабах. Первый подход целесообразно использовать
снижению его углеродного следа в 2 раза по срав-
при доставке метан-водородной смеси крупным по-
нению с автомобильным бензином и в 1.5 раза по
требителям водорода, подключенным к газопроводам.
сравнению с дизельным топливом. Если учитывать
Водород, получаемый на водородных хабах, в даль-
выбросы углекислого газа на всех этапах жизненного
нейшем могут поставлять потребителям, например,
цикла каждого из видов топлива (добыча, транспорт,
водородным автозаправкам по специализированным
распределение), то это различие увеличивается еще
трубопроводам, автомобильным и железнодорожным
на 13% для дизельного топлива и на 5% для бензина
транспортом.
[55].
Углеродный след транспорта, работающего на
газе, может быть уменьшен при использовании в
Основные направления использования водорода
качестве моторного топлива метан-водородных сме-
при переходе к низкоуглеродной экономике
сей, получаемых методом адиабатической паровой
Приоритетным направлением применения водоро-
конверсии метана либо путем добавления к метану
да в РФ является развитие новых водородных техно-
электролизного водорода. По данным [35], при при-
логий в секторах отечественной экономики, форми-
менении метан-водородных смесей «токсичность
рующих основной объем выбросов углекислого газа.1
выбросов снижается более чем в 2-4 раза по сравне-
По данным государственного доклада «О состоянии и
нию с природным газом, эксплуатационный расход
об охране окружающей среды Российской Федерации
топлива снижается на 35-40%».
в 2017 году»,2 основным эмитентом углекислого газа
Использование метан-водородных смесей в каче-
являются подвижные источники — транспортные
стве альтернативного газомоторного топлива имеет
средства, в первую очередь автомобильный транс-
также значительный экспортный потенциал. Мировой
порт. На них приходится почти 70% суммарных вы-
парк автомобилей, работающих на природном газе, на
бросов углекислого газа. В период с 2010 по 2017 г.
конец 2019 г. составлял 28.5 млн единиц, количество
выбросы ежегодно возрастали примерно на 1.4%. Эта
газозаправочных станций превысило 33 тыс. Более
тенденция сохранилась и в 2018 г.
70% автомобилей на газе и 60% заправочных станций
Существенное снижение выбросов загрязняю-
эксплуатируют в странах Азиатско-Тихоокеанского
щих веществ отечественным транспортом является
региона.4 Наиболее перспективным рынком экспор-
одной из основных задач, принятой Правительством
та производимого в РФ метан-водородного топлива
РФ в 2018 г. «Стратегии развития автомобильной
являются страны ЕС. Прогнозируют, что в следую-
промышленности Российской Федерации на пери-
щем десятилетии потребление природного газа как
од до 2025 г.».3 Этому должны способствовать мас-
моторного топлива в ЕС может увеличиться с 1.9 в
2018 г. до 30 млрд м3.5 Поставка метан-водородных
смесей в ЕС может осуществляться по российским
экспортным трубопроводам, для его хранения могут
быть использованы ПХГ ПАО «Газпром» на терри-
1 Экология и экономика: динамика загрязнения ат-
мосферы страны в преддверии ратификации Парижского
тории ЕС, для распределения — развитая сеть евро-
соглашения. Бюллетень о текущих тенденциях россий-
пейских газозаправочных станций (5 тыс. станций),
ской экономики. № 52, август 2019. Аналитический
в числе которых 68 принадлежащих ПАО «Газпром»
станций в Германии, Чехии, Польше и Сербии.6
Стратегия долгосрочного развития Российской Феде-
рации с низким уровнем выбросов парниковых газов до
4 Current Natural Gas Vehicle Statistics. NGV Global
2 Государственный доклад «О состоянии и об охране
5 A review of prospects for natural gas as a fuel in road
окружающей среды Российской Федерации в 2017 го-
transport.The Oxford Institute for Energy Studies (OIES).
uploads/2019/04/A-review-of-prospects-for-natural-gas-as-a-
3 Распоряжение Правительства РФ от 28.04.2018
fuel-in-road-transport-Insight-50.pdf
№ 831-р. «Стратегия развития автомобильной промышлен-
ности Российской Федерации на период до 2025 г.».
1690
Якубсон К. И.
Как следует из опубликованного в 2018 г. проекта
ственной нефтяной промышленности степень ути-
«Стратегии развития автомобильного транспорта и
лизации ПНГ — 88.2%, ее величина постоянно сни-
городского наземного электрического транспорта
жается [56]. Доля сжигаемого ПНГ особенно велика
Российской Федерации на период до 2030 г.»,1 ос-
на небольших и удаленных месторождениях. Одним
новные усилия в этот период будут сосредоточены
из перспективных направлений утилизации ПНГ на
на развитии автотранспорта, использующего сило-
таких объектах является технология конверсии ПНГ
вые установки на аккумуляторных батареях. Между
в метан-водородные смеси, использование которых
тем во многих экономически развитых странах уже
в качестве топлива для генерации электроэнергии и
созданы пилотные образцы электромобилей на водо-
тепла [57] позволит существенно снизить выбросы
родных топливных элементах. Прогнозируют, что к
вредных веществ [32, 34, 35].
2030 г. их стоимость лишь на 10% будет превышать
Основными загрязнителями окружающей среды в
стоимость электромобилей на аккумуляторных бата-
отечественной обрабатывающей промышленности яв-
реях.2 При перевозке грузов на большие расстояния
ляются металлургическая (46%) и химическая (30%)
транспорт на топливных элементах станет экономи-
отрасли.6 В настоящее время 70% продукции отече-
чески более выгодным уже к 2025 г.3 Ожидают, что
ственной сталелитейной промышленности произво-
к 2030 г. во многих странах (США, Китай, Япония,
дят с использованием доменного и кислородно-кон-
Южная Корея) количество автотранспорта на во-
вертерного процессов, 30% — в результате плавления
дородных топливных элементах превысит 1 млн, и
металлолома и железа прямого восстановления в
их общее количество в мире достигнет 4.6 млн.4
электропечах.7 При проведении доменного процесса
Отсутствие в России государственной политики по
образуется в среднем 1.8 т CO2 на 1 т произведенной
созданию отечественного производства водородных
стали, при использовании электропечей — 0.4 т CO2
топливных элементов может привести к многолетней
[58]. В 2019 г. в России было произведено 71 млн т
зависимости от их импортных поставок.
стали,8 что привело к эмиссии почти 100 млн т угле-
Ресурсом для производства метан-водородных
кислого газа. Это составило около 7% общего коли-
смесей могут стать попутные нефтяные газы. Су-
чества выбросов углекислого газа в стране в 2019 г.,
щественный вклад в эмиссию углекислого газа вносит
что соответствует общемировым показателям вклада
добыча углеводородного сырья, в первую очередь, фа-
сталелитейной промышленности в эмиссию углекис-
кельное сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ).
лого газа.8 В настоящее время предложено несколько
По данным Всемирного банка,5 ежегодно в мире сжи-
направлений использования водорода для уменьше-
гают около 140 млрд м3 ПНГ, при этом в атмосферу
ния выбросов углекислого газа при производстве
попадает более 300 млн т CO2. В 2018 г. в РФ было
стали. При получении чугуна в доменном процессе
добыто 105.2 млрд м3 ПНГ, из которых 15.7 млрд м3
рассматривают возможность обогащения коксового
(14.9%) было сожжено на факелах. После того как
газа водородом на основе его парового риформинга
в 2015 г. была достигнута максимальная для отече-
и последующего использования как дополнительно-
го восстановителя железной руды в доменной печи
[59]. В последние годы проводятся исследования
1 Стратегия развития автомобильного транспорта и го-
по обоснованию возможности применения в стале-
родского наземного электрического транспорта Российской
литейной промышленности «безуглеродной» тех-
Федерации на период до 2030 года (проект). Министерство
нологии плавления железа прямым электролизом
2 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
6 Экология и экономика: динамика загрязнения ат-
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
мосферы страны в преддверии ратификации Парижского
соглашения. Бюллетень о текущих тенденциях россий-
ской экономики. № 52, август 2019. Аналитический
3 Path Hydrogen Competitiveness. A cost perspective.
7 World steel in figures 2019. World Steel Association 2019.
4 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
8 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
org/en/programs/zero-routine-flaring-by-2030#5
Перспективы производства и использования водорода...
1691
железной руды, которая уже подтвердила свою эф-
вичных энергоресурсах увеличится до 56-57% при
фективность в цветной металлургии [60]. По мнению
одновременном почти двукратном уменьшении доли
экспертов, наиболее эффективный путь значительного
твердого топлива. Это определяет ожидаемую струк-
снижения выбросов углекислого газа в металлургиче-
туру выбросов вредных веществ, в которой продукты
ской промышленности — максимальное увеличение
сгорания газового топлива будут более чем в 3 раза
производства стали в электропечах с использованием
превосходить выбросы от сгорания угля [39]. Следует
в качестве сырья железа прямого восстановления,
учитывать, что в настоящее время крупнейшие миро-
получаемого с применением «зеленого» водорода [61].
вые производители энергооборудования разрабаты-
В отечественной химической промышленности
вают газовые турбины, использующие водород4 [3].
одними из основных эмитентов углекислого газа
Однако перевод электростанций на этот вид топли-
являются аммиачные заводы, которые производят
ва требует масштабного производства водорода: до
и потребляют почти 60% общего объема водорода,
0.2 млн т водорода на 1 ГВт установленной мощности
получаемого методом паровой конверсии метана.
газовых ТЭС.5 Для российской энергетики с учетом
При производстве 1 т аммиака образуется в сред-
доли газовой генерации и величины КИУМ газовых
нем 2.3 т CO2.1 В 2018 г. в России было произведе-
ТЭС6 [39] это составило бы около 3 млн т водорода
но 17.8 млн т аммиака, что привело к образованию
в год. Для перевода на водородное топливо системы
40 млн т углекислого газа. Замена при производстве
теплоснабжения потребовалось бы еще 1.5-2.2 млн т
аммиака водорода, полученного паровой конверсией
водорода. В среднесрочной перспективе более реаль-
метана, «зеленым» водородом позволяет не только
ным представляется применение метан-водородных
практически полностью исключить эмиссию угле-
смесей, позволяющих существенно снизить выбросы
кислого газа, сопровождающую стандартную тех-
вредных веществ на газовых ТЭС и в системе те-
нологию получения аммиака, но и существенно ее
плоснабжения.
упростить, исключив наиболее энергоемкие этапы.
Перспективным направлением снижения вред-
В настоящее время в нескольких странах приступи-
ных выбросов за счет использования водорода в
ли к реализации пилотных проектов производства
энергетическом секторе является переход к распре-
аммиака с нулевым углеродным следом.2 В России
деленной системе электро- и теплоснабжения на
производство «зеленого» аммиака особенно важно
основе использования стационарных водородных
для предприятий, осуществляющих его экспорт в
топливных элементов, во многих случаях в сочета-
Европу, где уже разработан механизм экологических
нии с возобновляемыми источниками энергии [3,
штрафов на ввозимые товары. Одним из крупнейших
62]. В России такой подход особенно актуален для
производителей и экспортеров российского аммиака
удаленных объектов, не имеющих доступа к цен-
является ПАО «Тольяттиазот», расположенное на
трализованной системе энергоснабжения, в первую
территории Центрального атомно-водородного кла-
очередь, на Крайнем Севере [63]. В настоящее время
стера, обладающего значительными энергетическими
отечественная промышленность не выпускает необ-
мощностями для производства «зеленого» водорода.
ходимые для этого топливные элементы. Организация
ПАО «Тольяттиазот» могло бы стать базовым пред-
их отечественного производства является одной из
приятием для российского пилотного проекта по про-
важнейших задач национальной программы развития
изводству «зеленого» аммиака.
водородных технологий.
Еще одно направление использования водорода —
энергетические системы. В российской энергетике
доклад. ФГБУ «РЭА» Минэнерго России. М., 2018. http://
более половины первичных энергетических ресурсов
association-cfo.ru/wp-content/uploads/2018/02/Doklad_o_
используют для получения электроэнергии и тепла.
sostoyanii_sfery_teploenergetiki_i_teplosnabzheniya_v_
Rossiyskoy_F.pdf
При этом доля газового топлива при их производ-
4 Brown Aficheme and Mike Welch. Hydrogen as a Fuel
стве составляет в среднем соответственно 45 [39] и
for Gas Turbines. The Chemical Ingineer. 2nd March 2020.
75%.3 Прогнозируют, что к 2040 г. доля газа в пер-
1 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
5 The Future of Hydrogen. Seizing todayʹs
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
opportunities. Report prepared by the IEA for the G20,
2 Там же.
6 Отчеты о функционировании ЕЭС России. Системный
3 Теплоэнергетика и централизованное теплоснабжение
оператор Единой энергетической системы России. https://
России в 2015-2016 годы. Информационно-аналитический
1692
Якубсон К. И.
Заключение
(ПХГ), в которых углекислый газ может замещать
часть (до 10%) буферного газа, позволит сократить
В последнее десятилетие одной из приоритетных
затраты на создание инфраструктуры, необходимой
задач, которые ставят перед собой развитые страны,
для его транспортировки и закачки в выбранные гео-
является переход к низкоуглеродной экономике, важ-
логические структуры.
нейшей частью которой является водородная энерге-
В России сегодня отсутствует инфраструктура
тика. В России важность этой задачи на государствен-
для долговременного хранения больших объемов
ном уровне была признана лишь в самое последнее
водорода и его транспортировки на значительные
время: так, только в 2020 г. Правительством РФ был
расстояния (подземные хранилища водорода и специ-
принят ряд документов, в которых сформулированы
альные трубопроводы). Ее создание потребует зна-
задачи и сроки развития водородных технологий в
чительных капитальных вложений. Возможной аль-
стране.
тернативой является хранение и транспортировка
Производство и использование водорода в России
водорода совместно с метаном с использованием для
характерно для экономики, базирующейся на ископа-
этого существующих ПХГ и газопроводов. Следует
емом сырье. Сегодня подавляющая часть водорода
отметить, что все крупнейшие российские ПХГ, 8 из
(более 95%) производится для внутреннего потребле-
10 действующих АЭС и крупные ГЭС, производящие
ния: производства аммиака, метанола, бессернистых
34% гидроэлектроэнергии страны, расположены в ев-
топлив и в металлургии. Прогнозируемый рост этих
ропейской части страны. По этой территории проходят
отраслей промышленности потребует увеличения
и трассы магистральных газопроводов, по которым
производства водорода с 5 млн т в настоящее время
осуществляются поставки газа в европейские страны
до 7.8-8.8 млн т в 2030-2035 гг. Для производства
и в Турцию. Значительные незагруженные мощно-
водорода сегодня применяют в основном метод па-
сти энергосистемы существуют и на востоке стра-
ровой конверсии метана, при котором образуется
ны, там уже действует газопровод «Сила Сибири» и
значительное количество углекислого газа — до 10 кг
планируется построить несколько ПХГ. Это создает
CO2/кг H2.
благоприятные условия для формирования несколь-
Между тем Россия обладает необходимым ресурс-
ких водородных кластеров полного жизненного цик-
ным и научно-технологическим потенциалом для
ла водородного топлива (производство-хранение-
существенного увеличения производства водорода,
транспортировка-потребление), которые должны
необходимого для развития водородных технологий
обеспечивать внутренней рынок водорода и его по-
и их эффективного применения в различных отраслях
ставки в Европу и в Азиатско-Тихоокеанский регион.
экономики, экспортных поставок. Для производства
Приоритетными областями применения водород-
«зеленого» водорода, наиболее востребованного в
ных технологий являются сектора отечественной
качестве экспортного товара, может быть использо-
экономики, формирующие основной объем выбросов
ван значительный энергетический потенциал отече-
углекислого газа. В России почти 70% суммарных
ственных атомных электростанций во внепиковый
выбросов углекислого газа приходится на автомо-
период их нагрузки. Это позволит получать только
бильный транспорт. Основной объем выбросов от
за счет этого источника «зеленой» электроэнергии
стационарных источников обусловлен получением
до 1.5 млн т водорода в год с достаточно низкой се-
и использованием электроэнергии и тепла, добы-
бестоимостью. Увеличение КИУМ ГЭС до 60% и
чей полезных ископаемых, обрабатывающей про-
использование дополнительной электроэнергии для
мышленностью. При использовании существующего
электролиза воды позволят получать ежегодно еще
оборудования можно значительно снизить выбросы
1.5 млн т «зеленого» водорода.
углекислого газа, применяя метан-водородные смеси
Перспективы утилизации углекислого газа, обра-
в качестве газомоторного топлива на автотранспорте
зующегося при получении водорода из ископаемого
и как топливо для газовых турбин в энергетике и
топлива, сегодня связывают с его подземным хране-
теплоснабжении.
нием в различных геологических структурах (исто-
щенных месторождениях углеводородов, водонос-
ных пластах, соляных формациях и др.) и закачкой в
Финансирование работы
продуктивные пласты на эксплуатируемых нефтяных
и газовых месторождениях для повышения степени
Работа выполнена в рамках государственного
извлечения углеводородов. Использование для этих
задания для Института проблем нефти и газа РАН
целей существующих подземных газовых хранилищ
№ АААА-А19-119101690016-9.
Перспективы производства и использования водорода...
1693
Благодарности
[9]
Nuttall W. J., Bakenne A. T. Introduction — The
Hydrogen Economy Today // Fossil Fuel Hydrogen.
Автор выражает благодарность к.х.н. Е. М. Заха-
Springer, Cham. 2020. P. 1-14.
рян за помощь в техническом оформлении обзора.
[10]
Калинин А. А., Калинин А. А. Возможные направ-
ления совершенствования нефтепереработки в
Конфликт интересов
России // Проблемы прогнозирования в России.
Автор заявляет об отсутствии конфликта интере-
сов, требующего раскрытия в данной статье.
[11]
Battle Th., Srivastava U., Kopfle J., Hunter R.,
McClelland J. Chapter 1, 2 — The direct reduction
of iron // Treatise on Process Metallurgy. 2014. V. 3
Информация об авторах
(Industrial Processes). P. 89-176.
Якубсон Кристоф Израильич, к.т.н., в. н.с. ИПНГ
[12]
Жигарева Г. В. Аммиак: история, современность
РАН,
и перспективы развития в России // Вестн. хим.
[13]
Акишин Д., Лебедский-Тамбиев А., Коровяков А.,
Список литературы
Тимонин И., Спиридонов М. Газохимия России. Ч. 2.
[1] Wells S. A., Sartbaeva A., Kuznetsov V. L., Edwards P. P.
Аммиак: принимать с осторожностью. VYGON
Hydrogen economy // EIBC. John Wiley & Sons, Ltd,
2011. P. 1-24.
[14]
Акишин Д., Мамаков А., Коровяков А., Стацура М.
[2] Burke M. Hydrogen economy // Energy. 2020. P. 26-29.
Газохимия России. Ч. 1. Метанол: пока только пла-
[3] Митрова Т., Мельников Ю., Чугунов Д. Водородная
экономика — путь к низкоуглеродному развитию.
Центр энергетики Московской школы управления
[15]
Акишин Д. Российский метанол: каждый сам за
СКОЛКОВО. М., 2019. С. 5-56.
себя. Сможет ли отечественная газохимия расти
без поддержки государства // Нефтегаз. вертикаль.
[4] Lazarou S., Vita V., Diamantaki M., Karanikolou-
Нац. отрасл. журн. 2019. № 9. С. 56-62.
Karra D., Fragoyiannis G., Makridis S., Ekonomou L.
[16]
Солодова Н. Л., Черкасова Е. И. Тенденции раз-
A simulated roadmap of hydrogen technology
вития нефтепереработки в России // Вестн. техн.
contribution to climate change mitigation based on
ун-та. 2016. Т. 19. № 21. С. 57-63.
Representative Concentration Pathways considerations
[17]
Чернышева Е. А. Программа модернизации НПЗ
// Energy Sci. Eng. 2018. V. 6. N 3. P. 116-125. https://
России и инновационное развитие нефтеперера-
ботки // Бурение и нефть. 2018. № 5. С. 3-8.
[5] Юлкин М. А. Низкоуглеродное развитие: от теории к
[18]
Стратегическое партнерство // Magazine Iron. 2019.
практике. М.: АНО «Центр экологических инвести-
ций, 2018. С. 29-48.
[6] Russo T. N. Hydrogen: Hype or a glide path to
[19]
Хан С. А., Дмитриевский А. Н., Аксютин О. Е.,
decarbonizing natural gas? // Natural Gas & Electricity.
Люгай Д. В., Хвостова В. Ю. Утилизация и хра-
2020. V. 36. N 12. P. 15-21.
нение углекислого газа: мировой опыт: обзор-
ная информация. ОАО «Газпром». М.: Газпром
[7] Parkinson B., Balcombe P., Speirs J. F., Hawkes A. D.,
ВНИИГАЗ, 2012. C. 2-162.
Hellgardta K. Levelized cost of CO2 mitigation from
[20]
Van der Meer B. Carbon dioxide storage in natural gas
hydrogen production routes // Energy Environ. Sci.
reservoir // Oil and Gas Sci. Tech. — Rev. IFP. 2005.
2019. V. 12. P. 19-40.
V. 60. N 3. P. 527-536.
[21]
Гарайшин А. С., Бебешко И. Г., Григорьев А. В.,
characterization initiatives: Definitions, standards,
Дейнеко С. С., Исаева Н. А., Осадчая В. В., Хан С. А.
Исследование возможности частичного замещения
буферного газа на диоксид углерода на подземных
хранилищах газа. Проблемы разработки и эксплу-
1694
Якубсон К. И.
атации газовых, газоконденсатных и нефтегазо-
[32]
Столяревский А. Я. Метано-водородное топливо //
конденсатных месторождений // Вести газ. науки.
Энергия: экономика, техника, экология. 2015. № 3.
2015. Т. 23. № 3. С. 79-83.
С. 16-23.
[22]
Пат. РФ 25322789 (опубл. 2014). Способ эксплуа-
[33]
Pat. WO 2013/039419 Al (publ. 2013). Methane-
тации подземного хранилища природного газа.
hydrogen mixture production process.
[23]
Пат. РФ 2583029 (опубл. 2016). Способ захороне-
[34]
Аксютин О. Е., Ишков А. Г., Романов К. В.,
ния СО2.
Тетеревлев Р. В., Пыстина Е. А. Вклад газовой
[24]
отрасли в формирование энергетической модели
Art of Hydrogen Production via pyrolysis of Natural
на основе водорода // Вести газ. науки. 2017. Т. 33.
Gas // Chemie Ing. Tech. 2020. N 8. P. 1023-1032.
№ 5. С. 12-20.
[35]
Аксютин О. Е., Ишков А. Г., Романов К. В.,
[25]
Fincke J. R., Anderson R. P., Hyde T. A., Detering B. A.
Тетеревлев Р. В., Хлопцов В. Г., Казарян В. А.,
Plasma Pyrolysis of Methane to Hydrogen and Carbon
Столяревский А. Я. Потенциал метановодород-
Black // Ind. Eng. Chem. Res. 2002. V. 41. N 6.
ного топлива в условиях перехода к низкоугле-
родной экономике // Газ. пром-сть. 2017. № 1/750.
[26]
Парфенов В. Е., Никитченко Н. В., Пименов А. А.,
Спецвып. С. 82-85.
[36]
Aksyutin O., Ishkov A., Romanov K. New Methane-
Максимов А. Л. Пиролиз метана водородного на-
Hydrogen Fuel Technology and its Potential
правления: особенности применения металличе-
Application in the Gas Industry. Development and
ских расплавов (обзор) // ЖПХ. 2020. Т. 93. № 5.
Innovation in Focus All Eyes Turn to Perth for LNG
С. 611-619.
18. Report of the International Gas Union, April-
September 2016. P. 74-76.
[Parfenov V. E., Nikitchenko N. V., Pimenov A. A.,
[37]
Казарян В. А., Хлопцов В. Г., Столяревский А. Я.
Kuzʹmin A. E., Kulikova M. V., Chupichev O. B.,
Концепция создания крупномасштабных систем
Maksimov A. L. Methan pyrolysis for hydrogen
производства и распределения метано-водород-
production: specific features of using molten metals //
ного топлива как эффективного альтернативного
Russ. J. Appl. Chem. 2020. V. 93. N 5. P. 625-632.
энергоносителя // Газ. пром-сть. 2018. Т. 177. № 11.
С. 114-119.
[27]
Bode A. Methane Pyrolysis — A potential new process
[38]
Schmidt O., Gambhir A., Staffell I., Hawkes A.,
for hydrogen production without CO2 emission.
Nelson J., Few S. Future cost and performance of
Conference: Wasserstoff — Schwergewicht für die
water electrolysis: An expert elicitation study // Int. J.
Energiewende — 12. Niedersächsische Energietage,
Hydrogen Energy. 2017. V. 42. N 52. P. 30470-30492.
November 2019. 06.11.2019. P. 1-26. Hannover.
[28]
Конопляник А. Перспективы взаимодействия РФ
[39]
Прогноз развития энергетики мира и России 2019 /
и ЕС в сфере декарбонизации. Есть ли возможно-
Под ред. А. А. Макарова, Т. А. Митровой, В. А. Ку-
сти для расширения рынка для российского газа в
лагина. ИНЭИ РАН-Московская школа управления
Европе // Нефтегаз. вертикаль. 2019. № 15. C. 26-32.
СКОЛКОВО. М., 2019. С. 8-210.
[29]
Столяревский А. Я. Производство альтернативного
[40]
Чаусов И. С., Холкин Д. В., Бурдин И. А., Тертыш-
топлива на основе ядерных энергоисточников //
ная А. И. Перспективы России на глобальном рын-
Рос. хим. журн. (ЖРХО им. Д. И. Менделеева).
ке водородного топлива // ЭнергоЭксперт. 2019.
2008. Т. LII. № 6. С. 73-77.
Т. 70. № 2. С. 18-22.
[30]
Ponomarev-Stepnoy N., Stolyarevskiy A.,
[41]
Аминов Р. З., Хрусталев В. А., Духовенский А. С.,
Kodochigov N. The concept of nuclear hydrogen
Осадчий А. И. АЭС с ВВЭР: режимы, характери-
production based on MHR-T reactor. Nuclear
стики, эффективность. М.: Энергоатомиздат, 1990.
Production of Hydrogen. Fourth Information
С. 150-187.
Exchange Meeting Oakbrook, Illinois, United States,
[42]
Макоклюев В., Хренников А., Александров Н.,
14-16 April 2009. P. 67-77.
Радин П. Электропотребление энергосистем
[31]
Пономарев-Степной Н. Н., Алексеев С. В.,
России. Исследование характера колебаний //
Петрунин В. В., Кодочигов Н. Г., Кузнецов Л. Е.,
Новости электротехники. 2018. Т. 109. № 1. С. 52-53.
Фатеев С. А., Кодочигов Н. Г. Атомный энерго-
[43]
H2 Energy to generate green hydrogen from hydropower
технический комплекс с высокотемпературным
in Aarau // Fuel Cells Bull. 2016. V. 2016. N 7. P. 8.
газоохлаждаемыми реакторами для масштабного
экологически чистого производства водорода из во-
[44]
Батенин В. М., Аминов Р. З., Шкрет А. Ф.,
ды и природного газа // Газ. пром-сть. 2018. Т. 177.
Гариевский М. В. Сравнительная эффективность
№ 11. С. 94-102.
покрытия пиковых нагрузок в вариантах обеспе-
Перспективы производства и использования водорода...
1695
чения базовой нагрузкой АЭС // Теплоэнергетика.
2012. № 7. С. 70-78
[55]
Аксютин О. Е., Ишков А. Г., Романов К. В.,
[45]
Khamis I. An overview of the IAEA HEEP software
Пыстина Н. Б., Акопова Г. С., Косолапов Е. В.
and international programs on hydrogen production
Экологическая эффективность производства и ис-
using nuclear energy // Int. J. Hydrogen Energy. 2011.
пользования природного газа на основе оценки
V. 36. N 6. P. 4125-4129.
полного жизненного цикла // Вести газ. науки.
2017. Т. 33. № 5. С. 3-11.
[46]
Аминов Р. З., Байрамов А. Н. Оценка эффектив-
[56]
Нефтегазовый комплекс России — 2018. В 4 ч. /
ности получения водорода на базе внепиковой
И. В. Филимонова, В. Ю. Немов, И. В. Проворная
электроэнергии АЭС // Междунар. науч. журн.
и др. Ин-т нефтегазовой геологии и геофизики
«Альтернативная энергетика и экология». 2016.
им. А. А. Трофимука СО РАН; Новосиб. гос. ун-т.
Т. 193-194. № 05-06. С. 59-70.
Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2019. Ч. 2. Газовая
промышленность — 2018: долгосрочные тенден-
[47]
Аминов Р. З., Байрамов А. Н. Оценка конкурентной
ции и современное состояние. С. 30-63.
эффективности получения водорода методом элек-
[57]
Книжников А. Ю., Ильин А. М. Проблемы и пер-
тролиза воды на основе внепиковой электроэнер-
спективы использования попутного нефтяного газа
гии // Изв. АН. Энергетика. 2016. № 4. С. 84-90.
в России — 2017. WWF России. М., 2017. С. 34.
[48]
Кулешов Н. В., Коровин Н. В., Терентьев А. А.,
[58]
Kirschen M., Badr K., Pfeifer H. Influence of direct
Рыжиков А. В. Отечественные электролизеры —
reduced iron on the energy balance of the electric arc
необходимая составляющая водородной энер-
furnace in steel industry // Energy. 2011. V. 36. N 10.
гетики в России // Тр. междунар. симп. по водо-
P. 6146-6155.
родной энергетике. М., МЭИ, 1-2 ноября 2005.
C. 156-163.
[59]
Chen W.-H., Lin M.-R., Leu T.-Sh., Du Sh.-W.
[49]
Foh S., Novil M., Rockar E., Randolph P. Underground
An evaluation of hydrogen production from the
hydrogen storage. Final report [Salt caverns, excavated
perspective of using blast furnace gas and coke oven
caverns, aquifers and depleted fields] / United States:
gas as feedstocks // Int. J. Hydrogen Energy. 2011.
V. 36. N 18. P. 11727-11737.
[50]
Lord A. S. Overview of geologic storage of natural gas
with an emphasis on assessing the feasibility of storing
[60]
Wiencke J., Lavelaine H., Panteix P.-J., Petitjean C.,
hydrogen // United States: N. p. 09.01.2009.
Rapin C. Electrolysis of iron in a molten oxide
electrolyte // J. Appl. Electrochem. 2018. V. 48. P. 115-
[51]
Panfilov M. 4-Underground and pipeline hydrogen
storage // Compendium of Hydrogen Energy.
[61]
Bhaskar A., Assadi M., Somehsaraei H. N.
2015. V. 2 (Hydrogen Storage, Transportation and
Decarbonization of the iron and steel industry with
Infrastructure). P. 91-115.
direct reduction of iron ore with green hydrogen //
Energies. 2020. V. 13. N 3. P. 758.
[52]
Adhikari S., Fernando S. Hydrogen membrane
separation techniques // Ind. Eng. Chem. Res. 2006.
[62]
Dodds P. E., Staffell I., Hawkes A. D., Li F.,
V. 45. N 3. P. 875-881.
Grünewald Ph., McDowall W., Ekins P. Hydrogen
and fuel cell technologies for heating: A review // Int.
[53]
Liemberger W., Groß M., Miltner M., Prazak-
J. Hydrogen Energy. 2015. V. 40. N 5. P. 2065-2083.
Reisinger H., Harasek M. Extraction of green
hydrogen at fuel cell quality from mixtures with
[63]
Шульга Р. Н., Петров А. Ю., Путилова И. В.
natural gas // Chem. Eng. Transactions. 2016. V. 52.
Арктика: экология и водородная электроэнергети-
P. 427-432.
ка // Альтернатив. энергетика и экология (ISJAEE).
[54]
Kovács T., Papp S., Kristóf T. Membrane separation
2019. № 7-9. С. 43.
study for methane-hydrogen gas mixtures by
molecular simulations // Cond. Matter Phys. 2017.
V. 20. N 2. 23002. P. 1-13.
