Top.Mail.Ru
СБЕР Про | Медиа
Энерговызов. Развитие внутреннего рынка водорода требует индустриально связанных решений
  • ESG

Энерговызов. Развитие внутреннего рынка водорода требует индустриально связанных решений

Совместно с partner-image
  • 6 мин
  • 1 368

Материал опубликован совместно с Cbonds в рамках выпуска Энциклопедии ESG.


Каковы текущие перспективы рынка водорода?

Глобальный энергопереход и декарбонизация невозможны без использования водорода, произведённого с низким уровнем выбросов парниковых газов (далее — низкоуглеродный водород, Н2). В результате перехода на использование низкоуглеродного водорода глобальные выбросы могут сократиться на 15% в следующие 30 лет. В зависимости от сценариев глобального энергоперехода спрос на низкоуглеродный водород может составить 60—100 млн тонн в 2030 году и 250—650 млн тонн в 2050 году.

Российская Федерация как потенциальный крупный поставщик и потребитель Н2 заинтересована в формировании как глобального рынка водородных энергоносителей, так и национального рынка на основе отечественных технологий и промышленной продукции, а также в полноправном участии во всех глобальных процессах, связанных с формированием рынка.

Ещё в начале 2022 года Россия рассматривала низкоуглеродный водород в первую очередь как экспортную альтернативу ископаемым топливам, спрос и цены на которые будут снижаться в условиях глобального энергоперехода. Развитие экспортного водородного потенциала заявлялось, как один из приоритетов энергетической политики России. В «Атласе российских проектов по производству низкоуглеродного и безуглеродного водорода и аммиака», представленного Минпромторгом в октябре 2021 года, значилось более 40 проектов в 21 регионе РФ. Однако вводимые внешнеэкономические ограничения вынуждают российские компании пересмотреть планы развития, перспективы «зелёного» перехода и применения низкоуглеродного водорода.

Наличие значительных запасов природного газа, эффективной системы транспортировки, задела в водородных технологиях определяет долгосрочную конкурентоспособность России в производстве «голубого» водорода — низкоуглеродного водорода, произведённого методом парового риформинга метана (природного газа) с использованием систем улавливания и захоронения углекислого газа (Carbon Capture and Storage, CCS). Производство водорода методом электролиза воды с использованием ВИЭ (так называемого «зелёного» водорода) в России требует дополнительных мер господдержки для обеспечения экономической эффективности.

В настоящее время использование низкоуглеродного водорода имеет относительно низкую экономическую эффективность, характеризуется средним уровнем развития технологий и сложностями в безопасности. По мере удешевления водородных технологий, повышения их эффективности и надёжности, развития соответствующей инфраструктуры, роста спроса на низкоуглеродный водород, а также роста стоимости СО2 производство и применение Н2 станет экономически состоятельным.

Сетевой эффект, при котором потребители игнорируют водородные технологии до появления множества поставщиков, а поставщики ожидают появления минимального спроса, гарантирующего окупаемость инвестиционных проектов, является дополнительным фактором, сдерживающим развитие водородной отрасли.

Сохранение высоких мировых цен на традиционные энергоносители поддержит конкурентоспособность российского «голубого» водорода на мировом рынке и ухудшит перспективы производства «голубого» водорода в странах — импортёрах газа, особенно если масштабирование возобновляемых источников энергии в этих странах ограничено, как, например, в Японии.

К сожалению, несмотря на экономическое преимущество, перспективы экспорта российского «голубого» водорода в «недружественные» страны находятся под вопросом. В текущих условиях основным целевым рынком российского низкоуглеродного водорода может стать Китай. С другой стороны, ужесточение углеродного регулирования стимулирует развитие внутреннего рынка водородных носителей.

Спрос на водород на внутреннем рынке

Согласно целевому сценарию принятой в прошлом году Стратегии низкоуглеродного развития РФ, выбросы парниковых газов (без учёта ЗИЗЛХ1) к 2050 году должны были снизиться на 14% с уровня 2019 года до 1,83 млрд тонн. Вследствие прогнозируемого замедления темпов роста экономики можно ожидать сокращения выбросов парниковых газов РФ в среднесрочной перспективе. Однако без декарбонизации экспортоориентированные российские отрасли станут неконкурентоспособными в долгосрочной перспективе.

Вместе с мерами по повышению энергоэффективности и энергосбережению, переходом с угля на газ, развитием ВИЭ, борьбе с утечками метана и управлением отходами Н2 может стать эффективным решением декарбонизации отраслей, в которых более дешёвые меры по снижению выбросов неприменимы, например транспорта (за исключением легкового), чёрной металлургии, химии. Несмотря на то что применение водородных технологий в ближайшие 10—15 лет будет оставаться точечным, к 2040 году возможна более широкая коммерциализация «голубого» водорода и аммиака в металлургии, химической отрасли, дорожном и морском транспорте, а также для покрытия пиковых нагрузок электроэнергетических систем.

Важным экономическим стимулом развития российского рынка водорода и каналом монетизации перехода на низкоуглеродный водород и аммиак станет европейский механизм трансграничного углеродного регулирования (далее — ТУР), вступающий в силу с 2026 года. Несмотря на вводимые странами Евросоюза торговые ограничения, платежи наших экспортёров² в рамках текущей версии регламента ТУР тем не менее останутся существенными. С учётом запрета импорта из России в ЕС более 330 товарных позиций чёрной металлургии, отдельных позиций в удобрениях, изделий из алюминия и полном исключении строительных материалов из периметра ТУР ежегодный объём экспорта и, соответственно, трансграничной платы за выбросы сократится на 15—20% по сравнению с нашими предыдущими оценками. При средней цене углерода в европейской системе торговли квотами на выбросы в 166 долларов за тонну CO2-экв. общий платёж российских экспортёров может составить 83 млрд долларов в 2026—2050 годах, из которых более 33 млрд долларов заплатят предприятия сталелитейной промышленности.

Результаты нашего анализа экономики различных технологий производства стали, улавливания, транспортировки и хранения выделенного в процессе производства диоксида углерода в условиях ТУР ЕС говорят о том, что строительство новой установки прямого восстановления железа (DRI) на «голубом» водороде для производителя, экспортирующего 50% продукции в Евросоюз, становится выгоднее строительства доменных печей при цене углерода 180 долларов за тонну CO2-экв., то есть к 2040 году.

Для повышения экономической эффективности проекты CCS целесообразно реализовывать в индустриальной связке с крупными промышленными источниками выбросов, связанных единой транспортной инфраструктурой с геологическим объектом — хранилищем углекислого газа с высокой производительностью. При использовании кластерного подхода общие затраты на CCS могут снизиться на 35—40%, что обеспечит достижение экономического паритета установки DRI на водороде (DRI-H2-EAF+CCS хаб) и доменной печью (BF-BOF с ТУР) на 5 лет раньше — к 2035 году, паритета с установкой DRI на природном газе (DRI-NG-EAF с ТУР) — после 2040 года.

Чувствительность стоимости строительства установки по производству стали в РФ к цене углерода в ЕС3

Источники: оценки компаний, ПАО Сбербанк

Создание CCS кластеров может стать эффективной опцией для производителей, которые используют доменные печи и не планируют выводить их из эксплуатации в ближайшие десятилетия. По нашим оценкам, даже при 25—30% доле экспорта стальной продукции в общем объёме производства в страны ЕС оборудование завода по производству стали агрегатом по улавливанию CO2 окажется для российских металлургов экономически эффективнее, чем платежи ТУР.

Таким образом, минимизация рисков ТУР ЕС для российских экспортёров продукции с высоким углеродным следом требует развития водородных инфраструктурных кластеров, расположенных вблизи крупных источников выбросов, для создания экономии на масштабе технологии CCS.

Международный опыт CCS-кластеров

В настоящее время в мире на различных стадиях проработки и строительства находятся 28 CCS кластеров с совокупным потенциалом захоронения свыше 250 млн тонн CO2. Например, кластерный подход является ядром водородной программы Великобритании, которая планирует увеличить объём ежегодного улавливания и захоронения углекислого газа на 20—30 млн тонн к 2030 году.

CCS-кластер объединяет крупные промышленные источники выбросов, связанные единой транспортной инфраструктурой с одним или несколькими хранилищами CO2 и позволяет существенно снизить удельную стоимость сокращённой тонны выбросов парниковых газов. Вместе с существенным сокращением общих затрат на CCS кластерный подход снижает риски волатильности уровня улавливания углерода отдельных производств и позволяет достичь стороне, осуществляющей хранение CO2, приемлемую доходность.

Сравнение приведённой стоимости захороненной тонны CO2 при производстве «голубого» водорода в 2030 году4

Источники: Wood Mackenzie, ПАО Сбербанк

Как правило, в CCS-кластере присутствует «якорный» инвестор, который берёт на себя издержки по строительству газосборной и транспортной инфраструктуры, а также подготовку и эксплуатацию геологического резервуара. Другие участники проекта строят установки улавливания углерода на своих производственных площадках, обеспечивают подключение к CCS-инфраструктуре. Чем больше количество «абонентов» CCS-кластера, тем ниже удельные полные затраты захороненной тонны СО2. По «якорному» принципу функционирует проект ACTL в канадской провинции Альберта, запущенный в июле 2020 года. В качестве двух эмиттеров выступают нефтеперерабатывающий завод и завод по производству удобрений, совокупные выбросы которых составляют 1,6 млн тонн CO2 в год. При этом производительность трубопровода, по которому транспортируется диоксид углерода, намного выше — 14,6 млн тонн в год — в расчёте на кратное масштабирование проекта за счёт новых участников кластера. Ещё одно преимущество проекта ACTL — использование захороненного в пласте нефтяных песков CO2 для повышения будущей нефтеотдачи. Такой подход создаёт дополнительный канал монетизации вложенных в инфраструктуру инвестиций.

Многие строящиеся в настоящий момент кластеры CCS параллельно интегрируют в проект и водородную инфраструктуру: так, проект HyNet North West в Великобритании предполагает строительство установки по производству «голубого» водорода на нефтеперерабатывающем заводе, который впоследствии будет транспортироваться по трубопроводу для обеспечения нужд промышленности, дорожного транспорта и генерации в момент пиковых загрузок, а оставшаяся часть произведённого водорода будет поступать в газотранспортную систему региона. Кроме того, для эффективного использования водорода для нужд электроэнергетической системы планируется его хранение в соляной пещере, в то время как CO2 будет транспортироваться по другому маршруту для закачки в пласт истощённого офшорного месторождения.

Потенциал CCS-кластеров в России

Если говорить о России, то одним из наиболее перспективных для развития водородных инфраструктурных кластеров, расположенных вблизи крупных источников выбросов, может стать Приволжский федеральный округ и граничащие с ним области Уральского ФО. Эти районы характеризуются наличием большого количества крупных производственных источников выбросов углерода, развитой инфраструктурой и подходящих для закачки нефтяных и газовых коллекторов. Повышение нефтеотдачи путём закачки CO2 может иметь большой экономический эффект для истощённых нефтеносных пластов в Татарстане, Башкортостане, Самарской и Оренбургской областях. При этом расположение кластера CCS в нефтегазоносной провинции имеет и другое преимущество: вместе с дополнительным фактором монетизации через повышение нефтеотдачи даёт возможность использования существующих трубопроводов, скважин.

Анализ географического положения крупных эмиттеров выбросов, представленных промышленными объектами генерации, потенциальных участников рынка низкоуглеродного водорода и аммиака, среди которых отрасли металлургии, нефтепереработки, химии и азотных удобрений, а также потенциальных геологических объектов для захоронения CO2, о которых уже заявили «Газпром нефть» (Оренбургская область) и «Татнефть» (Татарстан) позволяет выделить три хаба перспективного CCS-кластера Урало-Поволжья. При этом только «Западный» хаб, расположенный в Самарской области, несмотря на богатый опыт присутствующих в регионе компаний, необходимые технологии в области закачки CO2 и подходящие для хранения геологические резервуары, пока не имеет своего проекта ССS.

Перспективный CCS-кластер Урало-Поволжья

Как и в случае с ACTL, развитие CCS-хабов в России целесообразно начать с реализации «якорных» проектов, предусмотрев рост количества «абонентов» в плановой производительности CCS-инфраструктуры. Одни лишь металлургические предприятия Урало-Поволжья в год выбрасывают почти 50 млн тонн CO2-экв., что в 2,5 раза превосходит объём плановой производительности крупнейшего из всех действующих и близких к завершению мировых проектов CCS — Integrated Mid-Continent Stacked Carbon Storage Hub в США (мощность до 19,4 млн тонн). Кроме того, как минимум в границах одного хаба («Северного») уже анонсирован проект по производству «зелёного» водорода, полученного путём электролиза воды с использованием возобновляемых источников энергии. Таким образом, «Северный» хаб может стать пилотной площадкой CCS с фокусом на водородные решения (см. HyNet North West).

В будущем существуют возможности расширения эксперимента CCS и на другие регионы в Центральном, Северо-Западном, Сибирском и на востоке Уральского ФО. В последнем «Роснефть» планирует запуск двух пилотных проектов, при этом потенциальная стоимость улавливания, транспортировки и хранения для них оценивается в 60—85 долларов за тонну CO2.

Несмотря на отсутствие планов по введению национального углеродного ценообразования в обозримой перспективе, факторы внутреннего спроса на водород и потребность в снижении углеродного следа экспортной промышленной продукции могут создать спрос на технологии CCS в коммерческом масштабе на горизонте 2035 года.

Организация CCS-кластеров с высокой концентрацией разработчиков, производителей и потребителей поможет объединить инфраструктуру и преодолеть сетевой эффект, ограничивающий развитие водородной отрасли.

Но стоит иметь в виду, что весь процесс проектирования и строительства кластера, включая изучение пригодности геологических хранилищ, может занять более 10 лет, что подчёркивает актуальность начала разработки нормативной базы и документов стратегического планирования уже сегодня.

Авторы: Максим Мошков, исполнительный директор дирекции по ESG ПАО Сбербанк; Анна Герасимова, руководитель направления дирекции по ESG ПАО Сбербанк


1 Землепользование, изменения в землепользовании и лесное хозяйство

2 В предпосылке, что экспорт в страны ЕС сократится ровно на объём товаров, попавших под санкции

3 В предпосылке об экспорте 50% продукции в ЕС, на правой шкале — фактическая цена за тонну CO2 c учётом бесплатных разрешений в европейской системе торговли выбросами

4 На примере типового кластера из восьми предприятий

5 Alberta Carbon Truck Line

Эта статья была вам полезна?

Читайте ещё