Китайские производители всерьез нацелились на еще один перспективный рынок "зеленой" энергетики — растущий сектор электролизного получения водорода. Причем, как это неоднократно бывало в прошлом, китайские компании не спешат за "модными", но слабо отработанными для промышленного применения технологиями, предпочитая проверенные временем решения. Традиционно сильная сторона китайской промышленности — детальная доводка существующих технологий и их максимальное масштабирование сначала в национальном, а потом и в мировом масштабе, определяет стратегию КНР в захвате глобального лидерства в производстве и использовании электролизного оборудования.
Два лидера
На сегодняшний день в мире существует (в различной степени готовности к широкому применению) четыре основных технологии получения водорода с помощью электролиза. Каждая из этих технологий обладает как сильными, так и слабыми сторонами, что и определяет достаточно сложную картину по их фактическому внедрению и использованию.
Первой по времени возникновения и наиболее доведенной для широкого промышленного применения является технология щелочного электролиза (AEL). К плюсам этой технологии относятся дешевые и доступные материалы как для создания основного оборудования, так и для поддержания процесса, простота конструкции и эксплуатации электролизера, высокая надежность и зрелость технологического процесса. AEL хорошо подходит для работы при постоянной нагрузке — в том случае, когда электролиз запитан за счет устойчивой, базовой электрогенерации. Дальше начинаются минусы AEL: электролизеры характеризует низкая плотность тока и низкая производительность, для них характерно долгое включение и выключение (процесс AEL очень инерционный). В результате щелочные электролизеры имеет низкую совместимость с переменной генерацией — в первую очередь, с модными в Евросоюзе и в США возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ). Кроме того, использование жидкого и едкого щелочного электролита создает риски утечки и коррозии. Электрический КПД электролиза с помощью AEL-процесса составляет около 70%.
Если говорить о текущих финансовых показателях AEL, то они следующие: капитальные издержки проектов электролиза на его основе составляют $800-1000 на 1 кВт установленной мощности, килограмм газообразного водорода обходится по стоимости в $3-3,5 при нормированной цене электроэнергии от 3 до 6 центов за кВт-час. К экономическим показателям мы еще вернемся, а сейчас продолжим обзор.
Второй, конкурирующей с AEL технологией электролиза, является протонообменная мембрана (PEM). У протонообменной мембраны тоже есть свои плюсы: это компактность установки, высокая плотность тока. PEM, в отличии от AEL, допускает быстрый пуск и останов, и, в отличии от щелочного электролиза — хорошо масштабируется, так как имеет небольшую мощность единичного блока. В силу этих особенностей PEM хорошо совместима с переменной генерацией — с теми самыми ВИЭ. Однако, у протонообменной мембраны есть и свои минусы — для ее производства используются крайне дорогие и технологичные материалы — платина, иридий, мембрана Nafion. Воду для PEM нужно подвергать дорогостоящей и сложной процедуре многоуровневой очистки — в противном случае можно просто уничтожить свойства мембраны. Такая "нежность" технологии РЕМ определяет еще один минус — более ограниченный срок службы по сравнению с AEL и крайне высокую стоимость обслуживания и ремонта основного производственного оборудования. Небольшим "утешением" считается чуть более высокий электрический КПД протонообменной мембраны, составляющий около 80%.
Впрочем, высокий КПД протонообменной мембраны на сегодняшний день не может компенсировать дороговизну самой технологии. Капитальные издержки проектов электролиза на основе РЕМ составляют $1400-2000 на 1 кВт установленной мощности, а килограмм газообразного водорода получается практически вдвое дороже, чем у щелочных электролизеров — он стоит от $5 до 7, при той же нормированной цене электроэнергии (от 3 до 6 центов за кВт-час). Как следствие, еще более дорогим получается, казалось бы, выигрышный для РЕМ вариант получения водорода с помощью ВИЭ — возобновляемые источники энергии просто не могут стабильно обеспечить "нормированную стоимость" электричества, необходимую для получения достаточно дешевого конечного продукта.
Два многообещающих новичка
Оговоримся сразу: следующие два способа получения водорода с помощью электролиза пока что протестированы только в виде лабораторных и опытно-промышленных установок и не имеют референтных производств крупного, мегаваттного класса. Тем не менее, рассмотрим их в существенных деталях — а именно, зачем "копают" в эту сторону?
Начнем с анионообменной мембраны (AEM). Этот вариант мембраны по принципу действия противоположен РЕМ — через мембрану идет трансфер анионов (ОН-), а не протонов (Н+). К плюсам АЕМ относят потенциальный уход от использования всяческой экзотики типа платины и иридия — этот тип мембраны не требует благородных металлов. Кроме того, "на бумаге" АЕМ совмещает в себе сильные стороны и преимущества AEL и PEM — он работает в достаточно мягких условиях: при низкой температуре и в умеренно щелочной среде, не столь требователен к качеству воды по сравнению с РЕМ.
Но есть и неизбежные минусы: пока что ресурс анионообменных мембран крайне мал, они имеют низкую ионную проводимость по сравнению с PEM, могут нестабильно работать и подвержены быстрой каскадной деградации. Конечно, сейчас все эти минусы любят списывать на ранний этап разработки, однако в отсутствие промышленных решений процесс текущего совершенствования АЕМ выглядит как минимум неочевидно — никто не даст твердой гарантии, что "подводные камни" этой технологии не станут в будущем просто непроходимыми рифами. Пока что электрический КПД анионообменной мембраны составляет около 70%, с перспективой достичь лучших показателей РЕМ — до 80%.
Вторым многообещающим новичком считается технология твердополимерных электролитов (SOEC). Ее плюсы — самый высокий КПД среди всех перечисленных подходов (до 90%), и, кроме того, для процесса расщепления воды может использоваться тепловая энергия. Как следствие, SOEC можно интегрировать с промышленными источниками высокотемпературного тепла — например, с будущими высокотемпературными ядерными реакторами IV поколения, с газовыми турбинами или со сверхкритическими угольными блоками. В этом случае SOEC, как и AEL, хорошо подходит для крупномасштабной водородной генерации, с использованием базового производства электроэнергии.
К минусам SOEC относится очень высокая температура ячейки, при которой все ее материалы подвержены интенсивному износу. Для SOEC характерна сложность управления тепловыми процессами, высокая стоимость оборудования и трудность масштабирования, электролизный элемент технически сложен в производстве и в эксплуатации.
Комментарии об общей "незрелости" этой технологии будут практически аналогичны высказанным для АЕМ: пока у нас нет промышленных решений для варианта SOEC, говорить о реальных экономических показателях можно только со здравой долей разумного сомнения. Кстати, самые оптимистичные оценки будущего потенциала для АЕМ и SOEC основаны именно на таком подходе — обеим технологиям прочат стоимость газообразного водорода в пределе от ;4 до 5 за кг, что находится где-то посредине между достигнутыми показателями для АЕL и РЕМ.
Для бедной мембраны подбросьте уж доллар
Фактически, нынешнее "битва технологий" идет только между двумя промышленными лидерами — АЕL и РЕМ. В большинстве случаев наблюдается "сцепка" каждой из технологий с наиболее подходящим источником электроэнергии: щелочные AEL-электролизеры устанавливаются возле мощных, единичных источников концентрированной и предсказуемой "базовой" генерации, тогда как РЕМ стараются присоединить к менее предсказуемым и непостоянным в выдаче электроэнергии ВИЭ.
Как уже было сказано выше, РЕМ даже в идеальных условиям нормированной стоимости электроэнергии минимум вдвое дороже AEL. Более того, условная "дешевизна" или даже мнимая "бесплатность" электроэнергии от ВИЭ не помогает в случае электролиза водорода на РЕМ — у протонообменной мембраны, как уже было сказано, достаточно много расходов относятся либо к капитальным издержкам, либо к стоимости текущего обслуживания самой установки.
При этом ВИЭ, известные своим непостоянством выдачи электроэнергии ("то густо, то пусто"), создают еще одну дилемму: полученный на пиках производства электроэнергии избыточный водород надо куда-то быстро утилизировать — или же создавать очень дорогостоящие мощности по его хранению.
Какой же выход и такой неприспособленности РЕМ к реальным экономическим условиям был предложен? Скажу сразу: разумного инженерного, технологического решения пока что нет и в помине — водородная инфраструктура даже в странах ЕС и в США существует до сих пор в предельно несобранном состоянии, отнюдь не образуя какой-то единый производственный механизм, подобный газотранспортной и газораспределительной системе для природного газа. Как следствие, главные решения на сегодняшний день носят вид компенсационного финансового механизма, где высокая стоимость производства водорода с помощью ВИЭ на РЕМ просто гасится за счет государственных субсидий. То есть, фактически, и в Евросоюзе, и в США пошли по проторенной дорожке — вслед за субсидированием самих ВИЭ решили субсидировать еще и производство "зеленого" водорода (для которого используется электроэнергия из ВИЭ).
Например, субсидии ЕС и Германии включают как прямое покрытие части капитальных издержек (вплоть до 50% стоимости проекта), так и целевую компенсацию в размере 4,5 евро на килограмм водорода для поддержки проектов, отобранных через уполномоченную организацию — Hydrogen Bank.
В целом европейская программа H2Global предусматривает 3 млрд евро годовых субсидий для финансирования разницы между закупочной и рыночной ценой водорода — и фактически именно она держит сегодня на плаву водородный рынок Евросоюза. Без учета субсидий стоимость килограмма водорода, по экспертным оценкам Blackridge Research / McKinsey, составила бы в ЕС совершенно нерыночную стоимость в $9, что вызывает обоснованные сомнения в жизнеспособности водородной энергетики Евросоюза в случае отмены или же просто сокращения государственного субсидирования.
В США, согласно закону IRA, предусмотрен налоговые льготы в $3 за 1 кг "чистого" водорода, произведенного из возобновляемых источников. При рыночной цене около $5–7 за килограмм водорода, характерной для рынка США, такая поддержка позволяет проектам на основе РЕМ выйти на чистую прибыль, что было бы невозможно при отсутствии субсидий. Однако, на фоне разворота действующей администрации Белого дома от поддержки "зеленой" энергетики к энергетике традиционной, в июне 2025 вокруг закона IRA стартовала дискуссия о целесообразности его продления. Пока что действие водородной субсидии продлено до 2028 года, но это явно лишь "промежуточный финиш".
Китай: инвестиции в полную цепочку
КНР решил идти по иному пути в развитии производства водорода. Пекин не стал ограничивать своих энергетиков в способе производства водорода. Этот газ рассматривается просто как один из вариантов промежуточного энергоносителя, который обеспечивает (или нет) удобство в том или ином технологическом процессе. В результате в КНР промышленное производство водорода вообще не привязано к ВИЭ. Его получают в основном не в результате процесса электролиза, в целом ряде других электрохимических и термохимических процессов (например, при газификации углей в процессе Фишера-Тропша или при риформинге природного газа).
Более того, официальный Пекин, прекрасно понимая то, что водородная инфраструктура не возникает сама по себе, прикладывает осмысленные усилия к созданию всей экосистемы передачи, хранения и потребления водорода: начиная от вариантов прямого промышленного использования этого газа прямо на месте производства (например, в металлургии) и заканчивая сегментом электромобилей на топливных элементах (FCEV).
В результате крупные региональные субсидии, например, в провинции Сычуань, уже привели к интенсивному развитию инфраструктуры хранения, логистики и конечного потребления водорода, а рыночные цены снизились до $3-4 за килограмм. При этом в КНР нет наблюдаемого в Евросоюзе или в США перекоса в сторону установки электролизных систем по технологии РЕМ — большая часть установок работает по более дешевой и менее капризной AEL-технологии.
В Китае есть и вовсе уникальные практики, которые опять-таки определяются многообразием путей получения водорода: некоторые внутренние проекты в отдаленных регионах страны реализуют водород по $2 за килограмм, используя местные доступные источники электроэнергии — например, небольшие ГЭС или же работая на газификации каменного и бурого угля.
Замедлен, но не сломлен!
Резюмируя текущую ситуацию, можно отметить, что Китай на сегодняшний день лидирует по установленной мощности электролизеров, с темпами роста выше других регионов. КНР, по данным Rystad Energy, достиг примерно 610 МВт установленной мощности водородных электролизеров в конце 2023 года. Европа и США, установившие соответственно по 220 МВт и 120 МВт мощности водородных электролизеров на конец 2023 года, имеют пока что траекторию стабильного развития производства водорода, но сосредоточились на достаточно дорогой технологии (РЕМ) и уже отстают по объему и масштабу производственных показателей от КНР. Более того, будущее водородной энергетики в США и в Евросоюзе во многом зависит от государственных программ стимулирования, часто игнорирующих рыночные механизмы.
При этом даже Китай, несмотря на значительные успехи в вопросе производства водорода, испытывает замедление развития этого сектора энергетики. Прогнозы о том, что уже на конец 2024 года мощность установленных электролизеров в КНР поднимется с 610 МВт до 2,4 ГВт, не оправдались — пока что речь идет о более скромном росте до уровня 1,5 ГВт с прогнозом достичь 2,5 ГВт только к концу 2025 года.
Фактически, добиться оптимистических прогнозов трех-пятилетней давности, которые говорили чуть ли не о 560 ГВт электролизной мировой мощности в 2030 году, будет крайне затруднительно — реальная экономика диктует свои правила, а программы государственного стимулирования оказались отнюдь не бездонными и уже "скребут по стеночкам" даже в США и Евросоюзе.