По данным “Ъ”, «Газпром» обсуждает с «Росатомом» возможность строительства плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ) мощностью до 116 МВт для энергоснабжения месторождений на Сахалине. Компания также рассматривает применение четырех плавучих энергоблоков для месторождений Тамбейского кластера на Ямале. По оценкам аналитиков, стоимость строительства одного ПЭБ может составить 45–50 млрд руб. Эксперты отмечают, что экономика строительства традиционных ТЭС на газовых турбинах выглядит лучше, а выбор атомных блоков связывают с недоступностью оборудования.
Для энергоснабжения Киринского и Южно-Киринского газоконденсатных месторождений «Газпрома» (MOEX: GAZP) «Росатом» может построить плавучие энергоблоки (ПЭБ) на базе ядерных энергетических установок РИТМ-200С мощностью 116 МВт, следует из схемы и программы развития электроэнергетики Сахалинской области на 2023–2027 годы.
Потребность в мощности месторождений оценивается в 45 МВт к 2042 году, остальная выработка пойдет потребителям Сахалина.
В «Газпроме» подтвердили “Ъ”, что рассматривают вариант организации внешнего электроснабжения ряда объектов Сахалинского центра газодобычи с использованием плавучих атомных энергоблоков. В «Росатоме» на запрос “Ъ” не ответили.
Как писал “Ъ” 16 июня, «Газпром» также изучает установку четырех плавучих АЭС общей мощностью 400 МВт для энергоснабжения месторождений Тамбейского кластера на Ямале. О возможности строительства плавучих энергоблоков также думает ЛУКОЙЛ.
«Росатом» оценивал общий потенциальный спрос на плавучие АЭС для промышленных проектов вдоль Севморпути минимум в 15 штук.
Пока у госкорпорации есть твердый заказ на четыре ПЭБ мощностью 420 МВт для энергоснабжения Баимского ГОКа на Чукотке. В 2021 году стоимость этих ПЭБ оценивалась в 190,2 млрд руб. (с НДС).
Открытые «Газпромом» Киринское и крупное Южно-Киринское месторождения (под санкциями США с 2015 года) относятся к Киринскому участку «Сахалина-3». Сейчас разрабатывается только Киринское месторождение (проектная мощность 5,5 млрд кубометров, в 2021 году добыча составила 1,2 млрд кубометров), его газ идет на газификацию северной части острова Сахалин, Приморского и Хабаровского краев.
Южно-Киринское месторождение — крупнейшее на острове по объему запасов (814,5 млрд кубометров газа и 130 млн тонн конденсата по C1+C2). Включение месторождения в санкции США затруднило его разработку, поскольку закрыло доступ к западным поставщикам оборудования для организации подводной добычи. Запуск месторождения несколько раз сдвигался.
По последним данным, добыча должна начаться в 2025 году и составит 5 млрд кубометров, а выход на «полку» в 21 млрд кубометров ожидается к 2030 году.
Газ предполагается использовать для экспорта в Китай по газопроводу Сахалин—Хабаровск—Владивосток и для газификации. При этом 27 сентября член правления «Газпрома» Сергей Меньшиков заявил, что компания изучает возможность направления этого газа на сжижение в рамках СПГ-проекта «Сахалин-2».
Если исходить из добычи газа в 20–25 млрд кубометров (Киринское плюс Южно-Киринское), то 45 МВт — достаточно высокая оценка потребностей, отмечает Сергей Кондратьев из Института энергетики и финансов. Например, «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» при сравнимом уровне добычи (24–26 млрд кубометров в год) потребляет 12–13 МВт на максимуме, даже с учетом поправки на разные условия добычи.
По оценкам эксперта, стоимость строительства одного ПЭБ может составить 45–50 млрд руб., то есть себестоимость выработки составит $85–88 за MВт•ч. Традиционные газовые ТЭС, уточняет он, с точки зрения экономики выглядят намного лучше, и, вероятно, выбор в пользу АЭС связан с недоступностью ключевого оборудования — газовых турбин.
«Но не уверен, что этот выбор является оптимальным в долгосрочной перспективе»,— отмечает господин Кондратьев.
Из-за требований резервирования (остановка реакторов на перегрузку топлива), поясняет он, необходимо строительство дополнительных энергоблоков и строительство схемы выдачи в областную электросеть. Сейчас энергорайон Киринского ГКМ является изолированным.
