«Росатом» хочет начать производство водорода на Сахалине с помощью плавучих АЭС

«Русатом Оверсиз» (структура «Росатома», продвигающая российские атомные технологии за рубежом) и французская Air Liquide (производитель промышленных газов) планируют построить на Сахалине комплекс по производству 30–100 тыс. тонн водорода в год. Компании подписали с властями Сахалина соответствующий меморандум о взаимопонимании, следует из сообщения «Русатома Оверсиз». Производство водорода на Сахалине открывает возможности по его экспорту в Японию. «Русатом Оверсиз» уже сообщал в 2019 году о подготовке технико-экономического обоснования по экспорту водорода в Японию с транспортировкой его по морю. Тогда компания уточняла, что рассматривается возможность производства водорода для японского рынка методом электролиза.

По данным издания, «Росатом» рассматривает возможность установки на Сахалине нескольких модернизированных плавучих энергоблоков (МПЭБ) проекта 20870 с реактором РИТМ-200. Эти же реакторы компания планирует установить для энергоснабжения Баимского ГОКа на Чукотке. Мощность одной такой МПЭБ составляет 100 МВт. По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», для производства 100 тыс. тонн водорода потребуется примерно 450–550 МВт установленной атомной мощности. Исходя из цен постройки «Академика Ломоносова» (ПЭБ проекта 20870 эксплуатируется на ПАТЭС), без учёта стоимости береговой инфраструктуры такие мощности могут обойтись в 170–200 млрд рублей, отмечает он. Впрочем, глава «Атомэнергомаша» Андрей Никипелов в конце марта говорил, что компания разрабатывает оптимизированный вариант плавучего энергоблока, который должен быть дешевле по удельным затратам.

Кроме того, Минэкономики предлагает создать на Сахалине особую экономическую зону «Водородная долина» с предоставлением её участникам особого налогового режима и режима свободной таможенной зоны, следует из проекта «дорожной карты» по увеличению экспортного потенциала российской водородной энергетики, подготовленного ведомством. В документе также предлагается возможность использовать избыточные мощности АЭС для производства водорода с отбором электроэнергии по себестоимости. Такая опция возникает в изолированных энергосистемах, к которой и относится Сахалин. В единой энергосистеме мощность АЭС (равно как и ГЭС) отбирается на конкурентном отборе мощности в приоритетном порядке, то есть, в отличие от тепловой генерации, АЭС не конкурирует с другими видами станций за право получать оплату мощности, соответственно, и свободных мощностей у АЭС, как правило, не возникает. Установленная мощность сахалинской генерации – около 797 МВт. Потребление и выработка электроэнергии в 2020 году, по данным газеты, составили 2,786 млн кВт•ч (рост на 1,3% к 2019 году).

Потенциально другим вариантом является производство водорода на Сахалине из природного газа через паровую конверсию метана. Как отмечает старший аналитик Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников, у Сахалина есть преимущество, поскольку он географически ближе к Японии, чем Австралия или страны Ближнего Востока, которые также намерены поставлять водород в Азию. Но для реализации этого преимущества нужно будет обеспечить минимальный углеродный след производимого водорода. Для варианта производства его из природного газа это означает развитие технологий CCUS (Carbon Capture Utilization and Storage – улавливание, использование и хранение углерода).

В случае Сахалина наиболее очевидным вариантом захоронения СО2 было бы закачивание его в пласт истощающихся нефтяных месторождений региона. Однако это потребует координации с «Газпромом», следов которой «Коммерсанту» обнаружить не удалось, в частности в проекте Минэкономики газовая компания в контексте Сахалина не упоминается.

Коммерсант