Энергетические инновации в условиях Арктики

Мария МОРГУНОВА
Научный сотрудник, к. э. н., Объединенный институт высоких температур РАН
e-mail: maymorgunova@mail.ru

Алина КОВАЛЕНКО
Научный сотрудник, Центр логистики Крайнего Севера, Бизнес-школа Северного университета (Будё, Норвегия), аспирант РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
e-mail: alskov1992@gmail.com

Устойчивое развитие Российской Арктики и инноваций в ТЭК

Арктика далеко не только ресурсный регион с колоссальными запасами нефти и газа, а также другими ценными полезными ископаемыми. Арктика во многом была и остается «полигоном» инновационного развития для экономики России и ее топливно-­энергетического комплекса.
Масштаб и направление развития арктического региона можно оценить по основным целевым показателям, представленным в обновленной Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 года (далее Стратегия) [1]. Так, в Арктической зоне Российской Федерации предполагается создать условия для миграционного прироста населения и семикратного увеличения количества рабочих мест. Объемы добычи нефти в Арктике к 2035 году должны составить 26 % от общероссийского, газа – 79 %. Объемы производства сжиженного природного газа (СПГ) могут возрасти более чем в 10 раз. Данный рост, исходя из целевых показателей Стратегии, должен сопровождаться семикратным увеличением грузоперевозок по Северному морскому пути (СМП).
Ресурсный потенциал региона огромен, но его освоение связано с не менее существенными экологическими, климатическими и технологическими вызовами. Уязвимость природной экосистемы Арктики, тяжелые погодные и климатические условия, удаленность и слабое инфраструктурное развитие региона бросают вызов существующим принципам работы и требуют качественно новых организационных и технологических решений. Немаловажным становится вопрос взаимосвязи климатических изменений в Арктике и других частях света, что может иметь серьезный геополитический подтекст. Вопрос освоения Арктического региона необходимо рассматривать в совокупности с принципами его устойчивого развития.

Устойчивое развитие Арктики

В общепринятом классическом понимании устойчивое развитие подразумевает «развитие, обеспечивающее удовлетворение потребностей нынешнего поколения и не подрывающее при этом возможности удовлетворения потребностей будущих поколений» [2]. В более современной интерпретации – в формате конкретных задач, были обозначены 17 целей устойчивого развития. В контексте освоения Арктики они включают в себя такие актуальные вопросы как чистая вода, недорогостоящая и чистая энергия, индустриализация, инновации и инфраструктура, устойчивые города и населенные пункты, ответственное потребление и производство, а также сохранение сухопутных и морских экосистем [3]. Примечательно, что 7 из 17 целей напрямую связаны с социально-­экономическим развитием Российской Арктики. В то же время в исследованиях зарубежных и российских ученых в качестве ключевых аспектов устойчивого развития региона выделяются вопросы экологической безопасности, минимизации ущерба от социально-­экономической деятельности и эффективной инфраструктуры [4].

Присутствующие в Российской Арктике энергетические и нефтегазовые компании уже начали обращать более пристальное внимание на экологически и социально ответственное развитие региона. Некоторые компании включают цели устойчивого развития ООН в свои стратегии развития и выделяют набор приоритетных целей (например, «Газпром», «НОВАТЭК» и «Газпром нефть»).
Несмотря на общее признание важности условий устойчивого развития Арктики, многие аспекты освоения как Арктического региона России в целом, так и развития ТЭК в Арктике, остаются за рамками конкретных действий. Печальным подтверждением этому служат техногенные катастрофы с тяжелыми экологическими последствиями – такие как авария на ТЭЦ в Норильске в мае 2020 года [5]. Серьезные опасения вызывает и масштабное освоение нефтегазовых ресурсов в районе полуострова Ямал. По мнению авторов, ограниченное понимание возможности реализации принципов устойчивого развития в бизнесе, а, соответственно, и отсутствие конкретных управленческих механизмов не позволяют компаниям в полной мере реализовывать свой потенциал в содействии ЦУР в Арктике.
Одним из механизмов исполнения целей развития в Арктике может стать осознанное и комплексное внедрение инноваций в ТЭК и смежных областях.

Адаптация технологий и производственных процессов к климату Арктики

Большие сезонные колебания и отрицательные среднегодовые температуры являются одними из главных особенностей арктического климата. Так, например, по данным правительства ЯНАО, минимальная температура на полуострове Ямал опускалась до минус 59 °C, а среднегодовая температура при этом составляет минус 5 – минус 10 °C [7]. Суровость климата в Арктике определяет температуру океанических вод. Поверхностный слой воды в области дрейфующих льдов имеет температуру ниже нуля в течение всего года.
Арктический регион наиболее чувствителен к глобальному потеплению. В результате изменений, температура в Арктике повышается значительно быстрее, чем в остальном мире, что приводит к более интенсивному таянию ледяного покрова и изменениям в хрупкой экосистеме региона. На суше в Арктике из-за таяния ледников и вечномерзлых пород выделяется метан и углекислый газ [8]. Данные процессы создают с одной стороны серьезные вызовы и угрозы, а с другой стороны, открывают дополнительные возможности для развития Северного морского пути и освоения биологических, минеральных и углеводородных ресурсов.
Вышеперечисленные природно-­климатические особенности Арктики влекут за собой адаптацию и оптимизацию технологий и производственных процессов.
Одним из примеров оптимизации процессов в арктическом ТЭК является применение технологии моделирования транспортной системы месторождения с учетом движения судов, наполнения хранилищ и смерзания ледового канала. Компания «Газпром нефть» [9] использовала данную технологию в своем проекте по автоматизации управления, главной целью которого стало внедрение комплексного цифрового решения для минимизации расходов на транспортировку и снижения рисков, сопутствующих добыче и логистике в Арктике. В рамках проекта была разработана система «Капитан», которая в настоящий момент обеспечивает эффективный круглогодичный вывоз всего объема добываемой нефти с арктических месторождений – Новопортовского и Приразломного, уменьшая при этом удельные затраты транспортировки, несмотря на тяжелые ледовые условия (неподвижный припайный лед толщиной более 2 м в Обской губе, дрейфующий лед в Карском море). На текущий момент внедрение инновационной цифровой системы «Капитан» является одним из самых крупных проектов по оптимизации в Арктической зоне.

Одновременно необходимо запускать процесс винтеризации, который включает в себя комплекс мер на этапе проектирования судов и буровых установок на суше и шельфе, для обеспечения бесперебойного функционирования оборудования при крайне низких температурах и суровых условиях [10]. Для работы при температуре минус 40 °C на буровом судне предусмотрен защитный металлический кожух и система обогрева, обеспечивающие безопасную и эффективную работу экипажа и оборудования над подвышечным пространством и буровой вышкой. Буровое судно Stena IceMAX ледового класса Arc6, построенное в Южной Корее и оперирующее в Арктике, является одним из примеров, в котором используются методы винтеризации. У судна установлена система защиты водоотделяющей колонны против сковывания льдом при помощи орошения подогретой забортной воды. Данная система эффективно борется с ледовыми условиями, что в свою очередь обеспечивает безопасную и комфортную работу [11].
В России аналогичным проектом является разработка Крыловским государственным научным центром бурового судна «БС034». На момент публикации статьи статус этого проекта неизвестен ввиду его концептуального характера [12].
Другой пример адаптации к арктическим условиям по принципу использования альтернативных технологических решений представляет собой технология донного заканчивания скважин. Это особенно актуальный подход для малоосвоенных и удаленных регионов с неразвитой инфраструктурой. Основными достоинствами использования подводных добычных комплексов являются значительные экономические выгоды в сравнении с традиционными морскими платформами, возможность полной автономной эксплуатации и бесперебойности работ в суровых климатических условиях [13]. Из-за сложных ледовых условий подводные комплексы в некоторых случаях становятся обязательным и безальтернативным условием.
Донное заканчивание активно развивается в Норвегии, тогда как норвежские нефтегазовые компании считаются по праву лидерами в производстве соответствующего оборудования (в частности, подводных добычных модулей). Примером является месторождение Ормен Ланге, освоенное в 2007 году. В России использование данных технологий достаточно ограничено (в том числе и ввиду санкционных ограничений на трансфер технологий). Единственный проект, который использует подобные технологические решения – это Южно-­Киринское месторождение на шельфе Сахалина [14].
Еще одним ярким примером использования альтернативных решений является освоение арктического газоконденсатного месторождения Снёвит на норвежском шельфе. Это первый проект разработки месторождения на значительном расстоянии от берега, где производится многофазная транспортировка продукта по дну на арктический завод по сжижению природного газа Мелькёйа. При этом на заводе используется качественно новая технология сжижения (процесс Linde-­Statoil) [14], несмотря на значительные технологические сложности. Данный процесс сжижения газа происходит с помощью комбинированных хладагентов, так как в умеренном и холодном климате предварительное охлаждение пропаном с идеальным балансом нагрузки между тремя циклами охлаждения невозможно реализовать.

Кроме добычных комплексов, норвежская компания Equinor планирует внедрить дистанционно управляемые донные установки сепарации, обратной закачки и компрессии [14]. Первое в мире испытание оборудования для подводного компримирования газа уже было проведено на заполярном норвежском месторождении Осгард.
Так как многие арктические шельфовые месторождения значительно удалены от береговой линии (65–200 км и более), осложняется передача электроэнергии по ЛЭП. Поэтому одним из перспективных вариантов электроснабжения подводных добычных комплексов является создание автономных источников электроснабжения, работа которых не будет зависеть от наличия ресурсной базы или погодных условий. Атомные энергетические установки (АЭУ) являются перспективным примером таких автономных источников [13]. Разработкой такой подводной атомной энергетической установки для Арктического региона в России занимается ЦКБ «Рубин» (проект «Айсберг») [13]. По заявлениям разработчиков, решения, заложенные в проект, обеспечат полностью подводное и подледное освоение месторождений углеводородов в зоне круглогодичного ледового покрова.

Использование климатических факторов региона для интенсификации производства

Интенсификация предполагает поиск и применение более эффективных методов, технологий и организации производства за счет использования низких температур в Арктике.
Например, при производстве СПГ низкие температуры становятся позитивным фактором. Они позволяют повысить эффективность холодильных циклов и снизить затраты на энергию при сжижении газа. Другими преимуществами являются повышение эффективности использования газовых турбин за счет увеличения плотности воздуха, а также снижение затрат на осушку за счет установок низкотемпературной конденсации [15].
Другой пример не из области ТЭК, но достаточно показательный в данном контексте – использование воды из арктических морей для охлаждения серверных установок. Главными плюсами этой технологии является снижение затрат и потребления электроэнергии за счет естественного охлаждения, а также уменьшения вредного воздействия на среду. В сентябре 2020 года компания Microsoft закончила двухлетний проект под названием Natick. Проект заключался в тестировании холодных соленых морских водных ресурсов в качестве естественного охладителя серверных установок, находящихся в герметичном контейнере. Испытание проекта проводились на Оркнейских островах в Шотландии на глубине 117 футов [16]. Столь необычный способ размещения центра данных был выбран не случайно. Разработчики проекта Natick отталкивались от двух основных проблем: (1) при использовании сервера в обычных условиях происходит выделение тепла в огромных количествах, что приводит к колоссальным затратам на охлаждение; (2) для охлаждения используется большое количество ценной пресной воды. Поэтому главными целями проекта стали экономия затрат на обслуживание центра данных и снижение потребления пресной воды, что в свою очередь положительно скажется на экологии. Согласно отчету компании, проект уже доказал свою эффективность в полном объеме.
Другим путем пошла компания Facebook, которая разместила свой центр данных недалеко от Северного полярного круга в шведском городе Лулео. Главной идеей проекта компании было использование особенностей природных условий региона для охлаждения серверов. Но технологический подход отличается от Microsoft кардинально. В качестве охлаждения, Facebook использует холодные северные воздушные потоки. По словам главы компании, такая система на 10 % эффективнее обычных дата-центров и потребляет на 40 % меньше энергии [17].

Комбинированные технологические решения

Уже продолжительное время повсеместно идет переход от использования ископаемого топлива к использованию возобновляемых источников энергии. Несмотря на сложный климат, Арктический регион обладает существенными ресурсами ВИЭ [18]. Однако они имеют переменный характер, и обычное ухудшение погоды может нарушить необходимый баланс в производстве и потреблении энергии. На этапе имплементации технологий ВИЭ в Арктике решением данной проблемы с высокой степенью надежности в условиях децентрализованного энергоснабжения является гибрид установок ВИЭ и дизельных и газовых двигатель-­генераторов (например, компания Danfoss). Такие гибридные установки мобильны, имеют широкий диапазон мощностей, экономически эффективны за счет использования нескольких источников энергии, позволяют существенно снизить использование углеводородов, несут незначительную экологическую нагрузку, а также могут иметь широкий спектр вариаций и возможность доработки, например, с помощью аккумуляторных батарей для накопления энергии или с водородным аккумулированием [4].
Перспективностью полноправного включения ВИЭ в энергокомплекс Арктики является их способность снизить затраты на «северный завоз» топлива, повышение надежности энергоснабжения данных районов и снижение выбросов СО2 [19].
Несмотря на ряд сдерживающих факторов (ресурсных, природно-­климатических, логистических, кадровых, экологических, инфраструктурных, территориальных и технологических), использование технологий ВИЭ может стать одним из важнейших элементов адаптации к климатическим изменениям энергетической инфраструктуры Арктической зоны [20]. Анализ рисков и ограничений позволил выделить следующие принципиально важные направления развития возобновляемой энергетики в Арктике:
ветроустановки малой и средней мощности для использования в распределенной и автономной энергетике;
гибридные ветро-­дизельные, ветро-­солнечные, ветро-­солнечно-дизельные автономные энергокомплексы, в том числе с и без накопителей энергии;
интеллектуальные системы управления гибридными энергокомплексами арктического исполнения для осуществления наиболее эффективной параллельной работы нескольких ВИЭ-генераторов;
интеллектуальные системы защиты оборудования от экстремальных условий, направленных на поддержание требуемых параметров качества электроснабжения;
ветроустановки для шельфового базирования.
Особенно важным направлением является использование водородных технологий, которые могут применяться как при аккумулировании электроэнергии, так и в рамках дальнейшей гибридизации, например при гидрогенизации твердого угольного сырья (например на о. Шпицберген) [21].
Из текущих разработок, используемых в ТЭК, можно выделить использование компанией «Газпром нефть» первой в России гибридной ветро-­солнечной электростанции «Юрта» мощностью 47,5 кВт на Новопортовском месторождении недалеко от побережья Обской губы [22]. Она состоит из двух ветрогенераторов, 30 солнечных панелей и блока аккумуляторных батарей. Данная электростанция питает блок системы управления, который отвечает за работу напорного трубопровода. Главными преимуществами «Юрты» можно назвать экологичность, производство энергии в любую погоду и низкие расходы на электроснабжение удаленных от сетевой инфраструктуры объектов за счет отказа от строительства линий электропередачи [22].
Солнечные панели и ветрогенераторы для питания системы телемеханики и крановых узлов используются на конденсатопроводе «Юрхаровское месторождение – Пуровский ЗПК». Их применение позволило сократить время строительства конденсатопровода и отказаться от строительства дорогостоящей высоковольтной линии электропередачи вдоль всей трассы [23].
В рамках плана по сокращению выбросов СО2 компания «НОВАТЭК» модернизирует одну из восьми газовых турбин SGT‑800 производства Siemens на электростанции, снабжающей электроэнергией завод по сжижению газа «Ямал СПГ». Этот процесс реализуется для частичного использования водорода в качестве топлива. Ожидается, что доля использования водорода в топливе ПГУ может вырасти до 60 % [24].
Из-за таяния льдов (в том числе сезонного) изменяется конфигурация наземной транспортной инфраструктуры и водных коммуникаций [25]. Таким примером является транспортировка нефти, нефтепродуктов и СПГ посредством перевалки «судно – судно», которая реализуется в незамерзающих глубоких водах с танкеров усиленного ледового класса на стандартные танкеры – транспортировщики. По сравнению с прямой доставкой, такая схема существенно повышает эффективность экспортных поставок и сокращает время круговых рейсов танкеров усиленного ледового класса, вывозящих нефти с арктических месторождений [26].

Новые технологические решения

В Арктической зоне к ярчайшим примерам гибридизации можно отнести плавучую атомную электростанцию «Академик Ломоносов» и танкеры Arc7 для проекта «Ямал СПГ».
Плавучий энергоблок «Академик Ломоносов» представляет собой новый класс энергоисточников на базе российских технологий атомного судостроения. Она является головным проектом серии мобильных транспортабельных энергоблоков малой мощности [27]. Данная разработка предназначена для обеспечения энергией крупных промышленных предприятий, портовых городов, комплексов по добыче и переработке нефти и газа на шельфе.
Энергоустановка ПАТЭС имеет максимальную электрическую мощность 80 мегаватт и включает две реакторные установки КЛТ‑40С. Проект предназначен для надежного круглогодичного тепло- и электроснабжения удаленных районов Арктики и Дальнего Востока.
ПАТЭС осуществляет замещение выбывающих мощностей Билибинской АЭС, действующей с 1974 года, и Чаунской ТЭЦ, а также питает энергией большой рудно-­металлический кластер на западной Чукотке в Чаун-­Билибинском энергоузле [28].
Отмечаются следующие преимущества атомных станций малой мощности (АСММ) на базе судовых технологий [29]:

1. Компактный размер, позволяющий разместить в удаленных районах и на ограниченных площадках.
2. Возможность использования АСММ для опреснения морской и производства тепловой энергии. Интерес к таким комплексам проявляют многие страны Африки, Азии и Европы, испытывающие острый дефицит пресной воды [27].
3. Экологически чистый вид энергии.
4. Минимальные объемы и стоимость капитального строительства на площадке эксплуатации АС.
5. Атомные станции малой мощности могут работать в режиме отслеживания нагрузки, диапазон маневрирования от 10 до 100 %.
   После принятия в 2015 году Парижского соглашения по климату стал вновь расти интерес к ядерной энергетике из-за ее значительного потенциала в сокращении парниковых выбросов. Ядерная энергетика может обеспечивать регулируемую мощность в зависимости от спроса на электричество, а при гибкой эксплуатации в режиме «следования за нагрузкой» позволяет повысить эффективность ВИЭ. Таким образом, одним из потенциальных комбинированных технологических решений могут быть гибридные системы ядерной и возобновляемой энергии. [30].
   Танкеры Arc7 проекта «Ямал СПГ» сами по себе являются гибридным решением. Они оснащены силовой установкой и двухтопливной дизель-­электрической системой. Также данные танкеры оборудованы судовыми энергетическими установками, которые могут питаться судовым тяжелым топливом и отпарным газом. Использование СПГ в качестве судового топлива приводит к сокращению выбросов продуктов сгорания, в том числе парниковых газов в атмосферу по сравнению с нефтяными (тяжелыми) судовыми топливами [23].
   Новым принципом организации производства СПГ в арктических условиях можно считать плавучий СПГ-завод. Самое главное преимущество данной технологии – это возможность работы на некрупных и удаленных месторождениях, для которых экономически невыгодно строить наземные заводы или береговая линия вблизи которых вообще не подходит для строительства СПГ-заводов. Подобный завод был запущен в конце 2018 года компанией Shell. Весь процесс производства, сжижения и хранения природного газа происходит в море, а отгрузка производится напрямую с завода на специальные суда для доставки потребителям [31]. Мощности по сжижению газа составляют 3,6 млн тонн в год, а стоимость проекта оценивается в 14 млрд долларов. Несмотря на то, что подобная стоимость делает финальный продукт одним из самых дорогостоящих в мире по оценке экспертов [32], плавучий СПГ-завод способен изменить технологические принципы производства и транспортировки газа, а также разработки морских газовых месторождений.
   «Газпром нефть» планирует использовать беспилотные вертолеты для обслуживания нефтяных и газовых месторождений на суше и на шельфе северных месторождений [33]. Данные технологии особенно актуальны в Арктике ввиду малоразвитой инфраструктуры и большого количества существующих и планируемых проектов как для мониторинга производственных процессов, так и для доставки грузов. Так, на Восточно-­Мессояхском месторождении тестировались беспилотные грузовые автомобили КАМАЗ и тяжелый беспилотный вертолет Тайбер KAGU‑150 [34].

Инновационные
стратегии развития

Арктический регион предоставляет компаниям и государству уникальные возможности для разработки не только новых технологий, но и инновационных стратегий развития хозяйственной деятельности. Однако, при высокой степени вертикальной интеграции нефтегазового и энергетического бизнеса в России, в Арктике осложняется реализация независимых энергетических проектов. В то же время сами нефтегазовые и энергетические компании действуют в достаточно узких рамках их основного направления деятельности.
Альтернативой постоянной «стратегии роста» для ТЭК в Арктике может стать эко-инновационный подход к развитию бизнеса, который включает и альтернативные бизнес-­модели, например, в области генерации и распределения электроэнергии. Как показывает мировая практика, для многих нефтегазовых компаний диверсификация бизнеса становится не просто возможностью развития, но необходимостью адаптации к изменяющимся реалиям. Однако диверсификация, когенерация, децентрализация не всегда рассматриваются в качестве альтернативных вариантов организации энергоснабжения в Арктике отечественными компаниями (в том числе и для производственных нужд).
К сожалению, у российских компаний небольшое количество стимулов для корректировки направления развития деятельности в сторону эко-инновационных стратегий и разработки энергетических ресурсов в Арктическом регионе, поскольку отсутствует основная мотивационная составляющая – государственная поддержка. Стратегия развития Арктики до 2035 года подразумевает значительную экспансию в регион за нефтегазовыми ресурсами, а сокращения государственного финансирования в области возобновляемых источников энергии [35] вряд ли будут способствовать развитию и имплементации соответствующих технологий. Вопросы изменения климата зачастую рассматриваются в контексте новых возможностей для нефтегазового бизнеса в Арктике и скорее являются стимулом для адаптационных моделей развития.

Новые продукты для внутрирегионального потребления

Несмотря на скорректированную стратегию развития Арктической зоны и общую «комплексность» подходов к планированию социально-­экономического развития региона, ТЭК в Арктике в бóльшей степени ориентирован на внешние энергетические рынки, и только по остаточному принципу – на развитие и обеспечение внутренних энергетических потребностей.
Между тем, Арктический регион является уникальной нишей для отработки и реализации инновационных (или в том числе адаптированных) типов продуктов и сервисов для энергетических компаний. Привычный подход к рассмотрению энергоснабжения в Арктике как к полностью дотационному, основанному на северном завозе топлива, не позволяет энергетическим компаниям шагнуть за рамки привычного ведения бизнеса. Разработки в области комбинированного использования энергетических ресурсов, интеграция энергетической и систем водоснабжения, а также распределение и хранение электроэнергии активно тестируются в Арктических регионах других циркумполярных стран [36].
Заключение

Арктика представляет собой уникальный инновационный «полигон» для экономики России и ее топливно-­энергетического комплекса. Однако, это еще и крайне экологически уязвимый регион, требующий особого отношения к ведению производственно-­хозяйственной деятельности.
Большинство отечественных инноваций основывается на адаптации к внешним условиям производственно-­логистических операций. Несмотря на важность и производственную необходимость так называемых «дополнительных инноваций», к которым смело можно отнести адаптацию технологий к природным и климатическим условиям, современные глобальные вызовы требуют радикальных изменений в подходах к организации производственно-­хозяйственной деятельности.
Все большее значение в мировой практике приобретают принципы нулевого выброса, углеродо-­нейтральных производств, приоритета энергоэффективности и низкой энергоемкости, которые должны сопровождаться решением таких глобальных проблем как доступ к чистой и недорогостоящей энергии, обеспечение ответственного потребления и производства и других.
Экологические принципы работы и соответствующие технологические инновации следует использовать как базис для устойчивого развития Арктических территорий России. Вопрос изменения климата в Арктике необходимо рассматривать не только в качестве возможности интенсифицировать освоение региона, но и с точки зрения смягчения и минимизации соответствующих последствий.
Арктический регион создает благоприятные условия для развития ВИЭ и альтернативной энергетики с использованием местных энергетических ресурсов, дает возможность отработать принципы децентрализованного энергоснабжения и внедрить умные энергетические сети. Стоит отметить, что эти направления развития ТЭК в полной мере отвечают задачам обеспечения энергетической безопасности и энергетической независимости страны.